Prethodni

4.7. Strateški planovi razvoja

4.7.1. Osnove za uspostavljanje razvojnih ciljeva i strategija

Uspostavljeni razvojni ciljevi u domenu razvoja sistema naftovoda i produktovoda su:

- modernizacija i obnavljanje postojećeg naftovoda;

- proširenje skladišnih prostora za naftu i derivate nafte;

- uvođenje integrisanog upravljanja i regulacije ukupnim sistemima cevovodnog transporta;

- priprema preduslova za realizaciju savremenih komunikacijskih instalacija i sistema (optički kablovi) uz trase naftovoda i produktovoda;

- obezbeđenje preduslova za realizaciju makroprojekata cevovodnog transporta nafte i derivata:

- učešće u izgradnji Panevropskog naftovoda (kao međudržavnog projekta u nameri)

- izgradnja sistema produktovoda kroz Srbiju (kao imperativna potreba za supstituisanje krajnje neracionalnog transporta naftnih derivata isključivo konvencionalnim vidovima transporta);

- stalno unapređenje tehničko-tehnoloških performansi svih poslovnih sistema.

Zajednička komponenta u realizaciji svih razvojnih ciljeva je minimiziranje negativnih uticaja na životnu i radnu sredinu. Kriterijumi na planu inkorporiranja eko-inženjeringa u realizaciju svakog od investicionih zahvata detaljno su prezentirani u Prilogu ovog dokumenta.

Komparativne "jake" i "slabe" tačke u odnosu na realizaciju ovako zacrtanog razvoja su sledeće.

Prednosti:

- znanje i iskustvo kadrova JP "Transnafta" u oblasti cevovodnog transporta sticano višedecenijskim radom u izgradnji, puštanju i eksploataciji postojećeg naftovoda;

- izuzetno povoljan položaj u odnosu na potencijalno veliko tržište Zapadne Evrope (posmatrano sa aspekta izgradnje Panevropskog naftovoda), kao i za snabdevanje zemalja u okruženju sa naftnim derivatima (posmatrano sa aspekta izgradnje produktovoda kroz Srbiju, sa mogućnošću povezivanja sa okruženjem);

Slabosti:

- amortizovana postojeća oprema, posebno cevovodi i deo stacionarne opreme;

- manjak skladišnog prostora za perspektivan autonoman rad i dalji razvoj delatnosti;

- višegodišnja investiciono-razvojna stagnacija;

- utisak da se brže odvija konkretizacija alternativnih naftovoda iz Kaspijsko-crnomorskog regiona nego Panevropskog naftovoda;

- visoka inertnost u konkretizaciji realizacije prihvaćenih programa razvoja u delu nadležnih državnih i pratećih institucija.

4.7.2. Razvojni projekat: Razvoj postojećeg sistema naftovoda

4.7.2.1. Modernizacija i obnavljanje postojećeg naftovoda

Za postojeći naftovod od Sotina, preko Novog Sada, do Pančeva predviđene su permanentne tehničke i poslovne aktivnosti, koje podrazumevaju:

- sistematičnu i stalnu tehničku dijagnostiku stanja naftovoda, prateće infrastrukture i opreme;

- zamenu, obnavljanje i osavremenjavanje dotrajalih elemenata naftovodnog sistema;

- ugradnju merača protoka nafte u Sotinu i Novom Sadu, uz verifikaciju postojećih u Pančevu;

- ugradnju savremenih elemenata i sistema za optimizaciju potrošnje energenata i pomoćnih fluida za odvijanje procesa rada naftovodnog sistema i drugo.

4.7.2.2. Skladištenje nafte i derivata

Paralelno sa razvojem delatnosti cevovodnog transporta nafte i derivata, nameće se potreba i za razvojem odgovarajućih kapaciteta za njihovo održivo dinamičko i stacionarno skladištenje. Za te namene planirane su po dve standardne rezervoarske jedinice (od po 10.000 m3 i/ili 15.000 m3) na postojećem i svim budućim terminalima za manipulisanje transporta nafte i derivata.

4.7.2.3. Razvoj sistema upravljanja i regulacije procesa rada

U cilju obezbeđenja mogućnosti za integrisano upravljanje i regulaciju postojećih i budućih procesa rada u cevovodnom transportu nafte i derivata planirano je da se zastareli komunikacijski sistem koaksijalnog kabla (koji i nije u funkciji) zameni sa savremenim visokokapacitativnim optičkim kablom, a oni se postave i duž svih trasa cevovoda, koji će se realizovati u perspektivi.

4.7.3. Razvojni projekat: Izgradnja sistema produktovoda kroz Srbiju

Prema proceni razvojnih prioriteta, procenjeno je da je Projekat izgradnje sistema produktovoda kroz Srbiju primaran razvojni cilj, posebno zbog činjenice da je realnost njegove realizacije u nekom doglednom vremenu bitno veća u poređenju sa mnogo složenijim međudržavnim projektom izgradnje Panevropskog naftovoda (PEOP).

Projekat izgradnje sistema produktovoda kroz Srbiju koncipiran je u cilju podizanja ekonomske efikasnosti i ekološke bezbednosti snabdevanja sa motornim gorivima glavnih centara tržišne potrošnje na teritoriji Srbije, ali i gravitirajućeg okruženja. Projekat je predvideo razvoj cevovodnog transporta svih tipova motornih benzina i dizel goriva.

Na bazi podloga, koje je stručni tim JP "Transnafta" pripremio nakon samo nekoliko meseci od osnivanja preduzeća, predviđena je fazna realizacija sistema produktovoda kroz Srbiju, i to po sledećim deonicama:

Preliminarni termin plan predviđa okončanje realizacije prve dve faze ovog razvojnog programa do 2012. godine. Predviđeno je da trase produktovoda prate postojeće koridore magistralnog sistema razvoda prirodnog gasa (YU-916) i naftovoda Pančevo-Novi Sad, što je u ostalom u duhu najbolje svetske prakse kod projektovanja trasa novih cevovoda.

Terminali produktovoda će se nalaziti na lokacijama uz postojeće skladišne instalacije kompanije "NIS-Petrol" u Smederevu, Nišu, Somboru, Prištini i Velikom Selu kod Beograda (buduća instalacija), instalaciju kompanije "Lukoil-Beopetrol" u Jagodini i uz obe energetske rafinerije.

Etapa IIa od rafinerije u Pančevu do rafinerije u Novom Sadu je karakteristična po tome što bi ovaj deo produktovoda bio dvosmeran i višefunkcionalan, i u tom smislu otvorio (1) mogućnost snabdevanja gravitirajućeg tržišta iz obe rafinerije, i (2) mogućnost razmene poluproizvoda između rafinerija za postizanje višeg nivoa komplementarnosti njihovog rada (što bi podiglo nivo ekonomske valorizacije sirove nafte i rafinerijskih pogona).

Etapa IIb od Pančeva do Beograda karakteristična je po tome što je uslovljena preseljenjem sadašnje instalacije "NIS-Petrol" na Čukarici u Veliko Selo, novu beogradsku industrijsku zonu po GUP-u. U tom smislu bi novi terminal JP "Transnafta" bio lociran neposredno uz tu preseljenu instalaciju.

Preliminarne procene su govorile o Sistemu produktovoda kroz Srbiju kao investiciji od oko 424 miliona EUR (ova cifra ne uključuje neizvesnu realizaciju etape IIIb). Najnoviji pregovori zainteresovanih subjekata (JP "Transnafta", "NIS-Petrol" i "Lukoil-Beopetrol") mogli bi da promene ukupan koncept investicije, u smislu da bi kroz dogovor o korišćenju postojećih rezervoarskih kapaciteta investiciona ulaganja mogla biti drastično redukovana.

4.7.4. Razvojni projekat: Izgradnja Panevropskog naftovoda (PEOP)

Kaspijska nafta, zajedno sa ruskom naftom, danas u Evropu stiže preko Crnog mora i turskih moreuza (Bosfor i Dardaneli). Ovi moreuzi predstavljaju "uska grla" ispred kojih tankeri čekaju ponekad i više od 20 dana. Da bi se osigurala nesmetana doprema nafte iz Kaspijskog regiona, kao i da bi se premostili ekološki i navigaciono osetljivi moreuzi, neophodno je uvesti alternativne modalitete transporta. U ovom trenutku postoje četiri međunarodna projekta naftovoda u razvojnoj fazi, koji su u manjoj ili većoj meri konkurentski razvojni programi.

Predloženi naftovod Konstanca-Trst, ili Panevropski naftovod (PEOP), osmišljen je kao ekonomičan sistem za transport sirove nafte od postojećih naftnih terminala u crnomorskoj luci Konstanca u Rumuniji, preko rafinerija u Republici Srbiji i Hrvatskoj do Trsta u Italiji.

Tri osnovne komparativne prednosti PEOP-a jesu:

1) trasa i krajnja tačka naftovoda. Kaspijska i ruska nafta dovode se do severnog Jadrana, u direktan priključak sa Transalpskim naftovodom (TAL) koji snabdeva Centralnu Evropu i Nemačku. Postoji mogućnost povezivanje na italijansku mrežu naftovoda i snabdevanje tržišta severne Italije. Rafinerije na trasi Novi Sad, Pančevo, Sisak, Bosanski Brod i moguće Rijeka, priključak sa TAL i obližnja tržišta zajedno garantuju tražnju od preko 150 miliona t nafte godišnje. Druge trase koje su zamišljene da izbegnu Jadransko more nisu dovoljno ekonomski atraktivne jer prolaze zemlje sa limitiranom tražnjom, a postoje i prirodne prepreke koje poskupljuju izgradnju i nema prednosti direktnog priključka na TAL;

2) ekološki aspekt. PEOP bi smanjio broj tankera koji dolaze u severni Jadran, jer bi nafta koja se sada do Trsta doprema morskim putem ubuduće pristizala kopnenim naftovodom. PEOP bi se koristio za transport nafti različitog tipa, tj. mogao bi da transportuje Rusku ili Kaspijsku naftu u zavisnosti od tražnje na tržištu. Koristio bi poznatu tehnologiju šaržiranja (batching);

3) postojeći infrastrukturni objekti. Ukupna dužina naftovoda je oko 1.310 km, ali postojeći segmenti Jadranskog naftovoda mogu se koristiti za transport i Kaspijske nafte, tako da se investiciona ulaganja mogu značajno redukovati. Dogradnja bi se realizovala na terenu koji je najvećim delom vrlo pogodan za postavljanje magistralnog naftovoda. Ulazne i izlazne tačke naftovoda, luke Konstanca i Trst, već sada raspolažu skoro svom infrastrukturom koja bi podržala jedan ovakav naftovod.

Specifične koristi koje bi od realizacije PEOP projekta imala Republika Srbija su: (a) povezivanje Srbije sa infrastrukturnim mrežama distribucije nafte u Jugoistočnoj, Centralnoj i Zapadnoj Evropi; (b) značajne uštede na troškovima transporta uvozne nafte namenjene preradi u domaćim rafinerijama; (v) značajan prihod od tarife na transport nafte u tranzitu preko naše teritorije; (g) značajan prihod po osnovu upošljavanja domaće inženjering, građevinske i montažerske operative na realizaciji projekta izgradnje; (d) indirektne koristi po osnovu doprinosa koji bi izgradnja naftovoda obezbedila stvaranju klime da je Republika Srbija politički i ekonomski stabilna zemlja i da je to zemlja gde se može investirati bez rizika.

Najnovije procene govore o PEOP-u kao investiciji na ukupnom nivou od oko 2,3 milijarde USD.

4.8. Dinamika planiranih ulaganja i ekonomske analize

Specifikacija, predračun i dinamika realizacije planiranih investicionih radova baziraju se na kritičkoj oceni predmera i predračuna datih u materijalu "Predlog strateškog plana razvoja JP "Transnafta" od 2006. do 2011. godine", koji je sačinjen u augustu 2006. godine. Sve razvojne investicije grupisane su na sledeći način:

1. Razvoj sistema naftovoda (građevinski radovi i objekti, instalacije i oprema);

2. Razvoj sistema produktovoda (građevinski radovi i objekti, instalacije i oprema);

3. Razvoj skladišta (građevinski radovi i objekti, instalacije i oprema);

4. Osnivačka ulaganja (izrada investiciono-tehničke dokumentacije):

4.1. Razvoj sistema produktovoda;

4.2. Razvoj skladišta;

4.3. Panevropski naftovod (PEOP).

Ekonomsko-finansijske analize i ocene izvedene su u varijanti da će u periodu 2007-2011. godine biti realizovane sve investicije iz tabele "Dinamika realizacije planiranih investicionih ulaganja", uključujući tu i izgradnju sistema produktovoda kroz Srbiju (izuzev izgradnje završnih deonica Novi Sad-Sombor i Niš-Priština).

Ovde treba naglasiti da bi korišćena procena investicionih ulaganja u izgradnju sistema produktovoda uskoro mogla biti značajnije redukovana. Naime, u toku su pregovori o promeni koncepta sistema produktovoda u smislu da se na trasi produktovoda iskoriste postojeći rezervoarski prostori kompanija "NIS-Petrol" i "LUKOIL-Beopetrol". Procenjuje se da bi postizanje dogovora na relaciji JP "Transnafta", sa jedne strane, i pomenute kompanije, sa druge strane, moglo skoro da prepolovi investiciona ulaganja projektovana u tabeli 4.5.

Efekti investiranja obuhvataju (1) povećanje pouzdanosti funkcionisanja naftovoda, (2) uvećanje prostora za skladištenje nafte i derivata, (3) nove prihode i dobiti po osnovu realizacije usluga transporta motornih goriva kroz izgrađene deonice produktovoda i (4) ekološke bonuse.

Realizovane ekonomsko-finansijske analize i ocene imale su za osnovni cilj da u planskom horizontu 2007-2012. godine identifikuju minimalno ekonomski opravdane cene korišćenja naftovoda, kao i produktovoda od momenta kada njegove pojedine deonice budu izgrađene i puštoee u rad. Minimalno ekonomski opravdane cene za pristup i korišćenje sistema za cevovodni transport nafte i derivata su definisane kao stalne cene shodno proceduri formiranja koja je data u nacrtu dokumenta "Odluka o tarifnom sistemu za pristup i korišćenje sistema za transport nafte naftovodima i transport derivata nafte produktovodima", koji je pripremio Savet Agencije za energetiku Republike Srbije.

Svi planirani investicioni troškovi, projekcije rashodnih i prihodnih pozicija u analiziranom planskom horizontu i rezultujući pokazatelji efikasnosti investiranja prezentirani su u EUR, a svi preračuni bazirani su na deviznim kursevima 1 EUR (evra) = 79,2 RSD i 1 USD ($) = 60 RSD.

Tabela 4.5. Dinamika realizacije investicionih ulaganja (u 000 evra)

4.9. Izvori finansiranja i obaveze prema njima

U varijanti realizacije tako ozbiljne makroinvesticije, kao što je izgradnja većeg dela sistema produktovoda kroz Srbiju do početka 2012. godine, rashodna kategorija "Finansijski rashodi" svakako mora da obuhvati i servisiranje preuzetih obaveza po osnovu eksternih izvora finansiranja u formi dugoročnih kredita. Struktura izvora finansiranja je procenjena na način prezentiran u tabeli 4.6.

Oba planirana kredita su projektovana sa periodom odlaganja plaćanja prvog anuiteta od 3 godine, rokom vraćanja od 10 godina i vezanim troškovima kredita od 1%. Angažovanje kredita je planirano na način da se prvo koristi dugoročni državni kredit sa niskom kamatnom stopom od 2,5%, a tek na kraju faze investicione izgradnje bio bi korišćen komercijalni bankarski kredit sa kamatnom stopom od 7%. Interkalarne kamate su obračunate prema dinamici povlačenja sredstava i pridružene osnovicama kredita. Refundiranje sredstava planirani da se obezbede od saulagača projektovano je u roku od pet godina od momenta angažovanja, i to u jednakim tranšama.

Tabela 4.6. Struktura izvora finansiranja

4.10. Ekonomsko-finansijski efekti razvojnih investicija

Primenom diskontne stope od 10% svi budući neto efekti finansijskih, ekonomskih i društveno-ekonomskih poslovnih tokova, odnosno odgovarajuće razlike neto priliva (prihoda) i neto odliva (rashoda) u čitavom planskom horizontu, svedeni su na sadašnje vrednosti.

Osnovni cilj bio je da se identifikuju minimalno ekonomskiopravdane cene usluga cevovodnog transporta. Pošlo se od kriterijuma da internastopa rentabilnosti mora biti 315%. Analizom osetljivostidošlo se do rezultata da bi gornji kriterijum bio ispunjen sa prosečnom tarifiranomcenom transporta nafte naftovodima na nivou od 3,7 EUR (evra) po toni/100 km(» 4,9USD po toni/100 km), odnosno sa tarifiranim cenama transporta motornih gorivaproduktovodima prikazanim u tabeli 4.7.

