UREDBA
O UTVRĐIVANJU PROGRAMA OSTVARIVANJA STRATEGIJE RAZVOJA ENERGETIKE REPUBLIKE SRBIJE DO 2015. GODINE ZA PERIOD OD 2007. DO 2012. GODINE

("Sl. glasnik RS", br. 17/2007, 73/2007, 99/2009 i 27/2010)

Član 1

Ovom uredbom utvrđuje se Program ostvarivanja Strategije razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine za period od 2007. do 2012. godine, koji je odštampan uz ovu uredbu i čini njen sastavni deo.

Član 2

Ova uredba stupa na snagu osmog dana od dana objavljivanja u "Službenom glasniku Republike Srbije".

 

PROGRAM
OSTVARIVANJA STRATEGIJE RAZVOJA ENERGETIKE REPUBLIKE SRBIJE DO 2015. GODINE ZA PERIOD OD 2007. DO 2012. GODINE

 

UVOD

Strategiju razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine usvojila je Narodna skupština u maju 2005. godine ("Službeni glasnik RS", broj 44/05). Strategijom razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine (u daljem tekstu: Strategija), pored ostalog, uređeni su naročito, osnovni prioriteti razvoja energetike i to: tehnološka modernizacija energetskih izvora/objekata, racionalna upotreba kvalitetnih energenata, korišćenje obnovljivih izvora energije i novih energetskih tehnologija, kao i izgradnja novih energetskih izvora/objekata.

Programom ostvarivanja Strategije razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine za period od 2007. do 2012. godine (u daljem tekstu: Program), utvrđeni su uslovi, način i dinamika ostvarivanja Strategije razvoja energetike Republike Srbije, za sve oblasti energetskog sektora, i to za:

- rudnike sa površinskom i podzemnom eksploatacijom uglja;

- naftnu privredu;

- transport nafte;

- gasnu privredu;

- sektor elektroenergetike (hidroelektrane, termoelektrane, termoelektrane-toplane, prenos i distribucija električne energije);

- gradske toplane i individualne kotlarnice;

- industrijsku energetiku;

- energetsku efikasnost u sektorima potrošnje: industrija, saobraćaj, zgradarstvo, kao i formiranje Fonda za energetsku efikasnost saglasno strategiji kojom se uređuje privredni razvoj Republike Srbije do 2012. godine i Strategiji;

- obnovljive izvore energije;

- zaštitu životne sredine u energetici.

Projektovani obim finansijskih sredstava kao i izvori finansiranja za definisane projekte u oblasti energetike urađeni su u skladu sa:

- Strategijom;

- strategijom kojom se uređuje privredni razvoj Republike Srbije do 2012. godine;

- dugoročnim i srednjoročnim planovima rada i razvoja preduzeća, kao i godišnjim programima poslovanja javnih preduzeća i preduzeća, zavisnih društava kapitala, čiji je osnivač javno preduzeće, a na koje je osnivač dao saglasnost.

Finansijska sredstva za navedene projekte u ovom programu, su procenjena, a deo finansijskih sredstava čiji je izvor finansiranja Republika Srbija usklađivaće se sa mogućnostima budžeta Republike Srbije, s obzirom da se sredstva planiraju za svaku kalendarsku godinu Zakonom o budžetu.

Realizacijom Programa, Republika Srbija će i praktično osnažiti poziciju regionalnog energetskog lidera, ali i približiti se međunarodnim standardima u oblasti energetike. Ovo potvrđuje činjenica da se ulažu znatni napori kako bi se energetski sektor Srbije što pre uskladio sa praksom Evropske unije. Stoga je energetska politika koju sprovodi Ministarstvo rudarstva i energetike usmerena pre svega na povećanje sigurnog, kvalitetnog i pouzdanog snabdevanja energijom i energentima, obezbeđivanje razvoja energetske infrastrukture i uvođenja savremenih tehnologija, obezbeđivanje uslova za unapređenje energetske efikasnosti, stvaranje uslova za stimulisanje korišćenja obnovljivih izvora energije, i unapređenja zaštite životne sredine.

U izradi ovog Programa učestvovalo je 15 ekspertskih timova sastavljenih od 80 domaćih naučnih i stručnih eksperata iz nastavno-obrazovnih, naučnoistraživačkih i energetskih institucija Srbije.

1. POVRŠINSKA EKSPLOATACIJA UGLJA

Prvi i osnovni prioritet Strategije razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine je Prioritet kontinuiteta tehnološke modernizacije postojećih energetskih objekata /sistema/ izvora u sektorima nafte, prirodnog gasa, uglja sa površinskom i podzemnom eksploatacijom, sektora elektroenergetike, sa proizvodnim objektima: termoelektrane, hidroelektrane i termoelektrane - toplane.

U okviru ovog prioriteta za sektor Ugalj - površinska eksploatacija definisane su sledeće aktivnosti:

Sektor

Objekti

Program mera/Aktivnosti

Efekti na strani proizvodnje

Ukupna ulaganja (Mil. USD)

Ugalj - Površinski kopovi

Rudarski baseni Kolubara i Kostolac

Razvoj zapadnog polja Tamnava; Otvaranje Polja C i povezivanje sa Poljem B; Otvaranje novog površinskog kopa; Modernizacija opreme i povećanje proizvodnje na površinskim kopovima "Kostolac"; Uvođenje svih mera za zaštitu životne sredine saglasno našoj regulativi i praksi EU

Nova proizvodnja u 2007 (2.5 Mt); u 2010 (7 Mt) sa površinskih kopova Kolubara, odnosno povećanje proizvodnje sa 6 na 9 mil. tona na površinskim kopovima "Kostolac", zaštita životne sredine saglasno našoj regulativi i praksi EU

600

Ovaj izveštaj se odnosi na ostvarivanje Programa Strategije energetskog razvoja Republike Srbije do 2015. godine (za period 2007. do 2012. godine) i sadrži opis kako utvrđenih, tako i novo usaglašenih programa i prioriteta i to u sektoru proizvodnje uglja na površinskim kopovima "Elektroprivrede Srbije".

1.1. GEOLOŠKI RESURSI I REZERVE MEKIH MRKIH UGLJEVA (LIGNITA)

Tabela 1.1. Ukupne geološke rezerve uglja Republike Srbije ´ 1000 tona

Tip uglja

Srbija bez AP

AP Kosovo i Metohija

AP Vojvodina

Ukupno R. Srbija

Geološke rezerve

Geološke rezerve

Geološke rezerve

Geološke rezerve

Bilansne

Vanbilansne

Bilansne

Vanbilansne

Bilansne

Vanbilansne

Bilansne

Vanbilansne

A+B+C1

A+B+C1

A+B+C1

A+B+C1

A+B+C1

A+B+C1

A+B+C1

A+B+C1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Kameni

6.174

 

 

 

 

 

6.174

 

Mrki

90.120

 

 

 

 

 

90.120

 

Mrkolignit

268.339

 

 

 

8.729

 

277.068

 

Lignit

3.104.053

885.280

13.226.000

2.520.000

9.083

4.525

16.339.136

3.409.805

Više od 76% ukupnih rezervi uglja nalazi u Kosovsko-Metohijskom basenu, u Kolubarskom basenu 14%, a u Kostolačkom 3,3%. Lignitski ugalj učestvuje sa oko 93%.

1.2. PROIZVODNJA I ISPORUKA UGLJA U PERIODU 2004 - 2008.

1.2.1. Proizvodnja otkrivke i uglja na površinskim kopovima

Proizvodnja jalovine kreće se oko 108 mil. metara kubnih, a uglja oko 38 mil. tona.

Tabela 1.2. Proizvodnja otkrivke i uglja u ugljenim basenima u periodu 2004 - 2008.

Ugljeni basen

Kolubarski ugljeni basen

Kostolački ugljeni basen

Kovinski ugljeni basen

Ukupno EPS

Površinski kopovi

Polje B

Polje D

Veliki Crljeni

Tamnava Istok

Tamnava Zapad

Ukupno

Klenovnik

Ćirikovac

Drmno

Ukupno

Podvodna eksploatacija

Otkrivka [x106m3čm]

2004

Plan

2,50

31,50

/

5,00

14,50

53,50

0,66

3,34

18,00

22,00

0,29

75,79

Ostv.

1,83

41,60

/

6,08

14,21

67,73

0,67

3,35

18,71

22,73

0,45

90,91

2005

Plan

3,50

35,00

/

5,20

12,00

55,70

0,70

3,90

20,60

25,20

1,04

81,94

Ostv.

3,11

41,34

/

7,86

13,50

65,82

0,46

3,21

23,02

26,70

0,35

92,86

2006

Plan

3,30

35,00

/

6,00

16,00

60,30

0,70

3,90

22,00

26,60

 

86,90

Ostv.

3,47

40,43

/

7,84

17,56

69,30

0,71

3,63

23,51

27,85

 

97,15

2007

Plan

3,30

34,00

/

6,00

16,00

59,30

0,70

4,00

22,00

26,70

 

86,00

Ostv.

4,12

44,80

/

7,76

23,08

79,76

0,36

3,01

24,91

28,28

 

108,04

2008

Plan

3,30

34,00

1,00

5,00

16,00

59,30

0,50

2,10

24,40

27,00

 

86,30

Ostv.

2,98

39,59

1,92

8,00

24,67

77,16

0,33

2,27

27,48

30,08

 

107,24

Ugalj [h106t]

2004

Plan

0,75

12,50

/

6,47

6,45

26,17

0,18

0,71

6,16

7,05

0,23

33,45

Ostv.

0,52

14,30

/

4,80

7,54

27,15

0,16

0,69

5,65

6,50

0,21

33,86

2005

Plan

1,20

12,89

/

5,04

7,05

26,18

0,16

0,84

6,09

7,10

0,25

33,53

Ostv.

1,04

13,95

/

4,86

7,75

27,60

0,10

0,71

6,04

6,85

0,11

34,57

2006

Plan

1,50

13,03

/

5,39

7,05

26,97

0,15

0,70

6,16

7,01

 

33,98

Ostv.

1,01

14,42

/

4,80

8,94

29,17

0,10

0,49

6,31

6,90

 

36,07

2007

Plan

1,00

13,77

/

4,09

9,11

27,97

0,14

0,61

6,40

7,15

 

35,12

Ostv.

0,51

14,05

/

5,03

9,67

29,26

0,08

0,48

6,69

7,25

 

36,51

2008

Plan

0,99

14,03

/

5,32

9,01

29,35

0,12

0,36

7,10

7,58

 

36,93

Ostv.

1,09

14,07

/

5,03

10,39

30,58

0,02

0,52

6,83

7,37

 

37,95

Slika 1.1. Dijagram planirane i ostvarene proizvodnje otkrivke i uglja na kopovima "Elektroprivrede Srbije"

1.2.2. Prikaz isporučenih količina uglja

Od proizvedenih količina uglja termoelektranama se isporučuje oko 31.000.000 tona, dok se ostatak suši ili prodaje kao komadni ugalj u širokoj potrošnji. U tabelama dat je prikaz isporučenih količina uglja širokoj potrošnji i termoelektranama.

Tabela 1.3. Isporuka uglja za industriju i široku potrošnju u periodu 2004 - 2008. godina

Ugljeni basen

Komadni ugalj (hiljada tona)

2004.

2005.

2006.

2007.

2008.

Plan

Ostv.

Plan

Ostv.

Plan

Ostv.

Plan

Ostv.

Plan

Ostv.

Kolubarski

700

616

700

788

700

758

700

656

480

743

Kostolački

200

498

200

498

200

408

150

260

150

411

Kovinski

229

211

254

110

-

-

-

-

-

-

Ukupno

1.249

1.326

1.274

1.397

 

 

 

 

 

 

 

Ugljeni basen

Sušeni ugalj sa prašinom (hiljada tona)

2004.

2005.

2006.

2007.

2008.

Plan

Ostv.

Plan

Ostv.

Plan

Ostv.

Plan

Ostv.

Plan

Ostv.

Kolubarski

550

609

506

635

550

605

550

592

549

602

Kostolački

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Kovinski

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Ukupno

550

609

506

635

550

605

550

592

549

602

Tabela 1.4. Isporuka uglja za TE u periodu 2004 - 2008. (u hiljadama tona)

Ugljeni basen

TE

2004.

2005.

2006.

2007.

2008.

Plan

Ostv.

Plan

Ostv.

Plan

Ostv.

Plan

Ostv.

Plan

Ostv.

