Usporedba troškova proizvodnje električne energije prof.dr.s

P

USP

PROIZ

ORED

ZVOD

EN

Akad

PREDMET

DBA T

DNJE E

NERG

d. god. 201

T: Tržišt

TROŠK

ELEKT

GIJE

10/2011

Prof

e elektri

KOVA

TRIČN

f. dr. sc. A

ične ener

A

NE

Alfredo V

rgije

Višković

Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije

4

Sadržaj

Sadržaj............................................................................................................................................. 4

Skraćenice ....................................................................................................................................... 6

1. Uvod ........................................................................................................................................ 7

2. Metodologija izračunavanja proizvodnih troškova ................................................................. 9

3. Konvencionalne tehnologije proizvodnje električne energije .............................................. 15

3.1. Troškovi proizvodnje u postojećim termoelektranama .................................................. 17

3.2. Troškovi proizvodnje u novim termoelektranama ......................................................... 18

3.2.1. Kombinirani ciklus s plinom ................................................................................... 20

3.2.2. Povećanje snage u postojećim postrojenjima (repowering) ................................... 22

3.2.3. Parni ciklus parogeneratora u okviru postrojenja na ugljen.................................... 24

3.3. Proizvodni troškovi u kogenerativnim postrojenjima .................................................... 26

3.3.1. Cijena električne energije na osnovi izbjegnutog troška proizvodnje topline (pristup

proizvodnih troškova) ........................................................................................................... 27

3.3.2. Cijena električne energije na osnovi komercijalne vrijednosti topline (pristup

komercijalne vrijednosti) ...................................................................................................... 30

3.3.3. Vrijednosti proračuna .............................................................................................. 32

3.4. Rekapitulacijska usporedba ............................................................................................ 33

4. Nekonvencionalne tehnologije proizvodnje električne energije ........................................... 36

4.1. Negorivni obnovljivi izvori ............................................................................................ 37

4.1.1. Proizvodnja električne energije u vjetroelektranama .............................................. 38

4.1.2. Proizvodnja električne energije u malim hidroelektranama ................................... 39


5

4.1.3. Mogućnost proizvodnje u velikim hidroelektranama ............................................. 40

4.1.4. Proizvodnja električne energije u solarnim kolektorima ........................................ 40

4.1.5. Proizvodnja električne energije u geotermalnim elektranama ................................ 41

4.2. Proizvodnja električne energije uporabom gorivnih izvora ........................................... 43

4.2.1. Proizvodnja električne energije iz biomase ............................................................ 43

5. Vanjski troškovi proizvodnje električne energije i naknade za emisije ................................ 45

5.1. Procjena vanjskih troškova proizvodnje električne energije .......................................... 45

5.1.1. Metodologija ExternE ............................................................................................. 46

5.1.2. Emisije CO2 ............................................................................................................ 47

5.2. Naknade za emisije ......................................................................................................... 51

6. Rekapitulacijska usporedba troškova .................................................................................... 53

7. Zaključak............................................................................................................................... 56

Popis tablica i slika ....................................................................................................................... 57

Literatura ....................................................................................................................................... 59


6

Skraćenice

UNFCCC United Nations Framework Convention on Climate Change

Okvirna konvencija UN-a o promjeni klime

CLRTAP Convention on Long-Range Transboundary Air Pollution

Konvencija o dalekosežnom prekograničnom onečišćenju zraka

OECD Organisation for Economic Co-operation and Development

Organizacija za ekonomsku suradnju i razvoj

CC combined cycle kombinirani ciklus

LNG liquefied natural gas ukapljeni plin

ESPO Konvencija o procjeni utjecaja na okoliš preko državnih granica

EES elektroenergetski sustav

NAP Nacionalni alokacijski plan

PT parna turbina

LU loživo ulje

PP prirodni plin

ELLU ekstralako loživo ulje

UO2 uran-dioksid


7

1. Uvod

Podaci vezani za Republiku Hrvatsku, u razdoblju od 2000. do 2006. godine

govore o godišnjoj stopi porasta neposredne potrošnje električne energije od 4,1%.1

Preko 23% električne energije namiruje se iz uvoza (bilo zbog niže cijene kWh nego iz

vlastitog konzuma ili zbog manjka kapaciteta).

Ako se ovim podacima doda i činjenica da se do 2020. zbog zastarjelosti

proizvodnih jedinica iz sustava predviđa izlazak 28% današnjih kapaciteta (ukupne

nominalne snage 1180 MW) razvidno je da je jedini odgovor na rast potrošnje električne

energije i rast ovisnosti o uvozu investiranje u izgradnju novih kapaciteta

elektroenergetskog sustava.

Dostupnost energije, sigurna opskrba, konkurentnost i održivost energetskog

razvoja temeljni su preduvjet gospodarskog razvoja uopće, posebice danas u uvjetima

sve nestabilnijeg i dinamičnijeg tržišta. Racionalno investiranje u sustav trebalo bi stoga

dati i jamstvo za prijeko potreban održivi elektroenergetski razvoj. U formuliranju

osnovnih smjernica energetske politike na području proizvodnje električne energije

trebalo bi nastojati zajamčiti minimalni ukupni trošak koji proizlazi iz zbroja troškova

proizvodnje, ekologije, osiguranja opskrbe i razvoja.

Kao stranka UNFCCC konvencije, potpisnik Konvencije o dalekosežnom

prekograničnom onečišćenju zraka (CLRTAP) i Protokola iz Kyota (oba ratificirana)

Hrvatska svoje gospodarstvo nužno mora usmjeravati prema ekološki prihvatljivoj

strukturi. Starost postojećih termoenergetskih postrojenja i tehničkih ograničenja za

provedbu većih zahvata utjecat će na odluke o životnom vijeku pojedinih

termoenergetskih postrojenja , kao i na planiranje izgradnje novih.

Procjena troškova proizvodnje električne energije nije lagana. Uz nju se veže stanovita

nesigurnost zbog samog tržišnog karaktera elemenata koji trošak formiraju.

Nesigurnost i težina procjene se povećava prijeđe li se s procjene proizvodnih 1 SWOT analiza EES-a


8

(industrijskih) troškova na vanjske troškove koji u obzir uzimaju utjecaj

elektroenergetskog sustava na okoliš i ljudsko zdravlje na regionalnoj i globalnoj razini.

S privatnog stajališta jedini troškovi koji se uzimaju u obzir su oni koje je stvarno snosio

proizvođač, dok su sa javnog stajališta oni dodatno opterećeni vanjskim troškovima.

U daljnjem tekstu ukratko će biti objašnjena metodologija proračuna unutarnjih i

vanjskih troškova proizvodnje za one tehnologije koje se prema Strategiji energetskog

razvitka Republike Hrvatske mogu primijeniti u proizvodnji električne energije

iskorištavajući tako maksimalno postojeće potencijale i kapacitete, uvažavajući temeljne

vrijednosti na području energetike i gradeći tako elastičan elektroenergetski sustav

prema načelima održivog i za okoliš prihvatljivog razvoja.


9

2. Metodologija izračunavanja proizvodnih troškova

Proizvodni trošak je s privatnog stajališta jedini trošak koji stvarno snosi proizvođač,

dok s javnog stajališta tom trošku treba dodati i onaj vanjski kao posljedicu utjecaja

proizvodnje na okoliš i ljudsko zdravlje.

Svaka tehnologija proizvodnje ima svoje specifične elemente troškova. Bez obzira

na specifičnosti, elementi troškova svake od njih mogu se razvrstati u nekoliko skupina

zajedničkih za sve tehnologije. Proizvodni trošak, definiran kao trošak energije unesene

u mrežu od strane jednog postrojenja ili parka postrojenja, na koncu će definirati

dominantna skupina troškova.

Analizu proizvodnih troškova moguće je provesti kao bilancu ili kao predračun, kako

s privatnog tako i s javnog stajališta.

Glavni potrebni elementi za izradu konstrukcije prognoze troškova proizvodnje

sažeti su u tablici Tablica 2.1.

Bilančni troškovi se temelje na podacima prikupljenim za određeno vremensko

razdoblje (najčešće godinu dana) i mogu poslužiti kao dobar izvor informacija o

gubicima proizvodnog poduzeća ili za utvrđivanje onih područja unutar kojih je

učinkovitost još uvijek moguće poboljšati te za definiranje cjenovnih politika.

Za razliku od bilančnih, informacije dobivene temeljem predračuna služe i kao polazna

osnova za utvrđivanje budućih troškova proizvodnje.


10

Tablica 2.1 Elementi potrebni za procjenu različitih vrsta troškova proizvodnje električne energije

Bilančni ili računovodstveni

troškovi (godina n)

Predviđeni troškovi

Privatno stajalište Javno stajalište

Investicije Amortizacija + izdvajanja za

neškodljivo zbrinjavanje

Terminski plan ulaganja sve do

neškodljivog zbrinjavanja

Terminski plan ulaganja sve do

neškodljivog zbrinjavanja

Pogon Pogonski troškovi (bez goriva) Pogonski troškovi Pogonski troškovi

Gorivo Nabava + izdvajanja (za

nuklearno gorivo)

Terminski plan troškova za gorivo

(uključujući zbrinjavanje otpada)

Terminski plan troškova za gorivo

(uključujući zbrinjavanje otpada)

Financijski troškovi Ako se mogu iskazati (vlastita

sredstva ili bankovna sredstva)

Financiranje i osiguranje Stopa aktualizacije

Porezi Takse, porez na dobit Takse Takse

Istraživanje i razvoj

(I&R)

Specifično iskazani I&R Vlastiti I&R iskazan u projektu Globalni I&R (uključujući i javni I&R)

Nezgode Premija osiguranja Premija osiguranja Očekivani trošak nezgode

Vanjski čimbenici Ako ima davanja (takse na

emisije) ili dobit (poticaji)

Terminski plan davanja ili dobiti Terminski plan vanjskih

troškova/dobiti


11

Procjena isplativosti odabira proizvodnog pogona koji će se izgraditi obično se

temelji na aktualiziranoj cijeni kWh. Ovdje svakako moramo uzeti u obzir stanovitu

nesigurnost procjene proizvodnih troškova zbog promjenjivosti i nestalnosti elemenata

koji formiraju trošak. Stoga su prilikom odluke o izgradnji postrojenja veoma važni

predvidivi troškovi - operativni troškovi (trošak osoblja, vanjskih dobava, usluge trećih,

izuzev troška goriva) prilično su dobro poznati i samim time ne predstavljaju veliki

problem u obračunu, za razliku od prikazanih troškova (poglavito troškovi amortizacije i

izdvajanja) koji ovise o računovodstvenim propisima i pravilima. Nadalje procjenu

otežavaju i pojedini elementi (stopa aktualizacije) koji različitim pristupima daju i različite

rezultate, međusobno neusporedive ukoliko se prije temeljito ne verificiraju usvojene

hipoteze ili konvencije.

Rečeno je da se procjena isplativosti odabira proizvodnog pogona koji će se izgraditi

temelji na aktualiziranoj cijeni kWh. Već sama nesigurnost procjene elemenata o kojima

ovisi odražava se na procjenu očekivanih troškova i potvrđuje da je uz odabir mogućih

tehnologija prisutan stanovit rizik.

Aktualizirana cijena kWh izračunava se prema sljedećoj formuli2:

( ) ( ) ( )

( )∑

∑ ∑∑

=

−

= =

−−

−=

−

+⋅

+⋅++⋅++⋅= n

t

tt

n

t

n

t

tt

tt

n

jt

tt

aq

aCCaCOaCIc

1

1 1

1

111 ( 2.1 )

gdje je

c – srednja aktualizirana cijena proizvedenog kWh (€)

CIt – investicija izvršena u t-toj godini (€)

a – stopa aktualizacije (konst.)

COt – troškovi pogona bez troškova za gorivo (O&M troškovi), u t-toj godini (a)

qt – energija proizvedena u t-toj godini (kWh)

2 Proračuni su preuzeti iz «Ekonomija i politika proizvodnje električne energije – Razlozi i kriteriji javne potpore obnovljivim izvorima energije i Protokol iz Kyota», Luigi de PAoli, Alfredo Višković (Kigen 2007.)


12

CCt – nabavni troškovi za gorivo u t-toj godini (€)

j – godine protekle između početka davanja i puštanja postrojenja u pogon

n – životni vijek postrojenja

Formula (2.1) se može pojednostavniti određenim supstitucijama i hipotezama.