Tabela 4.7. Tarifne cene transporta motornih gorivaproduktovodima

Ovako projektovane cene transporta motornih goriva produktovodima više su od aktuelnih cena rečnog transporta, slične su cenama transporta vagon-cisternama, ali niže od cena transporta auto-cisternama. Primera radi, na deonici od RNP do Smedereva cena rečnog transporta motornih goriva je aktuelno na nivou od oko 1,86 evra po toni, dok se cena transporta auto-cisternama kreće u rasponu 4,95-6,87 evra po toni (opseg cena je u zavisnosti od nosivosti auto-cisterne). Na deonici od RNP do Niša cena transporta motornih goriva vagon-cisternama je aktuelno na nivou od oko 8,69 evra po toni, dok cena transporta auto-cisternama dostiže nivo i do 13,94 evra po toni (kada se koriste auto-cisterne manje nosivosti).

Poslovanje bi bilo profitabilno u skoro svim godinama planskog horizonta; međutim, od 2012. godine javlja se problem likvidnosti poslovanja, dakle od momenta kada započinje plaćanje anuitetnih obaveza po osnovu korišćenja dugoročnih kredita.

U svakom slučaju, cene cevovodnog transporta nafte i derivata nafte svakako bi morale da budu niže od prethodno identifikovanih "minimalno ekonomski opravdanih cena". U stvari, ove cene treba posmatrati kao "gornji plafon". U prevodu to znači da bi:

- investiciona ulaganja morala da budu redukovana, što bi u značajnoj meri obezbedila pomenuta promena koncepta sistema produktovoda kroz Srbiju, na bazi sinergetskih efekata saradnje kompanija JP "Transnafta", "NIS-Petrol" i "Lukoil-Beopetrol";

- projektovana hipotetička struktura izvora finansiranja morala u praksi da bude korigovana u smislu povećanja udela države (kroz povećanje učešća bespovratnih uloga i posebno povoljnih dugoročnih kredita).

Sa prethodno projektovanim "minimalno ekonomski opravdanim cenama" korišćenja naftovoda i produktovoda društveno-ekonomska opravdanost poslovanja je prilično impresivna. Dakle, postojanje nacionalnog ekonomskog interesa za investiranjem u cevovodni transport nafte i naftnih derivata potvrđuje činjenica da se samo u periodu 2007-2016. godine ostvaruje neto sadašnja vrednost od 81,2 miliona evra i realizuje interna stopa rentabilnosti od 30,9%. Sa nacionalnog aspekta posmatrajući, uložena sredstva se vraćaju nakon 12-13 godina.

Ovde treba dodati da navedeni finansijski parametri ne mere drugi veoma bitan nacionalni interes - doprinos unapređenju nivoa zaštite životne sredine - koji je nesumnjivo velik u slučaju realizacije izgradnje produktovoda kroz Srbiju.

4.11. Zaključak

Strateški projekti u domenu transporta nafte i derivata nafte koji imaju makrokarakter - izgradnja Panevropskog naftovoda i izgradnja produktovoda kroz Srbiju - razvojni su programi od posebnog nacionalnog značaja.

Realizacija programa izgradnje Panevropskog naftovoda je u najvećoj meri determinisana međunarodnim okolnostima i efikasnošću svih aktera u realizaciji ovog međudržavnog projekta, pri čemu svakako i Vlada Republike Srbije nosi svoj deo odgovornosti za kvalitet pripremnih aktivnosti.

Efikasnost realizacije projekta izgradnje sistema produktovoda je maksimalno u funkciji podrške države - u fazi pripreme projekta u obezbeđenju regulatornih preduslova (primera radi, kroz dopunu prostornog plana Republike Srbije) i stvaranju povoljnog društvenog ambijenta, a u fazi izvođenja projekta u obezbeđivanju (ili pomoći kod obezbeđivanja) najkvalitetnijih izvora finansiranja (bespovratna sredstva i najpovoljniji dugoročni krediti po osnovu NIP ili sličnih državnih fondova za kapitalni razvoj, koncesiona ulaganja, saulaganja budućih korisnika i slično).

Tarifirana cena korišćenja naftovoda, koju određuje Regulatorna agencija, mora da obezbedi dovoljno prostora za ostvarivanje svih strateških razvojnih programa, dakle ne samo projekata u domenu poboljšanja i modernizacije rada postojećeg naftovoda i unapređivanja postojećih sistema za upravljanje i regulaciju (za šta bi prosečna cena morala biti 31 evra po t/100 km), već i makroprojekata izgradnje novih cevovodnih i infrastrukturnih sistema (kada bi minimalno ekonomski opravdana cena mogla da ide i do maksimalnih 3,7 evra po t/100 km).

Na bazi sagledavanja aktuelnih cena transporta motornih goriva auto-cisternama, vagon-cisternama i rečnim plovnim objektima, a imajući u vidu i činjenicu da je proizvođačka cena svakog derivata znatno viša u odnosu na cenu sirove nafte, jasno proizlazi da bi tarifirane cene korišćenja produktovoda trebalo da budu "jače" u odnosu na cene korišćenja naftovoda.

U toku su pregovori nekoliko privrednih subjekata zainteresovanih za realizaciju strateškog projekta izgradnje produktovoda kroz Srbiju o zajedničkoj valorizaciji postojećih skladišnih resursa, a sinergetski efekat po osnovu eventualnog postizanja dogovora mogao bi bitno da redukuje predračun investicionih ulaganja (kao i projekcije "minimalno ekonomski opravdanih" cena budućeg korišćenja produktovoda).

Svaka ozbiljnija izmena koncepcije za realizaciju nekog od strateških razvojnih projekata, kao što je i situacija pomenuta u prethodnom stavu, zahteva naknadnu verifikaciju rentabilnosti razvojnog programa u novonastalim okolnostima, kao i ocenu svih graničnih parametara efikasnosti promenjenih investicionih ulaganja.

5. GASNA PRIVREDA

Dokument Strategija definiše pet osnovnih prioriteta daljeg razvoja energetike Srbije. Ovi prioriteti u velikoj meri podrazumevaju niz aktivnosti u oblasti gasne privrede u delu proizvodnje, uvoza, transporta, skladištenja i distribucije prirodnog gasa, odnosno u sektorima potrošnje:

- modernizaciju postojećeg gasovodnog sistema;

- istraživanja u cilju nalaženja novih ležišta gasa;

- izgradnju novih transportnih pravaca u cilju povećanja sigurnosti snabdevanja;

- izgradnju lokalnih distributivnih mreža radi povećanja broja potrošača za obezbeđenje toplotnih energetskih usluga u sektoru zgradarstva.

Imajući u vidu planirani ekonomski razvoj Srbije, njen geostrateški položaj, strukturu i raspoloživost energetskih rezervi, kao i postojeću energetsku infrastrukturu, razvoju strateške - regionalne infrastrukture za transport gasa, planirane aktivnosti u sektoru gasne privrede spadaju u prioritet Strategije razvoja energetike.

Republika Srbija je potpisnica obavezujućeg međunarodnog pravnog Ugovora o energetskoj zajednici Jugoistočne Evrope koji se odnosi na tržište električne energije i gasa.

Imajući u vidu ove činjenice, kao i uticaj korišćenja prirodnog gasa na životnu sredinu, nameće se potreba za ubrzanim razvojem gasne privrede.

5.1. Postojeća infrastruktura gasovodnog sistema Srbije

Gasovodni sistem Srbije sastoji se od magistralnih, dovodnih i razvodnih gasovoda i gradskih distributivnih mreža srednjeg i niskog pritiska, prijemnih i predajnih stanica za gas, glavnih razvodnih čvorova (GRČ), kompresorskih stanica, glavnih merno-regulacionih stanica (GMRS) i merno-regulacionih stanica kod potrošača (MRS). Osnovni podaci o gasovodnom sistemu Republike Srbije prikazani su tabeli 5.1.

Tabela 5.1. Osnovni podaci o gasovodnom sistemu

Gasovodni sistem povezuje sva gasna polja u Vojvodini sa potrošačima, omogućuje uvoz gasa iz Rusije preko Mađarske i tranzit gasa za Bosnu i Hercegovinu. Gasovodnim sistemom se može transportovati 6100 miliona m3 prirodnog gasa godišnje, od čega je 5340 miliona m3 za potrošače u Republici Srbiji, a preostalih 760 miliona m3 za zapadnu Srbiju i Bosnu i Hercegovinu. Povećanjem transportnog kapaciteta kompresorske stanice u Batajnici moguće je transportovati kroz gasovodni sistem JP Srbijagas - 6 800 miliona m3 godišnje.

Gasovodni sistem visokog pritiska kojeg čine magistralni i razvodni gasovodi i objekti nalazi se u vlasništvu preduzeća JP Srbijagas, osim magistralnog gasovoda MG-9, deonica Pojate - Niš koja je u vlasništvu Jugorosgas a.d. (akcionarsko društvo u vlasništvu JP Srbijagas sa 25% i Gasprom-a sa 75%).

Gasovodne mreže srednjeg pritiska i lokalne distributivne mreže niskog pritiska nalaze se u vlasništvu JP Srbijagasa, Jugorosgasa, kao i lokalnih distributera.

Uvoz, transport i distribucija prirodnog gasa za potrebe Republike Srbije, kao i tranzit prirodnog gasa za potrebe Bosne i Hercegovine, obavlja preduzeća JP Srbijagas.

5.2. Proizvodnja, uvoz i isporuka prirodnog gasa, po sektorima potrošnje u 2004. i 2005. godini

Potrošnja prirodnog gasa u Republici Srbiji još nije dostigla nivo koji je bio pre 1990. godine (u 1988. godini potrošnja je iznosila gotovo 3 000 miliona m3), a promenjena je i struktura potrošnje, tako da je smanjena industrijska potrošnja a povećana potrošnja u toplanama i kod domaćinstava. Kao ilustracija u tabeli 5.2. dat je prikaz potrošnje u 2004. i 2005. godini.

Tabela 5.2. Proizvodnja i potrošnja prirodnog gasa u Republici Srbiji

Procenjeno je da će potrošnja prirodnog gasa u periodu do 2012. godine porasti na 3 400 miliona m3. Da bi se omogućio kvalitetan i ubrzan razvoj gasne privrede, potrebno je stvoriti pravne i institucionalne okvire, realizovati projekte modernizacije i revitalizacije postojećih objekata, kao i izgradnje novih magistralnih, razvodnih i distributivnih gasovoda, te podzemnih skladišta.

5.3. Tehnička regulativa, propisi i standardi

Neophodno je uspostavljanje savremene legislative, a posebno u domenu tehničke regulative, edukacije kadrova, uspostavljanje sistema kvaliteta. U cilju unapređenja rada i razvoja gasne privrede u Republici Srbiji neophodno je uspostaviti zakonodavne i institucionalne okvire koji će omogućiti sprovođenje savremene tehničke regulative, propisa i standarda. Pregled neophodnih mera dat je u tabeli 5.4.

5.4. Projekti modernizacije, revitalizacije ili rekonstrukcije postojećih objekata

U gasovodnom sistemu Srbije posebno su izraženi sledeći problemi:

- starost gasovodnog sistema;

- neadekvatno i nedovoljno održavanje sistema kao posledica sankcija međunarodne zajednice;

- mešanje uvoznog prirodnog gasa sa gasom iz domaćih gasnih polja loših karakteristika što ima za posledicu veliko raubovanje opreme i armature na gasovodnom sistemu;

- rad gasovodnog sistema u neregularnim uslovima promenljivog radnog pritiska, što se odražava na :

- stanje cevovoda;

- stanje opreme za merenje i regulaciju pritiska prirodnog gasa;

- stanje gasne armature.

Da bi se navedeni problemi prevazišli, definisani su sledeći projekti modernizacije i revitalizacije gasovodnog sistema:

- modernizacija sistema upravljanja, koja obuhvata poboljšanje kvaliteta postojeće upravljačke opreme, potrebe operativnog rukovođenja transportnim i distributivnim sistemom, i

- revitalizacija celokupnog gasovodnog sistema, koja obuhvata dovođenje u ispravno i funkcionalno stanje gasovoda, opreme i armature u objektima na trasi gasovoda.

Realizacija ovih projekata podrazumeva sprovođenje sledećih aktivnosti:

- inspekciju gasovoda savremenim alatima;

- zamenu najstarijih gasovoda i opreme novim;

- rekonstrukciju postojećih merno-regulacionih stanica;

- osavremenjivanje postojećih sistema za:

- daljinski nadzor i upravljanje, i

- merenje isporučenih količina energije.

Finansijska sredstava potrebna za realizaciju navedenih projekata iznose 5 miliona evra. Izvori finansiranja su sopstvena sredstva JP Srbijagas, krediti i sredstva Republike Srbije.

5.5. Projekti izgradnje novih magistralnih, razvodnih i distributivnih gasovoda kao i podzemnih skladišta

Osnovni pravci daljeg razvoja gasne privrede sadržani su u dokumentima Strategija, Prostorni plan Republike Srbije i Nacionalni akcioni plan za gasifikaciju na teritoriji Republike Srbije.

Na osnovu ovih dokumenata definisani su sledeći projekti:

- povećanje postojećeg transportnog kapaciteta sa 6.100 na 6.800 miliona m3 godišnje. To podrazumeva izgradnju sledećih deonica: Bečej - Gospođinci, Gospođinci - Sombor - Apatin, Gospođinci - Bačka Palanka - Odžaci, Gospođinci - Banatski Dvor (dvosmerno), Ada - Bačka Topola, Tilva - Bela Crkva, Gospođinci - Beočin, Horgoš - Subotica, Bečej - Novi Bečej, Bačka Palanka - Šid, kao i 19 glavno merno-regulacionih stanica. Ukupna dužina navedenih magistralnih i razvodnih gasovoda iznosi oko 420 km, dok će se dalja izgradnja distributivnih mreža prirodnog gasa u prvom redu vezivati za proširenje snabdevanja domaćinstava i povećanje njihovog broja. Predviđeno je da se do 2012. godine gasificira 140.000 domaćinstava. Planirani gasovodi za teritoriju Republike Srbije bez teritorije Autonomne pokrajine Kosovo i Metohija prikazani su u tabeli 5.3;

- projekti gasifikacije zapadnog dela Republike (Bresnica - Užice, kao i u planu paralelni gasovod Batočina - Cvetojevac), istočnog i južnog (Niš - Knjaževac - Bor - Zaječar - Prahovo, Niš - Leskovac - Vranje i Niš - Prokuplje - Priština), kao i program široke potrošnje.

Investiciona vrednost za izgradnju distributivnih gasnih mreža od polietilenskih cevi prečnika 40-180 mm, kao i ugradnja kućnih mernoregulacionih setova G-4 - G-25 prema planu do 2012. godine iznosi 140 miliona evra. Izvori finansiranja su sopstvena sredstva JP Srbijagas, kao i sredstva iz Nacionalnog investicionog plana;

- projekat izgradnje ulaza iz pravca Bugarske za uvoz gasa iz Rusije čime bi se povećala pouzdanost i sigurnost snabdevanja gasovodnog sistema. U decembru 2006. godine u Moskvi je potpisan memorandum, između Gasprom-eksporta i Ministarstva za rudarstvo i energetiku Republike Srbije, o gradnji transportnog gasovoda preko teritorije Republike Srbije u dužini od 400 km, kapaciteta 20 milijardi m3 prirodnog gasa;

- izgradnja podzemnog skladišta gasa. Najveći problem koji se javlja u snabdevanju prirodnim gasom je usaglašavanje ravnomerne proizvodnje, odnosno uvoza, i transporta sa veoma neravnomernom potrošnjom. Povećanje broja domaćinstava koja koriste prirodni gas, kao i gradskih toplana koje rade u toplifikacionom sistemu, povećava sezonsku neravnomernost. Problem neravnomernosti isporuke gasa je moguće rešiti izgradnjom sopstvenih podzemnih skladišta prirodnog gasa. Prema svetskim iskustvima, kapacitet podzemnog skladišta treba da iznosi do 30% godišnje potrošnje gasa. U toku je izgradnja podzemnog skladišta prirodnog gasa "Banatski Dvor" kapaciteta 850 miliona m3/godišnje, što je oko 25% ukupne godišnje potrošnje gasa u Republici Srbiji.