"Kolubara"

TEK

2.126

2.245

2.157

2.331

2.375

2.500

2.080

2.108

2.007

2.144

TENT A+B

21.591

22.384

21.229

22.267

21.785

23.949

23.208

24.719

25.280

25.788

TE Morava

480

391

747

724

796

617

668

510

262

593

Ukupno

24.197

25.021

24.133

25.322

24.596

27.065

25.956

27.338

27.549

28515

"Kostolac"

TE A

1.511

1.423

1.512

1.531

1.235

1.323

1.346

2.078

2.348

2.862

TE B

5.339

4.555

5.387

4.816

5.575

5.161

5.655

4.910

5.085

4.092

Ukupno

6.850

5.978

6.899

6.347

6.810

6.484

7.001

6.988

7.433

6.954

 

Slika 1.2. Dijagram planirane i ostvarene isporuke uglja za Termoelektrane iz RB Kolubara

Slika 1.3. Dijagram planirane i ostvarene isporuke uglja za Termoelektrane iz RB Kostolac

1.3. PROJEKCIJA RAZVOJA PROIZVODNJE UGLJA U EPS-U

1.3.1. Strategija razvoja eksploatacije u Kostolačkom basenu

Ugalj iz kostolačkog ugljenog basena uglavnom se sagoreva u termoelektranama, a manjim delom se koristi i za široku potrošnju. Za kontinualan rad sva četiri bloka u termoelektranama Kostolac, ukupne snage oko 1000 MW, uključujući i proizvodnju oko 500.000 t komadnog uglja za široku potrošnju, potrebno je da površinski kopovi otkopavaju i isporučuju ukupno 9x106 t uglja godišnje.

Do 2009. godine eksploatacija uglja u kostolačkom basenu vršila se na tri površinska kopa - Drmno, Ćirikovac i Klenovnik. Tokom 2009. godine prestaje eksploatacija na poslednja dva površinska kopa. Projektovani kapacitet površinskog kopa Drmno od 2007. godine kada je iznosio 6,5x106 t uglja godišnje, postepeno povećavao i od 2010. godine će iznositi 9,0x106 tona. Od 2010. godine termoelektrane Kostolac - A i Kostolac - B će se snabdevati ugljem samo sa površinskog kopa Drmno.

Tabela 1.5. Termoenergetski kapaciteti i potrošnja uglja

Termoelektrana

Instalisana snaga MW

Potrebne količine uglja t/god.

Kostolac A-1

100

900.000

Kostolac A-2

210

1.600.000

Kostolac B-1

348.5

3.000.000

Kostolac B-2

348.5

3.000.000

Ukupno TE

1007.0

8.500.000

Široka potrošnja

500.000

Ukupno površinski kopovi

9.000.000

Prema Inoviranom dugoročnom programu razvoja eksploatacije uglja u kostolačkom ugljonosnom basenu (RGF 2006) planirano je dalje povećanje kapaciteta na ovom kopu na 12.000.000 tona. Time će biti stvoreni uslovi za izgradnju dodatnog termo kapaciteta od 350 MW. Nakon analize stanja postojećih termoenergetskih objekta, kao i mogućih revitalizacija i modernizacija predložena je koncepcija da se izgradnja novog bloka (C1) od 350 MW umesto planirane 2024. godine (slika 3.7) pomeri na 2012. godinu, a da se nakon zatvaranja temoelektrane TE Kostolac A, 2024. godine izgradi novi blok (C2) snage 350 MW. Rad svih blokova (B i C) planiran je do 2042. godine, nakon čega bi u radu ostao samo blok C2 do 2054. godine. Za kontinuirani rad planiranih termoenergetskih kapaciteta potrebna je godišnja proizvodnja od 12 miliona tona uglja godišnje, odnosno za predviđeni vek rada količina od 436.5 miliona tona uglja. Dinamika izgradnje koja je predložena prema Inoviranom dugoročnom programu razvoja eksploatacije uglja u kostolačkom ugljonosnom basenu (RGF 2006) nije usaglašena sa Planom rada i razvoja EPS-a (2008 - 2015) prema kome će blokovi TE Kostolac A znatno pre otići u rezervu (A1 - 2017), a izgradnja bloka C2 predviđena je za 2019. (300 MW), pa prema tome nije potrebno povećanje kapaciteta na Drmnu do 2019. godine. Sa druge strane, jedina kritična tačka u realizaciji ovog projekta je dinamika i efikasnost realizacije sistema odvodnjavanja na PK "Drmno".

1.3.2. Projekcija eksploatacije u Kolubarskom ugljenom basenu

U okviru JP EPS najveći proizvođač el. energije je PD TENT sa instalisanom snagom od 3.286 MW. Jedini snabdevač ugljem ovih TE je PD RB Kolubara sa proizvodnjom uglja od oko 30x106 tona godišnje. Razvoj površinske eksploatacije u predstojećem periodu će biti mnogo složeniji i teži nego do sada, pošto se približava završetak eksploatacije na dva velika površinska kopa (Polje "D", "Tamnava - Istočno polje" je zatvorena 2006), a nisu stvoreni uslovi da se blagovremeno otvore i osposobe za sigurnu proizvodnju zamenski kapaciteti (Polje "E", "Radljevo" i "Južno polje").

Programom razvoja PD RB Kolubara sagledana je mogućnost zamenskih kapaciteta za kopove koji prestaju sa radom u periodu do 2020. godine, (Polje "B", "Tamnava - Istočno polje" i Polje "D"), završetak investicionog programa na površinskom kopu "Tamnava - Zapadno polje" i dostizanje proizvodnje sa sadašnjih 9x106 t na projektovanih 12x106 t godišnje, povećanje kapaciteta Polja "B" i prelazak na Polje "C" sa otkopavanjem starog odlagališta, kao i revitalizaciju opreme sa Polja "D" čime bi joj se produžio vek eksploatacije za narednih dvadesetak godina.

Planirana projekcija početka eksploatacije uglja na površinskim kopovima je: Veliki Crljeni 2009. godine, Polje "E" 2015, "Radljevo" 2016, i "Južno polje" 2017. godine.

Tabela 1.6. Plan proizvodnje uglja 2009 - 2020. god. u RB Kolubara

DINAMIKA PROIZVODNJE UGLJA (t x 1000) U KOL. UGLJENOM BASENU DO 2020. god.

 

POVRŠINSKI KOP

God.

POLJE B i C

POLJE D

PROŠ. D

TAM. ISTOK

TAM. ZAPAD

V. CRLJENI

JUŽNO POLJE

POLJE E

RADLJEVO

KOLUBARA

2009

2000

14000

0

2000

9000

2500

0

0

0

29500

2010

3500

14000

0

0

12000

2500

0

0

0

32000

2011

3500

0

12500

0

11000

4000

0

0

0

31000

2012

5000

0

12000

0

11000

4000

0

0

0

32000

2013

5000

0

12000

0

11000

4000

0

0

0

32000

2014

5000

0

12000

0

11000

4000

0

0

0

32000

2015

5000

0

12000

0

11000

4000

0

3000

0

35000

2016

5000

0

4500

0

11000

4000

0

7500

4000

36000

2017

5000

0

0

0

11000

 

4000

11000

5000

36000

2018

5000

0

0

0

11000

 

4000

11000

5000

36000

2019

5000

0

0

0

11000

0

4000

11000

5000

36000

2020

5000

0

0

0

11000

0

4000

11000

5000

36000

Σ

54000

28000

65000

2000

131000

29000

16000

54500

24000

403500

Polje "Veliki Crljeni" raspolaže rezervama uglja od 29x106 t u datom ograničenju. Kop se eksploatiše opremom sa površinskog kopa "Tamnava - Istočno polje" i predstavlja prelazni kapacitet do otvaranja kopa "Južno polje". Za eksploataciju navedenih količina uglja preduslov je izmeštanje Kolubare što predstavlja I fazu radova u velikim zahvatima na vodotokovima u Kolubarskom basenu. Otkrivka se odlaže u unutrašnje odlagalište kopa "Tamnava - Istočno polje".

Polje "Radljevo" bi moglo da krene 2016. godine sa proizvodnjom uglja usmerenom za potrebe TE "Kolubara B". Složena struktura ležišta i slojevi ugljene serije male debljine zahtevaju nabavku specifične mehanizacije i opreme. Otvaranje kopa zahteva preseljenje delova naselja Radljevo, Kalenić, Šarbane i Brgule, izmeštanje puta Kalenić - Radljevo i rešavanje izmeštanja reke Kladnice sa pritokama. Prilikom otvaranja kopa za skladištenje otkrivke koristiće se unutrašnje odlagalište u kopu "Tamnava - Zapadno polje".

"Tamnava - Južno polje" obuhvata geološka polja vođena pod nazivima "F" i "G". Količine uglja koje će se eksploatisati nalaze se u I i II sloju uglja i iznose više od 350.106 tona. Nepovoljan pad ugljenog sloja, velika dubina zaleganja, visoko prisustvo podzemnih voda, blizina pruge Beograd - Bar predstavljaju značajna ograničenja za eksploataciju ovog ležišta. Obračun otkrivke i uglja urađen je za ograničeni prostor površinskog kopa. Otkopavanje uglja počinje 2017. godine. Pre otvaranja kopa, neophodno je izvršiti dislokaciju po fazama, rečnih tokova Kolubare, Lukavice i Peštana. Pored vodotoka, izmešta se i deo Ibarske magistrale (M-22). Pre otvaranja kopa, mora se izvršiti predodvodnjavanje otkrivke za rad BTO sistema, a takođe i čišćenje korita nekad aktivnih vodotokova od otpadnog materijala i nanosa. Značaj uglja u narednom periodu, odnosno cene energije mogu drastično da izmene ovu koncepciju. Viša cena diktiraće veći iskop uglja, a time i međuprostora i sigurnosnih stubova između Polja "D", "Velikih Crljena", "Južnog polja" i Polja "E". U ovoj zoni zarobljeno je oko 350 miliona tona uglja Ibarskom magistralom, prugom Beograd - Bar i industrijskim objektima. Sinklinalni tip ležišta diktira duži vremenski period do formiranja unutrašnjeg odlagališta, pa će se koristiti smeštajni prostori "Istočnog polja", Polja "D" i polja "Veliki Crljeni". S obzirom na kompleksnost ležišta, potrebno je što pre pristupiti izradi Idejnog projekta sa studijom opravdanosti eksploatacije, uz izradu pratećih hidroloških, geomehaničkih i geotehničkih podloga.

Polje "E" predviđeno je za zamenu kapaciteta Polja "D". Prvobitna geološka istraživanja dala su interpretaciju o tektonskom rasedu duž južne granice Polja "D". Naknadnim istraživanjem utvrđen je kontinuitet prostiranja sloja sa sinklinalnim povijanjem glavnog sloja (II) i pojavom I sloja u delovima Polja "E". S obzirom na novu dinamiku eksploatacije pouzdano se može reći da će otvaranje Polja "E" biti obavljeno postojećom opremom kopova Polja "D" i proširenog Polja "B". Sistem otvaranja je kompleksniji, s obzirom na zaleganje glavnog ugljenog sloja, pa se, pored otkrivke i međuslojne jalovine, mora otkopati i podina ispod glavnog sloja radi stabilnosti istočne i severne zone otkopanog polja. U sklopu radova, pored navedenih otkopnih masa, zoni otkopavanja pripadaju i odložene mase kipe "Peštan" i deo masa u unutrašnjem prostoru Polja "D". Dugoročno se planira izmeštanje reke Peštan, a takođe i puta Baroševac - Aranđelovac. Od naročitog je značaja da se pre otvaranja površinskog kopa Polje "E" izvrši stabilizacija unutrašnjeg odlagališta površinskog kopa Polje "B" i Polje "C", jer će se otkopni prostor koristiti kao spoljašnje odlagalište prilikom otvaranja Polja "E". Otkopavanje otkrivke započinje 2012. godine opremom Polja "D". S obzirom na značaj ovog kopa i izuzetnu složenost ležišta, dinamiku odlaganja masa, kao i nepoznatih elemenata iz hidrogeologije, potrebno je pravovremeno pristupiti izradi projektne dokumentacije. Od posebnog značaja je izrada idejnog rešenja izmeštanja reke Peštan koji se mora izmestiti do 2012. godine.

Kritične tačke u realizaciji ovog plana:

Polje "B" i polje "C" - neophodno je izvršiti:

1) Preseljenje groblja u Baroševcu (neophodno je postići dogovor sa lokalnom zajednicom i izvršiti preseljenje oko 1500 grobnih mesta) do 2011.

2) Izmena odvoza uglja železničkim transportom i njegova zamena sa sistemom transportera sa gumenom trakom, jer se železničkim transportom ne može postići veći kapacitet od 3.000.000 tona uglja godišnje.

3) Otkopavanje dela odlagališta Polja "D" (veoma komplikovana i skupa eksploatacija sa nasipanjem trase za napredovanje bagera).

4) Preseljenje i revitalizaciju dela opreme sa Polja "D" (neophodno je hitno obezbediti materijalna sredstva za revitalizaciju opreme i pripremiti projekat revitalizacije.

5) Stabilizaciji unutrašnjeg odlagališta jer je smeštajni prostor i klizanje unutrašnjeg odlagališta Polja "B" potencijalna opasnost.

6) Izmeštanje dela pruge, montažnog placa i dr. (neophodno je obezbediti materijalna sredstva).

7) Planom razvoja predviđena je nabavka bagera kapaciteta 6000 m3/h (neophodno je obezbediti materijalna sredstva), minimalno vreme za njegovu nabavku je tri do četiri godine.