Vrijede sljedeći odnosi:

( )∑−=

⋅=+⋅n

jtsp

tt PIaCI 1 ( 2.2 )

PcoCO tt ⋅= ( 2.3 )

ttt qccksCC ⋅⋅= ( 2.4 )

tt HPq ⋅= ( 2.5 )

Isp – investicijski trošak po jedinici snage (primjer €/kW)

P – neto električna snaga postrojenja (kW)

cot – trošak O&M po jedinici snage u t-toj godini (€/kWh)

ks – specifična potrošnja goriva po proizvedenom kWh

cct – jedinični trošak goriva u t-toj godini

Ht – broj ekvivalentnih sati rada punom snagom u t-toj godini.

Nadalje:

( ) ( )( ) ann

nn

t

t

aaaa /

1 1111/1 α=

−+⋅+

=+∑=

( 2.6 )

faktor amortizacije u n godina po stopi a jednog eura ili postponiranom anuitetu

potrebnom da se u n godina likvidira dug od jednog eura.

U cilju pojednostavljenja, dalje se pretpostavlja da su cot, cct, Ht konstantni (u realnim

okvirima) kroz čitav životni vijek postrojenja ili da se mogu zamijeniti s njihovom

ekvivalentnom srednjom vrijednošću co, cc, H.


13

Uz ove pretpostavke i konvencije, srednji aktualizirani trošak proizvedenog kWh,

odnosno (2.1) postaje:

bH

ccksHco

HI

c ansp +=⋅++⋅

=βα / ( 2.7 )

gdje

coI ansp +⋅= /αβ - godišnji troškovi kapitala i O&M po jedinici električne snage (€/kW)

ccksb ⋅= - srednji aktualizirani trošak za gorivo po (€/kWh) jedinici proizvodnje

Uzme li se nadalje umjesto aktualiziranog srednjeg troška kWh godišnji trošak po

jedinici proizvodnog kapaciteta Ca (€/kW/a), iz (2.7) se može pisati:

HbCa ⋅+= β ( 2.8 )

Iz (2.7) i (2.8) proizlazi kako aktualizirani trošak proizvodnje ovisi o vrijednostima sedam

čimbenika:

- specifičnom trošku investicije (trošak postrojenja),

- jediničnom godišnjem trošku O&M (operation and maintence),

- jediničnom trošku goriva,

- specifičnom trošku goriva (ovisi o učinku postrojenja),

- stopi aktualizacije,

- korisnom životnom vijeku postrojenja,

- godišnjem broju ekvivalentnih sati rada postrojenja (što ovisi o faktoru raspoloživosti).

Korištenjem ove metode moguće je provjeriti utjecaj svakog od elementa na cijenu

kWh, što s je obzirom na nesigurnost u procijeni njihovih vrijednosti nužno. Stoga će u

proračunima koji slijede biti provedena analiza osjetljivosti za najdominantnije elemente

koji formiranju cijenu kWh za pojedinu tehnologiju.

Izgradnju novih postrojenja može opravdati bilo porast potražnje, bilo isplativost

zamjene postojećih postrojenja čiji su troškovi eksploatacije postali previsoki. Pri


14

donošenju odluke o isplativosti izgradnje novih postrojenja (nasuprot revitalizaciji

postojećih) treba imati u vidu jedino troškove koji se ubuduće mogu izbjeći kod

postrojenja u eksploataciji, a to su troškovi goriva i troškovi pogona i održavanja (O&M).

Srednji očekivani trošak proizvodnje električne energije na postojećim postrojenjima,

ako ta ne zahtijevaju dodatna ulaganja radi prilagodbe iz ekoloških odnosno tehničkih

razloga, dobiva se pomoću sljedeće formule:

ccksHcoccks

HPCOc ⋅+=⋅+⋅

= ( 2.9 )

Logično slijedi da je prije zamjene postojećih postrojenja novima potrebno provesti

analizu isplativosti. Nadalje, kako trošak proizvodnje ovisi o trajanju rada postrojenja,

red isplativosti može doživjeti bitne promjene tijekom vremena.


15

3. Konvencionalne tehnologije proizvodnje električne energije

Instalirani kapaciteti za proizvodnju električne energije u Republici Hrvatskoj

obuhvaćaju hidroelektrane (16 pogona), termoelektrane (7 pogona) i polovinu

instaliranih kapaciteta u NE Krško3 te određeni broj industrijskih termoelektrana i

nekoliko elektrana na obnovljive izvore energije u privatnom vlasništvu. Konvencionalne

termoelektrane čine 44,47% proizvodnih kapaciteta.

Svakako, jedan od dominantnih elemenata za procjenu troškova proizvodnje

električne energije je fco. jedinična cijena goriva termoelektrana (vidi izraz (2.1)). Danas

u hrvatskoj bilanci potrošnje primarne energije nafta i naftni derivati sudjeluju s 50%, a

prirodni plin s 25,6%. Potrošnja tih energijskih oblika će u budućnosti rasti, a domaća

proizvodnja nafte i prirodnog plina zbog iscrpljenja ležišta opadati (nakon 2010. godine).

Uzimajući u obzir da već sad Hrvatska uvozi oko 50% svojih energetskih potreba (nafta

čini 80%), pred Hrvatskom su mnogi izazovi sigurnosti opskrbe energijom. Nužno je

računati sa daljnjim povećanjem uvoza pa se stoga i sve daljnje analize sagledavaju sa

svjetskim cijenama energije, a upravo je nafta i dalje ekonomski temelj svjetske

energetike. Na njenu cijenu, danas posebice, utječe previše divergentnih čimbenika da

bi se mogle donijeti pouzdane prognoze o kretanju cijene nafte pa su stoga i greške u

procjenama troškova za gorivo neizbježne. Od 2002. do sredine 2008. cijena nafte

kretala se između 20 i 150$/barrel. Početkom 2009. taj se iznos kreće oko 45$/barrel.

Ovim podacima treba dodati i tržišnu nestabilnost i nestabilnost glavnih svjetskih valuta.

Iako izravan ulazni podatak u proračunima koji slijede nije cijena nafte već cijena

gorivog ulja, zemnog plina i ugljena, cijena nafte će i nadalje određivati cijene svih

ostalih fosilnih oblika energije. Referentne vrijednosti cijena energenata koje će biti

korištene u proračunima dane su u tablici Tablica 3.1. Iz svega navedenoga, vrijednosti

dane u tablici nužno je popratiti komentarom.

3 Kapaciteti u sastavu HEP grupe (oko 95% ukupnih kapaciteta)


16

Tablica 3.1 Referentne vrijednosti energenata za procjenu troškova proizvodnje električne energije

Gorivo ulje Plin Ugljen

Cijena goriva 1,15 €/kg 13 c€/m3 5 c€/kg

Što se tiče cijene gorivog ulja, za potrebe proračuna usvojena je vrijednost 1,15

€/kg. Cijena ATZ gorivog ulja je oko 80% od cijene nafte. BTZ stoji 20-25% više od

ATZ-a, a STZ i do 40-45% više od ATZ-ulja. Srednja predviđena cijena goriva prati

cijenu tijekom posljednjeg petogodišnjeg razdoblja koja se kretala od 1 do 1,1 cif. cijene

uvezene nafte i veže pretpostavku da će tečaj dolara u odnosu na euro ostati negdje

oko 0,90. Za cif. cijenu uvozne nafte uzet je raspon od 16-19 $ po barelu.

Za zemni plin, kao referentna vrijednost za procjenu troškova proizvodnje električne

energije uzeta je cijena od oko 3 €/MBtu i cijena unutrašnjeg transporta od 1 €/MBtu.

Cif. cijena od 3 €/MBtu odgovara cijeni od 16,2 $ po barelu, što je unutar gore

navedenih granica koje se smatraju prihvatljivima tijekom sljedećih godina. Pošlo se od

konstatacije da se cijena 1998. kretala oko 13 c€/m3.

Što se tiče ugljena, u promjeni cijena prema kolebanjima cijena nafte, inertniji je

od ostalih energenata. Kod viših cijena nafte, taj odnos je veći (u korist ugljena).

Prosječna godišnja cijena ugljena se tijekom devedesetih godina kretala između 45 i

47,5 €/t. U posljednjih 30 godina ugljen je stožerno gorivo svjetske elektroenergetike.

Glavne prednosti su sigurnost dobave koja proizlazi iz ogromnih zaliha koje su

raspodijeljene ravnomjernije nego zalihe nafte i plina (a nalaze se u politički stabilnim

zemljama, pretežno u OECD-u) i konkurentnost koju osigurava relativna stabilnosti

cijene.

Zastupljenost energenata u proizvodnji električne energije za Republiku Hrvatsku

dana je prema slici Slika 3.1.

3.1.

Kod

-

-

cijenu g

Trošak

onog k

rezultir

mazut

Procjen

Tablica

S

Troško

d postrojen

kao najvaž

O&M (troš

Za procjen

goriva kori

k pogona i

koji ima cije

rali su proc

i plin te 25

na izravnih

a 3.2.

Alfredo Višk

Slika 3.1. Zas

vi proiz

nja u ekspl

žniji pojedi

škovi pogon

nu proizvo

išteni su po

održavanj

ena goriva

cjenom go

5 €/kWh za

h troškova

ović: Uspored

stupljenost en

zvodnje

oataciji gla

načni elem

na i održav

odnih trošk

odaci iz tab

ja (O&M s

. Dostupni

odišnjeg tro

a termoelek

a proizvod

20%

17

dba troškova p

nergenata u p

u posto

avni eleme

ment svaka

vanja).

kova u po

blice Tablic

stavka) ima

pokazatel

oška od 2

ktrane na u

dnje u pos

15%1

32%

%

proizvodnje el

proizvodnji e

ojećim

nti za pror

ako je franc

stojećim te

ca 3.1.

a mnogo m

lji glede eu

20 €/kWh z

ugljen.

stojećim p

16%

lektrične ener

električne ene

termoe

račun proiz

co jediničn

ermoelektr

manji utjec

uropskih el

za klasične

ostrojenjim

Kameni ug

LU

LU/PP

PP/ELLU

UO2

rgije

ergije

lektrana

zvodnih tro

a cijena go

ranama za

caj na cijen

lektroprivre

e termoele

ma dana je

gljen

ama

škova su:

oriva i

a jediničnu

nu kWh od

ednih tvrtk

ektrane na

e u tablic

17

u

d

i

a

i


18

Tablica 3.2 Osnovna pretpostavka i izravni troškovi proizvodnje postrojenja u eksploataciji (u €/MWh)

Gorivo ulje Plin Ugljen

Cijena goriva 11,5 c€/kg 13 c€/m3 5 c€/kg

Specifična potrošnja 0,217 kg/kWh 0,254 m3/kWh 0,360 kg/kWh

Cijena O&M 20 €/kW/a 20 €/kW/a 25 €/kW/a

Broj radnih sati na godinu 6000 6000 6000

Troškovi proizvodnje:

-gorivo 50,0 66,1 36,00

-O&M 6,7 6,7 8,3

Ukupno 56,7 72,8 44,3

Znatno smanjenje troškova postrojenja u eksploataciji moguće je postići

repowering-om, odnosno povećanjem snage dodavanjem jedne plinske turbine uz

rekuperaciju ispušnih plinova čime se sadašnja visoka cijena kWh može približiti cijeni

kWh dobivenoj u novim postrojenjima koja koriste kombinirani ciklus proizvodnje

(poglavlje 3.2.1).

3.2. Troškovi proizvodnje u novim termoelektranama

Danas je izgradnja novih proizvodnih kapaciteta i zamjena postojećih dotrajalih

postrojenja novima nužna za daljnji održivi razvoj. Do 2020. predviđeno je da će iz

sustava izaći proizvodne jedinice ukupne nominalne snage na generatoru 1179,5 MW,

odnosno do 2030. ukupno 1440,7 MW4. Potreba za novim proizvodnim kapacitetima5

za elektroenergetski sustav Republike Hrvatske do 2030. dana je na slici Slika 3.2.

4 Nacrt Zelene knjige, 2008. 5 Preuzeto iz nacrta Zelene knjige, stručna podloga dana je u «Scenariji razvoja hrvatskog elektroenergetskog sustava»

njihovo

izvorim

dotraja

unesen

tako da

oko ov

EPC-tr

troškov

poduze

pogon,

manje

projekt

TE na

ugljen, 6 CERA,

Neupitna j

om korišten

ma za zado

ala postojeć

Vrijedi sp

nog u Euro

a bi se i p

og iznosa.

U procjen

roškove (en

vima za po

etnika, pro

, financira

su specif

ta.