Tabela 5.3. Planirani gasovodi za teritoriju Srbije bez teritorije Autonomne pokrajine Kosovo i Metohija

Projekat je na početku finansiran sopstvenim sredstvima NIS-a a zatim Srbijagasa. Nacionalnim investicionim planom država je opredelila 11,5 miliona evra za 2006. i 2007. godinu, što će omogućiti završena prva faza izgradnje podzemnog skladišta kapaciteta 200 miliona m3/godišnje i skladište učiniti operativnim. Za nastavak realizacije ovog projekta koja podrazumeva dogradnju još jedne kompresorske jedinice kapaciteta 1,5 miliona m3/dan, izgradnju linije za vađenje gasa kapaciteta 5 miliona m3/dan, država ili JP Srbijagas treba da izdvoji još oko 20 miliona evra.

Pored ovog podzemnog skladišta, zbog povećane potrošnje gasa u narednom periodu, planira se izgradnja podzemnog skladišta u blizini Požarevca (gasno polje Ostrovo) i u toku je izrada tehničke dokumentacije. Takođe, postoji još nekoliko ispitivanih lokaliteta na kojima bi trebalo nastaviti istraživanja za izgradnju podzemnih skladišta gasa, a to su: Mala Krsna, Kurjače, Šalinac, Azanja i Staro Selo u centralnoj Srbiji, kao i neka gasna polja koja su sada u eksploataciji.

5.6. Praćenje realizacije programa u sektoru gasne privrede

Za praćenje realizacije POS-a u oblasti gasne privrede u periodu do 2010. godine neophodno je:

- sagledati mogućnost reorganizacije JP Srbijagas-a u skladu sa Zakonom o energetici, odnosno formirati sledeća nezavisna preduzeća:

1) Preduzeće za transport prirodnog gasa, sa operatorom gasovodnog sistema;

2) Preduzeće za distribuciju prirodnog gasa sa operatorom sistema za distribuciju prirodnog gasa;

3) Preduzeće za podzemna skladišta prirodnog gasa, sa operatorom sistema za podzemno skladištenje gasa, i

4) Preduzeće za trgovinu prirodnim gasom;

- uspostavljanje savremene legislative, tehničke regulative, edukacije kadrova, sertifikacije i uspostavljanja sistema kvaliteta;

- osposobljavanje specifično obrazovanih kadrova i kvalifikovane radne snage. U našoj zemlji postoji vrlo mali broj školskih ustanova koje pripremaju radnu snagu potrebnu gasnoj privredi. U srednjim školama postoje željeni profili, dok u visokom školstvu, osim na Rudarsko-geološkom fakultetu u Beogradu gde se pripremaju visokoobrazovni kadrovi za potrebe istraživanja i eksploatacije nafte i gasa, nema smerova ili grupa koje su namenjene inženjerima za rad u gasnoj privredi;

- podsticanje razvojno-istraživačkih aktivnosti. Razvoj gasne tehnike i gasne privrede u našoj zemlji je dugi niz godina zapostavljan. Zbog toga su na prostoru naše zemlje ugrađivani oprema i delovi postrojenja za gas i gasnu tehniku neodgovarajućih standarda i kvaliteta. Istraživačko-razvojne aktivnosti nisu sprovođene, jer u našoj zemlji ne postoji nijedna istraživačko-razvojna jedinica ili institut koji se bave gasom, gasnom tehnikom i gasnom privredom;

- formiranje istraživačko-razvojne institucije, koja bi bila oslonac u razvojnom smislu za preduzeća i organizacije koje čine gasnu privredu Republika Srbija.

Tabela 5.4. Pregled mera neophodnih za uspostavljanje tehničke regulative, propisa i standarda u oblasti gasne privrede

6. HIDROELEKTRANE

U okviru prioriteta Strategije posebno su detaljno sagledana tri prioriteta hidroenergetskog sektora: modernizacija i revitalizacija postojećih hidroelektrana, izgradnja novih elektrana i podsticanje investicionih aktivnosti elektroenergetskog sektora Srbije u Jugoistočnoj Evropi.

Elektroenergetski sektor Srbije već je dovoljno stabilan, snažan i verovatno najfunkcionalniji sistem u Republici Srbiji. Kao takav sposoban je da analizira sadašnjost i strateški planira svoje buduće aktivnosti, pa je ovim Programom predviđeno sagledavanje mogućnosti za prenošenje nekih nadležnosti sa Vlade Republike Srbije na elektroenergetski sektor Srbije, pre svega nadležnosti koje ovaj sektor, kao privredni kompleks, mora imati ukoliko se želi njegov dalji razvoj, jačanje i zauzimanje adekvatne pozicije na energetskom tržištu Jugoistočne Evrope.

6.1. Prikaz postojećih hidroelektrana u Republici Srbiji

U nastavku su date osnovne tehničke karakteristike postojećih hidroelektrana.

Hidroelektrane u okviru PD Hidroelektrane Đerdap:

Hidroelektrane u okviru PD Drinsko-limske hidroelektrane:

6.2. Programi i projekti modernizacije i revitalizacije postojećih HE

S obzirom na starost i stanje opreme na hidroelektranama, neophodno je nastaviti pripremu i realizaciju njihove modernizacije i revitalizacije. Čak 60% instalisane snage hidroelektrana u Republici Srbiji ima prosečnu starost od 40 godina a neke su starije i od 50 godina. Radni vek ove opreme je pri kraju i, kada su u pitanju postojeći kapaciteti, prioritet mora biti modernizacija i revitalizacija.

Uvažavajući činjenicu da su sve hidroelektrane u Republici Srbiji vlasništvo same države koja njima upravlja preko JP Elektroprivreda Srbije (EPS), opšti cilj modernizacije hidroelektrana jeste produženje njihovog radnog veka i obezbeđivanje pouzdanog snabdevanja električnom energijom po ekonomski najpovoljnijim i ekološki najprihvatljivijim uslovima u budućnosti.

Specifični ciljevi modernizacije i revitalizacije su:

- povećanje raspoloživosti i pouzdanosti agregata;

- povećanje snage i proizvodnje energije;

- smanjenje gubitaka;

- iskorišćenje prelivnih voda;

- ekonomičnije i jednostavnije održavanje.

Neophodan uslov za sprovođenje uspešne modernizacije i revitalizacije opreme hidroelektrana, pored izrade investiciono-tehničke dokumentacije visokog kvaliteta, jeste izgradnja Laboratorije za ispitivanje i dokazivanje karakteristika nove opreme.

Procena je da će se modernizacijom i revitalizacijom postojećih hidroelektrana povećati njihova snaga za 128 MW, odnosno za 4,5 %, a godišnja proizvodnja za 247,5 GWh, odnosno za 2,2 %. Takođe, procena je da će se aktivnostima na modernizaciji i revitalizaciji hidroelektrana do 2012. godine dobiti novih 50 MW, odnosno 82 GWh godišnje.

6.2.1. HE Đerdap I

S obzirom na do sada sprovedene aktivnosti na modernizaciji i revitalizaciji ove hidroelektrane vezane za ratifikaciju sporazuma o dugu Ruske Federacije prema Srbiji, u periodu do 2012. godine, neophodno je realizovati revitalizaciju tri agregata. Modernizacijom i revitalizacijom se povećava snaga elektrane za 66 MW, a godišnja proizvodnja za 80 GWh. Investicija za kompletnu revitalizaciju iznosi 136.000.000 USD.

6.2.2. HE Ovčar Banja i HE Međuvršje

Modernizacijom i revitalizacijom se povećava ukupna snaga obe elektrane za 4 MW a godišnja proizvodnja za 12 GWh. Ukupne investicije su preko 11.000.000 evra a uvodiće se u toku 2 godine, i to istovremeno po jedan agregat na svakoj hidroelektrani.

S obzirom na do sada sprovedene aktivnosti na modernizaciji i revitalizaciji ovih hidroelektrana, koje su među najstarijim u Republici Srbiji, neophodno je, u periodu do 2012. godine, prvo obezbediti uslove u kojima će JP Elektroprivreda Srbije (sama ili sa strateškim partnerom) moći da izdvoji potrebna sredstva za realizaciju modernizacije i revitalizacije, a zatim sprovesti neophodne procedure sa izabranim isporučiocima opreme.

6.2.3. HE Bajina Bašta

U cilju modernizacije i revitalizacije ove hidroelektrane, osim završetka izrade investiciono tehničke dokumentacije, do sada je sklopljen i ugovor o kreditiranju dela potrebnih sredstava u iznosu od 30.000.000 evra, dok će ostali deo do 46.000.000 evra, na koliko su procenjene investicije za revitalizaciju glavne opreme, obezbediti JP Elektroprivreda Srbije. Modernizacijom i revitalizacijom se povećava snaga elektrane za 28 MW, a godišnja proizvodnja za 60 GWh. Do 2010. godine potrebno je izabrati najpovoljnijeg ponuđača opreme i realizacije projekta (u 2007. godini), a nakon toga sprovesti procedure neophodne za početak radova same revitalizacije. Do 2010. godine na ovoj hidroelektrani treba realizovati revitalizaciju jednog ili dva agregata.

6.2.4. HE Zvornik

U periodu do 2012. godine neophodno je nastaviti sa aktivnostima povezanim sa izradom investiciono-tehničke dokumentacije: izradu tenderske dokumentacije i izbor isporučioca opreme i izvođača radova sprovesti u 2007. i 2008. godini. S obzirom na vreme potrebno za obavljanje pripremnih radova, revitalizacija prvog agregata moguća je tek u 2010. godini. Modernizacijom i revitalizacijom se povećava snaga elektrane za 25 MW, a godišnja proizvodnja za 70 GWh. Procena je da investicije iznose blizu 60.000.000 evra, pa je neophodno obezbediti uslove u kojima će JP Elektroprivreda Srbije (sama ili sa strateškim partnerom) moći da izdvoji potrebna sredstva za realizaciju modernizacije i revitalizacije.

6.2.5. Vlasinske HE

Na osnovu do sada sprovedenih aktivnosti, u periodu do 2012. godine, u cilju modernizacije i revitalizacije kompleksnog sistema Vlasinskih hidroelektrana, neophodno je nastaviti sa izradom investiciono-tehničke dokumentacije. Izradu investiciono tehničke i tenderske dokumentacije treba obaviti u 2007. i 2008. godini. Nakon toga, zaključno sa 2010. godinom, treba izabrati isporučioca opreme i radova, obaviti tehničke pripreme neophodne za realizaciju modernizacije i revitalizacije i sprovesti procedure potrebne za početak radova same revitalizacije. Modernizacijom i revitalizacijom se povećava ukupna snaga četiri elektrane za 5 MW, a godišnja proizvodnja za 25,5 GWh. Potrebne investicije za modernizaciju i revitalizaciju Vlasinskih hidroelektrana procenjene su na oko 7.000.000 evra.

6.2.6. Limske HE

S obzirom na dosadašnje aktivnosti preduzete u cilju modernizacije i revitalizacije Limskih hidroelektrana, u periodu do 2012. godine, potrebno je završiti izradu investiciono-tehničke i tenderske dokumentacije i sprovesti postupak izbora najpovoljnijeg ponuđača opreme i izvođenja radova. U ovom trenutku nije moguće dati procenu potrebnih sredstava.

6.2.7. Male hidroelektrane

U Republici Srbiji postoji značajan broj malih hidroelektrana koje su u vlasništvu Republike Srbije a za čiji rad i održavanje je zaduženo JP Elektroprivreda Srbije. Kako se radi o objektima od istorijskog značaja za razvoj elektroenergetike u Republici Srbiji, neophodno je ove objekte modernizovati i revitalizovati a njihov rad i održavanje učiniti efikasnijim. Zbog toga ovaj program predviđa sagledavanje mogućnosti da Vlada Republike Srbije, najkasnije do kraja 2007. godine, izvrši prenos vlasništva nad ovim objektima sa Republičke direkcije za imovinu na JP Elektroprivreda Srbije, da JP Elektroprivreda Srbije sprovede neophodne postupke u cilju izrade investiciono-tehničke dokumentacije za modernizaciju i revitalizaciju ovih objekata najkasnije do kraja 2008. godine, da u 2009. godini izabere isporučioca opreme i izvođača radova i da u 2010. godini započne modernizaciju i revitalizaciju najmanje dve male hidroelektrane (HE Sokolovica i HE Sićevo), samostalno ili sa izabranim strateškim partnerom.

6.2.8. Laboratorija za ispitivanje hidrauličkih mašina

Modernizacijom i revitalizacijom hidroelektrana u Republici Srbiji predviđena je zamena velikog broja hidrauličnih turbina. S obzirom na to da je dokazivanje hidrauličkih karakteristika novih turbina izuzetno osetljivo pitanje i čest uzrok sporenja investitora i isporučioca opreme, ovaj program predviđa izgradnju Laboratorije za ispitivanje hidrauličnih mašina na Mašinskom fakultetu u Beogradu, u okviru Katedre za hidroenergetiku, čija je svrha ispitivanje i dokazivanje hidrauličkih karakteristika novih turbina modelskim ispitivanjem u cilju zaštite domaćih investitora.

6.2.9. Mere za eliminisanje dosadašnjih problema na modernizaciji i revitalizaciji hidroelektrana

U cilju jačanja elektroenergetskog sektora Srbije putem prioritetnog programa modernizacije i revitalizacije hidroelektrana, na osnovu iskustva zaduženih eksperata različitih profila sa dosadašnjih aktivnosti sprovedenih na poslovima modernizacije i revitalizacije, potrebno je da Vlada Republike Srbije predloži a Skupština Republike Srbije usvoji, najkasnije do kraja 2007. godine, izmenu odgovarajuće zakonske regulative.

Ovaj program predviđa izmenu zakonske regulative u cilju rešavanja dva osnovna problema:

- način donošenja odluka i sprovođenja procedura po modelu zajedničkih ulaganja kod obezbeđivanja finansijskih sredstava potrebnih za realizaciju modernizacije i revitalizacije hidroelektrana, i

- neefikasnost sadašnjih administrativnih procedura za izdavanje potrebnih dozvola i saglasnosti za izvođenje radova modernizacije i revitalizacije.

6.3. Projekti izgradnje novih hidroenergetskih kapaciteta

S obzirom na stvaranje zajedničkog tržišta na prostoru jugoistočne Evrope, aktivnosti drugih zemalja u Jugoistočnoj Evropi u cilju jačanja sopstvene pozicije, kao i na aktivnosti energetskih kompanije iz Evrope, objektivna ambicija elektroenergetskog sektora Srbije da zauzme lidersku poziciju na regionalnom tržištu neće biti ispunjenja bez intezivne izgradnje novih kapaciteta. Da bi ovo bilo ostvareno, ovaj modul predviđa tri pravca izgradnje novih kapaciteta: povećanje kapaciteta postojećih hidroelektrana dogradnjom, izgradnja novih objekata i iskorišćenje potencijala graničnih slivova.

6.3.1. Dogradnja postojećih kapaciteta

S obzirom na ekonomske efekte povećanja kapaciteta postojećih hidroelektrana povećanjem snage i proizvodnje (na osnovu povećanja instalisanog protoka, na osnovu povećanja energetske vrednosti akumulacija, na osnovu neiskorišćenih, a raspoloživih količina voda itd.), ovaj modul predviđa realizaciju odgovarajućih aktivnosti za sledeće objekte.

6.3.1.1. HE Pirot - uvođenje voda Toplodolske reke u akumulaciju Zavoj

S obzirom na do sada uložena sredstva na realizaciji ovog projekta koji omogućava povećanje proizvodnje postojeće HE Pirot od 21 GWh godišnje, kao i na otpor koji postoji kod lokalne uprave, Vlada Republike Srbije će, do kraja 2007. godine, pružiti pomoć investitoru JP Elektroprivredi Srbije kod iznalaženja optimalnog rešenja za nastavak realizacije ovog projekta ili njegovim proglašenjem za projekat od opšteg interesa ili na drugi način, čime će biti omogućen završetak radova do 2010. godine.

Ukupna vrednost projekta iznosi 13.400.000 evra, a za završetak radova je potrebno izdvojiti 10.000.000 evra.

6.3.1.2. HE Bajina Bašta - izgradnja 5. agregata

Ugradnjom 5 - dodatnog agregata rešio bi se problem garantovanog protoka i postojeći agregati bi se oslobodili nepovoljnih režima rada, a omogućio bi se i fleksibilniji rad hidroelektrane sa pet agregata, instalisani protok elektrane povećao za oko 10% i ostvarila nova godišnja proizvodnja energije od 72 GWh. Investiciono tehnička dokumentacija je na nivou glavnog projekta i licitacione dokumentacije koja je urađena u 2006. godini. Potrebne investicije su 16.886.000 evra, B/C je 2,34 a IRR je 10,08%.

U 2007. godini treba izabrati isporučioca opreme i izvođača radova, a odluku o datumu početka radova uskladiti sa radovima na modernizaciji i revitalizaciji ove hidroelektrane.