Polje "D" - Kritična tačka u realizaciji ovog projekta je u slučaju da ne dođe do preseljenja groblja u Vreocima biće ugroženo snabdevanje ugljem jer je trenutno na ovom kopu preostalo manje od 20 miliona tona uglja i u tom slučaju krajem sledeće godine prestaje eksploatacija uglja na ovom kopu. Kompletno su zaustavljeni radovi na otkopavanju otkrivke u pravcu napredovanja (oprema je prešla na otkopavanje otkrivke ka Polju "E" i istočnom odlagalištu). EPS, RB Kolubara i Gradska opština Lazarevac zajednički su uz saglasnost Vlade utvrdili Programske osnove za preseljenje naselja Vreoci. Ovim programskim osnovama utvrđeni su način i osnovni uslovi za preseljenje naselja Vreoci i izmeštanja mesnog groblja oblici naknade za eksproprisane nepokretnosti, aktivnosti u vezi sa organizovanjem i sprovođenjem preseljenja u skladu sa planskim dokumentima i druga pitanja. Krajnji datum za preseljenje groblja je 2011. godina.

"Tamnava - zapadno polje" - Nabavkom novog BTO sistema stvaraju se uslovi za ostvarenje projektovanog kapaciteta od 12 miliona tona uglja godišnje. Prema investicionom programu neophodno je nabaviti odlagač za međuslojnu jalovinu od 12.000 m3/h i jedan rotorni bager klase 4.500 m3/h za otkopavanje uglja i međuslojne jalovine.

"Veliki Crljeni" - Preseljenjem bagera sa PK Tamnava zapadno polje u avgustu 2009. godine stvaraju se uslovi za otkopavanje uglja. Moguć je i veći kapacitet od projektovanih 4 miliona tona uglja godišnje, ali zbog dobrog kvaliteta uglja treba ga koristiti za homogenizaciju. Takođe na ovom kopu postoje problemi sa eksproprijacijom.

Polje "E" - U izradi je planska dokumentacija. Ne postoje preduslovi da se ovaj kop otvori pre 2015. godine. Potrebni su obimni radovi na izmeštanju vodotokova, saobraćajnica i dr., kao i velika investiciona ulaganja za nabavku nove opreme.

"Radljevo" - U izradi je planska dokumentacija. Ne postoje preduslovi da se ovaj kop otvori pre 2016. godine. Potrebna su velika investiciona ulaganja i pažljiv izbor opreme zbog velike raslojenosti ugljene serije. Otvaranje kopa zahteva preseljenje delova naselja Radljevo, Kalenić, Šarbane i Brgule, izmeštanje puta Kalenić - Radljevo i rešavanje izmeštanja reke Kladnice sa pritokama.

"Južno polje" - U izradi je planska dokumentacija. Potrebni su veliki infrastrukturni radovi na izmeštanju reke Kolubare i to najpre izmeštanje - II faza (najkasnije do 2013), a zatim i III faza, kao i priprema koridora za izmeštanje pruge Beograd Bar i Ibarske magistrale. Izmeštanje dela Ibarske magistrale mora da bude završeno do 2013. godine. I na ovom eksploatacionom polju postoje veliki problemi sa divljom gradnjom i eksproprijacijom. Realno je otvaranje dela ovog polja (Polje "G") jer je zbog raslojenosti i dubine ležišta realnije (isplativije) da se Polje "F" otkopava nakon završetka eksploatacije na Polju "E". Otkopavanjem koridora između Polja "E" i "Južnog polja" oslobađa se preko 450 miliona tona veoma kvalitetnog uglja.

Sa realizacijom navedenih uslova potrebno je početi odmah. Posebno su kritični uslovi za istočni deo basena jer bez njihovog rešavanja može da ima za posledicu deficit uglja od oko 8 miliona tona već u 2012. godini. Deficit uglja će trajati do dostizanja projektovanog kapaciteta Polja "E".

Moguće ublaženje ovog deficita je sa dodatnim povećanjem kapaciteta na Polju B/C (na 7 miliona tona uglja), "Tamnavi - zapadnom polju" i "Velikim Crljenima", kao i otkopavanje dela uglja iz Polja "D" ka Polju "E" (zbog trenutnog viška opreme, ali je pravac otvaranja nepovoljan zbog zaleganja ugljenog sloja), ali to će biti nedovoljno za planiranu proizvodnju od preko 30 miliona tona uglja godišnje.

Iz tih razloga neophodno je maksimalno intezivirati sve nabrojane poslove u cilju eliminisanja deficita uglja u periodu od 2012 - 2107. godine.

1.4. PROGRAMI I PROJEKTI MODERNIZACIJE, REVITALIZACIJE POSTOJEĆIH KAPACITETA ZA PROIZVODNJU UGLJA, KAO I OBNAVLJANJA REZERVI UGLJA

1.4.1. Programi u Rudarskom basenu Kostolac

Tabela 1.7. Projekat nabavke novog BTO sistema za P.K. "Drmno"

Projekat

Nabavka novog BTO sistema za PK Drmno

Komponente Projekta

Završetak izgradnje rotornog bagera SRs 2000 (bager premešten sa P.K. "Tamnava-Zapadno polje"), nabavka 5 transportera sa gumenom trakom (ukupne dužine 7900 m, širine 2000 mm), nabavka odlagača (kapaciteta 8500 m3/h) i nabavka novog sistema napajanja

Lokacija:

Drmno, PD RB Kostolac, SO Požarevac

Namena:

Otkopavanje otkrivke na P.K. "Drmno"

Cilj:

Stvaranje preduslova za postizanje projektovanog kapaciteta od 9 miliona tona uglja godišnje na P.K. "Drmno", odnosno otkopavanje 10.000.000 m3 jalovine u okviru najviše etaže

Dinamika realizacije:

Opravdanost Projekta

Idejni projekat sa studijom opravdanosti završetka izgradnje P.K. "Drmno" za projektovani kapacitet od 6.5x106 tona uglja godišnje i povećanje kapaciteta na 9x106 tona uglja godišnje, Rudarsko-geološki fakultet Beograd, 2004.

Detaljna specifikacija Projekta

U okviru tenderske dokumentacije izrađene za potrebe pribavljanja ponuda od strane potencijalnih ponuđača, RGF, EPS 2005. data je detaljna specifikacija potrebnih tehničkih karakteristika

Ugovaranje realizacije Projekta

Montaža otpočeta 2007., probni rad započet u maju 2009., kapacitet dokazan u avgustu 2009.

Izgradnja Projekta

24 meseca

Obim ulaganja

60.000.000,00 EUR

Izvor finansiranja

Sopstvena sredstva EPS-a

NPV; IRR, etc.

NPV = 502,7 mil. EUR; IRR = 14,1%

Uticaj Projekta na životnu sredinu

Idejni projekat sa studijom opravdanosti završetka izgradnje P.K. "Drmno" za projektovani kapacitet od 6.5x106 tona uglja godišnje i povećanje kapaciteta na 9x106 tona uglja godišnje - knjiga br. 2 Analiza uticaja površinskog kopa "Drmno" na životnu sredinu, Rudarsko-geološki fakultet Beograd, 2004.

Kratak prikaz potencijalnih problema

Projekat je uspešno završen, a sistem je dokazao projektovani kapacitet. Zbog problema u projektovanju odlagača, Krup je dao dodatne garancije. Mogući su problemi sa transportnim uređajem i kuglibanom na odlagaču.

Tabela 4.2. Projekat revitalizacije stare opreme sa P.K. "Ćirikovac"

Projekat

Projekat revitalizacije stare opreme sa P.K. "Ćirikovac"

Komponente Projekta

Revitalizacija Rotornih bagera SRs 1300, SRs 470, SRs 400, BRs 1400 i BRs 2400

Lokacija:

Drmno, PD RB Kostolac, SO Požarevac

Namena:

Otkopavanje otkrivke i uglja na P.K. "Drmno"

Cilj:

Stvaranje preduslova za postizanje projektovanog kapaciteta od 9 miliona tona uglja godišnje na P.K. "Drmno"

Dinamika realizacije:

Opravdanost Projekta

Idejni projekat sa studijom opravdanosti završetka izgradnje P.K. "Drmno" za projektovani kapacitet od 6.5x106 tona uglja godišnje i povećanje kapaciteta na 9x106 tona uglja godišnje, Rudarsko-geološki fakultet Beograd, 2004.

Detaljna specifikacija Projekta

Za bager SRs 1300 u okviru tenderske dokumentacije izrađene za potrebe pribavljanja ponuda od strane potencijalnih ponuđača, RGF, EPS 2005. data je detaljna specifikacija potrebnih tehničkih karakteristika. Za ostalu opremu u okviru Projekta mašinske revitalizacije opreme sa PK "Ćirikovac" (2007).

Ugovaranje realizacije Projekta

Bager SRs 1300 revitalizovan tokom 2004. godine, a ostala oprema tokom 2008. godine

Izgradnja Projekta

12 meseci

Obim ulaganja

3.000.000,00 EUR

Izvor finansiranja

Sopstvena sredstva EPS-a

NPV; IRR, etc.

-

Uticaj Projekta na životnu sredinu

-

Kratak prikaz potencijalnih problema

Zbog nedostatka sredstava nije izvršena kompletna revitalizacija predviđene opreme za potrebe P.K. "Drmno"

Tabela 1.8. Izrada vodonepropusnog ekrana na P.K. "Drmno"

Projekat

Izrada vodonepropusnog ekrana na PK "Drmno"

Komponente Projekta

Izrada vodonepropusnog ekrana u cilju zaštite od podzemnih voda PK Drmno

Lokacija:

Drmno, PD RB Kostolac, SO Požarevac

Namena:

Zaštita kopa od podzemnih voda

Cilj:

Stvaranje preduslova za otkopavanje otkrivke i uglja na P.K. "Drmno"

Dinamika realizacije:

Opravdanost Projekta

Idejni projekat sa studijom opravdanosti završetka izgradnje P.K. "Drmno" za projektovani kapacitet od 6.5x106 tona uglja godišnje i povećanje kapaciteta na 9x106 tona uglja godišnje, Rudarsko-geološki fakultet Beograd, 2004.

Detaljna specifikacija Projekta

U okviru Tehničkog projekta zaštite kopa od podzemnih i površinskih voda (RGF 2008)

Ugovaranje realizacije Projekta

U toku je priprema tendera za izradu prve deonice dužine 1500 metara

Izgradnja Projekta

12 meseci

Obim ulaganja

4.000.000,00 EUR

Izvor finansiranja

Sopstvena sredstva EPS-a

NPV; IRR, etc.

-

Uticaj Projekta na životnu sredinu

-

Kratak prikaz potencijalnih problema

Zbog nedostatka istražnih radova neophodno je izvršiti dodatna istraživanja geomehaničkih i filtracionih karakteristika, vodonosnih, kao i litoloških članova.

1.4.2. Programi u RB Kolubara

Tabela 1.9. Osnovni ekonomski parametri projekta dostizanja projektovanog kapaciteta P.K. "Tamnava - Zapadno polje"

Osnovni ekonomski parametri

Program za 12*106 tona uglja godišnje

Investicije

228.701.000 EUR

Cena proizvodnje uglja za 30 godina

8.2 EUR /t

Ukupna neto dobit

496.500.000 EUR

Ukupni neto priliv Projekta

1.209.600.000 EUR

Ukupna bruto vrednost dobiti Projekta

551.700.000 EUR

Granični obim godišnje proizvodnje

9.500.000 t

IRR

14.6 %

NPV za stopu od 8%

167.100.000 EUR

Tabela 4.5. Osnovni podaci o Projektu nabavke novog BTO sistema

Projekat

Nabavka novog BTO sistema za površinski kop "Tamnava - Zapadno polje"

Komponente Projekta

Nabavka novog rotornog bagera kapaciteta 6.600 m3/h, sistem od 5 transportera sa gumenom trakom širine 2000 mm, sa frekventnom regulacijom, završetak odlagača A2RsB 8500, sistem za napajanje električnom energijom i dve raspodelne stanice

Lokacija:

Tamnava - zapadno polje, PD RB Kolubara, SO Lajkovac

Namena:

Otkopavanje otkrivke na površinskom kopu "Tamnava - Zapadno polje"

Cilj:

Stvaranje preduslova za postizanje projektovanog kapaciteta od 12 miliona tona uglja godišnje na PK "Tamnava - Zapadno polje"

Dinamika realizacije:

Opravdanost Projekta

Investicioni program izgradnje "Tamnava - Zapadno polje" EPS, 1987. Emergenczy Mining Investment Programme - Feasibility Stydy, Lausitzer Braynkohle AG, 2002.

Detaljna specifikacija Projekta

U okviru tenderske dokumentacije otkupljene za potrebe pribavljanja ponuda od strane potencijalnih ponuđača

Ugovaranje realizacije Projekta

Ugovorena je isporuka bagera od strane KRUPP-a, u toku je ugovaranje projekta za transportera sa FAM-om, završetak odlagača je ugovoren sa TAKRAFF-om.

Izgradnja Projekta

36 meseci

Obim ulaganja

67.860.000,00 EUR

Izvor finansiranja

Međunarodne finansijske institucije (EBRD i KFW)

Tip finansiranja

Meki kredit i donacija

NPV; IRR, etc.