Imajući u

ugljen), S

1 NUKL) 1998.

Alfredo Višk

Slika 3.2

je potreba

nju u što v

ovoljavanje

ća postroje

omenuti d

opsku mrež

proizvodna

i troškova

ngineering

ostrojenja

micatelja)

nja i osigu

fični za to

vidu scena

2 (2 TE na

Strategije

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

ović: Uspored

. Predviđeni

a okretanju

većoj mjeri

e rastuće p

enja.

da bi se

žu tijekom

a cijena el

a proizvodn

g, procurem

po sistem

koji obuhv

uranja. EP

očno određ

arije razvit

a prirodni

energetsk

2006

2008

2010

2012

dba troškova p

potrebni dod

u ka čistim

i, no termo

potražnje i

prema pro

sljedećeg

ektrične e

nje, ukupn

ment and c

mu “ključ u

vaćaju cijen

PC-troškov

đeni pogo

tka S1 (pre

plin, 1 NU

kog razvitk

2012

2014

2016

2018

proizvodnje el

datni proizvod

m tehnolog

oelektrane

ona su je

ocjenama

g razdoblja

nergije no

ne troškov

construction

u ruke” i tr

nu zemljišt

vi pokazuju

on (ili proj

edviđa izg

UKL) i S3 (

ka Republik

2018

2020

2022

2024

lektrične ener

dni kapacitet

gijama i ob

ostaju (i o

edina zamj

nekih eks

trebala kr

ovog postro

e je mogu

n), što je p

roškovima

ta, razvoja

u popriličn

ekt) od tr

radnju 2 T

(1 TE na p

ke Hrvatsk

2026

2028

2030

rgije

ti

bnovljivim

ostat će) re

enska alte

sperata c

retati oko 3

ojenja treb

uće podije

približno ek

promotera

projekta,

nu promjen

roškova pr

TE na priro

prirodni plin

ke, u nasta

izvorima

eferentnim

ernativa za

ijena kWh

3 c€/kWh6

bala kretat

eliti na tzv

kvivalentno

a (troškov

puštanja u

njivost, no

romicatelja

odni plin, 2

n, 1 TE na

avku će se

19

i

m

a

h

,

i

.

o

vi

u

o

a

2

a

e


20

dati procjena termoelektrana na ugljen i prirodni plin. Radi odnosa javnosti prema

nuklearnim elektranama kojim se ne daje prostor njihovoj izgradnji one neće biti

obrađene.

3.2.1. Kombinirani ciklus s plinom

Tehnologija postrojenja s kombiniranim ciklusom (CC) danas se u svijetu

afirmirala kao dominantna opcija.

Kombiniranim plinsko-parnim procesom povećava se iskoristivost (danas se

kreće oko 50-55%) smanjenjem nepovratnih gubitaka parnog i plinskog procesa u

odnosu na njihov odvojeni rad. Elementi koji naviše utječu na formiranje proizvodne

cijene kWh (prema (2.1)) kod ove tehnologije su sljedeći: cijena samog postrojenja,

specifična potrošnja goriva, cijena plina i stopu aktualizacije.

Za procjenu EPC troškova za postrojenja čija izgradnja započinje danas, uzeti su

podaci Gas Turbine Handbook-a objavljeni 1997., a odnose se na američko tržište.

Prema analizi tih podataka, jedinični trošak se kreće između 100 i 320 $/kW, a u jakoj

korelaciji sa veličinom pogona7.

Troškovi promicatelja uglavnom pokrivaju 30-35% EPC-troška, što je dosta

podložno promjenama, posebice ukoliko se radi o specifičnim zahtjevima kupca

(kogeneracija).

Najbolja korelacija između specifičnog troška postrojenja (Isp izraženo u $/kW) i

veličine postrojenja (P izraženo u MW) daje odnos 874,02 =R 8:

PI sp log1,1565,1326 ⋅−= ( 3.1)

Ista baza podataka korištena je i za proračun kretanja elektroenergetske učinkovitosti

postrojenja s kombiniranim ciklusom, čija izgradnja započinje danas, a ovisno o veličini.

Rezultati su u ovom slučaju nešto disperzivniji, no elektroenergetski učinak pokazuje

7 U analizu je ušlo pedesetak postrojenja snage 3-760 MW 8 Prema bazi podataka Gas Turbine Handbook-a (vidi 7)


21

jasnu tendenciju rasta sa porastom postrojenja. Najbolja jednadžba za procjenu je

576,02 =R :

Pe log20,386,34 ⋅+=η ( 3.2)

Kako u procjeni vrijednosti elemenata o kojima ovisi aktualizirani trošak

proizvodnje postoji stanovita nesigurnost, za potrebe proračuna provest će se analiza

osjetljivosti prema tri scenarija: pesimističkom, referentnom i optimističkom. Za cijenu

plina usvojena je kao referentna vrijednost 13,0 c€/m3 (prema tablici Tablica 3.1), a radi

potrebe osjetljivosti za donju i gornju granicu cijene metana fco. termoelektrana uzete

su vrijednosti od 10 c€/m3 i 16,5 c€/m3.

Vrijednosti parametara korištenih za proračun cijene kWh dane su u tablici Tablica 3.3,

dok su u tablici Tablica 3.4 dane vrijednosti proračuna proizvodnih troškova.

Tablica 3.3 Parametri korišteni u proračunu očekivane cijene kWh u CC-postrojenjima

Parametar Referentni slučaj Optimističke pretpostavke

Pesimističke pretpostavke

EPC-trošak postrojenja jednadžba (3.1) kao u ref. slučaju ref. slučaj plus 50%

Trošak promicatelja 30% EPC-troška 30% EPC-troška 30% EPC-troška

Učinak jednadžba (3.2) kao u ref. slučaju ref. slučaj × 0,9

Cijena metana c€/m3 13 10 16

Stopa aktualizacije 10% 8% 12%

Godišnji broj sati rada 6500 7000 6000

Životni vijek 20 25 18

Pogonski troškovi* ≈ 3% od troška postrojenja kao u ref. slučaju kao u ref. slučaju

Tečaj €/$ 1998. 1 kao u ref. slučaju kao u ref. slučaju

* Utjecaj pogonskog troška varira ovisno o veličini postrojenja, vidi tablicu Tablica 3.6


22

Tablica 3.4 Proizvodni troškovi CC-postrojenja ovisno o veličini (izraženo u €/MWh)

Veličina (MW)

Donja granica Referentni trošak Gornja granica

Optimističke pretpostavke

Referentna pretpostavka


10 50,65 64,85 92,50

50 35,90 47,25 68,40

100 32,55 42,90 61,55

150 30,70 45,50 57,80

200 29,45 38,85 55,15

250 28,45 37,60 53,15

300 27,70 36,60 51,50

400 26,45 35,00 48,90

500 25,55 33,80 46,95

600 24,80 32,80 45,35

Vidljivo je da bi u velikim postrojenjima s kombiniranim ciklusom proizvodnja

električne energije mogla koštati nešto više od 32,5 €/MWh (u dva ekstremna slučaja od

oko 24 do 45 €/MWh), što je u skladu sa spomenutom procjenom unesenog kWh u

mrežu od oko 3 c€/kWh (30 €/MWh).

3.2.2. Povećanje snage u postojećim postrojenjima (repowering)

Povećanje potencijala u postojećim postrojenjima (repowering) sastoji se u

dodavanju jedne plinske turbine uz rekuperaciju ispušnih plinova. Cilj rekuperacije je

sakupiti i vratiti u proces maksimalnu količinu kondenzata i rekuperirati i iskoristiti

maksimalnu količinu sadržane toplinske energije u kondenzatu. Moguća su razna

tehnološka rješenja. Rezultat je povećanje učinkovitosti proizvodnih pogona, povećanje

snage i smanjenje troškova.

U praksi se u najvećem broju slučajeva repowering vrši na parogeneratorima od

300-320 MW koji se prerađuju u kombinirani ciklus od 400 MW dodavanjem jedne


23

plinske turbine od 260 MW s rekuperacijom ispušnih plinova za proizvodnju pare (oko

140 MW) koja se šalje u staru parnu turbinu, čime se rabi samo dio njene snage. Cijena

takvog rješenja kreće se od 250 do 300 €/kW i učinkovitost od 53-54%. Očekivane

vrijednosti i potrebni parametri za izračunavanjem kWh dani su u tablici Tablica 3.5. Za

vrijednost ostalih parametara pretpostavljene su vrijednosti dane tablicom Tablica 3.3.

Tablica 3.5 Korišteni parametri i očekivana cijena kWh provedbom postupka repowering s TG na postojećim

TV-postrojenjima

Parametar Optimističke pretpostavke Referentni slučaj Pesimističke

pretpostavke

Cijena postrojenja (€/kW) 250 275 300

Učinak kao u ref. slučaju 54% 53%

Cijena metana (c€/m3) 10 13 16


Godišnji broj sati rada 7000 6500 6000

Radni vijek 25 20 18

Pogonski troškovi kao u ref. slučaju ≈ 4,5% troška postrojenja kao u ref. slučaju

Veličina postrojenja 400 MW 400 MW 400 MW

Cijena proizvodnje (c€/kWh):

- postrojenje 0,335 0,495 0,65

- gorivo 1,93 2,51 3,105

- pogon 0,305 0,195 0,215

Ukupna cijena 2,395 3,2 2,00

Dobivena cijena kWh slična je očekivanoj cijeni kWh dobivenog iz novog CC-postrojenja

snage 600 MW (Tablica 3.4). Ako se u vidu ima stupanj složenosti izgradnje novog


24

postrojenja (od ishodovanja lokacijske dozvole do same proizvodnje) i veličina

investicije, uspoređujući ove rezultate sa očekivanom cijenom kWh u postrojenjima u

eksploataciji koji su dani u tablici Tablica 3.2, može se zaključiti kako repowering i s

ekonomskog i s ekološkog stajališta nudi prihvatljivu perspektivu povećanja i obnove

elektroenergetskog proizvodnog parka i najatraktivnije rješenje za učiniti termoelektranu

konkurentnom u današnjim uvjetima tržišta.

3.2.3. Parni ciklus parogeneratora u okviru postrojenja na ugljen

Cijene ugljena su manje podložne kolebanjima cijena nafte (za razliku od

plina) pa je i nesigurnost unesena u proračun proizvodnog troška manja. S druge

strane, veličina postrojenja i ovisnost o ekološkim izdvajanjima koji su uvjetovani

specifičnim prostornim zahtjevima značajno utječu na specifični investicijski trošak.

Za razliku od CC-postrojenja gdje je najbolja korelacija između investicije i

instalirane snage dana izrazom (3.1) rezultat interpolacije velikog broja podataka, za

ovaj tip proizvodnje podaci korišteni u proračunima utvrđeni su na temelju priopćenja

proizvođača i ishoda nekih međunarodnih natječaja provedenih tijekom prošlih nekoliko

godina (prema General Electric-u). Razlog je nepostojanje slične baze podataka.

Usporedba je dana u tablici Tablica 3.6.

Tablica 3.6 Jedinična referentna cijena termoelektrana na ugljen i s kombiniranim ciklusom

Veličina (MW)

Postrojenje na ugljen ($/kW)

Postrojenje s CC-ciklusom ($/kW) Ugljen/plin

80 1174 642 1,83

150 959 544 1,76

300 782 436 1,79

600 688 328 2,10

Promotorski troškovi su viši od onih u CC-postrojenja i čine 40-45% EPC

troškova koji su procijenjeni na oko 700 $/kW za agregate velikih dimenzija.


25

Za referentnu cif. cijenu ugljena uzeta je vrijednost od 5 c€/kg (Tablica 3.1) dok su za

analizu osjetljivosti uzete 20% niža i 25% viša cif. cijena u odnosu na referentnu. Za

troškove postrojenja uzet je raspon od ±50%.

Parametri korišteni u proračunu i dobiveni troškovi dani su u tablicama Tablica 3.7 i

Tablica 3.8.

Tablica 3.7 Parametri korišteni za proračun očekivane cijene kWh u termoelektranama na ugljen

Parametar Referentni slučaj Optimističke pretpostavke


Cijena postrojenja Tablica 3.6 kao u ref. slučaju ref. slučaj × 1,5

Promotorski troškovi 50% pred. troška 50% pred. troška 50% pred. troška

Cijena ugljena fco.termoelektrana (€/t) 50 40 62,5


Broj sati rada 6500 7000 6000

Korisni radni vijek 20 25 18

Troškovi eksploatacije ∼ 3% pred. troška ∼ 3% pred. troška ∼ 3% pred. troška

Tablica 3.8 Troškovi proizvodnje u termoelektranama na ugljen (c€/kWh)

Veličina

(MW)

Donja granica Referentni trošak Gornja granica

Optimističke pretpostavke

Referentna pretpostavka


80 4,175 5,41 8,46

150 3,58 4,63 7,18

300 3,08 3,98 6,115

600 2,785 3,60 5,51

Kod većih proizvodnih jedinica očekivane cijene kWh također se kreću oko 3,5 c€ što je

u skladu sa prije spomenutim procjenama cijene unesene u Europsku mrežu tijekom

sljedećih godina.