6.3.1.3. HE Zvornik - izgradnja 5. agregata

Izgradnja dodatnog agregata na ovoj hidroelektrani usko je povezana sa projektom modernizacije i revitalizacije. Odluku o potrebi i tehničkim mogućnostima njegove izgradnje doneće JP Elektroprivreda Srbije u saradnji sa potencijalnim strateškim partnerom ili sama pre izrade glavnog projekta i licitacione dokumentacije. U tom slučaju Vlada Republike Srbije pružiće sve neophodne garancije da će u cilju realizacije ovog projekta biti izdate sve neophodne dozvole i saglasnosti od strane institucija osnovanih za upravljanje i korišćenje vode i prostora.

6.3.1.4. Proširenje Vlasinskog sistema

S obzirom na sadašnje aktivnosti JP Elektroprivreda Srbije na analizi stanja i objekata Vlasinskog sistema i ispitivanje mogućnosti uvođenja dodatnih voda, u periodu do 2012. godine, moguće su aktivnosti na izradi investiciono-tehničke dokumentacije i izvođenju radova u cilju povećanja energetske vrednosti ovog sistema za 42 GWh godišnje. Ove aktivnosti treba uskladiti sa aktivnostima planiranim na modernizaciji i revitalizaciji ovih objekata.

6.3.1.5. Izgradnja malih hidroelektrana na postojećim objektima

Pošto je dosadašnjim analizama utvrđeno da je na postojećim hidroenergetskim objektima (hidroelektranama i vodoprivrednim akumulacijama) moguće izgraditi određeni broj malih hidroelektrana, ovaj modul predviđa izradu investiciono-tehničke dokumentacije do kraja 2008. godine za male hidroelektrane na:

- lokacijama postojećih hidroelektrana: MHE Jezero, MHE Mala Vrla 1, MHE Zavoj i MHE Pirot, na kojima investitor može biti samo JP Elektroprivreda Srbije sama ili sa izabranim strateškim partnerom;

- a ovaj program, do kraja 2012. godine, predviđa izgradnju najmanje dve male hidroelektrane na lokacijama postojećih hidroelektrana od strane JP Elektroprivreda Srbije.

6.3.2. Izgradnja novih kapaciteta

Izgradnja novih kapaciteta i aktivnosti koje treba sprovesti u tom cilju u narednom periodu do 2010. godine, prema ovom programu, odnose se, pre svega, na izgradnju tri nove hidroelektrane: HE Ribarići, RHE Bistrica i HE Vrutci. Osim toga, u cilju jačanja elektroenergetskog sektora Srbije i omogućavanja intezivnije izgradnje hidroelektrana državnim i privatnim investitorima, domaćim i stranim, koji u tome vide svoj interes, u skladu sa postojećom zakonskom regulativom, predviđa se mogućnost izgradnje i drugih hidroelektrana.

6.3.2.1. HE Ribarići

Lokacija je na reci Ibar, oko 4 km uzvodno od Ribarića, na kraju uspora akumulacije Gazivode. Osnovne karakteristike su:

Analiza opravdanosti izgradnje HE Ribarići iz 2002. godine za tehničko rešenje iz Idejnog projekta inovirane su investicije i urađene energetsko-ekonomske analize. Ukupne investicije su 93.100.000 evra, B/C 1,05 i IRR je 8,81.

U 2007. i 2008. godini izvršiti aktuelizaciju postojećeg idejnog projekta i studije opravdanosti. Nakon toga, u 2008. i 2009. godini uraditi glavni projekat i licitacionu dokumentaciju i započeti izbor isporučioca opreme.

6.3.2.2. RHE Bistrica

Svakako jedan od najatraktivnijih novih hidroenergetskih objekata je reverzibilna hidroelektrana Bistrica, locirana u blizini postojeće HE Bistrica sa zajedničkom novom akumulacijom "Klak" čija je energetska vrednost oko 60 GWh. Energetski značaj i uloga RHE Bistrice naročito su važni na regionalnom tržištu energije, pogotovo zbog postojanja uzvodnih akumulacija Kokin Brod i Uvac, čije bi regulisane vode mogle da se koriste za vršni rad zajedno sa HE Bistricom sa snagom 680 + 100 MW.

Procena je da je specifična cena izgradnje oko 1.200 evra/kW i ona mora biti proverena u narednim koracima izrade investiciono-tehničke dokumentacije.

Osnovne karakteristike su:

U 2007. godini treba uraditi analizu opravdanosti izgradnje a nakon toga u 2008. i 2009. godini aktuelizaciju idejnog projekta i studiju opravdanosti. U 2010. godini treba uraditi glavni projekat i licitacionu dokumentaciju.

6.3.2.3. HE Vrutci

Lokacija je na reci Đetini uzvodno od Užica na kojoj je 1984. godine izgrađena brana čija je osnovna namena bila snabdevanje vodom stanovništva i industrije Užica i Sevojna. Idejni projekat i investicioni program HE Vrutci urađen je 1987. godine kako bi se iskoristio hidropotencijal ovog vodotoka pri čemu bi se i vode reke Sušice prepumpavale u akumulaciju Vrutci. Osnovne karakteristike su:

Analiza opravdanosti izgradnje HE Vrutci urađena je 2002. godine. Ukupne investicije su 49.400.000 evra, B/C je 1,05 a IRR je 5,98%.

U 2007. i 2008. godini izvršiti aktuelizaciju postojećeg idejnog projekta i studije opravdanosti. Nakon toga, u 2008. i 2009. godini uraditi glavni projekat i licitacionu dokumentaciju i započeti izbor isporučioca opreme.

6.3.2.4. Ostale hidroelektrane

Osim već pomenutih hidroelektrana, moguće je izgraditi i druge hidroelektrane snage iznad 50 MW, kao što su HE Svođe (100 MW, 100 GWh), HE Pakleštica (100 MW, 89 GWh), i RHE Đerdap III, kao i značajan broj hidroelektrana snage između 10 i 50 MW a čije su lokacije definisane osnovnim projektom hidroelektrana iz 1984. godine: Brodarevo, Novi Sad, Veliko Tegare, Mala Dubravica, Kozluk, Drina I, Drina II, Drina III, Brodarevo-nizvodno, Prijepolje, Priboj, Gokčanica, Ušće, Glavica, Cerje, Gradina, Bela Glava, Dobre Strane, Maglić, Lakat, Dubočica, Jošanica, Orlovača, Roge, Arilje, Ivanjica, Vitanovac, Stubal, Trstoenik, Medveđa, Kukljin I, Kukljin II, Odorovci, Crnoklište, Bela Palanka, Paraćin, Ćuprija, Bagrdan, Svilajnac, Velika Plana, Vlaški Do, Ljubičevo i Pčinja.

6.3.3. Iskorišćenje potencijala graničnih slivova Republike Srbije

Jedan od prioriteta predviđenih za realizaciju u periodu do 2012. godine, a u cilju obezbeđivanja potreba za električnom energijom Republike Srbije i ostvarivanja prihoda na regionalnom tržištu električne energije, jeste stvaranje uslova za korišćenje potencijala graničnih reka i njihovih pritoka. Na ovaj način omogućava se elektroenergetskom sektoru Srbije da gradi nove i koristi postojeće hidroelektrane u Jugoistočnoj Evropi i da se i na taj način približi liderskoj poziciji na regionalnom tržištu.

Elektroenergetski sektor Srbije ima naročiti interes na Drini sa pritokama, a u budućnosti i na Savi i Dunavu, da kroz izgradnju novih hidroelektrana (HE Buk Bjela i HE Srbinje) i kupovinu postojećih (HE Višegrad), obezbedi sigurno, kvalitetno i pouzdano snabdevanje električnom energijom u količinama potrebnim u bliskoj budućnosti. Osnovni uslov za pokretnje bilo kakvih aktivnosti vezanih za izgradnju hidroelektrana na reci Drini i njenim pritokama jeste podela potencijala Drinskog sliva i precizno utvrđivanje raspoloživog potencijala za buduću izgradnju među državama čije teritorije ovaj sliv zahvata.

Da bi se ovo realizovalo, Vlada Republike Srbije će, najkasnije do kraja 2007. godine, obezbediti sve potrebne zakonske i druge uslove koji će elektroenergetskom sektoru Srbije dati sve potrebne nadležnosti i omogućiti:

- bolju pregovaračku poziciju u pregovorima oko podele potencijala graničnih reka;

- potrebne garancije i osiguranja kod davanja ponuda za izgradnju hidroelektrana u drugim zemljama i dobijanja koncesija za korišćenje prirodnih resursa;

- kupovinu, ili raspolaganje na drugi način, već izgrađenih hidroelektrana.

7. TERMOELEKTRANE I TERMOELEKTRANE-TOPLANE

Kao sublimat prioritetnih programa predviđenih Strategijom, ovaj Program je definisan na osnovu prirodnih prioriteta termoenergetskog sektora: modernizacija i rehabilitacija postojećih termoelektrana i termoelektrana-toplana i izgradnja novih termoelektrana i termoelektrana-toplana uz povećanje efikasnosti korišćenja ograničenih rezervi primarne energije u Republici Srbiji i uvoznog goriva.

Program ostvarivanja strategije razvoja termoenergetskog sektora napisan je za period do 2012. godine, ali daje aktivnosti i smernice za razvoj sektora i posle 2012. godine. Kao osnovni uslov svog postojanja i realizacije podrazumeva postojanje političke podrške i odsustvo političkog uticaja.

U cilju obezbeđenja kontinualnog izučavanja stanja i predviđanja razvoja celine termoenergetskog sektora i obavljanja delatnosti u novim uslovima rada i poslovanja energetskih subjekata ovim programom su predviđene i adekvatne mere za praćenje njegove realizacije.

7.1. Prikaz postojećih termoelektrana i termoelektrana-toplana u Republici Srbiji

7.1.1. Instalisani kapaciteti termoelektrana i termoelektrana-toplana

Proizvodnja električne energije u Republici Srbiji ostvaruje se u najvećoj meri u okviru JP "Elektroprivreda Srbije" (EPS), koja raspolaže proizvodnim kapacitetima prikazanim u tabeli 7.1.

Tabela 7.1. Instalisana snaga elektrana (na pragu prenosa) u MW

Termoenergetske kapacitete Elektroprivrede Srbije čini:

- osam termoelektrana (TE) sa 25 blokova koji sagorevaju lignit ukupne instalisane neto snage 5.171 MW. Od toga su dve termoelektrane sa sedam blokova ukupne neto snage 1 235 MW na teritoriji Kosova i Metohije;

- tri termoelektrane-toplane (TE-TO) sa 6 blokova ukupne neto snage 353 MW, na tečna i gasovita goriva.

Izvan EPS-a u okviru komunalnih preduzeća postoji instalisani termoenergetski kapacitet u Toplani Novi Beograd (vlasništvo JKP "Beogradske elektrane") snage 3 x 32 MWe, sa sirovim benzinom kao projektnim gorivom koji je duže vremena van pogona. Takođe, u okviru industrijskih energana, u više od 30 preduzeća u Republici Srbiji, instalisano je oko 450 MWe, ali je značajan deo instalisanih kapaciteta van pogona. Postoje primeri uključenja industrijskih kogenerativnih postrojenja u sisteme daljinskog grejanja, kao u Kragujevcu (energana "Zastava"). Ova postrojenja će biti predmet posebnih modula i u okviru ovog modula neće biti detaljnije razmatrana.

Trenutni status privremene uprave na teritoriji Kosova i Metohije (UNMIK) definisan Rezolucijom 1244 Saveta bezbednosti UN iz 1999. godine, ne omogućava EPS-u korišćenje i upravljanje elektroenergetskim kapacitetima na Kosovu i Metohiji kao integralnim delom sistema, kao ni planiranje daljeg razvoja. Usled toga i ne postoje precizni podaci vezani za eksploataciju ovih postrojenja, pa ona i nisu detaljnije obuhvaćena ovim dokumentom.

U prilogu 7.1. dati su detaljniji podaci o TE i TE-TO EPS-a (snage blokova, starost, dosadašnje angažovanje i broj startova, proizvođači glavne opreme).

Prosečna starost termoenergetskih jedinica na ugalj bez kosovskih elektrana, zaključno sa 31. decembrom 2005. godine, iznosi 26 godina, a starost se kreće u rasponu 15-50 godina.

Prosečna starost termoelektrana na ugalj bez kosovskih elektrana prema strukturi nominalne snage do 31. decembra 2005. iznosi za:

- snagu manju od 100 MW - 47 godina,

- snagu 100-199 MW - 33 godine,

- snagu 200-299 MW - 28 godina,

- snagu 300-399 MW - 17 godina,

- snagu 400 i više MW - 22 godine.

Ovakva starost i, s tim povezana, tehnološka zastarelost postrojenja, imajući u vidu da najmlađe originalno primenjene tehnologije, potiču iz sredine 80-ih godina prošlog veka, prouzrokuju visoku specifičnu potrošnju goriva. Opremu termoelektrana i termoelektrana-toplana EPS-a karakteriše i velika heterogenost opreme, jer je 11 proizvođača iz 7 država isporučilo kotlove; 12 proizvođača iz 7 država isporučilo je turbine i 10 proizvođača iz 8 država isporučilo je generatore.

Kombinovana proizvodnja toplotne i električne energije ostvaruje se u više termoelektrana EPS-a, i to u:

- parnim blokovima na ugalj nakon rekonstrukcije turbina u TE Nikola Tesla A (za daljinsko grejanje Obrenovca) i u TE Kostolac A (za daljinsko grejanje Požarevca i Kostolca), i

- parnim blokovima na gas i tečno gorivo (TE-TO Novi Sad, TE-TO Zrenjanin i TE-TO Sremska Mitrovica za sisteme daljinskog grejanja i tehnološku paru).

Projekat daljinskog grejanja Beograda iz TE Nikola Tesla A započet je izradom dokumentacije početkom osamdesetih, a izvođenje radova započelo je 1993. godine, ali je njegova realizacija trenutno obustavljena.

EPS je, skoro u potpunosti primenio kombinovanu proizvodnju električne i toplotne energije u elektranama za koje postoje toplotni konzumi u okruženju. U objektima EPS-a, postoji još mogućnost proizvodnje toplotne energije za potrebe daljinskog grejanja u TE Kolubara A (za Lazarevac, koji raspolaže gradskom toplifikacionom mrežom) i u TE Morava (za Svilajnac, koji ne raspolaže gradskom toplifikacionom mrežom), s tim što se iz TE Kolubara određena količina tehnološke pare već isporučuje spoljnom potrošaču.

7.1.2. Najznačajniji zahvati sprovedeni na postojećim termoelektranama u periodu 2000-2005.

Uvažavajući značaj termoenergetskog sektora, kao i nepovoljno tehničko-tehnološko stanje postrojenja krajem 2000. godine, u periodu 2001-2005. godina ostvarena su značajna ulaganja u kapitalne remonte, rehabilitaciju i modernizaciju termoenergetskih postrojenja. Realizovani su prioritetni programi na postrojenjima koja su krajem 2000. godine imala veća tehnička ograničenja, koja su prestala sa radom ili su radila sa smanjenim kapacitetima, čime je značajno povećana, pre svega, njihova raspoloživost.