-

Uticaj Projekta na životnu sredinu

Environmental Impact Assessment - Tamnava West Field, Harres Pickel, 2001

Kratak prikaz potencijalnih problema

Kašnjenje u ugovaranju BTO sistema, nerešeni problemi vezani za eksproprijaciju, nerešeni problemi vezani za odbranu kopa od površinskih i podzemnih voda.

Tabela 1.10. Osnovni podaci o Projektu uvođenja sistema za kontrolu kvaliteta uglja

Projekat

Projektu uvođenja sistema za kontrolu kvaliteta uglja

Komponente Projekta

Nabavka hardvera (vage on-line analizatori i dr) i softvera za upravljanje kvalitetom uglja sa površinskih kopova Tamnava

Lokacija:

"Tamnava - Zapadno polje", i Veliki Crljeni PD RB Kolubara, SO Lajkovac

Namena:

Upravljanje kvalitetom uglja na površinskim kopovima "Tamnava - Zapadno polje" i Veliki Crljeni

Cilj:

Ujednačavanje kvaliteta uglja za potrebe TENT-a, veće iskorišćenje ležišta, zaštita životne sredine

Dinamika realizacije:

Opravdanost Projekta

U okviru Idejnog projekta sa studijom opravdanosti uvođenja sistema za operativno upravljanje i kontrolu kvaliteta uglja na tamnavskim površinskim kopovima (RGF), 2009.

Detaljna specifikacija Projekta

U okviru Idejnog projekta sa studijom opravdanosti uvođenja sistema za operativno upravljanje i kontrolu kvaliteta uglja na tamnavskim površinskim kopovima (RGF), 2009.

Ugovaranje realizacije Projekta

Izrada tenderske dokumentacije u toku

Izgradnja Projekta

18 meseci

Obim ulaganja

3.500.000 EUR

Izvor finansiranja

Međunarodne finansijske institucije (EBRD i KFW) i sopstvena sredstva EPS-a

Tip finansiranja

Meki kredit i donacija

NPV; IRR, etc.

-

Uticaj Projekta na životnu sredinu

U okviru Idejnog projekta sa studijom opravdanosti uvođenja sistema za operativno upravljanje i kontrolu kvaliteta uglja na tamnavskim površinskim kopovima (RGF), 2009.

Kratak prikaz potencijalnih problema

Neophodna promena operativnog načina rada i tehnološka odgovornost na površinskom kopu

Tabela 1.11. Projekat proširenja površinskog kopa "Polje D"

Projekat

Proširenje granica površinskog kopa "Polje D"

Komponente Projekta

Proširenje granica za eksploataciju površinskog kopa "Polje D", izmeštanje groblja, izmeštanje sela Vreoci

Lokacija:

Polje D, PD RB Kolubara, SO Lazarevac

Namena:

Obezbeđivanje neophodnih količina uglja za snabdevanje termoelektrana,

Cilj:

Stvaranje preduslova za postizanje za izgradnju zamenskih kapaciteta i obezbeđenje kontinualnog snabdevanja termoelektrana i deblokada velikih količina uglja koje se nalaze ispod infrastrukturnih objekata (geološke rezerve uglja u zoni MZ Vreoci iznose 570 miliona tona)

Dinamika realizacije:

Opravdanost Projekta

Idejni projekat sa studijom opravdanosti proširenja granica površinskog kopa "Polje D", Kolubara - Projekt, 2005.

Detaljna specifikacija Projekta

U okviru idejnog projekta sa studijom opravdanosti proširenja granica površinskog kopa "Polje D", Kolubara - Projekt, 2005.

Ugovaranje realizacije Projekta

 

Izgradnja Projekta

2006.

Obim ulaganja

142.831.000 EUR

Izvor finansiranja

Sopstvena sredstva, sredstva Republike Srbije

Tip finansiranja

 

NPV; IRR, etc.

NPV = 79 mil. EUR.; IRR = 14,6%,

Uticaj Projekta na životnu sredinu

U okviru idejnog projekta sa studijom opravdanosti proširenja granica površinskog kopa "Polje D", Kolubara - Projekt, 2005,

Kratak prikaz potencijalnih problema

Još uvek nerešena sva pitanja vezana za iseljenje sela Vreoca i groblja, što je i osnovni uslov svih neophodnih radova.

Tabela 1.12. Projekat izgradnje "Polje C" za 5 miliona tona uglja godišnje sa otkopavanjem odlagališta "Istočna kipa"

Projekat

Izgradnja P.K. "Polje C" za 5 miliona tona uglja godišnje sa otkopavanjem odlagališta istočna kipa

Komponente Projekta

Izgradnja P.K. "Polje C", izmeštanje naselja, puteva, industrijskih objekata, otkopavanje starog odlagališta

Lokacija:

Zeoke, Vreoci, RB Kolubara, SO Lazarevac

Namena:

Otvaranja P.K. "Polje C"

Cilj:

Stvaranje preduslova otvaranje P.K. "Polje C" kao zamenskog kapaciteta (5 miliona tona uglja godišnje) za P.K. "Polje B"

Dinamika realizacije:

Opravdanost Projekta

Studija Izgradnja P.K. "Polje C" za 5 miliona tona uglja godišnje sa otkopavanjem odlagališta istočna kipa, Kolubara Projekt Lazarevac, jun 2008.

Detaljna specifikacija Projekta

U okviru Studije Izgradnja P.K. "Polje C" za 5 miliona tona uglja godišnje sa otkopavanjem odlagališta istočna kipa (Kolubara Projekt)

Ugovaranje realizacije Projekta

 

Izgradnja Projekta

Dostizanje proizvodnje uglja od 5.000.000 tona 2011.

Obim ulaganja

150.000.000,00 EUR

Izvor finansiranja

Sopstvena sredstva RB Kolubara, Strani krediti

NPV; IRR, etc.

NPV = mil. EUR. IRR = %

Uticaj Projekta na životnu sredinu

U okviru Studije Izgradnja P.K. Polje C za 5 miliona tona uglja godišnje sa otkopavanjem odlagališta istočna kipa (Kolubara Projekt)

Kratak prikaz potencijalnih problema

Sa izradom dokumentacije kasni, nerealno kratko vreme za nabavku novog sistema, neophodno je izmestiti groblje u Baroševcu do 2011, neophodno je zameniti način transporta uglja, neophodno je izvršiti stabilizaciju unutrašnjeg odlagališta.

 

1.5. PROGRAMI I PROJEKTI NOVIH I/ILI ZAMENSKIH KAPACITETA ZA PROIZVODNJU UGLJA

1.5.1. Izgradnja zamenskog kapaciteta za P.K. "Tamnava - Istočno polje"

PK "Veliki Crljeni" planiran je da se izgradi kao zamenski kapacitet za P.K. "Tamnava - Istočno polje" i kao prelazna faza za otvaranje P.K. "Tamnava-Južno polje".

Tabela 1.13. Projekat izgradnje P.K. "Veliki Crljeni"

Projekat

Izgradnja P.K. "Veliki Crljeni"

Komponente Projekta

Izgradnja P.K. "Veliki Crljeni" (regulacije reke Kolubara, izgradnja tehnološkog mosta, izmeštanje dalekovoda, revitalizacije opreme sa P.K. "Tamnava - istočno polje" i dr.)

Lokacija:

Veliki Crljeni, Vreoci, RB Kolubara, SO Lazarevac

Namena:

Otvaranja PK Veliki Crljeni

Cilj:

Stvaranje preduslova otvaranje P.K. "Veliki Crljeni"

Dinamika realizacije:

Opravdanost Projekta

Idejni projekat sa studijom opravdanosti izgradnje površinskog kopa "Veliki Crljeni", Rudarsko-geološki fakultet Beograd, 2004.

Detaljna specifikacija Projekta

U okviru idejnog projekta sa studijom opravdanosti i Glavnog rudarskog projekta čija je izrada u toku (Kolubara Projekt)

Ugovaranje realizacije Projekta

U toku je izrada Glavnog rudarskog projekta eksploatacije na P.K - "Veliki Crljeni"

Izgradnja Projekta

Otvaranje 2008.

Obim ulaganja

28.000.000,00 EUR

Izvor finansiranja

Sopstvena sredstva RB Kolubara,

NPV; IRR, etc.

NPV = 135,2 mil. EUR. IRR = 44,4%

Uticaj Projekta na životnu sredinu

Idejni projekat sa studijom opravdanosti izgradnje površinskog kopa "Veliki Crljeni", Rudarsko-geološki fakultet Beograd, 2004 - knjiga br. 2 Analiza uticaja površinskog kopa "Veliki Crljeni" na životnu sredinu, Rudarsko-geološki fakultet Beograd, 2004.

Kratak prikaz potencijalnih problema

Kašnjenje u regulaciji reke Kolubare, kašnjenje u montaži BTO sistema na PK Tamnava zapadno polje, izrada pogonske stanice SU 6 za ugalj, kao i problemi sa eksproprijacijom uslovili su kašnjenje navedenog projekta

1.5.2. Izgradnja zamenskog kapaciteta za površinski kop "Polje D"

Površinski kop "Polje E" planiran je da se izgradi kao zamenski kapacitet za površinski kop "Polje D".

Tabela 1.14. Projekat izgradnje P.K. "Polje E"

Projekat

Idejni projekat sa studijom opravdanosti izgradnje P.K. "Polje E"

Komponente Projekta

Izgradnja P.K. "Polje E" (regulacija reke Peštan, izmeštanje naselja, puteva, industrijskih objekata, otvaranje kopa)

Lokacija:

Zeoke, Vreoci, RB Kolubara, SO Lazarevac

Namena:

Otvaranja P.K. "Polje E"

Cilj:

Stvaranje preduslova otvaranje P.K. "Polje E" kao zamenskog kapaciteta (12 miliona tona uglja godišnje) za P.K. "Polje D"

Dinamika realizacije:

Opravdanost Projekta

Studija - Idejni projekat sa studijom opravdanosti izgradnje P.K. "Polje E", Kolubara Projekt Lazarevac, 2009.

Detaljna specifikacija Projekta

U okviru Studije Idejni projekat sa studijom opravdanosti izgradnje P.K. "Polje E"

Ugovaranje realizacije Projekta

-

Izgradnja Projekta

Proizvodnja uglja od 2015, projektovana proizvodnja 2011.

Obim ulaganja

639.585.000,00 EUR

Izvor finansiranja

Sopstvena sredstva RB Kolubara, Strani krediti

NPV; IRR, etc.

NPV = 17,5 mil. EUR. IRR = 11,8%

Uticaj Projekta na životnu sredinu

Poglavlje u okviru Studije Idejni projekat sa studijom opravdanosti izgradnje P.K. "Polje E" - Kolubara Projekt Lazarevac, 2008.

Kratak prikaz potencijalnih problema

Sa izradom dokumentacije kasni, nerealno kratko vreme za izmeštanje reke Peštan, pruge i puta, u prvih pet godina ne može obezbediti da površinski kop "Polje E" bude zamenski kapacitet za površinski kop "Polje D" (12 mil.t), potrebno vreme za predodvodnjavanje međuslojne izdani.

1.5.3. Izgradnja kapaciteta za TE "Kolubara B"

Kao mogući kapaciteti za snabdevanje ugljem TE "Kolubara B" razmatrani su kapaciteti sa dva površinska kopa - "Tamnava - Južno polje" i P.K. "Radljevo".

Rezultati proračuna masa i kvaliteta uglja

 

Južno Polje

Radljevo - Varijanta 2

Eksploatacione rezerve [mil.t]

385.8

341.4

Ukupno otkrivke [mil .čm3]

1430.9

1179.6

Odnos J/U

3.71 : 1

3.46 : 1

Prosečna toplotna vrednost [GJ/t]

7362

6890

1.5.4. Izgradnja dodatnog kapaciteta za površinski kop "Drmno"

Prema Inoviranom dugoročnom programu razvoja eksploatacije uglja u kostolačkom ugljonosnom basenu (RGF 2006) planirano je dalje povećanje kapaciteta na ovom kopu za dodatna 3.000.000 tona uglja godišnje. Dakle godišnji kapacitet na ovom kopu će iznositi 12.000.000 tona. Time će biti stvoreni uslovi za izgradnju dodatnog termo kapaciteta od 350 MW.

Tabela 1.15.

Ekonomski parametri

Projekat za 3 miliona tona uglja

Projekat za 12 miliona tona uglja

Investicije

99.500.000 EUR

210.700.000 EUR

Cena proizvodnje uglja za 10 godina

8.6 EUR/t

7.8 EUR/t

Cena proizvodnje uglja za vek rada od 25 godina

7.8 EUR/t

7.4 EUR/t

Bruto dobit za vek rada od 25 godina

146.600.000 EUR

735.800.000 EUR

IRR

11.0 %

11.6 %

NPV za stopu od 8%

21.402.000 EUR

84.034.000 EUR

 

1.6. ZAKLJUČCI

Usvojena Strategija razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine definisala je rast energetskih potreba i proizvodnje električne energije uz povećano učešće domaćih energetskih izvora. Analiza rasta potrošnje energije u narednom periodu kazuje da je neophodno realizovati završetak izgradnje TE Kolubara B (2 x 350 MW) i novog bloka TENT B3 snage 700 MW. Pri tome bi jedan kapacitet snage od 700 MW zadovoljio očekivani rast potrošnje, a drugi bi predstavljao zamenski kapacitet za stare, neefikasne i ekološki neprihvatljive blokove. Izgradnja novog kapaciteta je dugoročno ekonomski isplativija od ulaganja u opremu za zaštitu životne sredine na neefikasnim postrojenjima i omogućava racionalnije raspolaganje ograničenim rezervama uglja. Kolubarski ugljeni basen raspolaže dovoljnim količinama uglja 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. Do 2015. godine planirano je gašenje 4 najstarija bloka, a zatim i ostalih blokova snage do 200 MW zbog slabe efikasnosti i velikog potrebnog ulaganja u njihovu revitalizaciju.