26

3.3. Proizvodni troškovi u kogenerativnim postrojenjima

S obzirom na stalnu potrebu za izgradnju novih elektroenergetskih i termo-

tehničkih postrojenja, uz sve strože zahtjeve na gospodarenje energijom i zaštitu

okoliša, danas se za proizvodnju toplinske i električne energije vrlo često koriste

kogeneracijski sustavi koji uz svoje energetske i ekonomske prednosti imaju značajnu

ekološku prednost pred ostalim konvencionalnim načinima proizvodnje.

Centralizirani toplinski sustavi su u 2006. korisnicima isporučili 11,872 PJ

toplinske energije od kojih je oko 75% isporučeno iz javnih toplana. Tehnološki razvoj

plinskih turbina (kao i razvoj opskrbe plinom) bitno je utjecao na smanjenje specifičnih

investicija i podizanje energetske učinkovitosti jedinica za suproizvodnju toplinske i

električne energije. Postignutim energijskim uštedama izgradnjom kogeneracija zbog

višeg stupnja djelovanja takvih rješenja u odnosu na odvojenu proizvodnju toplinske

energije u parnim kotlovima i električne u kondenzacijskim elektranama smanjuje se

energijska ovisnost, doprinosi ublažavanju klimatskih promjena i podiže sigurnost

opskrbe. Hrvatska industrija ima dobre uvjete za primjenu ovakvih rješenja, no unatoč

tome nema interesa za izgradnju malih kogeneracijskih industrijskih postrojenja. U

ovom poglavlju dat će se kratka analiza proračuna cijene električne energije za

postrojenja koja iz nekogenerativnog ustroja prelaze na kogenerativni i analiza

proračuna za kogeneraciju velikih dimenzija.

S obzirom da toplinska i električna energija eksergetski nisu jednako vrijedne i da se

zbog formiranja odvojenih cijena električne i toplinske energije ukupni troškovi

zajedničke proizvodnje moraju raspodijeliti na svaki proizvod posebno, razvijen je niz

metoda koje različito vrednuju dobivene proizvode, a ovisno o veličini i vrsti postrojenja,

imaju svoje prednosti i nedostatke. Tržište topline u pravom smislu riječi ne postoji.

Kako bi se utvrdila jedinična cijena proizvodnje električne energije, toplinskoj energiji će

se atribuirati određena vrijednost koja će biti oduzeta od ukupnih troškova proizvodnje, i

to prema sljedećim pristupima:

- za mala i srednja kogeneriranja pogodan je pristup proizvodnih troškova,

odnosno vrednovanje proizvedene topline se provodi na osnovu izbjegnutog troška


27

proizvodnje izdvojeno od toplinske energije. Ovom metodom dobiva se vrijednost

topline od oko 1,1 c€/kWh, što odgovara izbjegnutom trošku pri proizvodnji s jednim

jednostavnim kotlom učinka od 90% na BTZ-gorivo;

- za kogeneracije velikih dimenzija pogodan je pristup komercijalne vrijednosti,

odnosno vrednovanje topline se provodi na osnovi izostale proizvodnje električne

energije. Ovom metodom se dobiva vrijednost od oko 0,65 c€/kWh uz pretpostavljenu

cijenu električne energije od 3,5 c€/kWh.

3.3.1. Cijena električne energije na osnovi izbjegnutog troška proizvodnje topline (pristup proizvodnih troškova)

Ovaj pristup valoriziranja toplinske energije pogodan je za ona postrojenja ili poduzeća

s velikim udjelom troškova toplinske energije. Pogodan je za analizu isplativosti

prelaska postrojenja iz nekogenerativnog ustroja (toplinske i električne potrebe su se

podmirivale odvojeno - pogonom klasične kotlovnice i kupnjom iz vanjske

elektrodistribucijske mreže) u kogenerativni, odnosno za industrijske elektrane.

Godišnji troškovi izvorne konfiguracije (odvojena proizvodnja toplinske i električne

energije) dani su izrazom:

eaeabbttb EcEcPC ⋅+⋅+⋅= β ( 3.3 )

gdje su:

bE - potrošnja primarne energije,

eac - srednja jedinična nabavna cijena električne energije,

eaE - unutarnje potrebe za električnom energijom,

βt - anuitet kapitala i troškova osoblja te održavanja po korisnoj jedinici toplinske snage,

tP - tražena korisna toplinska snaga.


28

Zbog jednostavnosti proračuna pretpostavit će se da je toplinsko postrojenje već

potpuno amortizirano i da su troškovi osoblja i održavanja zanemarivi (βt = 0).

Jednadžba (3.3) može se pisati:

eaeabbb EcEcC ⋅+⋅= ( 3.4 )

Razmatra li se prelazak sa nekogenerativnog ustroja na kogenerativni, u proračun je

potrebno unijeti vrijeme izgradnje kogenerativnog postrojenja od T godina i tehničko-

gospodarski životni vijek od n godina. Dok postrojenje nije pušteno u pogon, uz redovne

troškove za toplinsku i električnu energiju imamo i investicijske troškove novog

postrojenja. Prema formuli (2.1) slijedi:

- investicijski troškovi:

( )∑=

+⋅=T

t

ttt aCC

01 ( 3.5 )

gdje je Ct investicija u godini t uz pretpostavku da je βt=0;

- investicijski troškovi i održavanje (bez troškova za gorivo):

( )∑= +

⋅=n

tt

IO a

CC1 1

γ sa ( )06,004,0 ÷=γ ( 3.6 )

- troškovi dobave električne energije:

( ) ( )∑∑== +

⋅+⋅−

+

⋅=

n

tt

btbeatean

ttctcu

cu aEcEc

aEc

c11 11

( 3.7 )

gdje su:

Ebt - primarna energija potrošena u godini t, u slučaju kad bi u pogonu ostalo staro postrojenje,

Eeat - energija nabavljena u godini t, u slučaju kad bi u pogonu ostalo staro postrojenje,


29

cc - srednja jedinična nabavna cijena goriva korištenog u novom postrojenju

Ect - primarna električna energija potrošena u godini t s novim postrojenjem u pogonu.

Zbroj aktualiziranih godišnjih neto tijekova (VAN) dan je slijedećim izrazom:

( ))(

11cuOt

n

tt

evtev CCCaEp

VAN ++−+

⋅= ∑

=

( 3.8 )

gdje je:

pev - srednja jedinična cijena ustupanja električne energije vanjskim mrežama

Eevt - električna energija ustupljena u godini t

Pretpostavi li se:

Eevt = Eev = konst.

Eeat = Eea = konst.

Ect = Ec = konst.

Ebt = Eb = konst.

izraz (3.8) postaje:

( )( ) ( ) ( )∑ ∑∑

= == +−+

+−−

+++=

n

t

n

ttcctII

n

ttbbeaeaevev a

Eca

CCa

EcEcEpVAN1 11 1

11

11

1 γ ( 3.9 )

Uzme li se kao stopa aktualizacije stopa isplativosti referentne investicije i za izraz (3.9)

da je jednak nuli, dobit će se jedinična cijena ustupanja koja se može poistovjetiti s

troškovima proizvodnje prema kojoj nema razlike ako je električna energija proizvedena

neovisno ili kombinirano:

( )( )

( )δ

δηδδδ

γδ

−⋅−+

⋅⋅⋅

−⋅⋅

+⋅

⋅+

−++⋅

⋅⋅

=1/

111/ ea

e

tb

e

ccIn

nI

ec

EEc

EEc

HPC

aaa

HPCp ( 3.10 )


30

gdje je

Ee = Eea + Eev - ukupno proizvedena električna energija u novom postrojenju u svakoj od godina t

pe = ce - cijena ustupanja električne energije koja izjednačuje trošak proizvodnje

P - električna snaga novog postrojenja

H - broj sati rada novog postrojenja

eev EE /=δ - kvota prodane električne energije u odnosu na količinu proizvedene

η - učinak klasične kotlovnice

Et - korisna toplinska energija

3.3.2. Cijena električne energije na osnovi komercijalne vrijednosti topline (pristup komercijalne vrijednosti)

Pristup je pogodan za određivanje troškova kod velikih postrojenja gdje je

proizvodnja usmjerena prema van s električnom energijom kao glavnim proizvodom.

Vrednovanje topline provodi se na osnovi izostale proizvodnje električne energije zbog

proizvodnje toplinske.

Parametri koji sudjeluju u formiranju cijene dani su u tablici Tablica 3.9.


31

Tablica 3.9 Vrijednosti parametara koji sudjeluju u formiranju cijene

Parametar Opis Korištena vrijednost

PCI / specifični investicijski troškovi (c€/MW) jednadžba (3.13)

P električna snaga (MW) promjenjiva

H broj sati rada godišnje (sati) 6500

n vijek trajanja postrojenja u godinama 20

γ utjecaj godišnjih pogonskih troškova na investicijske troškove 0.04÷0.06

Ee prodana električna energija (GWh)

Et prodana toplinska energija (GWh)

Ec primarna energija (GWh)

a stopa aktualizacije (posto) 10

cc cijena korištenog goriva u kogeneracijskom postrojenju (€/kWh)

1,35 (13,15 €/m3)

η učinak nekombinirane kotlovnice (posto) 90

ηe karakteristični električni učinak (posto) jednadžba (3.12)

cb

trošak nabave primarne energije (€/kWh):

- prema pristupu proizvodnih troškova 22

- prema komercijalnom pristupu 13

Funkcija cijene je slijedeća:

( )( ) e

tb

e

ccIn

nI

e EEc

EEc

HPC

aaa

HPC

pη

γ−

⋅+

⋅+

−++⋅

⋅=/

111/

( 3.11 )

Karakteristični električni učinak9:

Pe log2,39,34 ⋅+=η ( 3.12 )

9 Usporedi (3.2)


32

Specifični investicijski troškovi10:

)log(7,1193,1170/ ccI PPC ⋅−= ( 3.13 )

Specifični investicijski troškovi funkcija su od instalirane primarne toplinske snage (MW),

ne električne (kako je slučaj u nekogenerativnih postrojenja). Ovim se vodi računa o

većim investicijskim troškovima kogenerativnih postrojenja ako se postrojenje iste

električne snage usporedi sa nekogenerativnim. Veći troškovi opravdano slijede iz

termodinamičkih zakona, proizvodnja korisne topline determinira pad električne snage

tako da postrojenje u kogeneraciji ima veće dimenzije od postrojenja iste električne

snage koje se bavi isključivo proizvodnjom iste.

Po samoj strukturi proizvodnje logično slijedi da bi trebalo pronaći najadekvatniji omjer u

proizvodnji toplinske i električne energije Et/Ec koji će postojeće postrojenje učiniti

konkurentnim prema klasičnim CC-postrojenjima.

Prema analizi provedenih proračuna za kogeneraciju velikih dimenzija cijene

postaju konkurentne za vrijednosti Et/Ec od 0,15 do 0,20 smjeste li se u taj interval.

3.3.3. Vrijednosti proračuna

Reprezentativne vrijednosti dobivene proračunima dane su u tablici Tablica 3.10.

Tablica 3.10. Cijene proizvodnje kWh u kogenerativnim postrojenjima s kombiniranim ciklusom

Et = 200 GWh Et = 600 GWh Et = 1000 GWh

Et/Ec 0,10 0,20 0,35 0,10 0,20 0,35 0,10 0,20 0,35

Ien 0,542 0,570 0,640 0,609 0,637 0,708 0,640 0,668 0,739

P (MWe) 150 68 34 485 220 112 835 413 194

pe (c€/kWh) 3,845 4,285 4,64 3,215 3,565 3,79 3,01 3,265 3,445

10 Usporedi (3.1)


33

3.4. Rekapitulacijska usporedba

Konflikt energije, prostora i okoliša događa se na više nivoa. Uz sve strože

prateće kriterije razvitka elektroenergetskog sustava jedna od teških zadaća je i odabir

lokacije za izgradnju novih postrojenja. Neovisno o smjernicama struke dodatne

poteškoće pri izboru novih lokacija stvara i tzv. NIMBY11 sindrom. U cilju je stoga

zadržati sve postojeće lokacije energetskih objekata kao podlogu za širenje i razvitak

energetskog sustava, zadržati do sada sve istražene i potencijalne lokacije za moguće

nove objekte posebice ukoliko se radi o već devastiranim prostorima i prostorima bez

drugih djelatnosti na kojima bi se izgradnjom objekata saniralo stanje i stvorili uvjeti za

gospodarsku aktivnost.