Od izvedenih zahvata na termoenergetskim postrojenjima najznačajniji su sledeći:

TE Kolubara A5 - nakon dužeg stajanja bloka (oko 4 godine) pristupljeno je 2001. godine sanaciji postrojenja koja je trajala više od godinu dana. Zahvati su obuhvatili opremu kotlovskog postrojenja (nov isparivač i značajan deo grejnih površina), glavne cevovode, kapitalni remont turbopostrojenja, elektroenergetsku opremu, opremu za merenje, regulaciju i upravljanje (MRU) na nivou bloka (ugrađena savremena oprema), rekonstrukciju građevinskih objekata i obimne remonte na pomoćnoj opremi;

TE Nikola Tesla A1 i A2 - na ova dva bloka su sprovedeni obimni zahvati: zamena parovoda sveže pare, rekonstrukcija elektrofiltera, značajni zahvati na kotlovskom postrojenju, ugradnja savremene opreme za MRU bloka, značajni zahvati na turbopostrojenju, napojnim pumpama i ostaloj opremi;

TE Nikola Tesla A3 - rehabilitacija bloka sprovedena 2003. godine obuhvatila je rekonstrukciju na kotlovskom postrojenju (nov isparivač i zamenu značajnog dela grejnih površina), značajne zahvate na turbopostrojenju, cevovodima i parovodima, zamenu merno-regulacione opreme (ugrađena savremena oprema), elektroenergetskom postrojenju. Izvršena je i delimična rekonstrukcija elektrofiltera, zahvati na građevinskom delu i obimniji remonti na pomoćnoj opremi. Ukupna vrednost ugrađene opreme i izvedenih radova iznosila je oko 80 miliona evra;

TE Nikola Tesla A5 - rehabilitacija ovog bloka sprovedena 2004. godine je po obimu i sadržaju slična aktivnostima realizovanim na bloku A3. Ukupna vrednost izvedenih aktivnosti iznosila je približno 60 miliona evra;

TE Nikola Tesla B2 - aktivnosti su sprovedene 2002. godine i obuhvatile su zahvate na kotlovskom postrojenju, generalni remont turbine visokog i srednjeg pritiska, zahvate na generatoru i obimnije remonte na pomoćnoj opremi. Ukupna vrednost izvedenih aktivnosti iznosila je približno 20 miliona evra;

TE Kostolac A2 - u produženom četvoromesečnom remontu 2006. godine zamenjeni su parovodi sveže pare, rekonstruisani elektrofilteri i sprovedeni su značajni zahvati na kotlovskom postrojenju i obimniji remontni zahvati na ostaloj opremi;

TE Kostolac B1 i B2 - u toku kapitalnih remonata bloka B1 obavljenog 2002. godine i bloka B2 obavljenog 2003. godine, izvršene su značajne rekonstrukcije i modernizacije na opremi jer su blokovi, praktično od početka eksploatacije, radili sa 15-20% manjom snagom od projektovane. Rekonstrukcijom kompletnog ložnog uređaja, turbinskih ventilskih komora i manjim rekonstrukcijama na pojedinoj opremi, kao i podešavanjem rada opreme, a pre svega napojnih pumpi postignuta je snaga od 330 MW. Uvođenjem automatskog vođenja bloka i dodatnim zahvatima na ložnom uređaju bila bi postignuta puna snaga od 348,5 MW.

TE Morava - u toku remonta 2004. godine izvršena je rekonstrukcija kotlovskog postrojenja, značajni zahvati na cevovodima, ugrađena savremena oprema za MRU na nivou bloka, kao i obimniji remontni zahvati na ostaloj opremi. Vrednost izvršenih zahvata je iznosila oko 5 miliona evra.

TE Kostolac A1 - rehabilitacija bloka koja je u toku (očekuje se završetak marta 2007. godine) obuhvata ugradnju nove opreme na cevnom sistemu kotla, generatoru i turbini visokog pritiska, cevovodima, opremi za MRU, elektrofilteru, veće zahvate na građevinskom delu i elektroenergetskom postrojenju, kapitalni remont ložnog uređaja kotla i značajne remontne radove pomoćne opreme.

7.1.3. Trenutno tehničko stanje termoelektrana i termoelektrana-toplana

Sa učešćem od 60,3% u instalisanoj snazi proizvodnih postrojenja EPS-a, termoenergetski sektor je 2005. godine u ukupnoj proizvodnji električne energije učestvovao sa preko 65% (TE na ugalj 64,1% i TE-TO sa 1,1%). Pokazatelji rada termoelektrana u periodu od 2001 - 2005. prikazani su u tabeli 7.2.

Tabela 7.2. Pokazatelji rada termoelektrana

Navedena intezivna ulaganja u unapređenje tehničkog stanja postrojenja u termoelektranama u periodu 2001-2005. izazvala su poboljšanje rada. U 2005. godini pokazatelji rada termoelektrana bili su najbolji od 1992. godine:

- ekvivalentni koeficijent prinudnih zastoja u 2000. godini je iznosio 32,3%, a u 2005. godini 15,6%;

- pogonska spremnost termoelektrana povećana je sa 68,5% (2001. god.) na 76,9% (2005. god.);

- povećana proizvodnja u termoelektranama na ugalj sa 18.975 GWh (2001. god.) na 22.138 GWh (2005. god.).

Termoelektrane, posebno one na lignit, imaju nepovoljan uticaj na životnu sredinu. Krajem 2000. godine praktično u svim termopostrojenjima u Republici Srbiji emisija čvrstih čestica, sumpornih i azotnih oksida višestruko je prevazilazila dozvoljene granične vrednosti emisije (GVE), a odlaganje pepela i šljake i tretman otpadnih voda nije bio rešen na zadovoljavajući način.

Obaveze proistekle iz zahteva domaće i evropske regulative nalažu da se na postojećim termoelektranama do 2015. godine sprovedu značajni zahvati u oblasti zaštite životne sredine, koji kao krajnji cilj imaju dobijanje ekoloških dozvola. Zbog toga su u prethodnom periodu pokrenute brojne aktivnosti, a realizacija najznačajnijih projekata tek predstoji. Uvažavajući značaj ove problematike, u poglavlju 7.4. biće posebno istaknuti detalji vezani za ove projekte.

7.2. Projekti modernizacije i rehabilitacije postojećih termoelektrana i termoelektrana-toplana u Republici Srbiji

U periodu do 2012. godine ne može se očekivati nastavak iskazanog trenda poboljšanja eksploatacionih karakteristika postojećih termoelektrana kao u periodu 2000-2005. godine, jer će se aktivnosti rehabilitacije sprovoditi na blokovima koji su u boljem stanju u odnosu na stanje blokova koji su dosada obuhvaćeni projektima produženja radnog veka.

Dostignuti nivo proizvodnje i pouzdanosti kapaciteta ne može se održati i unapređivati bez daljih većih ulaganja u rehabilitaciju i modernizaciju proizvodnih kapaciteta. Pored ulaganja u racionalizaciju potrošnje električne energije, ulaganje u povećanje proizvodnih mogućnosti postojećih kapaciteta i produženje njihovog radnog veka predstavlja najbrži vid rešavanja sadašnjih elektroenergetskih problema.

Realno tehničko stanje postojećih termoenergetskih kapaciteta na kraju 2006. godine zahteva nastavak povećanih remontnih radova i tekućeg održavanja u odnosu na uobičajeni obim i sadržinu, sprovođenje rehabilitacije i modernizacije kapaciteta, uključujući i realizaciju projekata iz zaštite životne sredine.

I pored navedenih pozitivnih uticaja realizovanih rehabilitacija blokova, kao i očekivanih unapređenja sprovođenjem planiranih zahvata, ne sme se zanemariti činjenica da je prosečna starost termoelektrana 26 godina. Zbog toga kod ocene tehničkog stanja kapaciteta EPS-a treba imati u vidu, pre svega, starost kapaciteta (Prilog 7.1) i zastarelost tehnologije, tako da će i nakon predviđenih rehabilitacija i modernizacija tehničko stanje proizvodnih kapaciteta i dalje zaostajati u odnosu na elektroenergetske sisteme razvijenih evropskih zemalja.

U okviru aktivnosti i projekata koji se odnose na održavanje i unapređenje postojećih proizvodnih postrojenja u periodu do 2012. godine potrebno je predvideti realizaciju sledećih projekata:

- rehabilitacija i modernizacija TE Nikola Tesla A4 (2007. godine), i

- rehabilitacija i modernizacija TE Nikola Tesla A6 (2008. godine).

Na drugim termoelektranama se takođe predviđaju određeni nestandardni remontni zahvati, kao, na primer, oni na: TE Nikola Tesla B2 (zamena parovoda 2008. godine), TE Kolubara A3 (aktivnosti za dovođenje bloka na nominalnih 65 MW u 2007. godini), TE Kolubara A5 (zamena parovoda u 2009. godini) i TE Nikola Tesla A3-A5 (rekonstrukcija mlinova 2007-2009. godine).

7.2.1. Rehabilitacija i modernizacija TE Nikola Tesla A4

Prema termin planu rehabilitacija i aktivnosti remontnih radova EPS-a u 2007. godini planirana je rehabilitacija i modernizacija bloka TE Nikola Tesla A4 (snage 308,5 MW).

Razlozi za predviđene značajne investicione zahvate na ovom bloku su:

- starost postrojenja (u pogonu preko 27 godina) i angažovanje od preko 180 000 radnih sati, kao i višegodišnje odlaganje neophodnih zahvata na pojedinim sistemima;

- značajno pogoršane tehničke i pogonske karakteristike bloka, i samim tim i ekonomske performanse (smanjenje efikasnosti bloka, smanjenje proizvodnje električne energije, pad raspoloživosti i ekonomičnosti);

- promenjene karakteristike goriva u odnosu na projektno gorivo;

- neispunjenje propisa i standarda iz oblasti zaštite životne sredine;

- tehnološka zastarelost određenih sistema.

U skladu sa rezultatima izvršenih analiza (aktuelno stanje vitalnih komponenti utvrđeno 2004. godine) i pripremljenom investiciono-tehničkom dokumentacijom koja je ukazala na opravdanost ulaganja u produženje radnog veka bloka A4, predviđeni su značajni zahvati na: kotlovskom postrojenju i elektrofilteru (rekonstrukcija); turbopostrojenju; parovodima (kompletna zamena parovoda sveže i međupregrejane pare); elektroenergetskoj opremi; sistemu merenja, regulacije i upravljanja; arhitektonsko-građevinskim objektima. Zahvati predviđeni u cilju poboljšanja prihvatljivosti uticaja bloka na životnu sredinu i zadovoljenja emisionih normi za postojeći termoblok predviđaju i uvođenje sistema za redukciju emisije azotnih oksida i izgradnju postrojenja za odsumporavanje dimnih gasova (početak aktivnosti 2009. godina, puštanje u pogon 2013. godina).

Očekivani efekti rehabilitacije su:

- produženje radnog veka bloka A4 za dodatnih 100.000 sati rada;

- vraćanje snage bloka na projektovanu vrednost;

- smanjenje specifične potrošnje toplote i povećanje stepena korisnosti bloka;

- otklanjanje uočenih tehnoloških ograničenja primenom savremene, pouzdane i efikasne opreme;

- dovođenje pouzdanosti i raspoloživosti na nivo savremenih blokova;

- povećanje sigurnosti i ekonomičnost rada bloka;

- poboljšanje uslova zaštite životne sredine (u skladu sa zahtevima EU normi).

Ukupna investiciona ulaganja u rehabilitaciju bloka A4 procenjena su na nivou od oko 115 miliona evra (do 2015. godine) i u taj iznos uključena su i potrebna ulaganja u postrojenje za odsumporovanje dimnih gasova, kao i pripadajući deo investicija u zajedničke sisteme elektrane. Troškovi koji se odnose na opremu i radove koji će se realizovati u toku remonta 2007. godine na samom bloku iznose 62 miliona evra.

Pri ekonomskoj analizi projekta rehabilitacije troškovi su sagledani na nivou investicija ukupnog termobloka, za period posmatranja novog radnog ciklusa, a ekonomska analiza je obuhvatila i postrojenja u koja će biti sukcesivnih ulaganja (postrojenje za odsumporavanje dimnih gasova, drugi zajednički sistemi elektrane) do 2015. godine. Neto sadašnja vrednost projekta je pozitivna, u iznosu od 21 milion evra, interna stopa rentabilnosti je 13,44 %. Finansiranje projekta je predviđeno komercijalnim kreditima i sredstvima EPS-a.

7.2.2. Rehabilitacija i modernizacija TE Nikola Tesla A6

Projekat rehabilitacije i modernizacije bloka TE Nikola Tesla A6 predviđen je za 2008. godinu i u značajnoj meri se može porediti sa projektom predviđenim na bloku TE Nikola Tesla A4. Slično stanje opreme, kao i slične, značajno pogoršane tehničke i pogonske karakteristike bloka definišu praktično iste ciljeve i zahvate, sa očekivanim istim efektima. Jedina značajna razliku je što je u slučaju bloka A6 predviđena analiza mogućnosti podizanja nominalne snage bloka sa 308,5 do nivoa 330 MW sa povećanjem stepena korisnosti ekonomski opravdanim zahvatima.

Na osnovu ranijih ispitivanja stanja opreme na bloku i iskustava sa sličnih blokova (A4 i A5) i okvirnim predlogom isporučioca opreme mogu se predvideti okvirne investicije za osnovnu opremu. Tek izradom Studije opravdanosti sa idejnim projektom produženja radnog veka bloka A6, koja će uvažiti specifičnosti rada ovog bloka, definisaće se detaljne specifikacije radova i troškova, ali se na osnovu raspoloživih informacija u ovom trenutku investicije u ovaj projekat procenjuju na oko 80 miliona evra bez troškova za izgradnju postrojenja za odsumporavanje dimnih gasova i za rekonstrukciju sistema transporta i odlaganja pepela i šljake.

7.2.3. Rekonstrukcija mlinova na TE Nikola Tesla A3-A5

Jedan od značajnijih projekata koje treba sprovesti do 2012. godine je rekonstrukcija 16 od 18 mlinova uglja (rekonstrukcija 2 mlina je već realizovana) na TE Nikola Tesla A3, A4 i A5 koja će poboljšati karakteristike postojećih mlinova (finoće mlevenja i povećanje kapaciteta mlinova sa sadašnjih 78 t/h na projektovanu vrednost od 95 t/h). Po osnovu poboljšanja rada rekonstruisanog ložnog uređaja očekuje se značajno povećanje stepena korisnosti kotlova i smanjenje gubitaka u šljaci i letećem pepelu, kao i u izlaznim dimnim gasovima (zbog poboljšanja procesa sagorevanja i razmene toplote). Ovakav zahvat treba da, pri proizvodnji iste količine električne energije, smanji potrošnju uglja za ova tri bloka od skoro tri stotine hiljada t godišnje, čime će se znatno smanjiti količina pepela i šljake na deponiji, emisija gasova i emisija čvrstih čestica u atmosferu. Projekat će se finansirati iz kredita KfW IV čija je vrednost oko 37 miliona evra, a realizacija je predviđena u periodu 2007-2009. godine.

7.2.4. Povlačenje postrojenja iz pogona

Nasuprot navedenim merama za poboljšanje efikasnosti rada, predviđa se povlačenje iz pogona najstarijih i najneekonomičnijih parnih blokova EPS-a, a to su TE Kolubara A1 - A4 (ukupne nominalne snage 161 MW, a stvarno raspoložive oko 120 MW), starosti 45-50 godina i dosadašnjeg angažovanja od 255.000 do 330.000 radnih sati. Ovi blokovi rade sa specifičnom potrošnjom od preko 16.000 kJ/kWh, što uzrokuje negativne ekonomsko-finansijske pokazatelje rada, uz ugroženu pogonsku sigurnost rada i bezbednost osoblja i opreme i veoma izražen negativni uticaj na životnu sredinu. Zbog neisplativosti daljih značajnijih ulaganja u povećanje efikasnosti rada i povećanje nivoa sigurnosti posle 2012. godine, predviđeno je povlačenje iz pogona ova četiri bloka do 2013. godine, pri čemu se do 2010. godine predviđa povlačenje blokova A4 i A2.

7.3. Projekti izgradnje novih termoelektrana i termoelektrana - toplana Republike Srbije

Strategija predviđa izgradnju novih termoenergetskih postrojenja u okviru trećeg (uvođenje novih energetski efikasnijih i ekološki prihvatljivih tehnologija, sa ciljem da se smanji potrošnja primarne energije), četvrtog (projekti sa kratkoročnim ulaganjima u nove elektroenergetske izvore sa gasnim tehnologijama /kombinovani gasno-parni ciklus/ i spregnutom proizvodnjom električne i toplotne energije za uslove izrazito povoljnog privredno-ekonomskog razvoja i eventualno nepovoljnih uslova za proizvodnju električne energije iz postojećih elektroenergetskih izvora) i petog (odnosi se na kapitalno intoezivna ulaganja u nove energetske objekte i učešće energetskih subjekata Srbije u planiranju i u realizaciji energetsko-strateških projekata na nivou internog i regionalnog/panevropskog tržišta čime bi se na vreme obezbedili novi i zamenski kapaciteti elektroenergetskih izvora) prioriteta. Realizacijom odgovarajućih projekata u sektoru elektroenergetike Srbije, energetski sektor Srbije bi oko 2015. godine dostigao kvalitativno novo stanje, kako po tehnološkim i proizvodnim performansama celine energetskih sistema, tako i po finansijsko-ekonomskim performansama u radu, poslovanju i razvoju energetskih subjekata u novim uslovima na domaćem i međunarodnom energetskom tržištu. Upravo formiranje zajedničkog energetskog tržišta na prostoru jugoistočne Evrope, uz dosadašnje aktivnosti kako energetskih kompanija iz Evrope, tako i aktivnosti samih zemalja u Jugoistočnoj Evropi u cilju jačanja sopstvenih pozicija, predstavlja veliki izazov, ali i šansu za elektroenergetski sektor Srbije. Ukoliko se želi dalji razvoj, jačanje i zauzimanje adekvatne pozicije na energetskom tržištu jugoistočne Evrope, neophodna je intoezivna izgradnja novih, savremenih kapaciteta u okviru elektroenergetskog sektora Srbije.