U periodu od 2000. godine preduzet je niz aktivnosti na obnovi, modernizaciji, unapređenju efikasnosti i povećanju pouzdanosti proizvodnih postrojenja u termoelektranama. Najveći izvori sredstava za ove namene su dolazili iz donatorskih sredstava u grant formi i dodelom tzv. "soft" kredita. Uslovi za dobijanje ovih sredstava i veoma loše stanje postrojenja u elektranama su opredelili da je najznačajniji deo sredstava usmeren na revitalizacije termoelektrana. Na ovaj način se generisala situacija da su od 2006. godine mogućnosti proizvodnje električne energije prevazišle proizvodne mogućnosti rudarskih kapaciteta na čijem potencijalu se bazira bilansiranje elektroenergetskog sistema. Razumljivo je da bi se bez intenzivnog ulaganja u proširenje i modernizaciju postojećih rudarskih postrojenja ova disproporcija dalje uvećavala. S druge strane, finansijski potencijal "Elektroprivrede Srbije" nije omogućio da se posle 1990. godine nastavi investicioni ciklus izgradnje novih proizvodnih kapaciteta i otvaranje novih rudnika uglja. Poseban problem je što su investicioni ciklusi u rudarstvu duži i da za otvaranje novih kopova treba vreme od najmanje 5 do 7 godina.

Dalja odlaganja investicionih ulaganja u rudarski sektor od 2012. godine rezultiraće manjkom u proizvodnju uglja od 7 - 8 miliona tona. Zajedničko za rudnike je da je oprema stara u proseku oko 30 godina (izuzimajući rudnik Tamnava zapadno polje) i da je neophodno izvršiti njenu revitalizaciju i modernizaciju. Jedan od osnovnih segmenata modernizacije je i povećanje automatizacije procesa uz racionalizaciju radne snage i povećanje vremenskog i kapacitetnog iskorišćenja. Takođe, sistem održavanja je zastareo, neefikasan, skup i opterećen velikim brojem radnika, te je neophodno hitno izvršiti racionalizaciju i modernizaciju opreme i procesa održavanja.

Veliki problem (posebno u rudarskom basenu "Kolubara") predstavlja eksproprijacija i divlja gradnja. Zbog problema sa preseljenjem sela Vreoci ugrožena je proizvodnja na površinskom kopu "Polje D". Očekuju se problemi i na površinskim kopovima "Tamnava - Zapadno polje" (Mali Borak, Skobalj), "Radljevo", "Polje C" (groblje u Baroševcu), "Polje G" (izmeštanje Ibarske magistrale i naselja uz magistralu, kao i reke Kolubare).

Programom su predviđena investiciona sredstva za projekte u nove rudnike uglja, kao i revitalizaciju i zamenu kopova u iznosu od blizu 2 milijarde evra, od čega, po značaju, treba izdvojiti sledeće projekte:

 

Ukupne investicije

Za period do 2015. god.

P.K. "Tamnava - Zapadno polje"

228,7 mil. EUR

228,7 mil. EUR

P.K. "B/C"

31,1 mil. EUR

31,1 mil. EUR

Proširenje "Polja D"

220,2 mil. EUR

220,2 mil. EUR

Revitalizacija opreme u RB "Kolubare"

25,9 mil. EUR

25,9 mil. EUR

Kostolac - "Kop Drmno" (6 na 9 mil. t)

58,9 mil. EUR

34,0 mil. EUR

Kostolac - "Kop Drmno" (9 na 12 mil. t)

124,0 mil. EUR

 

P.K. "Polje E" (zamenski kop)

639,5 mil. EUR

387,4 mil. EUR

P.K. "Polje C" (zamenski kop)

149,5 mil. EUR

149,5 mil. EUR

P.K. "Veliki Crljeni" (zamenski kop)

63,9 mil. EUR

63,9 mil. EUR

"Kolubara", P.K. "Radljevo"

737 mil. EUR

325 mil. EUR

Finansiranje ovih razvojnih planova je moguće ostvariti sledećim izvorima, i to:

- strateškim partnerstvom, prvenstveno u hitne nove proizvodne kapacitete;

- kreditnim aranžmanima i/ili koncesijama u projekte iskorišćenja nacionalnih resursa (ugalj, voda);

- budžetskim subvencioniranjem i promenom cenovne politike električne energije prvenstveno u projekte zaštite životne sredine i obnovljive izvore energije.

U rudarskom basenu Kostolac u toku je proces podizanja godišnjeg kapaciteta P.K. "Drmno" sa 6,5 na 9 miliona tona uglja. Sve aktivnosti na podizanju pomenutog kapaciteta teku po planu:

- novi BTO sistem je instaliran i kapacitet je dokazan,

- sistem za napajanje energijom je u funkciji,

- raspodelni bunker je u funkciji,

- završeno je preseljenje i delimična revitalizacija opreme sa P.K. "Ćirikovac",

- u toku su pripreme za izradu treće deponijske linije za ugalj,

- u toku je priprema za izradu linije bunara LC 12, i određenog broja bunara sa istočne i zapadne strane kopa, a kao prelazno rešenje urađeno je 9 zamenskih bunara ispred fronta radova i 5 dodatnih bunara na zapadnoj strani izradi nove linije bunara kao i

- u toku je priprema tendera za izradu prve faze vodonepropusnog ekrana i dr.

Urađen je novi Glavni rudarski projekat po kome se odvijaju radovi. Prema tom projektu proširene su granice prema Viminacijumu što će usloviti bolje iskorišćenje ležišta i ujednačeniji koeficijent otkrivke. Takođe, urađeni su projekti za sve nedostajuće infrastrukturne objekte (puteve, radionice, naselja i dr). Površinski kopovi "Klenovnik" i "Ćirikovac" prestaju sa radom 2009. godine i planiraju se aktivnosti na rekultivaciji degradiranog terena i obezbeđenja prostora za smeštaj pepela i šljake iz termoelektrana u otkopani prostor.

Prema Inoviranom dugoročnom programu razvoja eksploatacije uglja u kostolačkom ugljenom basenu (RGF, 2006.) planirano je dalje povećanje kapaciteta na P.K. "Drmno" za dodatnih 3.000.000 tona uglja godišnje, odnosno godišnja proizvodnja se planira na nivou od 12.000.000 tona. Time će biti stvoreni uslovi za izgradnju dodatnog termo kapaciteta od 350 MW. Za realizaciju ovog projekta potrebna je nabavka samo jednog BTO sistema i sistema za napajanje energijom. Svi ostali resursi, uz rešeno pitanje eksproprijacije, su na raspolaganju. Ključni aspekt za uspeh ovog projekta je dobro rešeno pitanje odvodnjavanja.

U rudarskom basenu Kolubara je, međutim, znatno delikatnija situacija. Naime, neki kopovi su završili eksploataciju ("Tamnava - Istočno polje"), neki se bliže kraju ("Polje D"), a zamenski kapaciteti nisu otvoreni (uz brojna nerešena pitanja), odnosno neki od kopova ne mogu da ostvare maksimalnu godišnju projektovanu proizvodnju uglja.

U zapadnom delu basena (P.K. "Tamnava zapadno polje" i P.K. "Veliki Crljeni") situacija je bolja od one u istom delu basena ("Polje D" i "Polje B/C"). Naime, na P.K. "Tamnava - Zapadno polje" završava se instalacija novog BTO sistema čime će se stvoriti preduslovi za dostizanje projektovanog kapaciteta od 12 miliona tona uglja godišnje. Za kompletno zaokruženje investicionog ciklusa ovog kopa preostalo je da se uvede sistem za upravljanje kvalitetom uglja (projekt je završen, u pripremi je tender), da se izvrši nabavka odlagača za međuslojnu jalovinu i nabavka dodatnog bagera za ugalj i međuslojnu jalovinu). Na P.K. "Veliki Crljeni" pripremni radovi za otkopavanje uglja su u završnoj fazi (veći deo otkrivke je otkopan, vrši se montaža transportera za ugalj), mada postoje manji problemi sa eksproprijacijom. Za nastavak eksploatacije, nakon zatvaranja ovog kopa (Južno polje), neophodno je izmestiti deo Ibarske magistrale i izvršiti izmeštanje reke Kolubare (druga faza). Izmeštanjem pruge Beograd - Bar, Ibarske magistrale i reke Kolubare, u zoni koridora oslobodiće se oko 400 miliona tona kvalitetnog uglja.

U istočnom delu basena, usled nerešenog pitanja izmeštanja sela Vreoci, kao i kašnjenja u pripremnim radovima za otvaranje zamenskog kapaciteta ("Polje E") situacija je znatno složenija. U toku je povećanje kapaciteta na površinskom kopu "Polje B/C" najpre na 3, a zatim na 5 miliona tona uglja godišnje sa otkopavanjem odlagališta "Istočna kipa". Da bi se ovaj projekat realizovao neophodno je izmestiti groblje u Baroševcu, zameniti način odvoza uglja (instalirati transportere sa gumenom trakom umesto železničkog transporta), nabaviti jedan BTO sistem i stabilizovati unutrašnje odlagalište. Termini za realizaciju ovih aktivnosti su veoma kratki (najkasnije 2011. godine) i zahtevaju znatna materijalna sredstva u kratkom periodu. Podizanje kapaciteta na ovom kopu je veoma bitno tokom prelazne faze do otvaranja površinskog kopa "Polje E".

Pitanje preseljenja sela Vreoci i groblja mora biti hitno rešeno. Naime, krajnji rok za preseljenje groblja u Vreocima je 2011. godina. Do tog vremena postoje rezerve na ovom kopu. U suprotnom slučaju već 2012. godine može doći do značajnog deficita u količinama uglja koji se isporučuje iz istočnog dela basena, i taj deficit će trajati do dostizanja kapaciteta na "Polju E". Ovaj deficit može biti umanjen dodatnim povećanjem kapaciteta na ostalim kopovima, kao i otkopavanjem dela uglja iz "Polja E" i "Polja D", ali to neće biti dovoljno da se nadomeste sve potrebne količine uglja. Ovo je i trenutno najveći problem u ostvarivanju Strategije razvoja energetike u Republici Srbiji do 2015. godine i njega treba hitno rešavati.

Kada su u pitanju kapaciteti za snabdevanje TE "Kolubara B" treba konstatovati da je u prethodnom periodu učinjen značajan napredak u pripremi tehničke dokumentacije. Naime, u prethodnom periodu najpre je izrađena Studija "Uporedna tehno-ekonomska analiza godišnje proizvodnje uglja od sedam miliona tona sa površinskih kopova "Radljevo" i "Južno polje" za potrebe nove termoelektrane", a zatim i "Studija izbora ograničenja i otvaranja površinskih kopova "Južno Polje" i "Radljevo" sa komparativnim prikazom tehno-ekonomskih aspekata eksploatacije uglja za izbor prioritetnog snabdevača ugljem TE-TO Kolubara B". Obe Studije su pokazale značajne prednosti otvaranja i eksploatacije na P.K. Radljevo. Trenutno je u izradi - "Studija opravdanosti izgradnje P.K. "Radljevo".

Plan razvoja površinskih kopova uglja za potrebe snabdevanja postojećih i novih elektrana jasno govori da je ugalj osnovni energetski resurs Republike Srbije u narednom periodu.

Ugalj ima dugoročnu perspektivu i dobru konkurentnu poziciju u proizvodnji energije u Republici Srbiji. Umereno povećanje cene električne energije u dužem vremenskom periodu je rezultat korišćenja uglja kao osnovnog energenta u Republici Srbiji i uglja i nuklearne energije u Evropi. Do 2020. godine fokus će biti na revitalizaciji i povećanju efikasnosti opreme proizvodnje lignita, kao i na modernizaciji i izgradnji postojećih i novih termoelektrana, a samim tim i poboljšanjem efikasnosti.

Ne smemo zaboraviti da će budućnost uglja u Evropi i kod nas takođe zavisiti od tehnoloških odgovora na klimatska pitanja. Elektroprivreda Srbije će morati da uzme u obzir emisiju CO2 u svim svojim budućim sagledavanjima i planovima jer će se pitanje emisije CO2 vremenom sve više zaoštravati.

2. PODZEMNA EKSPLOATACIJA UGLJA

2.1. OSNOVNI PODACI O SEKTORU

U ovoj tački je dat prikaz ležišta uglja, ležišta uljnih škriljaca i ležišta urana.