Za kogeneraciju velikih dimenzija procjena konkurentnosti se kreće u intervalu

0,15 do 0,20 Et/Ec što opet dovodi do pitanja opravdanosti investicije izuzmu li se

lokacijske specifičnosti. Prostori na kojima postoji instaliran toplinski sustav i mreža

potrošača toplinske energije sigurno da će dati prednost ovom ustroju.

Prema proračunima za mala i srednja kogeneriranja, nema financijskog motiva za

rekonfiguraciju postojećih nekogenerativnih postrojenja niti za ulaganja u male

industrijske elektrane. Općenito, ekonomska isplativost postrojenja s kombiniranom

proizvodnjom električne i toplinske energije uvelike ovisi o količini proizvedene toplinske

energije i o načinu njena korištenja (da li za vlastite potrebe ili za prodaju).

Uzmu li se u razmatranje sve prednosti koje utjecaj tih postrojenja ima na energetski

sektor, ekologiju i gospodarstvo, potreba za potporom ovakvoj izgradnji je opravdana i

to u svim onim objektima gdje za to postoje realne tehnološke i ekonomske

pretpostavke. Time bi se dinamiziralo privatno ulaganje u energijski sektor i zajamčila

konkurentnost u odnosu na nekombiniranu proizvodnju električne energije. Direktiva

2004/8/EC i doneseni nacionalni propisi definiraju ta rješenja, uvjete u vezi s izgradnjom

i poticaje, tim više što u energetskom sustavu Republike Hrvatske postoji moćnost

izgradnje većeg broja suproizvodnih jedinica (ukupna električna snaga procjenjuje se na

11 Akronim za «not in my backyard»

oko 60

konden

T

c

Cijena

Cijena

Trošak

Ukupn

U tablic

repowe

niti one

pojavlju

cijene

je osje

dozvola

lokacijs

Slik

0MW) koje

nzacijskoj t

Tablica 3.11 S

c€/kWh

a postrojenj

a goriva

k O&M

no

ci Tablica 3

ering-a i po

e po sebi

uje u samo

energenta

etljivije na

a za gradn

skih razlog

a 3.3.Uspored

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

4

C

Alfredo Višk

e po cijeni

termoelekt

Struktura cij

CC

ja 0,69

2,45

0,13

3.11 dan je

ostrojenja

ne daju p

oj struktur

, no istovre

ukupno vr

nju. Predno

ga.

dba troškova

CC 600MW

ović: Uspored

proizvede

trani na pri

ene kWh pro

C 600MW

5 21%

5 75%

5 4%

3,2

e pregled s

na ugljen.

prednost n

i cijene. T

emeno je

rijeme traja

ost plina p

a proizvodnje

Repowering 400

MW

dba troškova p

ne električ

rodni plin.

oizvedenog u

Rep

% 0,

% 2

% 0,

strukture ci

Dobivene

niti jednoj o

ako je pos

ugljen eko

anja rada

red ugljen

e konvenciona

(c€/kWh

Ugljen 600MW

proizvodnje el

čne energije

TE prema re

powering 4

495

,50

195

3,2

ijena dobiv

su slične

od triju teh

strojenje n

ološki nepri

i izraženij

om stoga

alnih tehnolo

)

Kogeneracija

lektrične ener

e mogu ko

eferentnom sc

400 MW

15%

79%

6%

venih anali

vrijednost

hnologija.

a ugljen in

ihvatljiviji e

ja je probl

može biti d

ogija prema r

a

(Et/

Tro

Cije

Cije

rgije

onkurirati s

cenariju (c€/k

Ugljen 6

1,68

1,615

0,305

3,

zom CC-te

i cijene kW

Razlika se

nertnije na

energent, p

lematika p

dana radi

referentnom s

/Ec=0,35; Et=1000GW

šak O&M

ena goriva

ena postrojenja

uvremenoj

kWh)

600 MW

47%

45%

8%

6

ehnologija

Wh tako da

e međutim

a promjenu

postrojenje

pribavljanja

ekoloških

scenariju

W)

34

j

,

a

m

u

e

a

i


35

Iz svega navedenog, repowering izlazi kao najdominantnija opcija za povećanje i

obnovu elektroenergetskog sustava (Slika 3.3). No, iako najdominantnija, ova opcija ipak

nije dovoljna za pokrivanje manjka kapaciteta i održivi razvoj elektroenergetskog

sustava Republike Hrvatske.

Poštivajući sva pravila energetske struke Hrvatska u zadnjih par godina intenzivno

ulaže u proširenja i nadogradnju kapaciteta na postojećim lokacijama.

1998. u pogon je puštena plinska elektrana (2x26 MW) na lokaciji EL-TO Zagreb, 2003.

kombi-kogeneracijski blok K (200 MWe/150 MWt) u TE-TO Zagreb. Na istoj lokaciji u

završnoj fazi je izgradnja novog kombi kogeneracijskog bloka na prirodni plin (100

MWe, 80 MWt) čiji se početak proizvodnje očekuje početkom 2009. godine.

Do kraja 2011. u pogon bi trebao biti pušten kombi blok na postojećoj lokaciji u TE

Sisak kapaciteta 230 MWe i 50 MWt, a u tijeku su aktivnosti na pripremi visokoučinkovite

kogeneracije TE Slavonija i TE Dalmacija (po 400 MW) s planiranim početkom pogona

krajem 2012. odnosno 2013. godine što bi trebalo biti popraćeno izgradnjom novih

dobavnih pravaca i LNG terminala. Nadalje, obavljaju se i studijski radovi za izgradnju

kondenzacijskog bloka TE Plomin (500 MW) uz korištenje ugljena s predviđenim

početkom proizvodnje krajem 2014.

Ti projekti čine desetgodišnji program izgradnje ukupno 1700 MW novih elektrana, što

predstavlja oko 40 posto današnjih ukupnih kapaciteta.


36

4. Nekonvencionalne tehnologije proizvodnje električne energije

Hrvatska je zemlja s dobrim prirodnim potencijalima iskorištavanja obnovljivih izvora

energije i s mogućnošću povećanja njihove uporabe. Oni su domaći izvor energije i kao

takvi su sredstvo poboljšanja sigurnosti opskrbe, povećanja energetske efikasnosti i

neovisnosti i pridonose diversifikaciji proizvodnje. Također nude mogućnost razvoja

domaće proizvodnje energetske opreme i usluga, otvaranje novih radnih mjesta i

ulaganje u ruralna područja, i veoma bitno, neizostavni su dio dugoročnog razvoja

gospodarstva sa smanjenom emisijom ugljikovog dioksida. Izostankom ulaganja u ovaj

sektor Hrvatska će se teško nositi sa obvezama preuzetim Kyotskim protokolom i već

spomenutim regulativama unutar EU.

U elektroenergetskom sustavu Republike Hrvatske obnovljivi izvori sudjeluju sa preko

50% kapaciteta. Daljnje predviđeno povećanje (prema Strategiji energetskog razvitka)

dano je u tablici Tablica 4.1.

Tablica 4.1. Predviđeno povećanje kapaciteta iz obnovljivih izvora

Vrsta izvora Projekcija do 2020. Projekcija do

2030.

Instalirana električna snaga(MW)

sunčeve elektrane 45 250

vjetroelektrane 1200 2000

elektrane na biomasu 140 420

male hidroelektrane 100 140

TE na komunalni otpad 40 60

geotermalne elektrane 20 30

Ukupno 1545 2900


37

Prema ovom scenariju, udio OIE do 2020., uključujući velike hidroelektrane iznosit će

35% (10,7 TWh proizvedene električne energije) od kojih novi obnovljivi izvori u

proizvodnji sudjeluju sa oko 4TWh, odnosno 13%.

Proračunan cijene proizvedenog kWh za tehnologije nekonvencionalne proizvodnje

može se provesti na dvije skupine tehnologija: gorivne i negorivne.

4.1. Negorivni obnovljivi izvori

Glavni parametri o kojima ovisi aktualizirani trošak kWh proizveden ovim

izvorima su cijena postrojenja, prosječni godišnji broj sati rada i investicijski trošak po

jedinici snage. Izraz (2.1) odnosno (2.3) se može pisati kao:

Hco

HI

c ansp +⋅

= /α ( 4.1)

Od dosadašnjih poteškoća koje u proračunima stvaraju parametri koje je teško

predvidjeti i procijeniti (cijena goriva kod konvencionalnih tehnologija) nisu oslobođene

niti ove tehnologije. Godišnji broj sati rada, točnije srednja produktivnost postrojenja

(ekvivalentni broj sati rada tijekom godine) ovisi o prirodnim uvjetima koji variraju iz

godine u godinu i, kao i troškovi postrojenja, od lokacije do lokacije.

Za proračun cijene kWh uzeta je stopa aktualizacije od 10%, za analizu osjetljivosti

stope od 8% i 12% (za optimistički pesimistički scenarij), za cijenu postrojenja uzeti su

podaci postrojenja izgrađenih tijekom posljednje dvije godine. Za životni vijek

postrojenja uzeta je vrijednost 20 godina (za hidroelektrane 30 godina za

elektrostrojarsku opremu, odnosno 60 godina za građevinske objekte).

Cijene su temeljito analizirane, procijenjena je osjetljivost cijene kWh na promjene tri

glavna parametra – Isp, H i co te se odredio interval za svaku pojedinu tehnologiju12.

12 vrijednosti cijene kWh u potpunosti su preuzete iz «Ekonomija i politika proizvodnje električne energije – razlozi i kriteriji javne potpore obnovljivim izvorima energije i Protokol iz Kyota», Luigi De PAoli, Alfredo Višković


38

4.1.1. Proizvodnja električne energije u vjetroelektranama

Vjetroelektrane su najvažniji obnovljivi izvor energije za proizvodnju električne

energije u Hrvatskoj (ne računajući potencijal postojećih velikih hidroelektrana). Kao

ekološki prihvatljiv i raspoloživ domaći resurs nedovoljno je iskorišten.

Tehnički se kopneni potencijal VE u Hrvatskoj procjenjuje na oko 10 TWh električne

energije godišnje (ekvivalent 54,5 GW instalirane snage za 2200 sati rada godišnje),

morski na oko 12 TWh godišnje. Ekonomski potencijal u priobalju na oko 0,36-0,79

TWh godišnje (s jedinicama 250-750 kW), ekonomski morski potencijal i do 5 TWh

godišnje.

Preuzetom Direktivom o obnovljivim izvorima energije (2001/77/EC) Hrvatska se

obvezala za izgradnju 300-400 MW u obnovljivim izvorima (4,5% uključeno).

Strategijom13 se do 2020. godine predviđa 1200 MW instaliranih kapaciteta. Procjena je

da će se do 2010. većina izgrađenih kapaciteta odnositi upravo na vjetroelektrane.

Relativno nizak proizvodni trošak (predviđa se da će se kretati prosječno oko 7,5

c€/kWh) ako se usporedi sa ostalim nekonvencionalnim tehnologijama proizvodnje,

jednostavnost instalacije, visina ukupne investicije i brzina puštanja u pogon te

zakonodavni okvir kojim se jamči otkupna cijena i otkup dijela proizvedene energije

doveli su do velikog zanimanja investitora. Trenutno HEP ugovorom jamči otkup

električne energije po 90% prodajne cijene na 15 godina. U tijeku je rješavanje

problema visokih troškovi i dugačkog vremena do ishodovanja dozvole za gradnju.

Danas je u elektroenergetskom sustavu instalirano ukupno 11,21 MW iz

vjetroelektrana: VE Ravna 1 sa 5,95 kW (sa prosječnom godišnjom proizvodnjom 13-15

GWh) i VE Trtar- Krtolin snage 11,2 MW (30 GWh). U izgradnji je VE Jesenice ukupne

snage 52 MW (40×1,3 MW), za VE Ponikve (17×2 MW) u fazi je ishodovanja lokacijske

dozvole, dok su najavljeni projekti VE u općinama Slano i Vrlika, na Ćićariji i Vrataruši.

Za procjenu proizvodnih troškova uzeti su investicijski troškovi od 100 do 250 c€/kW i

ekvivalentno vrijeme trajanja proizvodnje pri nazivnoj snazi od 2000 do 2300 sati. Za

brzinu vjetra uzete su vrijednosti od 5 do 6,5 m/s. Pogonski troškovi održavanja iznose

13 Strategija energetskog razvitka Republike Hrvatske


39

od 2 do 3,5 posto od ukupnih investicijskih troškova. Na temelju ovih referentnih uvjeta

izračunata cijena proizvedene energije iznosi od 5,25 do 10,50 c€/kWh, odnosno

prosječno 7,5 c€/kWh.