Za realizaciju ovakvih projekata potrebne su dugoročne i kompleksne pripremne aktivnosti, pri čemu se deo aktivnosti odnosi na konkretizaciju i implementaciju mera predviđenih Zakonom o energetici, koje omogućuju tržišno poslovanje svih subjekata koji se bave energetskom delatnošću u cilju stvaranja povoljnog ambijenta za strana ulaganja u gradnju novih energetskih objekata u Republici Srbiji, i po toj osnovi, sticanja delimičnog ili potpunog vlasništva u tako sagrađenim objektima.

Pri tome stimulisanje i podržavanje strateških inicijativa u domenu investicija u nove energetske izvore podrazumeva vrlo konkretne mere i aktivnosti koje treba da potencijalnim investitorima (strateškim partnerima) pruže uslove koji obezbeđuju zadovoljavajući nivo sigurnosti investicija, kao i prepoznatljiv teren za realizaciju investicija u energetski sektor, a koje su po pravilu finansijski intoezivne, osetljive na regulatorne promene i politički ambijent. Potrebno je da Vlada Republike Srbije obezbedi uslove koji će pružiti dovoljan nivo sigurnosti da će se novi proizvodni kapaciteti eksploatisati u okolnostima koje su predviđene, odnosno predvidive u razumnoj meri, za ceo vek eksploatacije postrojenja koje je izgrađeno investicijama iz privatnog sektora (strateški partneri). U zavisnosti od modela za realizaciju investiranja u elektroenergetski sektor (zajedničko ulaganje, koncesija, tender), mere koje je potrebno da Vlada Republike Srbije preduzme radi stimulisanja strateških inicijativa u domenu investicija u nove energetske izvore i podsticanje privatnih ulaganja mogu biti različite. Bez obzira na model, Vlada Republike Srbije, mora da obezbedi koordiniran pristup, aktivnost i ažurnost svih nadležnih organa koji učestvuju u izdavanju akata (saglasnosti, dozvole, licence, mišljenja i dr.), a koja akta su potrebna za obavljanje energetskih delatnosti, kako bi se omogućila primena i realizacije bilo kojeg koncepta razvoja tržišnog rada energetskih subjekata. Primena i različita rešenja više sistemskih zakona na problematiku zajedničkog investiranja u elektroenergetski sektor zahtevaju iznalaženje rešenja na državnom nivou ili putem izmene i usklađivanja propisa ili putem definisanja uslova, načina i dinamike ostvarivanja Strategije i stimulisanja investiranja u energetski sektor.

Imajući u vidu navedeno, uz uvažavanje prioriteta definisanih u Strategiji kada su u pitanju novi termoenergetski objekti u Republici Srbiji u periodu do 2012. godine ovaj program predviđa, pre svega, sprovođenje sledećih aktivnosti:

1) izgradnju novih TE i TE-TO na domaće gorivo čime je obuhvaćena:

- izgradnja novih termoenergetskih postrojenja na kolubarski lignit;

- izgradnja termoenergetskih postrojenja sa kotlovima sa sagorevanjem u fluidizovanom sloju lignita niske toplotne moći;

2) izgradnju novih TE i TE-TO na uvozno gorivo čime je obuhvaćena:

- rekonstrukcija TE-TO Novi Sad u kombinovano gasno-parni ciklus ili izgradnja novog gasno-parnog bloka na istoj lokaciji;

- izgradnja novih postrojenja na gas za proizvodnju električne energije saglasno potrebama razvoja i optimizacije rada EES.

7.3.1. Izgradnja novih termoelektrana i termoelektrana-toplana na domaće gorivo

Polazeći od rezervi primarne energije u Republici Srbiji (u situaciji kada se korišćenje resursa na Kosovu i Metohiji ne može operativno planirati) i činjenice da je značajan deo tehnički iskoristivog i ekonomski opravdanog hidropotencijala već upotrebljen, novi kapaciteti, koji mogu da nadomeste prognoziran nedostatak snage i električne energije u narednom periodu, mogu se pre svega graditi na uglju iz površinskih kopova Kolubarskog i Kostolačkog ugljenog basena. Uglja u ovim basenima ima dovoljno za planirani razvojni potencijal i on je iskoristiv po ekonomski i ekološki najprihvatljivijim uslovima u ambijentu urgentnih potreba kompenzacije velikih energetskih deficita.

Imajući u vidu dosada sprovedene aktivnosti i postojeću investiciono-tehničku dokumentaciju, novi termoenergetski kapaciteti se mogu graditi u periodu do 2015. na uglju iz Kolubarskog basena, a u kasnijem periodu i iz Kostolačkog basena. Potrebno je, međutim, započeti, odnosno inovirati ranije sprovedene, aktivnosti na sagledavanju mogućnosti izgradnje postrojenja za proizvodnju električne energije koja će koristiti ugalj i iz drugih basena i rudnika iz Srbije, uz primenu kako klasičnih tako i savremenih tehnologija sagorevanja uglja.

7.3.1.1. Izgradnja termoenergetskih postrojenja na kolubarski lignit

Kao najznačajniju aktivnost od navedenih potrebno je istaći projekat izgradnje termoenergetskih postrojenja na kolubarski lignit, kako na osnovu finansijske vrednosti samog projekta, tako i na osnovu njegovog ključnog značaja za energetski sistem Srbije i regiona.

Proizvodnja električne energije iz novog termoenergetskog kapaciteta na lignit od najmanje 4.800 GWh godišnje, u baznom režimu rada, prema Strategiji razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine obezbedila bi sigurnost i redovnost snabdevanja privrede i građana električnom energijom bez značajnijeg uvoza. Dinamičkim planom ostvarivanja Strategije u domenu ulaganja u nove elektroenergetske izvore predviđeno je njegovo puštanje u rad u periodu 2011/2012. godina.

Na osnovu dosadašnjih sprovedenih analiza i aktivnosti, moguće opcije za izgradnju novih proizvodnih kapaciteta na kolubarski lignit su sledeće.

Opcija 1: Dovršetak izgradnje započetih blokova Kolubara 2x350 MW

Odluka o izgradnji TE Kolubara B, kapaciteta 2 x 350 MW, doneta je 1984. godine. Planirano je da se izgradnja realizuje do kraja 1990. godine u kom smislu su i bile donete odluke u vezi sa finansiranjem izgradnje. Izvršeno je ugovaranje osnovne opreme, koja je značajnim delom i isporučena. Raspad bivše SFRJ i uvođenje sankcija UN zaustavile su započete aktivnosti u realizaciji ovog projekta, proizvodnju i pribavljanje opreme i korišćenje odobrenog kredita Svetske banke i izgradnja se odvijala veoma usporenim tempom da bi, zbog nedostatka sredstava, sredinom 1992. godine bila potpuno obustavljena. U drugoj polovini devedesetih ponovo se aktivira izgradnja, ali bez značajnijih pomaka. Nakon demokratskih promena u zemlji (2001. godine) pitanje nastavka izgradnje je ponovo aktuelizovano. Urađena je 2004. godine studija preseka stanja dosadašnjih ulaganja i ocene opravdanosti nastavka izgradnje i u okviru nje došlo se do zaključka da postoje tehničko-tehnološka rešenja koja obezbeđuju da TE "Kolubara B" nakon završetka izgradnje ostvari savremene radne parametre koji odgovaraju blokovima te snage. Studija je utvrdila da je u dosadašnju izgradnju TE Kolubara B uloženo preko 300 miliona evra, ali da se u nova tehnička rešenja uklapaju samo objekti i oprema čija je vrednost procenjena na oko 220 miliona evra. Konačno, u studiji je procenjeno da za završetak izgradnje objekta nedostaje još oko 550 miliona evra. Ova opcija je opterećena nižim stepenom korisnosti (na nivou 35%). Prednost ove opcije predstavlja kraći period izgradnje jer se može koristiti već delimično isporučena oprema, izgrađeni objekti i izvedeni radovi, kao i niži nivo osnovnih investicionih ulaganja. Sprovedene analize pokazuju opravdanost realizacije ove opcije.

Opcija 2: Izgradnja savremenog novog bloka nominalne snage oko 700 MW sa nadkritičnim parametrima

Ovakvo postrojenje je u skladu sa savremenim konceptom koji se u najvećoj meri primenjuje za gradnju novih blokova u Evropi. Odlikuje se visokim stepenom korisnosti i zadovoljenjem najviših evropskih ekoloških standarda. Kao potencijalne lokacije za ovakvo postrojenje, pre svega, analizirana je lokacija TE Nikola Tesla B, a u poslednje vreme i lokacija započete elektrane TE Kolubara B. Investiciono-tehnička dokumentacija za izgradnju bloka TE Nikola Tesla B3 analizirala je izgradnju bloka snage 744 MW (na pragu 686 MW), sa neto stepenom korisnosti od približno 40%. Osnovna investicija je veća nego u slučaju opcije 1 (na nivou 870 miliona evra), ali su niži eksploatacioni troškovi i sprovedene analize pokazuju da je i ova investicija opravdana, odnosno da su svi parametri rentabilnosti objekta pozitivni (neto sadašnja vrednost projekta je pozitivna u iznosu od 82,6 miliona evra; interna stopa je 10,15%; period povraćaja sredstava je 8 godina od početka rada bloka).

Opcija 3: Izgradnja postrojenja po obe opcije

Prema ovoj opciji pristupilo bi se realizaciji i završetku TE Kolubara B (2x350 MW) i novog bloka snage 700 MW. Pri tome bi jedan kapacitet od 700 MW zadovoljio očekivani rast potrošnje, a drugi predstavljao zamenski kapacitet za stare, neefikasne i ekološki neprihvatljive jedinice. Izgradnja novog kapaciteta je dugoročno ekonomski isplativija od ulaganja u ekološku opremu na neefikasnim postrojenjima i omogućava racionalnije raspolaganje ograničenim rezervama uglja. Sirovinska baza kolubarskog ugljenog basena raspolaže dovoljnim količinama uglja odgovarajućeg kvaliteta koji može, uz odgovarajuća investiciona ulaganja, da podrži ovakav razvojni trend proizvodnje električne energije koji je u skladu sa osnovnim principima održivog razvoja (energetska i ekološka efikasnost). Takođe, analize i očekivani trendovi razvoja potrošnje i potencijala proizvodnih kapaciteta, ukazuju na opravdanost ovakvog pristupa. Pri tome, posebno treba imati u vidu da je:

- do 2013. godine predviđeno gašenje prvih 120 MW (nominalna snaga 161 MW) (blokovi A1 - A4 u TE Kolubara) zbog izuzetno niskog stepena efikasnosti i neracionalnog rada, ugrožene sigurnosti po ljude i opremu u radu i izuzetno negativnog ekološkog uticaja;

- posle 2015. godine neophodno dalje smanjenje angažmana i sukcesivno gašenje daljih termokapaciteta (nivoa snage 100 i 200 MW) zbog nekonkurentne efikasnosti na budućem tržištu, dodatno visokog stepena ulaganja u podizanje sigurnosti u radu i zadovoljenje ekoloških zahteva;

- evidentan rast deficita električne energije u Jugoistočnoj Evropi i Srbiji koji bez novih proizvodnih kapaciteta preti da ugrozi sigurnost snabdevanja (osnovni postulat aktuelnih EU smernica).

U tom smislu, EPS je započeo aktivnosti za, sa jedne strane, završetak započete TE Kolubara B, a, sa druge strane, definisanje jedinične snage, karakteristika i lokacije za novi blok na uglju iz Kolubarskog basena, čiji bi ulazak u pogon mogao biti posle 2013. godine. Pri tome je imajući u vidu ostvarivanje proizvodnih ciljeva utvrđenih Strategijom razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine, radi oživljavanja investicionih aktivnosti koje su u neposrednoj funkciji povećanja proizvodnje i snabdevanja kupaca električnom energijom, realizacija ovog projekta predviđena modelom zajedničkog ulaganja EPS-a sa strateškim partnerom, pri čemu EPS stavlja na raspolaganje sredstva (objekte i opremu) koji su već izgrađeni, odnosno nabavljenu opremu, a strateški investitor ulaže kapital, te srazmerno uloženom kapitalu stiče učešće u vlasništvu, čime se obezbeđuju sredstva za realizaciju projekta. Istovremeno ovakav način rešavanja finansiranja ovog projekta predstavlja značajan korak u otvaranju tržišta električne energije, odnosno uključivanje u to tržište velikog nezavisnog proizvođača električne energije sa sedištem u zemlji. Imajući u vidu više mogućih načina realizacije zajedničkog ulaganja, a radi zauzimanja konačnog stava u vezi sa optimalnim modelom organizovanja obavljanja poslova na realizaciji završetka TE Kolubara B" i/ili izgradnje novog savremenog bloka nominalne snage oko 700 MW sa natkritičnim parametrima izabran je konsultant - finansijski savetnik koji će EPS-u pružiti stručnu pomoć u izboru modela i strateškog partnera za realizaciju ovog projekta.

Ovakav pristup je, pre svega, uslovljen činjenicom da EPS ne raspolaže sopstvenim sredstvima, niti ima kreditnu sposobnost i finansijski potencijal koji omogućuje nivo investicija koji je potreban, čemu je prvenstveno doprinela dugogodišnja politika depresiranja cene električne energije. Sa druge strane, dobro strateško partnerstvo, osim finansijske podrške, donosi i transfer znanja, novih tehnologija i podizanje opšte poslovne efikasnosti. Takođe, model privatizacije kroz strateška partnerstva u investicijama u osnovnu delatnost doprinosi očuvanju integriteta EPS-a i vodi ka liderskoj poziciji na budućem regionalnom tržištu.

Uvažavajući dosadašnje aktivnosti, potrebno je u toku 2007. godine sprovesti transparentnu tendersku proceduru koja će rezultirati izborom strateškog partnera za realizaciju optimalne od navedenih opcija, nakon čega bi se nastavilo sa realizacijom samog projekta.

7.3.1.2. Izgradnja termoenergetskih postrojenja sa kotlovima sa sagorevanjem u cirkulacionom fluidizovanom sloju

Opredeljenje da postojeće domaće energetske resurse treba iskoristiti na najefikasniji način uslovljava i primenu tehnologija koje do sada nisu primenjivane u Republici Srbiji. Tehnologija sagorevanja uglja u cirkulacionom fluidizovanom sloju (CFS) koristi se u svetu od osamdesetih godina prošlog veka. Glavni razlozi koji su doveli do komercijalnog proboja u proizvodnji električne energije su veoma niski nivoi emisija štetnih gasova bez primene sekundarnih mera i mogućnost efikasnog sagorevanja ugljeva sa širim opsegom karakteristika. U okviru elektroenergetskog sistema Srbije, ova tehnologija se može primeniti za sagorevanje ugljeva niske toplotne moći sa površinskih kopova, koji se ne mogu koristiti u postojećim postrojenjima, nekomercijalnih partija ugljeva iz podzemne eksploatacije, industrijskog i komunalnog otpada.

Sprovedene analize su pokazale da će, razvojem kolubarskog rudarskog basena i otvaranjem novih otkopnih polja, doći do porasta učešća niskokvalitetnih ugljeva toplotne moći ispod 5.300 kJ/kg, koji je prisutan kako u rezervama kopova koji su u radu, tako i u budućim kopovima RB Kolubara. Niskokvalitetni ugalj se otkopava (ili se može otkopavati) pri redovnom procesu proizvodnje uglja za termoelektrane, ali se ne može, bez prethodnog mešanja, sagorevati u postojećim kotlovima sa sagorevanjem uglja u sprašenom stanju. Jedna od mogućih opcija primene takvog uglja za proizvodnju električne energije je njegovo korišćenje u kotlovima sa sagorevanjem u CFS. Značajne količine niskokvalitetnog uglja (procenjene su geološke rezerve od 170 miliona t u kolubarskom basenu) dovele su do potrebe da se za njihovo efikasno i ekološki prihvatljivo sagorevanje predvidi izgradnja posebnog postrojenja. Preliminarne analize rađene za postrojenje reda snage 200 MW su pokazale da sagorevanje niskokvalitetnog uglja ima opravdanost, i to kao pitanje od strateškog značaja za razvoj kolubarskog ugljenog basena.