Prikaz ležišta uglja

U završnom dokumentu Programa ostvarivanja Strategije razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine za period od 2007. do 2012. godine - Modul podzemna eksploatacija uglja, urađenom u oktobru 2006. godine, navedene su osnovne karakteristike ležišta uglja u Srbiji koja su u eksploataciji i koja su van eksploatacije. U ovom dokumentu daće se kratak prikaz istih ležišta, kao i prikaz dva nova ležišta koja su u eksploataciji, odnosno koja se pripremaju za eksploataciju (Progorelica i Ravna Reka) i prikaz Despotovačkog i Zapadno-moravskog ugljenog basena.

Ležišta u eksploataciji

1) Vrška Čuka

2) Ibarski rudnici

3) Rembas

4) Soko

5) Bogovina

6) Jasenovac

7) Lubnica

8) Štavalj

Rezerve uglja u navedenim ležištima su prikazane u poglavlju 1.5. ovog dokumenta.

Ležišta van eksploatacije

Ćirikovac

Bilansne i vanbilansne rezerve (t) (prema Elaboratu o rezervama uglja u ležištu Ćirikovac sa stanjem do 31.12.2001. god.)

Klasa

Kategorija

A

B

C1

A+B+C1

Bilansne

-

85.458.000

33.537.000

118.995.000

Vanbilansne

-

44.319.000

42.842.000

87.161.000

UKUPNO

-

129.777.000

76.379.000

206.156.000

Melnica

Stanje rezervi uglja u ležištu Melnica prema Bilansu iz 2004. godine (t)

Klasa

Kategorija

A

B

C1

A+B+C1

Bilansne

-

34.780.400

4.757.000

39.537.400

Vanbilansne

-

-

-

-

UKUPNO

-

34.780.400

4.757.000

39.537.400

Poljana

Ukupne rezerve mrko-lignitskog uglja u ležištu Poljane (t)

Klasa

Kategorija

A

B

C1

A+B+C1

Bilansne

-

48.467.000

10.528.000

58.995.000

Vanbilansne

-

2.018.000

1.166.000

3.184.000

UKUPNO

-

50.485.000

11.694.000

62.179.000

Aleksinački ugljonosni basen

Ukupne rezerve mrkog uglja u Aleksinačkom ugljonosnom basenu (t)

Klasa

Kategorija

A

B

C1

A+B+C1

Bilansne

-

9.615.000

2.705.000

12.320.000

Vanbilansne

-

-

-

15.195.000

UKUPNO

-

-

-

27.415.000

Međutim, ležište Aleksinac je i naše najznačajnije i najdetaljnije istraženo ležište uljnih škriljaca, sa rezervama blizu dve milijarde tona, što predstavlja značajan energetski resurs. Radi toga će u ovom periodičnom izveštaju, a posebno u završnom dokumentu, ovo ležište biti posebno analizirano.

Jerma

Rezerve uglja na lokalitetu Jerma (prema Bilansu iz 2004. godine):

Ležište

Geološke rezerve

Bilansne

Vanbilansne

 

A

B

C1

A+B+C1

A+B+C1

- Jerma kod Babušnice (1)/03

 

 

 

 

 

- Podinski sloj

 

4.045.000

 

 

 

- Krovinski sloj

 

1.630.000

 

 

 

UKUPNO

 

5.675.000

 

5.675.000

 

Despotovački basen

U ovom basenu eksploatacija uglja je vršena u periodu od 1837. godine do osamdesetih godina XX veka u nekoliko rudnika: Morava, Manasija, Bukovac, Sreća, Beljajka i Zabela. Geološke rezerve uglja A+B+C1 u ovom basenu iznose 28.641.000 tona, a procenjeni resursi iznose oko 20 miliona tona.

Zapadnomoravski basen

U okviru ovog basena izdvojeno je više ležišta i to: Mojsilje - Dolja Gorevnica, Dolja Gorevnica - Mrčajevci, Mrčajevci - Bečanj, Bečanj - Bresnica, Bresnica - Tavnik - Lađevci i Vapa - Slatina. Ukupne geološke rezerve u okviru ovih basena procenjuju se na 93,9 miliona tona uglja.

Prikaz ležišta uljnih škriljaca Republike Srbije

Obim osnovnih i detaljnih geoloških istraživanja ležišta uljnih škriljaca Republike Srbije nije zadovoljavajući. Za potpuno sagledavanje njihovog ekonomskog potencijala i uslova eksploatacije nisu dovoljno razjašnjeni kako osnovni geološki preduslovi - paleogeografski i paleotektonski uslovi geneze, što je neophodan preduslov za utvrđivanje zakonomernosti njihovog pojavljivanja i za otkrivanje novih perspektivnih prostora, tako i geološke karakteristike pojedinačnih ležišta (strukturne, hidrogeološke, inženjersko-geološke i dr.).

Pregled basena i ležišta uljnih škriljaca Republike Srbije

Najznačajnija baseni uljnih škriljaca Republike Srbije su: Aleksinački, Vranjski, Senenonski tektonski rov, Valjevsko-mionički, Zapadno-moravski, Kruševački, Babušnički, Kosanički, Niški i Levački. Prikazaćemo njihove osnovne geološke karakteristike i stepen istraženosti.

Aleksinački basen

Postignut je visok stepen istraženosti aleksinačkog ležišta uljnih škriljaca. Proračunate rezerve kategorija A, B i C1 svrstane su u vanbilansne s obzirom da nije definisana tehnologija njihove prerade zavisno od sastava i tehno-ekonomskih uslova eksploatacije. Uljni škriljci aleksinačkog ležišta zauzimaju površinu od oko 20 km2. Povlatni paket uljnih škriljaca (I) ovog ležišta debljine oko 75,5 m daje prosečan prinos ulja od 10 mas.%, a podinski (II) debljine oko 26 m daje 12,5 mas.% ulja. Uljni škriljci zaležu prema zapadu pod uglom 30 - 50°, do dubine od 700 m u centralnom delu basena, da bi se prema zapadnom obodu pad promenio u suprotnom smeru. Potencijalne rezerve uljnih škriljaca u aleksinačkom ležištu cene se na oko dve milijarde tona, pri čemu samo u polju Dubrava rezerve kategorija A+B+C1, sa srednjim sadržajem organske supstance od 16,6 zap.% i prinosom ulja od 8,95 mas.%, iznose 378.879.690 t. Prema dominantnom tipu kerogena i stepenu konverzije rezerve ulja se cene na oko 200 Mt.

Ležišta uljnih škriljaca Bovan i Prugovac se svrstaju u kategoriju nalazišta sa prioritetom dopunskih istraživanja. U zoni dužine oko 10 km, na prostoru Bovan - Prugovac nalazi se podinski paket uljnih škriljaca prosečne debljine oko 20 m sa prinosom ulja od 6 mas.%. Procenjene rezerve kategorije C1 u ovoj fazi istraživanja iznose oko 210 Mt.

Tabelarni pregled osnovnih geoloških parametara ležišta uljnih škriljaca Republike Srbije, dat je u tabeli 1.6.

Tabela 2.2. Osnovni geološki parametri ležišta uljnih škriljaca Republike Srbije

Basen

Ležište

Površina (km2)

Debljina sloja (m)

Srednja debljina

Preovlađujući tip kerogena

Srednji sadržaj

Prinos ulja (l/t)

Rezerve (106 t)

Kerogen (zap. %)

Ulje (%)

Škriljac

Ulje

Kategorija

Aleksinac

Aleksinac

20,0

54-92

75,5

a, b

20,0

10,0

89

2000

200

A+B+C1+ C2

7-29

26,0

-

25,0

12,5

100

Bovan-Prugovac

3,8

10-33

20,0

-

12,2

6,0

48

210

126

-

Vranje

Goč-Devotin

1,5

10-23

15,0

a, b

8,8

4,5

36

22

1

A+B+C1

2-6

3,9

a, b

5,9

2,1

17

13,8

0,3

C1

Vlase-Golemo selo

2,9

6-13

9,7

 

5,5

3,4

28

38,5

1,3

C1

3,7

4,4

a, b

2,5

1,4

11

-

-

-

Stance

2,0

-

4,0

a, b

5,6

2,6

21

45

1,2

D1

-

6,0

a, b

6,2

2,6

21

-

-

-

Buštrenje

2,0

4-13

9,0

a, b, c

8,2

3,4

27

46

1,6

C1

5-9,5

7,0

a, b, c

5,0

1,4

11

36

0,5

C1

4,2-9,0

6,0

a, b, c

5,2

1,4

11

30

0,4

C1

Klenike-Jastina bara

2,0

1,3-13

7,5

a, b, c

5,6

3,4

27

42

1,4

C1

1,5-10

6,0

a, b, c

6,7

3,2

26

30

1,0

C1

9-11

10,0

a, b, c

5,2

1,3

10

-

-

-

Baraljevac

0,5

4-6

5,6

-

7,3

2,8

22

8

0,2

C1

Drežnica

1,5

8-10,7

9,0

-

8,5

5,1

41

35

1,8

C1

-

7,5

-

8,4

4,9

39

30

1,5

C1

Senonski rov

V. Polje-Rujiš

9,0

20-150

72,0

-

-

0,5

4

-

-

-

Vina-Zubetinac

25,0

20-80

31,0

b, c

5,4

2,6

21

850

22,1

C2+D1

Podvis-Gornji kar.

3,6

2-5

4,0

-

-

7,5

60

10

0,1

C2

Miran-Orlja

2,5

5-33

12,0

b, c

4,5

2,2

18

70

1,5

C2

Man.-Okoliš

2,0

10-35

25,0

b, c

5,1

2,4

19

100

2,4

C2

Valjevo-Mionica

Šuše-Klasnić

2,0

5-15

9,0

a, b

7,2

3,2

26

30

1,0

C2

Rad. Str. Svet

6,0

4-15

9,0

a, b

8,4

3,9

31

80

3,1

C2

Zapadna Morava

Pekčanica-Lazac

3,0

-

4,4

a, b

5,0

1,3

7

38

0,3

D1

-

1,7

a, b

3,0

0,9

10

 

-

 

Paramenac-Riđage

1,7

-

2,3

a, b

6,0

1,3

10

18

0,2

D1

-

2,7

a, b

3,3

0,8

6

 

-

 

Kruševac

Odžaci

1,5

3-11

7,0

a, c

6,8

1,7

14

20

0,3

D1

Babušnica

Raljin

4,0

24-40

30,0

a, c

7,4

3,7

30

300

9,6

C2

9-15

12,0

-

5,2

2,6

21

Kosanica

Rača

2,5

4-6

4,4

-

11,5

5,2

42

20

1,0

C2

1-2

1,4

-

3,6

1,6

13

Niš

Paljina

3,5

-

15,0

-

-

3,2

26

500

16,5

D2

-

6,0

-

-

3,3

26

Levač

Komarane-Kaludra

8,2

-

7,0

-

3,4

0,6

5

190

1,9

D1

2,0

-

3,0

1,4

11

Ukupno:

4812,3

398,2

 

Rezerve i resursi urana

U Republici Srbiji nema aktivnih rudnika urana, niti instalisanih prerađivačkih kapaciteta. Utvrđeno je nekoliko ležišta čije su rezerve, kvalitet rude i mogućnosti eksploatacije parcijalno definisane. Za pojedina rudna polja, urađena je i prognozna geološko-ekonomska ocena - procenjene su rezerve D1 i D2 kategorije. Rezerve u pojedinačnim ležištima nisu overavane od strane nadležnih republičkih komisija što govori o stepenu istraženosti i potrebi daljih ulaganja u cilju definisanja njihovog mineralno-sirovinskog potencijala.

Identifikovane i potencijalne rezerve urana rezerve urana Republike Srbije su prikazane u tabeli 2.3. i tabeli 2.4. Od ekonomskog interesa mogu da budu mineralizacije urana koje se nalaze u ležištima prikazanim u tabeli 2.3.

Tabela 2.3. Identifikovane vanbilansne rezerve urana Republike Srbije.

Ležište

Rude, tona

B

Rude, tona

C1

Rude, tona

B+C1

U3O8

U3O8

U3O8

ppm

t

ppm

t

ppm

t

Gabrovnica

69.000

348

24

54.000

288

16

123.000

322

40

Mezdreja

235.000

425

100

520.000

311

162

766.000

346

262

Srneći do

 

 

 

115.000

386

44

115.000

385

44

Iverak

 

 

 

690.000

300

207

690.000

300

207

Kamenac, Preturica, Srednje Brdo

43.000

750

32

110.000

280

30

163.000

420

62

Ukupno

347.000

 

156

1.489.000

 

459

1.836.000

 

615

Tabela 2.4. Potencijalne rezerve urana Republike Srbije

Ležište

Rude, tona

C2

Rude, tona

D1

Rude, tona

D2

U3O8

U3O8

U3O8

ppm

t

ppm

t

ppm

t

Gabrovnica

39.000

388

12

700.000

325

228

 

 

 

Mezdreja

270.000

293

79

900.000

350

315

 

 

 

Srneći do

140.000

400

56

1.470.000

400

588

 

 

 

Iverk

770.000

200

154

2.400.000

250

600

 

 

 

Srednje Brdo, Kamenac, Preturica

832.000

590

490

 

 

 

 

 

 

Paun Stena

3.366.000

330

1.110

 

 

 

 

 

 

Cigankulja

962.000

690

665

120.000

400

55

 

 

 

Dojkinci

1.800.000

640

1.150

2.000.000

600

1.200

 

 

 

Ukupno

8.179.000

 

3.716

7.590.000

 

2.986

2.000.000

500

1.000

Procena iskorišćenosti eksploatacionih rezervi uglja

Strategijom razvoja energetike Republike Srbije do 2015. predviđena je sledeća stopa rasta proizvodnje, po scenariju dinamičnog ekonomskog razvoja, iz rudnika sa podzemnom eksploatacijom:

- 2009. g.