4.1.2. Proizvodnja električne energije u malim hidroelektranama

Od tri spomenuta elementa koja najviše utječu na proizvodnu cijenu kWh, kod

hidroelektrana je promjenjivost investicijskih troškova najnaglašenija i mijenja se od

lokacije do lokacije. Za investiciju od 1500-2500 €/kW s periodom amortizacije od 60

godina za 53 posto (građevinski objekti) i 30 godina za elektrostrojarsku opremu te

prosječan broj radnih sati godišnje od 3700 dobiveni su troškovi proizvodnje od 4,25 do

10,00 c€/kWh (6,75 c€/kWh). Operativni troškovi čine oko 2-3 posto od cijene

investicije. Rasponi ušteda, ovisno od lokacije do lokacije su veliki, isto kao i znatna

prekoračenja gornje granice od 10,00 c€/kWh. Viša cijena može se opravdati

višedimenzionalnim prednostima HE u energetskom sustavu, posebice ukoliko se radi o

mogućnosti izgradnje mHE u rubnim područjima elektrodistribucijske mreže.

Tehnički iskoristivi vodni potencijal u RH procijenjen je na 12,45 TWh/god. Od

tog potencijala u hidroelektranama se trenutno koristi 6,13 TWh/god ili 49,2% od kojih

oko 1 TWh/god otpada na potencijal malih vodotokova.

Razvojnim scenarijem Hrvatskog elektroenergetskog sustava ukupna

proizvodnja iz mHE procjenjuje se na oko 270 GWh do 2020. godine, odnosno 430

GWh do 2030 godine, što iznosi 2% do 7% od ukupne predviđene proizvodnje za

navedene godine.

Od većih kapaciteta, u završnoj fazi je izgradnja HE Lešće (42 MW), čije

stavljanje u pogon planira 2009. godine. U tijeku su i radovi na HE Peruća, Zakučac i

Senj te izrada dokumentacije za složeni hidroenergetski sustav Kosinj i HE Senj 2.


40

4.1.3. Mogućnost proizvodnje u velikim hidroelektranama

Raspoloživa snaga velikih hidroelektrana u EES-u Republike Hrvatske čini 52%

ukupnih proizvodnih kapaciteta sa 2056,26 MW14, odnosno oko 42% u

elektroenergetskoj bilanci sa proizvedenih 6070 GWh.

Za proračun troškova kao referentna osnova se uzima već postojeći hidroenergetski

park (pretpostavlja se da su svi veći tokovi iskorišteni) tako da se trošak proizvodnje

procjenjuje troškom eksploatacije postrojenja, bez investicijskih troškova (pretpostavlja

se da su kapaciteti iskorišteni). Troškovi su prema tome isključivo operativni. Na temelju

iskustava iz prakse, prosječna cijena proizvodnje u velikim hidroelektranama ima

sljedeću strukturu: osoblje postrojenja oko 1 c€/kWh, usluge trećih oko 0,25 c€/kWh,

razna davanja oko 0,25 c€/kWh što daje konačnu cijenu od oko 1,5 c€/kWh.

4.1.4. Proizvodnja električne energije u solarnim kolektorima

U EES-u Republike Hrvatske prema podacima iz 2006. instalirani kapacitet

sunčevih elektrana je 0,04996 MW koje su tijekom iste godine u mrežu predale 0,049

GWh električne energije. Tehnički potencijal sunčeve energije je mnogostruko veći od

ukupne energetske potrošnje finalne toplinske i električne energije u Hrvatskoj.

Procjenjuje se da bi uz iskorištavanje nešto manje od 0,4% tehničkog potencijala

kopnenog dijela Hrvatske , ekonomski potencijal proizvodnje solarne električne energije

iz fotonaponskih sustava i solarnih termičkih elektrana iznosio oko 0,3 TWh godišnje što

odgovara snazi od oko 200 MWe.

Znatna zapreka korištenju sunčeve energije u proizvodnji električne i njenoj

afirmaciji je proizvodna cijena kWh. Ona se procjenjuje na oko 55 c€/kWh pri čemu je

vrlo osjetljiva na parametre koji ju formiraju. To su prije svega osunčanost, cijena

modula i instalacije, troškovi održavanja i rabat.

U proračunu cijene kWh korišteni su sljedeće vrijednosti parametara: predviđeni

vijek trajanja od 20 godina, stopa rabata 10 posto, osunčanost 1600 – 1700 kWh/m2

14 Energija u Hrvatskoj – Godišnji energerski pregled 2006


41

godišnje15, cijena modula16 između 3500 i 4500 €/kW. Na indirektne troškove otpada

25 posto ukupne vrijednosti investicije, za učinak konverzije uzet je η od 11 posto, a za

troškove održavanja vrijednost od 500 €/m2 godišnje. Uz te pretpostavke, prema

proračunu danom u drugom poglavlju (izraz (2.1)), ukupna cijena proizvodnje varira od

50 do 62,5 c€/kWh. Vrijednost od 55 c€/kWh uzeta je za referentnu.

Veliki potencijal koji Hrvatska ima u korištenju solarne energije prvenstveno bi se

trebao koristiti za NT toplinske potrebe i tako supstituirati konvencionalne tehnologije

koje se u velikom postotku koriste za grijanja. Iako tijekom posljednjih deset godina

cijena modula konstantno i znatno pada, bez poticaja i subvencija nerealno je očekivati

ulaganja u ove tehnologije, a opet bi u najmanju ruku bilo nerazumno u današnjoj

situaciji u kojoj se Hrvatsko gospodarstvo nalazi takve subvencije za proizvodnju

električne energije i donijeti.

4.1.5. Proizvodnja električne energije u geotermalnim elektranama

Ukupni geotermalni energetski potencijal otkrivenih ležišta u Hrvatskoj se procjenjuje na

840 MWt i 48 MWe od kojih moguća snaga termoelektrana već razrađenih bušotina

iznosi 11 MWe.

Parametri korišteni u proračunu cijene kWh i struktura troškova dani su u tablici Tablica

4.2.

15 Godišnji prosjek dozračene energije kontinentalnog dijela Hrvatske procjenjuje se na oko 1250-1540 kWh/m2, sjevernog Jadrana na 1540-1680 kWh/m2 i južnog Jadrana na oko 1825-1890 kWh/m2 16 uzeta iz međunarodne literature


42

Tablica 4.2. Parametri korišteni u proračunu cijene kWh u geotermalnim elektranama

Parametar Vrijednost

stopa aktualizacije 10 posto

vijek trajanja postrojenja 10-15 godina

pogonski troškovi (uključujući održavanje, usluge trećih i ostale operativne troškove) 1,25 c€/kWh

troškovi kultiviranja nalazišta:

- prosječni troškovi centrale 1050 €/kW

- prosječni troškovi mreže za dovod pare 3000 €/kW

- prosječni troškovi bušenja 2350 €/kW*

* smatra se da je u narednih nekoliko godina moguće ostvariti pad cijene bušenja na oko 1500 €/kW instalirane

snage

Održavanje proizvodnog parka u funkciji prilično je skupo. Uzrok kratkom vijeku trajanja

postrojenja je jaka korozija dijelova izloženih protoku pare koja sadrži agresivne

spojeve.

Proračun troškova prema navedenim vrijednostima parametara daje cjenovni raspon od

6 do 10,5 c€/kWh. Referentna vrijednost procijenjena je na 7,25 c€/kWh.

Očekuje se da će nova tehnološka rješenja u postupku kultiviranja nalazišta (čija se upotreba očekuje kroz nekoliko godina i koja su u ispitivanju) troškove smanjiti za oko 0,5-1 c€/kWh. U pripremi su višenamjenski projekti proizvodnje električne energije iskorištavanjem

geotermalne energije na bušotinama Lunjkovec-Kutnjak i Velika Ciglena. Temeljni ciljevi

iskorištavanja geotermalne energije za proizvodnju električne kreću se upravo k razvoju

gospodarskih zona u kojima je termoelektrana sa svojom poticajnom cijenom električne

energije u stanju ponuditi gospodarskim subjektima u zoni povoljnu cijenu otpadne

toplinske energije privlačeći tako potencijalne investitore.


43

4.2. Proizvodnja električne energije uporabom gorivnih izvora

Proračun cijene aktualiziranog kWh također se provodi prema izrazu (2.1),

odnosno (2.3). Za potrebe proračuna tehnologija «obnovljivih» izvora on postaje:

cckHco

HI

c sansp ⋅++

⋅= /α

( 4.2 )

Za razliku od negorivnih izvora koja nemaju stavku goriva, ovdje je prisutna. Radi se

prvenstveno o biomasi, a zatim o gorivima koja nastaju iz komunalnog ili industrijskog

otpada i kao takvi se ne mogu smatrati robom koja se na tržištu može razmjenjivati u

velikim količinama, pa se je teško uzeti jednu aproksimativnu vrijednost cijene goriva na

koju se moguće pouzdano osloniti u proračunima.

Ukoliko se radi o gorivima koja su ishod neke druge aktivnosti i nemaju neku drugu

alternativnu primjenu, onda treći dio izraza (4.2) poprima negativnu vrijednost ili

vrijednost nula. Ukoliko se proizvođač može riješiti «neiskoristivog» nusprodukta

proizvodnje bez troškova transporta i odlaganja ona poprimaju vrijednost nula, dok u

protivnom, ukoliko proizvođač u procesu zbrinjavanja ima troškove, takvo «gorivo»

poprima negativnu vrijednost. Jaki poticaji u proizvodnji električne energije iz ovih izvora

na tržištu bi mogli dovesti do pada negativne vrijednosti otpada, pa čak otpadu dati i

pozitivnu vrijednost; proračun cijene kWh iz obnovljivih goriva tako ovisi i o

subvencioniranju proizvodnje. Izostanak poticaja i subvencija od strane javnih tijela je

pretpostavka po kojoj su provedeni daljnji proračuni.

4.2.1. Proizvodnja električne energije iz biomase

EU je putem cilja da udio obnovljivih izvora energije u ukupnoj energetskoj

potrošnji u 2020. godini bude 20% dala snažan poticaj i za jaču primjenu biomase.

Potencijali Hrvatske i prednosti korištenja biomase su velike. Osim prednosti zajedničkih

za sve nekonvencionalne tehnologije (od ublažavanu emisije stakleničkih plinova,

smanjenja ovisnosti o uvozu fosilnih goriva, povećanju sigurnosti energetske opskrbe,


44

diversifikacije proizvodnje…), za upotrebu biomase vežu se brojne socijalno-ekonomske

prednosti. Razvoj tehnologije i industrije za uporabu iste doprinosi rastu broja novih

radnih mjesta, razvoju konkurentnosti i regionalnom i ruralnom razvoju. Neke procjene

do 2015. godine govore o oko 5000 izravnih, odnosno čak 60 000 neizravnih radnih

mjesta.

Obzirom na visoku energetsku učinkovitost suproizvodnje peleta, električne

energije i topline pretpostavljena je visoka zastupljenost takvog tehničkog rješenja u

korištenju biomase. Potencijal godišnje proizvodnje iznosi oko 1.24 TWh električne

energije iz biomase, 24.3 PJ toplinske energije i proizvoda (peleti, briketi) ukupne

energetske vrijednosti 35.2 PJ.

Pretpostavljeni parametri za procjenu cijene kWh iz BIO-TE su sljedeći:

- pretpostavljeni investicijski troškovi od 1750 do 2500 €/kW uz amortizacijski rok

od 20 godina i dinamiku rada 5000 do 6000 sati godišnje,

- operativni troškovi promjenjivi i variraju od 3,5 – 5 posto od ukupnih investicijskih

troškova (nužna nazočnost kvalificiranog osoblja 24h),

- pretpostavljen je niži konverzijski učinak postrojenja od 27-30 posto (u novim

postrojenjima taj učinak se kreće oko 32-33 posto),

- za gorivo17 je uzeta biomasa kalorične vrijednosti 3500 kcal/kg cijene 5 c€/kg

(uključeni troškovi prijevoza od oko 0,75 c€/kg i naknada poljoprivrednika)

Uz navedene pretpostavke, raspon troškova proizvodnje je od 7,5 do 13,25

c€/kWh, a referentna vrijednost 9,5 c€ za 5500 ekvivalentnih sati rada godišnje.

Razvojem tehnologije, primjena biomase u energetske svrhe dobivat će

konkurenciju u novim mogućnostima prerade i primjene drvne mase. Očekuje se da će

se uz postojeće mjere, u elektroenergetskom sustavu Republike Hrvatske do 2020.

godine ostvariti ukupna snaga u distribuiranim elektranama na biomasu od 140MW, a

420MW zaključno sa 2030. Valja poticati da one budu sa spojnim procesom proizvodnje

električne energije i topline.