Postrojenje sa kotlom sa sagorevanjem u CFS smešteno u neposrednoj zoni postojeće TE Kolubara A ili bliže zoni kopanja, u cilju smanjenja transportnih troškova, omogućilo bi efikasnije korišćenje ograničenih rezervi lignita kolubarskog basena. Korišćenjem značajnih količina (oko 3 miliona t godišnje) lignita niske toplotne moći za potrebe novog bloka ujedno bi se poboljšali uslovi rada postojećih blokova. Novo kotlovsko postrojenje sa sagorevanjem u CFS, kao manje osetljivo na promene karakteristika goriva, moglo bi da, u slučaju pokazane isplativosti, sagoreva i suvu prašinu i druge otpadne produkte prerade lignita (otpadni ugalj separacije, mulj iz taložnika), kao i sagorivi gradski i industrijski otpad. Ukupna procenjena ulaganja za ovakvo postrojenje snage 200 MW su procenjena na oko 230 miliona evra. U slučaju izbora pogodne mikrolokacije na obodu kolubarskog basena, ovo postrojenje bi moglo da preuzme i dugoročno snabdevanje grada i industrije Lazarevca toplotnom energijom za grejanje iz kombinovane proizvodnje električne i toplotne energije. Ovakvim konceptom bi se omogućilo dalje unapređenje efikasnosti i ekoloških karakteristika postrojenja.

Imajući u vidu dosadašnje aktivnosti, u narednom periodu je potrebno pristupiti izradi investiciono tehničke dokumentacije višeg nivoa za projekat izgradnje postrojenja sa kotlom sa CFS za sagorevanje niskokvalitetnog uglja iz kolubarskog basena koja treba da uključi analize izbora snage i lokacije potencijalnog bloka. Razradu ove dokumentacije je neophodno uskladiti sa aktivnostima na projektovanju novih otkopnih polja.

Kada je u pitanju realizacija projekata izgradnje postrojenja sa kotlovima sa sagorevanjem u CFS na neka druga goriva, a ne lignit iz površinske eksploatacije kolubarskog basena, potrebno je, u periodu koji razmatra ovaj program započeti ili nastaviti ranije započete aktivnosti na izradi investiciono tehničke dokumentacije, pribavljanju potrebnih dokumenata, pa i realizaciji samih projekata. Pri tome treba posebno analizirati mogućnosti snabdevanja gorivom (npr. ugalj iz podzemne eksploatacije, gradski i industrijski otpad), kao i mogućnost plasmana električne ili električne i toplotne energije u slučaju postrojenja sa kogenerativnom proizvodnjom.

7.3.1.3. Izgradnja novih termoelektrana i termoelektrana-toplana na uvozno gorivo

Uvažavajući značajnu energetsku uvoznu zavisnost Srbije, neophodno je sprovesti mere koje će dovesti do racionalnijeg i efikasnijeg korišćenja uvoznih energenata, a pre svega prirodnog gasa. U tom smislu, kada je u pitanju termoenergetski sektor, predviđa se:

- realizacija aktivnosti koje će dovesti do efikasnijeg rada postojećih TE-TO kroz projekte rekonstrukcije;

- realizacija aktivnosti koje će dovesti do izgradnje novih termoelektrana ili termoelektrana-toplana, kao i

- realizacija aktivnosti za uvođenje novih savremenih gasnih tehnologija u proizvodnju električne energije i toplote u industrijskim preduzećima i sistemima daljinskog grejanja,

pri čemu treba uspostaviti punu koordinaciju navedenih aktivnosti sa aktivnostima vezanim za ubrzani razvoj gasne infrastrukture u Republici Srbiji.

Uvažavajući trenutne paritete cena goriva i energije, realizacija ovih aktivnosti u Republici Srbiji danas pretpostavlja uspostavljanje sistema stimulativnih i restriktivnih mehanizama od strane Vlade, koji će promovisati efikasnu upotrebu, pre svega, skupog uvoznog gasa, ali i drugih goriva, za proizvodnju električne energije, a posebno za kombinovanu proizvodnju električne i toplotne energije (kogeneraciju) u termoelektranama-toplanama. Upravo zbog svih energetskih, ekonomskih i ekoloških prednosti koje odlikuju kogeneraciju, potrebno je stvoriti ambijent koji će omogućiti:

- stimulisanje primene efikasnih tehnologija pri upotrebi prirodnog gasa kao goriva ili u slučaju da se u osnovnoj tehnologiji već koristi (ili čak proizvodi) prirodni ili neki sintetički gas;

- stimulisanje izgradnje zamenskih i novih termoenergetskih kapaciteta, pre svega, u industriji i sistemima daljinskog grejanja uz primenu kogeneracije.

U narednom periodu neophodno je u skladu sa smernicama direktiva EU i evropskom praksom, kao i značajnim interesom investitora za gradnju novih kogenerativnih postrojenja, stvoriti okvir koji će obuhvatiti:

- sagledavanje nacionalnih potencijala za korišćenje visoko efikasne kogeneracije;

- određivanje nacionalnih ciljeva (definisanje i praćenje realizacije);

- definisanje podsticajnih mehanizama (na nacionalnom nivou): pomoć pri izradi studija i projekata, pomoć pri investiranju, program direktnog podsticaja preko uvećanih cena za isporučenu električnu i toplotnu energiju iz kogeneracije, kao i izuzimanje, reduciranje ili povraćaj taksi i drugih davanja;

- definisanje kriterijuma za određivanje povlašćenih proizvođača;

- izrade efikasnih administrativnih procedura.

- pri čemu pored gasa, koji će se izvesno najviše koristiti, treba obuhvatiti i ostala goriva.

7.3.1.4. Rekonstrukcija TE-TO Novi Sad u kombinovano gasno-parni ciklus

TE-TO Novi Sad je najveći termoenergetski objekat u Republici Srbiji, koji kao gorivo koristi prirodni gas ili mazut (podaci u prilogu 7.1). Zasnovan je na parno-turbinskoj tehnologiji i projektovan za proizvodnju bazne toplotne energije za grejanje grada Novog Sada, tehnološke pare za potrebe rafinerije Novi Sad i električne energije za elektroenergetski sistem. Instalisani toplotni kapacitet postrojenja bio je veći od potrebnog u trenutku gradnje, u cilju zadovoljenja značajno uvećanih potreba za toplotnom energijom i tehnološkom parom koje su bile predviđene razvojnim planovima grada i rafinerije. Međutim, potrebe za toplotnom energijom, kako grada, a posebno rafinerije, nisu dostigle planirane vrednosti, tako da TE-TO Novi Sad praktično nikad nije radila u projektnom režimu. Imajući u vidu i neodgovarajući paritet cena električne energije, toplotne energije i goriva, kao i visoku cenu prirodnog gasa i mazuta u odnosu na domaći lignit, proizvodna cena električne energije iz ovog postrojenja je u trenutnim uslovima vrlo visoka.

Rekonstrukcija TE-TO Novi Sad u kombinovano postrojenje sa gasnom i parnom turbinom ili izgradnja novog gasno-parnog bloka na istoj lokaciji treba da obezbedi konkurentnost i profitabilnost postrojenja u uslovima tržišnog poslovanja i normalnog pariteta cena goriva i energije. U toku je izrada investiciono-tehničke dokumentacije sa ciljem definisanja optimalnog tehno-ekonomskog rešenja sistema kombinovane proizvodnje električne i toplotne energije i tehnološke pare, koje će primenom savremenih tehnoloških rešenja uz ispunjenje svih ekoloških zahteva dovesti do značajnog povećanja stepena korisnosti. Razmatraju se različiti nivoi rekonstrukcije postojećih postrojenja izgradnjom jedne ili više gasnih turbina, odnosno izgradnjom novog gasno-parnog postrojenja na istoj lokaciji, na način koji će omogućiti optimalno iskorišćenje postojeće opreme i infrastrukture, povećanje proizvodnje električne energije i zadovoljenje potreba potrošača toplotne energije i tehnološke pare.

Novo postrojenje treba, takođe, da bude fleksibilno u pogledu promene opterećenja i sa mogućnošću ulaska u pogon velikom brzinom, što je od značaja za funkcionisanje elektroenergetskog sistema. Uz to, dodatni elektroenergetski kapacitet u Vojvodini će doprineti stabilizaciji rada prenosne mreže i obezbediti potrebnu reaktivnu snagu.

Realizacija ovog projekta predviđa učešće inostranog strateškog partnera EPS-a, na isti način kao i u slučaju realizacije projekta izgradnje termoenergetskih postrojenja na kolubarski lignit. Tendersku proceduru koja će rezultirati izborom strateškog partnera za realizaciju projekta je potrebno sprovesti u toku 2007. godine, nakon čega bi se nastavilo sa realizacijom samog projekta. Projekat treba realizovati do 2010. godine. Pošto još uvek nije definisano konačno tehničko rešenje, u ovom trenutku nije moguće dati procenu potrebnih sredstava.

Pored završetka navedenih aktivnosti na realizacije projekta rekonstrukcije TE-TO Novi Sad, u narednom periodu treba sprovesti aktivnosti za izradu dokumentacije koja bi sagledala tehnološka rešenja, konfiguraciju postrojenja, prostorne mogućnosti, investicije, energetsku i ekonomsku efikasnost, ekološke efekte, jedinične snage i dinamiku realizacije projekata rekonstrukcije preostale dve TE-TO na prirodni gas u vlasništvu JP Elektroprivreda Srbije (Zrenjanin i Sremska Mitrovica) i u skladu sa rezultatima analiza doneti odgovarajuće odluke vezane za samu realizaciju projekata.

7.3.1.5. Izgradnja novih postrojenja na gas za proizvodnju električne energije

Pored projekta rekonstrukcije TE-TO Novi Sad, potrebno je predvideti aktivnosti koje će, u slučaju iskazane ekonomske opravdanosti, omogućiti realizaciju projekata izgradnje novih postrojenja za proizvodnju električne energije na prirodni gas. Kapacitet postojećeg magistralnog gasovoda omogućava uvoz potrebnih količina gasa i za eventualnu gradnju novih kapaciteta za proizvodnju električne energije. Izgradnjom kraka magistralnog gasovoda Niš - bugarska granica obezbediće se, pored značajnog povećanja sigurnosti snabdevanja, i povećanje kapaciteta snabdevanja gasom čime se otvaraju mogućnosti za širu primenu gasnih energetskih tehnologija (gasni motori, gasne turbine i kombinovani gasno-parni ciklus) u postrojenjima različitih snaga u gradskim područjima.

Potrebno je u narednom periodu pristupiti izradi dokumentacije, koja će kroz analizu postojeće elektroenergetske situacije u Republici Srbiji i Jugoistočnoj Evropi, postojeće i planirane gasne mreže, raspoloživih količina gasa, predviđenog toplotnog konzuma za grejanje područja (grada) i/ili konzuma za industrijske potrebe, sprovesti izbor snage postrojenja (električna i toplotna) i ispitati tehnoekonomsku opravdanost izgradnje gasnih postrojenja za proizvodnju električne ili električne i toplotne energije u novonastalim uslovima na tržištu električne energije. Pri tome treba uporediti potencijalne projekate i lokacije i definisati prioritetne projekte. Na osnovu rezultata ovih analiza biće donete odgovarajuće odluke vezane za realizaciju samih projekata.

Kao potencijalne lokacije za realizaciju ovakvih projekata mogu se navesti praktično svi značajniji gradovi i industrijski centri u Republici Srbiji (Beograd, Novi Sad, Niš, Kragujevac, Subotica, Pančevo...), ali samo detaljne analize mogu definisati najpovoljnije opcije.

7.3.2. Grejanje Beograda iz termoenergetskog postrojenja

U fazi izrade je studija koja razmatra opravdanost izgradnje kombinovanog postrojenja za proizvodnju električne i toplotne energije na gas na Novom Beogradu. U ovom trenutku se ne može proceniti optimalna snaga postrojenja, pa samim tim ni vrednost investicije, kao ni finansijsko-ekonomski parametri projekta.

Kada je izgradnja novog postrojenja na lokaciji Novi Beograd u pitanju, pre nastavka aktivnosti na realizaciji samog projekta, ukoliko se on pokaže ekonomski opravdanim, potrebno je doneti i konačnu odluku vezanu za projekat daljinskog grejanja Beograda iz kombinovane proizvodnje električne i toplotne energije u TE Nikola Tesla A. Ovaj projekat je predmet razmatranja od 1981. godine kada je sačinjena prva investiciono-tehnička dokumentacija, a na izradi različitog nivoa dokumentacije radi se sa većim ili manjim intenzitetom, gotovo bez prekida, do današnjih dana. Isporuka opreme i izgradnja toplovoda, koja je započeta devedesetih godina prošlog veka, nije završena. Poslednja značajna poskupljenja uvoznog goriva koje se koristi u sistemu daljinskog grejanja grada Beograda i očekivani dalji rast cena prirodnog gasa i nafte u nastupajućem periodu, sa jedne, kao i potreba za povećanjem energetske efikasnosti termoelektrana koje koriste domaći lignit, sa druge strane, upućuje na potrebu okončanja ovog projekta. Povećanjem energetske efikasnosti korišćenja kolubarskog lignita uvođenjem kombinovane proizvodnje električne i toplotne energije u postojećim rekonstruisanim i/ili zamenskom kapacitetu (toplifikacionom bloku ili blokovima) TE Nikola Tesla A ostvarili bi se značajni strateški, ekonomski, tehnološki i ekološki efekti (sigurno i dugoročno rešenje grejanja grada, smanjenje energetske uvozne zavisnosti, zamena skupog uvoznog gasa domaćim jeftinijim lignitom, uštede goriva primenom kombinovane proizvodnje električne i toplotne energije, smanjenje ukupne emisije ugljen-dioksida, angažovanje domaće industrije i operative i drugo).

Postojećim projektima predviđeno je oduzimanje toplote sa blokova TE Nikola Tesla A1 i A2 (korišćenjem već ugrađene opreme za grejanje Obrenovca), kao i ostalih blokova A3-A6 za koje je obezbeđena tehnička dokumentacija i deo opreme. Ukupna toplotna snaga iz TOET A jednaka je zbiru nominalnih toplotnih snaga blokova A3-A6 i toplotne snage blokova A1 i A2. Pri projektnoj temperaturi povratne vode od 70°C, toplotna snaga bloka A3 iznosi 130 MWt, a blokova A4, A5 i A6 po 180 MWt, odnosno ukupno 670 MWt, a faktor umanjenja električne snage kod ovih blokova je oko 0,25. Toplotna snaga blokova A1 i A2 je ukupno oko 200 MWt, od čega se deo koristi za daljinsko grejanje Obrenovca. Faktor umanjenja električne snage kod ovih blokova je povoljniji i iznosi oko 0,2. Ukupna toplotna snaga za sistem daljinskog grejanja Beograda iznosi 664,1 MWt na projektnim uslovima. Projektni kapacitet transportnog sistema za daljinsko grejanje Beograda iznosi 580 MWt. U najvećem delu trajanja sezone grejanja, TOET A je dovoljan da obezbedi potrebnu količinu toplote za pokrivanje baznog opterećenja, dok bi se potrebna vršna toplotna energija obezbedila iz postojećih toplana. Od ukupnih procenjenih ulaganja na nivou 152 miliona evra, do sada je utrošeno oko 15 miliona evra. Imajući u vidu da je ovo projekat od značaja ne samo za grad Beograd, već i Republiku Srbiju, kao i više zainteresovanih strana (EPS, JKP Beogradske elektrane, grad Beograd), potrebno je u organizaciji Ministarstva rudarstva i energetike pristupiti obezbeđenju dodatne dokumentacije, na osnovu koje se mora doneti konačna odluka o sudbini ovog projekta.

7.3.3. Laboratorija za ispitivanje termoenergetskih postrojenja

U Republici Srbiji se u narednom periodu predviđa gradnja značajnih termoenergetskih kapaciteta, kao i modernizacija i rehabilitacija postojećih termoelektrana i termoelektrana-toplana. Pouzdanost i ekonomičnost rada termoelektrana postaće veoma značajno pitanje, s obzirom na konkurenciju kojoj će domaće firme biti sve više izložene. Ovim programom se predviđa izgradnja Laboratorije za ispitivanje parnih i gasnih blokova na Mašinskom fakultetu u Beogradu. Laboratorija bi bila osposobljena za prijemna ispitivanja termoelektrana radi dokazivanja garantovanih radnih karakteristika, što je izuzetno osetljivo pitanje i čest uzrok sporenja investitora i isporučioca opreme. Laboratorija bi, takođe, sprovodila ispitivanja radi optimizacije rada termoelektrana u pogonu, utvrđivanja stanja postrojenja radi definisanja obima potrebnih remontnih zahvata, utvrđivanja stanja posle sprovedenih rehabilitacija blokova i određivanje ekonomskih parametara za eksploataciju blokova. Važna uloga Laboratorije će biti i ispitivanje dinamičkog stanja turbogaregata pošto su vibracije najčešći uzrok havarija u teroelektranama.

Mašinski fakultet iz Beograda i JP Elektroprivreda Srbije će izraditi Program izgradnje Laboratorije do kraja 2007. godine. Procenjuje se da je ukupna investicija oko 2,2 miliona evra, a vreme potrebno za realizaciju je do kraja 2009. godine.