810.000 t

- 2012. g.

1.340.000 t

- 2015. g.

1.500.000 t

Strategijom nisu određeni pojedinačni rudnici i njihova proizvodnja u posmatranom periodu.

Juna meseca 2004. godine usvojen je Program strateške konsolidacije JP PEU (Factis Consulting). U ovom programu naveden je plan proizvodnje za period 2005 - 2009. godine, kao i niz mera potrebnih za konsolidaciju preduzeća. Međutim, u periodu jun 2004 - 2006. nije došlo do realizacije mera predviđenih Programom, tako da je došlo do odstupanja od planirane proizvodnje, uključujući i druge pokazatelje (izrada kapitalnih prostorija, geološka istraživanja i dr.).

U tabeli 2.5. prikazana je planirana i ostvarena proizvodnja iz osam rudnika Javnog preduzeća Podzemna eksploatacija uglja (JP PEU), u periodu 2003 - 2008. godine.

Tabela 2.5. Planirana i ostvarena proizvodnja iz rudnika JP PEU

Godina

Planirana proizvodnja
(t/god)

Ostvarena proizvodnja
(t/god)

Realizacija

2003.

618.980

540.658

87 %

2004.

637.900

534.260

84 %

2005.

610.000

551.960

90 %

2006.

610.000

491.503

81 %

2007.

583.356

450.833

77 %

2008.

560.590

513.786

92 %

Uočljivo je da je posle pada proizvodnje za 12% u periodu 2006. i 2007. godina, u 2008. godini zabeležen porast proizvodnje od 14%, i to boljom organizacijom rada, ali nije realno očekivati da se u toku 2009. godine proizvodnja može podići na nivo predviđen strategijom (810.000 t), već da dostigne nivo od oko 550.000 t odnosno 610.000 t, u zavisnosti od realizacije planiranih aktivnosti.

Stanje geoloških i eksploatacionih rezervi uglja u aktivnim rudnicima

Stanje geoloških i eksploatacionih rezervi uglja u aktivnim rudnicima sa podzemnom eksploatacijom, na dan 31. decembar 2007. godine, prikazano je u tabeli 2.6.

Tabela 2.6. Stanje geoloških i eksploatacionih rezervi u aktivnim rudnicima

Rudnik / ležište

Geološke rezerve (bilansne), t

Gubici (%)

Eksploatacione rezerve, t

A

B

C1

A+B+C1

Vrška Čuka

39.970

687.370

779.560

1.506.900

5

1.431.555

Ibarski rudnici

 

2.573.120

 

2.573.120

 

2.444.464

Jarando

 

916.490

 

916.490

5

870.666

Tadenje

 

380.360

 

380.360

5

361.342

Progorelica

 

1.276.270

 

1.276.270

5

1.212.457

REMBAS

181.250

1.426.281

4.928.268

6.535.799

 

4.590.857

Strmosten

 

751.967

1.758.802

2.510.769

29,5

1.770.092

Jelovac

 

499.094

774.266

1.273.360

25

955.020

Ravna Reka

 

 

1.980.080

1.980.080

35

1.287.052

Senjski rudnik

181.250

175.220

415.120

771.590

25

578.693

Bogovina

93.600

1.364.940

575.200

2.033.740

20

1.626.992

Soko

517.780

15.617.060

41.887.590

58.022.430

34

38.294.804

Jasenovac

101.300

1.084.900

 

1.186.200

30

830.340

Lubnica

651.910

11.963.010

913.980

13.528.900

25

10.146.675

Štavalj (Centralno polje)

265.000

9.805.000

 

10.070.000

37

6.344.100

Ukupno:

 

95.457.089

 

59.365.687

Pregled eksploatacionih rezervi i energetski potencijal ležišta rudnika JP PEU, izražen u GJ i Mtoe, dat je u tabeli 2.7.

Tabela 2.7. Eksploatacione rezerve i energetski potencijal ležišta aktivnih rudnika

 

Eksploatacione rezerve (t)

DTE (kJ/kg)

GJ

Mtoe
1 toe=41,868 GJ

Vrška Čuka

1.431.555

29.370

42.044.770

1.004.222

Ibarski rudnici

2.444.464

 

36.506.465

871.942

Jarando

870.666

17.600

15.323.713

366.001

Tadenje

361.342

20.535

7.420.158

177.227

Progorelica

1.212.457

11.351

13.762.594

328.714

REMBAS

4.590.857

 

76.773.967

1.833.715

Strmosten

1.770.092

17.680

31.295.229

747.474

Jelovac

955.020

19.026

18.170.211

433.988

Ravna Reka

1.287.052

12.541

16.140.919

385.519

Senjski Rudnik

578.693

19.298

11.167.608

266.734

Bogovina

1.626.992

19.026

30.955.150

739.351

Soko

38.294.804

18.239

698.458.927

16.682.405

Jasenovac

830.340

16.057

13.332.769

318.448

Lubnica

10.146.675

14.349

145.594.640

3.477.468

Štavalj (Centralno Polje)

6.344.100

12.541

79.561.358

1.900.290

Ukupno:

59.365.687

Ukupno:

26.827.841

Ovde treba napomenuti da se rezerve uglja u ležištima Srbije, koje se mogu otkopati podzemnom eksploatacijom, procenjuju na oko 860 miliona tona, što se može videti iz tabele 2.8.

Tabela 2.8. Procena rezervi uglja za podzemnu eksploataciju

Ležište

Bilansne rezerve uglja

Procenjene (C2) rezerve

Aktivni rudnici

95.000.000

 

Štavalj (bez centralnog polja)

180.000.000

 

Ćirikovac (preostale rezerve)

120.000.000

 

Poljana

60.000.000

 

Melnica

40.000.000

 

Ukupno bilansne rezerve

495.000.000

 

Mala ležišta (tabela 5.1.)

 

365.000.000

Ukupno (Bilansne + C2 rezerve)

860.000.000

2.2. PROIZVODNJA I ISPORUKA UGLJA

2.2.1. Proizvodnja uglja iz rudnika sa podzemnom eksploatacijom

U tabeli 2.9. prikazana je Proizvodnja JP PEU u periodu 2006 - 2007. i januar - avgust 2008. godine.

Tabela 2.9. Proizvodnja JP PEU u periodu 2006 - 2007. i januar - avgust 2008. godine (u tonama)

Rudnik

2006. god.

2007. god.

2008. god.

plan

ostvarenje

plan

ostvarenje

plan

ostvarenje

Vrška Čuka

5.000

4

11.900

8.295

6.890

7.018

Ibarski rudnici

70.000

64.998

83.000

57.574

62.000

59.084

Rembas

194.000

171.746

175.000

158.161

164.400

153.674

Bogovina

41.000

32.772

40.000

24.521

35.000

28.925

Soko

100.000

66.596

90.000

69.062

106.300

83.096

Jasenovac

65.000

45.190

62.000

21.790

56.000

51.890

Štavalj

70.000

55.406

70.000

61.125

70.000

69.419

Lubnica

65.000

54.791

51.456

50.305

60.000

60.680

JP PEU

610.000

491.503

583.356

450.833

560.590

513.786

2.2.2. Isporuke uglja JP PEU po sektorima potrošača

Tabela 2.10. Isporuke uglja JP PEU po sektorima potrošača (u tonama)

Rudnik

TE Morava

Industrija

Široka potrošnja

Trgovine

Toplane

2008.

Vrška Čuka

0

 

 

 

 

Ibarski rudnici

55.069

 

 

 

 

Rembas

61.942

 

 

 

 

Soko

0

 

 

 

 

Bogovina

0

 

 

 

 

Jasenovac

6.864

 

 

 

 

Lubnica

26.313

 

 

 

 

Štavalj

0

 

 

 

 

Ukupna isporuka JP PEU

150.188

41.129

37.932

171.693

88.216

2.3. TRŽIŠTE KVALITETNOG UGLJA U SRBIJI

Tabela 2.11. Tržište kvalitetnih ugljeva u Srbiji (u milionima tona)

 

JP EPS

JP PEU

Rudnik Kovin

Uvoz

Ukupno

2006.

1,79

0,34

0,17

0,51

2,81

2007.

1,54

0,38

0,25

0,53

2,70

2008.

1,72

0,34

0,25 1)

0,3751)

2,6851)

____________
1) procena

Na sl. 2.1 prikazano je snabdevanje, u procentima, tržišta Republike Srbije kvalitetnim ugljevima, u 2008. godini.

Sl. 2.1 Snabdevači ugljem tržišta industrije i široke potrošnje

2.4. PROGRAMI I PROJEKTI MODERNIZACIJE I REVITALIZACIJE POSTOJEĆIH KAPACITETA ZA PROIZVODNJU UGLJA, KAO I OBNAVLJANJE REZERVI UGLJA

Programi i projekti modernizacije i revitalizacije postojećih kapaciteta za proizvodnju uglja iz rudnika sa podzemnom eksploatacijom, kao i programi obnavljanja rezervi uglja u proteklom periodu praktično nisu rađeni. Samo jedan program u Prvom - osnovnom programu prioriteta Strategije razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine (Prioritet tehnološkog kontinuiteta) se odnosi na JP PEU "Uvođenje nove tehnologije otkopavanja za PEU i gašenje neperspektivnih rudnika PEU". Efekat ovog programa, odnosno njegov cilj je da se do 2015. godine sektorima industrije i opšte potrošnje obezbedi 1,5 Mt kvalitetnog uglja. Za realizaciju ovog programa predviđena su ulaganja od 85 M$. (Strategija razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine, tabela 4.1).

Javno preduzeće PEU se nalazi u postupku restrukturisanja i privatizacije društvenog kapitala, pri čemu je potrebno naglasiti da je ovo javno preduzeće sa 100% državnog kapitala. Imajući u vidu da su učinci na proizvodnji uglja niski, kao i da su neki rudnici u izrazito teškom položaju (male preostale rezerve uglja i ograničeno tržište) rezultate ovog procesa je teško predvideti, ne samo zbog tehničkih i ekonomskih faktora, već i zbog velikog sociološkog i političkog značaja koji rudnici sa podzemnom eksploatacijom imaju u svojim lokalnim i regionalnim sredinama. U tom smislu procena kontinuiteta obezbeđenja neophodnih energenata iz rudnika JP PEU prema Strategiji razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine, će biti do 2012. godine zasnovana na raspoloživim dokumentima i na postojećem stanju.

2.4.1. Kapaciteti za proizvodnju uglja

U ovom poglavlju će se razmotriti kapaciteti za proizvodnju uglja JP PEU, s tim da će se rudnici koji imaju potencijal za mehanizovano otkopavanje obraditi detaljnije, u smislu Prioriteta tehnološkog kontinuiteta Strategije razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine. Takođe, daće se projekcije proizvodnje svih rudnika JP PEU do 2012. godine.

2.4.1.1. Rudnik mrkog uglja REMBAS

Rudnik REMBAS je u periodu 1990 - 1999. imao pad proizvodnje od preko 50%, najznačajniji u 1993. godini, što je karakteristika praktično svih rudnika JP PEU. Od 1999. godine do danas trend proizvodnje je u porastu, sa ostvarenom proizvodnjom u 2008. godini od 153.000 t. Rudnik REMBAS ima najveću proizvodnju u JP PEU, s tim da se eksploatacija vrši u tri jame: Strmosten, Jelovac i Senjski Rudnik.

Strmosten

Na osnovu stanja rezervi i uslova u ležištu, mogući održivi rad može se ostvariti primenom mehanizovanog otkopavanja, sa godišnjim kapacitetom od oko 110.000 t, što je realno očekivati 2011. godine, i pod uslovom korekcije cene uglja.

Jelovac

U jami Jelovac rezerve uglja bi omogućile nastavak rada sa postojećom tehnologijom u narednih deset godina, sa godišnjom proizvodnjom od 60.000 tona.

Senjski Rudnik

Obim rezervi A i B kategorije u jami Senjski rudnik omogućavaju nastavak eksploatacije u naredne dve do tri godina po trenutno primenjenoj tehnologiji otkopavanja. Procena je da se tehnologija otkopavanja u ovoj jami ne može unaprediti.

Ravna Reka

Ravna Reka je zamenski kapacitet za Senjski rudnik (tačka 4).

Na osnovu iznetog, može se očekivati da rudnik REMBAS do 2012. godine ostvari projekciju prikazanu u tabeli 2.12.

Tabela 2.12. Projekcija proizvodnje rudnika REMBAS do 2012. godine

Godina

2009.

2010.