17 omjer cijene i kalorične vrijednosti se kreće oko ovog iznosa, jeftinija goriva imaju i znatno nižu kaloričnu vrijednost


45

5. Vanjski troškovi proizvodnje električne energije i naknade za emisije

5.1. Procjena vanjskih troškova proizvodnje električne energije

Razvoj energetskog sustava mora pratiti i svijest o problematici zaštite okoliša

povezane s energetikom. Ona mora biti održiva lokalno, regionalno i globalno da bi se

postigao održivi razvoj. Hrvatska se pridružila nastojanjima EU-e da usmjerava svoje

gospodarstvo prema strukturi koja će smanjiti emisiju stakleničkih plinova i to

instrumentima kojih je pregled dan tablicom Tablica 5.1. U zadnjih petnaestak godina

jedan od glavnih smjerova istraživanja u okviru komparativne analize različitih

tehnologija za proizvodnju električne energije je proučavanje utjecaja na okoliš i ljudsko

zdravlje i tomu pridruženih vanjskih troškova generiranja električne energije. Stoga se

kao dodatna komponenata pri odlučivanju o budućim energentima (i procijeni troškova

onih u eksploataciji) pojavljuju i ovi troškovi proizvodnje električne energije.

Utjecaje koje energetika ima na okoliš i ljudsko zdravlje se može klasificirati na one

na lokalnoj, regionalnoj i globalnoj razini.

Procjene vanjskih troškova, točnije, procjene vrijednosti lokalnih i regionalnih efekata

koje će se koristiti u daljnjim proračunima preuzete su iz studije ExternE, dok je za

globalnu razinu cijena kWh prema tehnologiji proizvodnje dodatno opterećena prema

emisiji CO2 u fazi proizvodnje.


46

Tablica 5.1 Utjecaji energetike na okoliš

Razina Utjecaj Instrument

Globalno Klimatske promjene Provedba obveza UNFCCC18, Kyotskog protokola i budućih obveza post-Kyotskog razdoblja

Regionalno Eutrofikacija

Zakiseljavanje

Štete zbog prizemnog ozona

Provedba obveza CLRTAP-a i protokola uz Konvenciju,

Direktiva EU o nacionalnim gornjim dozvoljenim granicama emisija (2001/81/EC),

ESPO Konvencija

Lokalno Utjecaj na kakvoću zraka, vode i tla

Buka

Zauzeće prostora

Utjecaj na krajobraz

Biološka raznolikost

Propisi o zahtjevima na kvalitetu proizvoda i uređaja, graničnim vrijednostima emisija, tehnikama za smanjenje emisije i o kakvoći okoliša

Propisi o energetskoj učinkovitosti i obnovljivim izvorima energije

Strateška procjena utjecaja na okoliš/Procjena utjecaja na okoliš

Objedinjeni uvjeti zaštite okoliša («okolišna dozvola»)

Dokumenti prostornog uređenja

Zakon o zaštiti prirode i njegovi provedbeni propisi

5.1.1. Metodologija ExternE

Podaci koji se danas smatraju najmjerodavnijima u procijeni vanjskih troškova plod

su rada programa ExternE kao rezultat akcije koja je potaknuta od strane 15 država

članica EU (u početku uz suradnju sa US Department of Energy), a traje od 1992.

godine. Riječ je o najsustavnijem i najpotpunijem istraživanju koje je na tom području

provedeno.19 U ovoj činjenici se nalazi i opravdanje za njihovo korištenje u

usmjeravanju energetsko-ekoloških politika. No, svakako ih ne treba uzimati doslovno

jer su, kao i svake druge procijene povezani sa određenim stupnjem nesigurnosti.

Rezultati se pojedinačno odnose na specifični, strogo lokalizirani utjecaj na nekom

jasno određenom mjestu. Povećanjem broja aplikacija na neku određenu tehnologiju

18 Okvirna konvencija UN-a o promjeni klime 19 Metodologiju je potvrdila i Europska komisija


47

sužuje se područje mogućih procjena pa se time i povećava stupanj pouzdanosti i

mogućnosti primjene rezultata i na druge slučajeve.

Metodologija ExternE zamišljena je interdisciplinarno. Obuhvaća sve glavne

tehničke karakteristike promatranog postrojenja i lokalizira njihov utjecaj, identificira

onečišćivače i prati njihovo kretanje te prema tim podacima identificira i kvantificira

količine onečišćenja koje emitira postrojenje a koje u većoj mjeri dovode do štete na

receptorima (zdravlje ljudi, poljoprivredna proizvodnja, flora i fauna, građevine i

spomenici…). Zatim se procjenjuju odnosi onečišćenja i očekivanog utjecaja u fizikalnim

veličinama (kroz statističko epidemiološko i/ili toksikološko promatranje) te se

naposljetku, kroz razne ekonomske i ekonometrijske tehnike ocjenjuje se spremnost na

plaćanje kod građana potrošača kako bi izbjegli neočekivanu štetu ili rizik, ili obratno,

spremnost na primanje naknade za pretrpljene negativne utjecaje.

Kako se studija ExternE usredotočila ponajprije na štete izazvane emisijama štetnih

tvari koje imaju lokalni utjecaj, na lokalnoj i regionalnoj razini se može uzeti s razumnom

dozom sigurnosti. Podaci koji su dani tablicom Tablica 5.3 odnose se na postrojenja na

europskom teritoriju a pojedine vrijednosti (posebice kod hidroelektrana) su prilagođene

strogo ciljanim regionalnim karakteristikama.

Nasuprot tome, procjena štete vezane uz emisije stakleničkih plinova mnogo je

nesigurnija, tim više jer ni među znanstvenicima nema suglasja oko povezanosti tih

plinova sa globalnim klimatskim promjenama. Iz tog razloga, ali prvenstveno i zbog

činjenice da je na nivou svjetskog gospodarstva odavno započela borba za smanjenjem

emisija stakleničkih plinova, dodatno će se obraditi njihov utjecaj na formiranje vanjskog

troška cijene kWh.

5.1.2. Emisije CO2

U procjeni emisija stakleničkih plinova ovdje će u obzir biti uzeta samo faza

tehnološkog ciklusa proizvodnje električne energije. Zanemarivanjem emisija ostvarenih

u ostalim tehnoloških fazama ne gubi se vjerodostojnost proračuna. CO2 je

najzastupljeniji staklenički plin na području elektroenergetike, pa se često i sve ostale

emisije na neki način nastoje svesti na njegov ekvivalent. Za svaku tehnologiju


48

pojedinačno moguće je dati neke opće podatke o prosječnoj emisiji stakleničkih plinova

(u gramima) po proizvedenom kWh. Nakon usvajanja emisijskih vrijednosti, proračun

vanjskog troška ovisi direktno o količini emitiranih jedinica. Kako je mnogo čimbenika

koji utječu na emisiju (od kvalitete goriva, ložišta, načina izgaranja, sustava za zaštitu

okoliša, starosti postrojenja…), vrijednosti dane tablicom Tablica 5.2 bit će popraćene

komentarom.

Tablica 5.2 "Reprezentativni" koeficijenti emisija ekvivalentnih emisiji CO2

Tip postrojenja i izvor grama/kWh

Postrojenja namijenjena isključivo proizvodnji električne energije:

- konvencionalno s gorivim uljem 700

- konvencionalno na ugljen 940

- konvencionalno na zemni plin 480

- s kombiniranim ciklusom na zemni plin 350-360

Hidroelektrana 0

Vjetroelektrana 0

Solarna elektrana 0

Geotermalna elektrana 440

Elektrana na biomasu 0

Kogenerativna postrojenja:

- zemni plin (CC) 190-325*

* Dani interval emisije odnosi se na raspodjelu koristi prema eksergetskom kriteriju ili prema kriteriju raspodjele

ostvarene koristi

Za klasične termoelektrane koeficijenti emisija uzeti su prema prosječnim emisijama

energetskog parka na nivou EU dok je kod postrojenja s kombiniranim ciklusom uzeta

emisija prema referentnom novom postrojenju neto učinka 54-56%.

Za proračun vanjskih troškova kogeneriranja u tablici je dan interval od 190 do 325

gCO2/kWh. Prema eksergetskom kriteriju vrijednosti dobivene toplinske i električne

energije vrednuju se prema eksergetskoj vrijednosti dobivenih «dobara». To je jedan od


49

tri kriterija predložen od ExternE po kojima se dijeli ukupni vanjski trošak. Ostala dva

kriterija su energetski kriterij i kriterij na temelju ustupanja. Eksergetski kriterij i kriterij

ustupanja daju podjednake rezultate: kao eksergetski vrjednijoj, električnoj energiji se

pripisuje oko 80 posto ukupnog vanjskog troška (emisija), dok joj energetski kriterij

pripisuje 60 posto.

Druga korištena metoda je prema preraspodjeli ostvarene koristi i dana je kao

alternativa metodologiji ExternE. Uz to što se ovom metodom obuhvaćaju svi ekološki

troškovi kogeneriranja (kao i kod prije spomenute tri) amortiziraju se i neracionalni

iznosi koje je prema eksergetskom kriteriju moguće dobiti. Naime, ova metodologija

pretpostavlja sljedeće: izračun ukupnih vanjskih troškova proizvodnje prema

karakteristikama kogenerativnog postrojenja te definiranje alternativnog rješenja za

proizvodnju iste količine toplinske i električne energije te izračun odgovarajućih vanjskih

troškova za pojedine tehnologije (ukoliko se radi o odvojenim proizvodnjama) ili ukupni

vanjski trošak (ukoliko se radi o kogeneraciji drugih karakteristika). Razlika ova dva

troška pokazat će ili vanjsku ekološku dobit ili trošak za promatrano kogenerativno

postrojenje koju je potrebno podijeliti na proizvodnju električne i toplinske energije čime

se definiraju odgovarajući udjeli u ostvarivanju te dobiti (ili troška). Na ovaj način se ne

može dogoditi da, ukoliko se ostvari dobit, proizvodnja električne energije ili toplinske iz

kogenerativnog postrojenja ima viši vanjski trošak od alternativnog postrojenja radi

neracionalne raspodijele vanjskog troška (vrijedi i obratno).

Kod geotermalnih elektrana procjena emisija povezuje se sa većom nesigurnošću nego

je to slučaj kod ostalih. Razlog je u lokalnim specifičnostima primjene tehnologije te

velika promjenjivost karakteristika pojedinih ležišta energenata.

Za procjenu vanjskog troška uslijed emisija uzeta je vrijednosti od 30 € po toni

emitiranog ekvivalenta CO2 što predstavlja aritmetičku sredinu dvaju ekstrema tzv.

illustrative restricted range predloženog od strane IPCC-a20.

Pregled ukupnih vanjskih troškova dan je tablicom Tablica 5.3.

20 Intergovernmental Panel on Climate Change


50

Tablica 5.3. Procjena vanjskih troškova proizvodnje električne energije

Tip postrojenja i gorivo Lokalni i regionalni efekti (c€/kWh)

(Prema ExternE)

Globalni efekti (c€/kWh)

(na osnovu 30€/tCO2e)

Ukupni vanjski troškovi (c€/kWh)

Postojeće TE:

- na zemni plin (PT) 0,75 1,45 2,2

- naftni derivati (PT) 2 2,1 4,1

- ugljen (PT) 2,5 2,8 5,3

Repowering 4,65

Nove TE:

- s CC na zemni plin 0,55 1,1 1,65

- na ugljen (PT) 1,65

Kogeneracija (CC na plin):

- preraspodjela troškova 0,5 1,1 1,6

- preraspodjela ostvarene koristi

0,05-0,5 0,55-0,1 0,6-1,5

Velika hidroelektrana 0,35 0 0,35

Mala hidroelektrana 0,25 0 0,25

Vjetroelektrana 0,15 0 0,15

Solarna elektrana 0,15 0 0,15

Biomasa (PT) 1,15 0 1,15

Geotermalna elektrana 0,15 1,3 1,45


51

5.2. Naknade za emisije

Smatram da je vrijedno spomenuti ove troškove jer će u skoroj budućnosti

svakako utjecati na mnoge odluke oko razvitka energetskog sustava. Dat će se samo

kratak osvtr ne ulazeći u dublje analize.

Nastojanja za smanjenjem emisija stakleničkih plinova odnosno njegova

negativna utjecaja na okoliš dovela su do davanja vrijednosti emisijama, odnosno do

stavljanja cijena na njih.