7.4. Programi i projekti iz oblasti zaštite životne sredine termoelektrana i termoelektrana-toplana u Republici Srbiji

Prema paketu Zakona o zaštiti životne sredine koji su stupili na snagu krajem 2004. godine, obaveza EPS-a je da uskladi rad svojih objekata sa odredbama Zakona do 2015. godine. To znači da će se i po nacionalnim propisima koji se usaglašavaju sa regulativom EU, u novim objektima, kao i u objektima koji se revitalizuju, morati primeniti savremene mere zaštite, odnosno moraće se ugraditi postrojenja za odsumporavanje dimnih gasova i elektrofilteri visoke efikasnosti, primeniti mere smanjenja nastajanja azotnih oksida, ugraditi postrojenja za prečišćavanje otpadnih voda, uvesti nova, sa gledišta zaštite životne sredine, povoljna rešenja transporta i odlaganja pepela i sl.

Očekuje se da će se u okviru EPS-a do 2015. godine potrošiti oko 1,2 milijarde evra za projekte zaštite životne sredine, od čega najveći deo u termoelektranama i termoelektranama-toplanama. Pri tome treba imati u vidu da će realizacija ovih projekta obezbediti ispunjenje zahteva definisanih zakonskom regulativom, što nesumnjivo predstavlja značajan doprinos za širu društvenu zajednicu. Međutim, činjenica je da realizacija ovih projekata neće dovesti do povećanja proizvodnje električne energije, već do smanjenja proizvodnje (nemogućnost rada termoelektrana u vreme zahvata, kao i povećanje sopstvene potrošnje tokom eksploatacije, pre svega, zbog rada postrojenja za odsumporavanje dimnih gasova) i povećanja proizvodnih troškova električne energije.

Kada su u pitanju termoelektrane i termoelektrane-toplane u periodu 2007-2012. predviđena je realizacija sledećih aktivnosti.

Po pitanju vazduha:

- ugradnja opreme za kontinualni monitoring, smanjenje emisije/imisije i poboljšanje stanja kvaliteta vazduha;

- rekonstrukcija elektrofiltera u skladu sa EU normama (GVE = 50 mg/m3 čvrstih čestica) na blokovima koji se rehabilituju;

- primena primarnih mera za smanjenje koncentracije azotnih oksida u dimnim gasovima u skladu sa EU normama (GVE = 200 mg/m3 azotnih oksida) na blokovima koji se revitalizuju;

- uvođenje postrojenja za odsumporavanje dimnih gasova TE u skladu sa EU normama (GVE = 400 mg/m3 sumpornih oksida);

- praćenje rada na povećanju efikasnosti proizvodnje (smanjenje specifične potrošnje) sa aspekta zaštite životne sredine;

- podržavanje programa toplifikacije iz termoelektrana sa aspekta zaštite životne sredine;

- unapređenje postojećih i uvođenje novih tehnologija transporta i odlaganja pepela i šljake (mešanjem pepela i vode u odnosu 1:1), kao i zamena postojećih novim sistemima za transport i odlaganje pepela;

- rekultivacija deponija pepela u skladu sa posebnim programom;

- poštovanje svih normi zaštite životne sredine pri gradnji novih objekata i blokova.

Po pitanju voda:

- smanjenje količine i prečišćavanje otpadnih voda;

- kontrola kvaliteta ispuštenih voda i praćenje njihovog uticaja na recipijente;

- uvođenje novih tehnologija transporta i odlaganja pepela kojim se minimizira negativan uticaj na zagađivanje voda (površinskih i podzemnih);

- izrada vodenih zavesa bunara oko deponija radi zaštite podzemnih voda i zemljišta u okolini;

- izgradnja postrojenja za prečišćavanje zauljenih otpadnih voda.

Po ostalim pitanjima:

- ekonomska valorizacija korišćenja pepela i šljake kao sekundarne sirovine u cementnoj industriji, putogradnji i sl.;

- projekat organizacije i upravljanja zaštitom životne sredine.

Procena potrebnih sredstava za usaglašavanje rada blokova TE EPS-a sa zahtevima regulative Evropske unije, odnosno domaće zakonske regulative iz oblasti zaštite životne sredine je data u tabelama 7.3 - 7.6.

U tabeli 7.3. daje se paralelno pregled procenjene emitovane količine štetnih materija ukupno za sve TE EPS-a na godišnjem nivou (pri radu od 6.000 sati), kao i količine posle modernizacije kojom bi se emisija štetnih materija svih blokova TE EPS-a svela na nivo dozvoljen regulativom EU sa procenjenim potrebnim sredstvima.

Tabela 7.3. Emisije iz postrojenja EPS-a i potrebna sredstva za modernizaciju

Određene aktivnosti na rekonstrukciji elektrofiltera TE EPS-a su realizovane i u prethodnom periodu, odnosno izvršena je rekonstrukcija na blokovima sa najvišim emisijama: TE Nikola Tesla A3 (2003. godine - delimična rekonstrukcija), TE Nikola Tesla A5 (2004. godine), A2 (2005. godine) i A1 (2006. godine), kao i TE Kostolac A2 (2006. godine) i A1 (u toku, biće gotova 2007. godine) i njihova emisija je ispod GVE od 50 mg/m3. Predstojeće predviđene aktivnosti prikazane su u tabeli 7.4.

Tabela 7.4. Rekonstrukcija ili zamena postojećih elektrofiltera na TE EPS-a (GVE = 50 mg/m3)

Visoke emisije azotnih oksida (do 500 mg/m3 na pojedinim blokovima, pri čemu je na svim iznad propisane granice) zahtevaju primenu primarnih mera za smanjenje emisije NOx iz TE EPS-a i dovođenje u propisane okvire (GVE = 200 mg/m3). Procenjena sredstva su data u tabeli 7.5, a predviđeni period implementacije je 2007-2010. godina.

Tabela 7.5. Primena primarnih mera za smanjenje emisije NOx (GVE = 200 mg/m3)

Veći sadržaj sumpora u lignitu iz Kostolačkog ugljenog basena (oko 1,30%) u odnosu na Kolubarski (0,45%) doveo je do odluke da se prvo postrojenje za odsumporavanje dimnih gasova izgradi u TE Kostolac B. Radovi će se obaviti tokom 2008-2009. godine pod pretpostavkom da se obezbedi sva potrebna dokumentacija (započeta je izrada investiciono-tehničke dokumentacije). Nakon toga postrojenje za odsumporavanje dimnih gasova izgradiće se u TE Nikola Tesla B u periodu 2010-2011. godine, a zatim slede TE Nikola Tesla A5 i A6 u periodu 2011-2012. godine i TE Nikola Tesla A3 i A4 2012-2013. godine. Kada je u pitanju odsumporavanje ostalih blokova TE EPS-a (TE Nikola Tesla A1 i A2, TE Kolubara A5, TE Kostolac A1 i A2 i TE Morava), odluka o njihovom usaglašavanju sa zahtevima zakonske regulative doneće se u zavisnosti od njihovog predviđenog angažovanja u narednom periodu. U tabeli 7.6. data su procenjena finansijska sredstva za izgradnju postrojenja za odsumporavanje.

Tabela 7.6. Izgradnja postrojenja za odsumporavanje (GVE = 200 mg/m3)

Od mera za smanjenje negativnog uticaja termoelektrana na životnu sredinu treba istaći i projekte rekonstrukcije sistema transporta i odlaganja pepela i šljake primenom unapređene tehnologije (ugušćena pulpa sa odnosom vode i pepela 1:1). Za TE Kostolac B 2006. godine ugovorena je zamena sistema transporta pepela i šljake (ugušćena pulpa 1:1) u iznosu od 21.4 miliona evra finansirana iz kredita EBRD I, pri čemu bi projekat trebao da se završi do kraja 2008. godine. Zamena sistema transporta pepela i šljake (ugušćena pulpa 1:1) za TE Nikola Tesla B treba da bude finansirana donacijom Evropske agencije za rekonstrukciju (EAR) u iznosu od 27.5 miliona evra i trebalo bi da se završi do septembra 2008. godine (u toku je ponovljena procedura izbora najpovoljnijeg ponuđača za izvođenje projekta). Zamena sistema transporta pepela i šljake novim sistemom (ugušćena pulpa 1:1) u TE Kostolac A završiće se do kraja 2009. godine i finansiraće se iz kredita KfW IV u iznosu od 18 miliona evra. U TE Nikola Tesla A predviđena je zamena sistema transporta pepela i šljake do 2010. godine (investiciona dokumentacija u fazi izrade), pri čemu su potrebna sredstva procenjena na 40 miliona evra i još uvek nije definisan izvor finansiranja.

Prilog 7.1.

Osnovni podaci o termoelektranama EPS-a

Počev od juna 1999. godine JP "Elektroprivreda Srbije" nije u mogućnosti da koristi i upravlja termoenergetskim kapacitetima na Kosovu i Metohiji

Osnovni podaci o termoelektranama-toplanama EPS-a

* TE-TO S. Mitrovica 1 i 2 su van pogona, S. Mitrovica 3 se povremeno uključuje u slučaju potreba sistema

Toplotni konzum Panonskih elektrana

* za potrebe TE-TO Novi Sad

** prema potrebama rafinerije (rafinerija ima svoj izvor)

8. ELEKTRODISTRIBUCIJA

Program koji obuhvata elektrodistributivnu delatnost, urađen je u saglasnosti sa Strategijom i Srednjoročnim planom razvoja JP EPS-a do 2010. godine.

Pored podataka koji su prikupljani direktno od PD ED Srbije, korišćene su i studije razvoja PD ED, Studije razvoja JP EPS-a i JP EMS-a, Prostorni plan Republike Srbije i druga relevantna dokumentacija.

Posebno su značajni delovi dati na kraju osnovnog dela ovog dokumenta kroz koje je izvršena kvantifikacija efekata realizacije ovog projekta, kao i predlozi i sugestije za razvoj elektrodistributivnog sektora do 2015. godine.

8.1. Ostvarenje elektroenergetskog bilansa u 2005. godini

U 2005. godini privredna društva za distribuciju električne energije preuzela su od EPS-a 29.204,1 GWh električne energije, što zajedno sa proizvodnjom u sopstvenim elektranama i ostalim nabavkama čini 29.261 GWh raspoložive električne energije, ili 3,4% više nego u prethodnoj godini i 2,7% više od plana za 2005. godinu. Za nabavljenu električnu energiju od EPS-a, fakturisano je bez poreza na dodatu vrednost (PDV) 49.819,2 miliona RSD, pri čemu je ostvarena prosečna nabavna cena od 1,71 din./kWh i koja je u odnosu na 2004. godinu veća za 5,6%. Ostvarena prosečna nabavna cena svedena na realizovani kWh iznosila je 1,99 din./kWh.

U 2005. godini u odnosu na prethodnu godinu došlo je do povećanja potrošnje električne energije za 4,3%, a u odnosu na plan za 1,7%. Ukupna potrošnja na nivou Republike Srbije iznosila je 25.040,6 GWh, i to potrošnja na visokom i srednjem naponu 5.677,2 GWh, a na niskom naponu 19.363,3 GWh. Potrošnja na visokom i srednjem naponu veća je za 1,5% i u odnosu na uporedivi period, i u odnosu na plan za posmatranu godinu. Potrošnja na niskom naponu veća je nego u prethodnoj godini za 5,1%, a u odnosu na plan za 1,8%. Od ukupne potrošnje na niskom naponu na potrošnju u domaćinstvima se odnosi 74,4%. Potrošnja u domaćinstvima veća je nego u prethodnoj godini za 4,2%, a od planirane potrošnje za 1,2%. Fakturisana vrednost prodate električne energije bez PDV bila je 71.029,2 miliona RSD, a prosečna prodajna cena 2,84 din./kWh. U odnosu na prethodnu godinu, prodajna cena je veća za 10,5%. Učešće neto distributivne cene u prosečnoj prodajnoj ceni bilo je 29,95 %, što je više nego u prethodnoj godini za 15,7%.

Razlika između raspoložive i prodate električne energije od 4.219,5 GWh, predstavlja gubitak na distributivnoj mreži i on je u odnosu na prethodnu godinu (4.271,4 GWh) manji za 1,2%, a od plana (3.878,7 GWh) je veći za 8,8%. Ostvareni gubici u odnosu na ukupnu preuzetu električnu energiju iznosili su 14,42% ili 4,5% manje nego u uporedivom periodu, i 6% više od plana. Prihod od prodaje električne energije u 2005. godini iznosi 71.127,2 miliona RSD (knjigovodstveni podatak), što je za 14,9% više nego u prošloj godini, u isto vreme troškovi za preuzetu električnu energiju (knjigovodstveni podatak) iznosili su 50.071,9 miliona RSD ili 8,9% više nego u 2004. godini, što znači da su prihodi imali intezivniji rast od troškova za 6 indeksnih poena, a što se pozitivno odrazilo na visinu distributivne razlike u ceni električne energije. U relativnom odnosu posmatrano distributivna razlika u ceni u posmatranom periodu bila je 29,6% i u odnosu na prethodnu godinu veća je za 15%.

8.2. Stanje merne infrastrukture, procenjeni nivoi gubitaka u odnosu na ukupne i valorizovani iznos sredstava koji se po tom osnovu odliva

U Elektroprivredi Srbije kod elektrodistributivnih kupaca nalazi se oko 3.291.020 merila i oko 878 mernih grupa za VN potrošnju, prodaju i razmenu električne energije. Stanje po PD ED je sledeće:

Brojila su prosečne starosti od 25 godina. Najveći broj brojila (više od 95%) je indukcionog tipa, proizvodnje "Iskra", a preostalih 5% su ostalih proizvođača.

Pored brojila i mernih grupa za VN mernu infrastrukturu sačinjavaju još i uklopni časovnici kojih ima više od 600.000 komada, kao i oko 85.000 mernih transformatora.

Stanje kompletne merne infrastrukture je nezadovoljavajuće, posebno ako se posmatraju brojila za merenje utrošene električne energije kod široke potrošnje.

Pored toga što je veliki broj brojila, uklopnih časovnika i mernih transformatora nebaždareno, velika prosečna starost pretežno indukcionih brojila uslovljava i povećanje gubitaka električne energije. Prema ispitivanjima obavljenim u ovlašćenim laboratorijama za baždarenje, brojila i merne grupe starija od 25 godina pokazuju da je ogroman broj tih merila izašao iz tražene klase tačnosti. Naime, više od 60% merila je izašlo iz specificirane klase tačnosti i izmerena vrednost potrošnje električne energije je manja od stvarno isporučene.

Zbog toga je procenjeno da ovakvo stanje merne infrastrukture uzrokuje značajan procenat gubitaka u distributivnoj mreži. Vrednost gubitaka se procenjuje na 25% ukupnih komercijalnih gubitaka.

Ako se procenjuje da ukupni gubici u distributivnoj mreži iznose oko 4 GWh (tačnije 4.163.481 MWh za 2005. godinu), i da na tehničke gubitke otpada oko 60% dok su 40% takozvani komercijalni gubici i gubici u mernoj infrastrukturi i ostali, što iznosi 1.665.200 MWh. Ako se uzme da su gubici u mernoj infrastrukturi oko 25% od njih, dobija se iznos 416.300 MWh. Preračunato na novac, dolazi se do cifre od 14.570.500 evra. Ovaj iznos se može smatrati za godišnji iznos sredstava koji se po ovom osnovu nepovratno odliva.

8.3. Podaci o stanovništvu, energiji i snazi - prognoza za period 2006-2012. godine

Podaci o prognozi očekivanog broja stanovnika do 2012. godine dobijeni su interpolacijom računajući sa prosečnim stopama rasta između popisa za 1991. i 2002. godinu.

U tabeli 8.1 data je procena broja stanovnika po ED područjima i za Republiku Srbiju.

Tabela 8.1. Procena broja stanovnika po ED područjima i za Republiku Srbiju u celini - period od 2006. do 2012 godine

Podaci o prognozi očekivanog broja stanovnika do 2012. godine dobijeni su interpolacijom računajući sa prosečnim stopama rasta između popisa za 1991. i 2002. godinu.

Procenjeni broj potrošača u budućem periodu do 2012. dat je u tabeli 8.2, a na osnovu podataka iz tabele 1 i 2 izračunati su podaci o broju stanovnika po domaćinstvu za prethodni period, tabela 8.3. Procenjeni broj stanovnika do 2012. godine prikazan je u tabeli 8.3.

Tabela 8.2. Procena broja domaćinstava - potrošača po ED područjima i za Republiku Srbiju u celini - period 2006-2012. godine

Tabela 8.3. Procena broja stanovnika po domaćinstvu za ED područja i za Srbiju u celini 2006-2012. godine

Sledeći