13. kolovoza 2003, EC je objavila direktivu o trgovanju prava na emisiju stakleničkih

plinova (2003/87/EC) koja definira shemu trgovanja emisijama. Raspodjela fiksne

emisijske kvote izdaje se u formi dozvole svakom operateru čije su djelatnosti regulirane

Direktivom. Kako je cilj smanjiti emisiju CO2, dodijeljene kvote usklađene su sa ciljem

koji je zemlja preuzela Kyoto protokolom. U Hrvatskoj će se sustav trgovanja emisijama

početi primjenjivati 2010 (2012). Plan raspodjele emisijskih kvota (NAP21) obveznicima

će definirati smanjenje emisija za svako pojedinačno postrojenje pa će pitanje emisijskih

kvota za svaku termoelektranu biti predmetom kompromisa između interesa države da

se emisija CO2 svede na nultu razinu i razvojnim planovima elektroenergetskih

poduzeća. Ukoliko je emisija veća od dodijeljene kvote, manjak će se morati kupovati

na tržištu.

Ovi podaci nužno mijenjaju operativne troškove u elektroenergetskom sektoru te

se očekuje da će imati snažan utjecaj na rad postrojenja u eksploataciji kao i na sastav

budućih investicija, tj. na odabir tehnologija.

Ne ulazeći u detaljnije analize, utjecaj naknade za emisije bitno će utjecati na

kratkoročne i dugoročne granične troškove postrojenja pa su mogući razne promjene u

rangu isplativosti pojedinih tehnologija. Kako će se vidjeti u rekapitulacijskoj usporedbi

gornjih troškova (proizvodnih i vanjskih) ne uzimajući ove troškove u obzir, cijena kWh

proizvedena ekološki prihvatljivijom tehnologijom osjetno je viša od one proizvedene

konvencionalnom proizvodnjom. Uzimajući u proračun naknadu za emisije taj se odnos

bitno mijenja. Kako se Hrvatska nalazi u nezavidnoj situaciji prema obvezama

21 tzv. Nacionalni alokacijski plan


52

preuzetima Kyoto sporazumom sve navedeno nužno mora voditi ulaganju u energetsku

učinkovitost, obnovljive izvore energije i tehnologije s malom emisijom CO2 jer će u

protivnom, potreba za kupovinom emisijskih jedinica CO2 dodatno opteretiti proizvodne

troškove što će u konačnici imati znatne posljedice na cjelokupno nacionalno

gospodarstvo.

Na slici Slika 5.1. Utjecaj cijene emisija na troškove proizvodnje (€/MWh) prikazan je

utjecaj cijene emisija na proizvodne troškove.

Slika 5.1. Utjecaj cijene emisija na troškove proizvodnje (€/MWh)

0102030405060708090

100

0 20 40 60 80

Pro

izvo

dni t

rošk

ovi e

ur/M

Wh

cijena emisija (eur/tCO2)

TE CC na plin (prema Tablici 3.9)

TE na ugljen (prema Tablici 3.7)

Vjetroelektrane


53

6. Rekapitulacijska usporedba troškova

Tablica 6.1. Procjena proizvodnih troškova električne energije

Tip postrojenja i gorivo Donja granica Osnovni referentni trošak Gornja granica

Postojeća postrojenja

Termoelektrane:

- na zemni plin (PT) 3,65

- na gorivo ulje (PT) 2,85

- na ugljen (PT) 2,2

Velike hidroelektrane 1,5

Repowering (400 MW) 3,6

Nova postrojenja

Nove TE:

- s CC na zemni plin (300 MW) 2,25 3,65 5,65


- na ugljen (600 MW) 2,8 3,15 5,5

Repowering (400MW) 2,35 3,15 4,0


Et/Ec = 0,35 Et = 1000 GWht 3,4

Et/Ec = 0,35 Et = 600 GWht 3,75

Et/Ec = 0,35 Et = 200 GWht 4,5

Mala hidroelektrana 3,25 6,75 10,0

Vjetroelektrana 5,25 7,5 10,5

Solarna elektrana 50,0 55,0 60,25

Biomasa (PT) 7,5 9,5 13,25



54

Tablica 6.2. Procjena troškova proizvodnje električne energije (c€/kWh)

Tip postrojenja i gorivo Industrijski troškovi

Vanjski troškovi (c€/kWh)

Ukupni troškovi

(c€/kWh)

Postojeća postrojenja

Termoelektrane:

- na zemni plin (PT) 3,65 2,2 5,85

- na gorivo ulje (PT) 2,85 4,1 6,95

- na ugljen (PT) 2,2 5,3 7,55

Velike hidroelektrane 1,5 0,35 1,85

Nova postrojenja

Nove TE:



- na ugljen (600 MW) 3,15 1,65 4,85

Repowering (400 MW) 3,6 1,65 5,25


Et/Ec = 0,35 Et = 1000 GWht 3,4 0,6-1,5 4,0-4,9

Et/Ec = 0,35 Et = 600 GWht 3,75 0,6-1,5 4,35-5,75

Et/Ec = 0,35 Et = 200 GWht 4,5 0,6-1,5 5,1-6,0

Mala hidroelektrana 6,75 0,25 7,0

Vjetroelektrana 7,5 0,15 7,65

Solarna elektrana 55,0 0,15 55,15

Biomasa (PT) 9,5 1,15 10,65



55

Slika 6.1. Usporedba troškova proizvodnje električne energije u c€/kWh (bez trgovanja emisijama)

Slika 6.2.Usporedba troškova proizvodnje električne energije u c€/kWh (sa trgovanjem emisijama)

0

2

4

6

8

10

12

Vanjski troškovi (c€/kWh)

Industrijski troškovi (c€/kWh)

0

2

4

6

8

10

12

Trošak emisije (60€/tCO2)

Trošak emisije (23€/tCO2)

Ukupni troškovi prema Tablici 6.2. (c€/kWh)


56

7. Zaključak

Procjena vrijednosti proizvodnih troškova, kako je očekivano, vrlo je nesigurna i

daje promjenjive rezultate. Razlog je velika osjetljivost proizvodne cijene kWh na

elemente koji trošak formiraju. Prije svega to su veličina postrojenja, procjena cijene

goriva, faktor iskoristivosti elektrane i stopa aktualizacije.

Prema dobivenim podacima (Tablica 6.2) uvažavajući ekološke, ekonomske i tržišne

zahtjeve rješenje izgradnje kombiniranih postrojenja na već postojećim lokacijama te

velike kogeneracije su opcije koje daju najmanji ukupni trošak kWh i kao takve su dobar

izbor za proširenje elektroenergetskog sustava.

Današnji uvjeti tržišta dovode do mnogih promjena u energetskom sektoru. Dok su

dugoročna investiranja u bazne elektrane i dalje osnova za planiranje razvoja

elektroenergetskog sektora, financijski rizik sudionika liberaliziranog tržišta bez sumnje

čini atraktivnijima ulaganja u fleksibilne tehnologije sa kratkim periodom povrata

investicije, kratkim periodom izgradnje i mogućnosti promjene goriva.

Planiranje razvoja sustava u najvećoj razumnoj mjeri trebalo bi kako slijedi provoditi po

načelima ekonomičnosti uz uvažavanje svih ekoloških zahtjeva. Iako na prvi pogled

cijenom neprimjerene, čiste tehnologije koje maksimalno iskorištavaju domaće resurse i

decentraliziraju proizvodnju vrijedne su ulaganja, tim više što ekologija i zaštita okoliša

imaju sve značajniji utjecaj u planiranju i razvoju. Najznačajniji je svakako shema

trgovanja emisijama što će se posebno odraziti na cijenu fosilnih goriva u budućnosti i

tako nekonvencionalne tehnologije (posebice CO2 free) učinit konkurentnijima prema

onim baznim podižući cijene iz konvencionalnih postrojenja i tako ih približavajući sve

nižim cijenama (razvojem tehnologije) alternativnih izvora (Slika 6.2).

Unatoč emisijskim i tržišnim ograničenjima konvencionalne termoelektrane jesu, i dalje

će biti glavni i nezamjenjiv odgovor na pokrivanje manjka kapaciteta i pitanje održivog

razvoja.


57

Popis tablica i slika

Tablica 2.1 Elementi potrebni za procjenu različitih vrsta troškova proizvodnje električne

energije .......................................................................................................................................... 10

Tablica 3.1 Referentne vrijednosti energenata za procjenu troškova proizvodnje električne

energije .......................................................................................................................................... 16

Tablica 3.2 Osnovna pretpostavka i izravni troškovi proizvodnje postrojenja u eksploataciji (u

€/MWh) ......................................................................................................................................... 18

Tablica 3.3 Parametri korišteni u proračunu očekivane cijene kWh u CC-postrojenjima ............ 21

Tablica 3.4 Proizvodni troškovi CC-postrojenja ovisno o veličini (izraženo u €/MWh) ............. 22

Tablica 3.5 Korišteni parametri i očekivana cijena kWh provedbom postupka repowering s TG

na postojećim TV-postrojenjima................................................................................................... 23

Tablica 3.6 Jedinična referentna cijena termoelektrana na ugljen i s kombiniranim ciklusom .... 24

Tablica 3.7 Parametri korišteni za proračun očekivane cijene kWh u termoelektranama na ugljen

....................................................................................................................................................... 25

Tablica 3.8 Troškovi proizvodnje u termoelektranama na ugljen (c€/kWh) ................................ 25

Tablica 3.9 Vrijednosti parametara koji sudjeluju u formiranju cijene ........................................ 31

Tablica 3.10. Cijene proizvodnje kWh u kogenerativnim postrojenjima s kombiniranim ciklusom

....................................................................................................................................................... 32

Tablica 3.11 Struktura cijene kWh proizvedenog u TE prema referentnom scenariju (c€/kWh) 34

Tablica 4.1. Predviđeno povećanje kapaciteta iz obnovljivih izvora ............................................ 36

Tablica 4.2. Parametri korišteni u proračunu cijene kWh u geotermalnim elektranama .............. 42

Tablica 5.1 Utjecaji energetike na okoliš ...................................................................................... 46

Tablica 5.2 "Reprezentativni" koeficijenti emisija ekvivalentnih emisiji CO2 ............................. 48

Tablica 5.3. Procjena vanjskih troškova proizvodnje električne energije .................................... 50


58

Tablica 6.1. Procjena proizvodnih troškova električne energije ................................................... 53

Tablica 6.2. Procjena troškova proizvodnje električne energije (c€/kWh) ................................... 54

Slika 3.1. Zastupljenost energenata u proizvodnji električne energije ......................................... 17

Slika 3.2. Predviđeni potrebni dodatni proizvodni kapaciteti ....................................................... 19

Slika 3.3.Usporedba troškova proizvodnje konvencionalnih tehnologija prema referentnom

scenariju (c€/kWh) ........................................................................................................................ 34

Slika 5.1. Utjecaj cijene emisija na troškove proizvodnje (€/MWh) ............................................ 52

Slika 6.1. Usporedba troškova proizvodnje električne energije u c€/kWh (bez trgovanja

emisijama) ..................................................................................................................................... 55

Slika 6.2.Usporedba troškova proizvodnje električne energije u c€/kWh (sa trgovanjem

emisijama) ..................................................................................................................................... 55


59

Literatura

[1] LUIGI DE PAOLI, ALFREDO VIŠKOVIĆ, Ekonomija i politika proizvodnje električne energije – Razlozi i kriteriji javne potpore obnovljivim izvorima energije i Protokol iz Kyota, Kigen 2007.

[2] SABOR RH, Strategija energetskog razvitka Republike Hrvatske, 2002.

[3] MINGROP I UNDP, Prilagodba i nadogradnja strategiije energetskog razvitka Republike Hrvatske – Nacrt Zelene knjige, 2008.

[4] Model cijena energije za vrednovanje scenarija razvoja energetskog sustava (EnStrat-CE-rev0), 2008.

[5] Projekcije neposredne potrošnje energije u Republici Hrvatskoj, osnovni scenarij (EnStrat-NP-rev0), 2008.

[6] CTT, Proračun cijena toplinske i električne energije u kogeneracijskom postrojenju, 2000.

[7] HEP Godišnje izvješće 2006. i 2007.

[8] HEP Hrvatska elektroprivreda i okoliš 2005-2006.

[9] VLADA RH, Program provedbe strategije energetskog razvitka Republike Hrvatske, 2004.

[10] MINISTARSTVO ZAŠTITE OKOLIŠA, PROSTORNOG UREĐENJA I GRADITELJSTVA, Prijedlog nacionalne strategije za provedbu UNFCC i Kyotskog protokola u RH s planom djelovanja, 2007

[11] SWOT analiza energetskog sektora Republike Hrvatske (EnStrat-SW-rev0), 2008.

[12] Renewable energy Focus: Obstacles and Success Conditions for RE in Developing Countries, stručni članak

[13] IEEE, Wind power discourse - overview

[14] TARJANNE RISTO, KIVISTO AIJA , Comparison of electricity generation costs

[15] NUCLEAR ENERGY AGENCY AND INTERNATIONAL ENERGY AGENCI , Projected costs of generating electricity, 2005.

Documents

Usporedba troškova proizvodnje električne energije prof.dr.s