2011.

2012.

Proizvodnja (t)

145.000

150.000

220.000
(mehanizovano otkopavanje)

270.000

Do 2010. godine može se očekivati proizvodnja na nivou prethodnih godina, a 2011. godine bi došlo do povećanja proizvodnje zbog početka mehanizovanog otkopavanja u jami Strmosten i otvaranja Ravne Reke. Pored ovoga potrebno je naglasiti sledeće:

1) Zaključno sa 2012. godinom, najkasnije, došlo bi do iscrpljenja rezervi u jami Senjski rudnik, što znači da bi u se u 2012. g. proizvodnja ostvarivala u jamama Strmosten, Jelovac i Ravna Reka.

2) Povećanje proizvodnje u 2011. g. uslovljeno je početkom investicionih radova na otvaranju preostalih rezervi u jami Strmosten i na otvaranju jame Ravna Reka.

2.4.1.2. Rudnik mrkog uglja Soko

Ležište mrkog uglja rudnika Soko, uz Sjeničko ležište, predstavlja jedan od najznačajnijih potencijala za razvoj podzemne eksploatacije uglja. Energetski potencijal ovog ležišta iznosi skoro 25 Mten.

Eksploatacija se trenutno odvija u "Zapadnom polju". Planirani kapacitet za 2009. godinu iznosi 108.000 t/god. Eksploatacija u "Zapadnom polju" obezbeđuje kontinuitet proizvodnje mrkog uglja do završetka investicione izgradnje novog rudnika u istočnom krilu "Centralnog polja". Period potreban za završetak izrade kapitalnih prostorija se procenjuje na oko 2,5 godine, što znači da proizvodnja ne bi mogla započeti pre sredine 2011. godine. Isti kapacitet bi se mogao ostvariti i u 2012. godini.

Na osnovu iznetog, može se očekivati da rudnik Soko do 2012. godine ostvari projekciju prikazanu u tabeli 2.13.

Tabela 2.13. Projekcija proizvodnje rudnika Soko do 2012. godine

Godina

2009.

2010.

2011.

2012.

Proizvodnja (t)

108.000

170.000

220.000

220.000

2.4.1.3. Rudnik lignita Lubnica

U rudniku Lubnica eksploatacija se trenutno obavlja u pogonu Stara jama, s tim da se proces investicione izgradnje realizuje u jami Osojno jug i nalazi se u završnoj fazi.

Rudarsko-geološki uslovi u jami Osojno jug su povoljni u smislu mehanizovanog otkopavanja, što je i predviđeno postojećom tehničkom dokumentacijom. Međutim, imajući u vidu da lignit iz rudnika Lubnica ima ograničeno tržište, problemi plasmana većeg obima proizvodnje bi se mogli prevazići izgradnjom energetskog postrojenja toplane - elektrane u Zaječaru. Izgradnja ove toplane - elektrane predstavlja realnu mogućnost, imajući u vidu da je potpisan Ugovor o saradnji i ekskluzivnim pregovorima između opštine Zaječar i češkog investitora "Moravia Energo". Period izgradnje toplane - elektrane se procenjuje na tri godine, tokom koga bi bilo moguće nabaviti i montirati opremu za mehanizovano otkopavanje. Ovo znači da se pre 2012. godine ne bi moglo očekivati značajno povećanje proizvodnje (mehanizovano otkopavanje) u rudniku Lubnica i to pod uslovom da se već tokom 2009. godine započne sa realizacijom aktivnosti na izgradnji toplane u Zaječaru. Treba napomenuti da bi u slučaju mehanizovanog otkopavanja bilo moguće ostvariti i veći godišnji kapacitet.

Na osnovu iznetog, može se očekivati da rudnik Lubnica do 2012. godine ostvari projekciju prikazanu u tabeli 2.14.

Tabela 2.14. Projekcija proizvodnje rudnika Lubnica do 2010. godine

Godina

2009.

2010.

2011.

2012.

Proizvodnja (t)

66.000

100.000

100.000

235.000

2.4.1.4. Rudnik mrkog uglja Štavalj

U tabeli 2.7. prikazane su rezerve u trenutno aktivnom "Centralnom polju", koje iznose preko 10 Mt (A+B+C1), pri čemu ukupne rezerve iste kategorije Sjeničkog ugljenog basena iznose preko 182 Mt, odnosno oko 61 Mten (DTS 14 GJ/t), zbog čega ovo ležište predstavlja resurs od izuzetnog značaja za razvoj energetike Republike Srbije.

Karakteristike ležišta su takve da je mehanizovano otkopavanje ostvarivo, uz značajno povećanje proizvodnje i učinaka. Međutim, lokacija rudnika Štavalj, odnosno njegova dislociranost od glavnih transportnih puteva, kao i problemi pri transportu u zimskom periodu, u velikoj meri limitiraju razvoj rudnika zbog ograničenog tržišta, odnosno nemogućnosti plasmana većeg obima proizvodnje, prvenstveno zbog kamionskog transporta.

Mogućnost za prevazilaženje problema tržišta ogleda se u izgradnji termoelektrane, koja bi bila projektovana za mrki ugalj rudnika Štavalj. Treba napomenuti da se period vremena koji bi obuhvatio izradu studije izvodljivosti, realizaciju tenderskih aktivnosti, izgradnju rudnika i termoelektrane, kao i sve druge prateće aktivnosti, procenjuje na 5 godina. Drugim rečima najranije 2014. godine, pod uslovom da se sa navedenim aktivnostima započne 2009. godine, može se očekivati početak rada novog rudnika sa kapacitetom za podmirenje potreba termoelektrane snage između 250 i 400 MW. Zbog navedenog, projekcija proizvodnje rudnika Štavalj do 2012. godine (tabela 2.15) će biti zasnovana na trenutnom stanju, uzimajući u obzir trend rasta proizvodnje u poslednje četiri godine.

Tabela 2.15. Projekcija proizvodnje rudnika Štavalj do 2010. godine

Godina

2009.

2010.

2011.

2012.

Proizvodnja (t)

74.000

85.000

100.000

100.000

2.4.1.5. Ostali rudnici JP PEU

Ostali rudnici JP PEU (Vrška Čuka, Ibarski rudnici, Bogovina i Jasenovac) nisu u programu modernizacije i značajnijeg povećanja kapaciteta za proizvodnju uglja.

Predviđeno je da rudnik Vrška Čuka obustavi proizvodnju, tako da ovaj rudnik neće biti uključen u projekciju proizvodnje JP PEU. Preostala tri rudnika će se uključiti u projekciju 2009 - 2012. godina (tabela 2.16). U rudniku Bogovina, zbog limitiranog tržišta i izuzetno visokog učešća sitnih klasa lošeg kvaliteta, takođe je moguća obustava proizvodnje.

Tabela 2.16. Projekcija proizvodnje preostalih rudnika JP PEU do 2012. godine

Proizvodnja po rudnicima (t/god)

2009.

2010.

2011.

2012.

Vrška Čuka

10.000

 

 

 

Ibarski rudnici

60.000

120.000

120.000

150.000

Jasenovac

54.000

60.000

60.000

60.000

Bogovina

33.000

40.000

40.000

40.000

JP PEU

157.000

220.000

220.000

250.000

2.4.1.6. Projekcija proizvodnje rudnika JP PEU do 2012. godine

Strategijom razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine predviđena je sledeća proizvodnja uglja iz rudnika JP PEU: 2009. g. -0,81 Mt, 2012. g. -1,34 Mt i 2015. g. 1,50 Mt.

Na osnovu izložene projekcije u ovom izveštaju za period 2009 - 2012. može se očekivati ukupna proizvodnja prikazana u tabeli 2.17.

Tabela 2.17. Projekcija proizvodnje rudnika JP PEU do 2012. godine

Proizvodnja po rudnicima (t/god)

2009.

2010.

2011.

2012.

Vrška Čuka

10.000

-

-

-

Ibarski rudnici

60.000

120.000

120.000

150.000

REMBAS

145.000

150.000

220.000

250.000

Soko

108.000

170.000

220.000

220.000

Jasenovac

54.000

60.000

60.000

60.000

Bogovina

33.000

 40.000

40.000

40.000

Štavalj

74.000

85.000

100.000

100.000

Lubnica

66.000

100.000

100.000

235.000

JP PEU

550.000

725.000

860.000

1.055.000

U 2009. godini, kao što je već navedeno, nije moguće ostvariti proizvodnju od 810.000 t, zbog kašnjenja realizacije investicionih programa.

Povećanje proizvodnje uglja u 2012. godini može se očekivati iz sledećih razloga:

1) početak mehanizovanog otkopavanja u jami Strmosten (110.000 t/god.),

2) početak mehanizovanog otkopavanja u rudniku Soko (220.000 t/god.),

3) početak mehanizovanog otkopavanja u rudniku Lubnica (235.000 t/god.).

Kao što se iz prethodnog izlaganja može videti, proizvodnja uglja iz danas aktivnih rudnika sa podzemnom eksploatacijom predviđena strategijom za 2009. godinu se ne može ostvariti na projektovanom nivou, ali u 2012. godini se može približiti tom nivou, uz potrebna ulaganja. Otvaranjem novih proizvodnih pogona, navedenih u ovom dokumentu, planirana proizvodnja uglja iz podzemne eksploatacije može se značajno premašiti, čime bi se rudnici privrednih društava Kolubara i Kostolac relaksirali potrebe snabdevanja TE Morava, industrije i široke potrošnje, što je veoma važno za energetski sektor Republike Srbije.

2.5. PROGRAMI I PROJEKTI IZGRADNJE NOVIH I/ILI ZAMENSKIH KAPACITETA ZA PROIZVODNJU UGLJA

2.1.1. Zamenski kapaciteti

U tački 4.1. će biti opisani programi izgradnje zamenskih kapaciteta za rudnike koji su već identifikovani i poseduju infrastrukturu koja bi se mogla iskoristiti, kao što su: REMBAS, jama Strmosten, i jama Ravna Reka, RMU Soko i RL Lubnica. Takođe će biti opisani i programi za ležišta uglja koja su potencijalna za podzemnu eksploataciju kao što su Štavalj i Ćirikovac, na kojim se vrši eksploatacija, ali kao zamenski kapacitet predviđa se izgradnja novih rudnika.

Rudnik mrkog uglja REMBAS

Održivi rad u jami Strmosten može ostvariti primenom mehanizovanog otkopavanja, uz procenjeni godišnji kapacitet od oko 110.000 t. Bez obzira na metodu eksploatacije koja bi se primenila, period investicione izgradnje je procenjen na oko 3 godine. Ukupna dužina kapitalnih prostorija koje bi trebalo izraditi radi otvaranja preostalih rezervi uglja u jami Strmosten je oko 2.500 m, pri čemu bi se u funkciji zadržale postojeće kapitalne prostorije (GN-1, prekop na k+45, slepo okno i VN). Procena investicione izgradnje od 2 godine je zasnovana na pretpostavci izrade podzemnih prostorija primenom savremenih rešenja podgrađivanja uz značajno veću dinamiku napredovanja.

Jama Ravna Reka je predviđena kao zamenski kapacitet za jamu Senjski Rudnik. U periodu od naredne 2 - 3 godine predviđa se prestanak eksploatacije u jami Senjski Rudnik i početak eksploatacije u jami Ravna Reka. Planirani kapacitet ovog pogona je 100.000 t/god, s tim da bi u prvoj godini rada (2011. godina) proizvodnja bila na nivou od oko 40.000 tona uglja.

Rudnik mrkog uglja Soko

Izgradnja zamenskog kapaciteta u rudniku Soko je praktično već u toku, s tim da treba naglasiti da se radi o izgradnji novog rudnika u istočnom krilu "Centralnog polja". Izgradnja ovog kapaciteta bi dugoročno rešila pitanje proizvodnje u rudniku Soko. Do sada su realizovane aktivnosti prve faze odnosno izrađene su prostorije u dužini od oko 2500 m (GTN-1, GTN-2, GTN-3, GVH-1, GVN-1 i navozište na koti 170,0 m) i uspostavljeno je protočno provetravanje navedenih prostorija. U okviru nastupajuće druge faze potrebno je izraditi prostorije otvaranja I horizonta u dužini od 2480 m, čime bi se završilo otvaranje ležišta i stvorili uslovi za njegovu razradu, odnosno početak eksploatacije.

Period potreban za realizaciju druge faze, odnosno izradu prostorija, se procenjuje na 2,5 do 3 godine.

U novom rudniku bi bilo neophodno mehanizovati proces otkopavanja uz godišnji kapacitet od 300.000 t. Dužina otkopnog polja zavisila bi od rudarsko-geoloških uslova, a u najvećoj meri od kontinuiteta ugljenog sloja u pravcu pružanja.

Rudnik lignita Lubnica

Aktivnosti na izgradnji zamenskog kapaciteta Osojno - jug su u završnoj fazi, i to u smislu izrade kapitalnih prostorija.

Rudnik Lubnica ima ograničeno tržište, a problemi plasmana većeg obima proizvodnje bi se mogli prevazići izgradnjom energetskog postrojenja toplane - elektrane u Zaječaru. Izgradnja ove toplane - elektrane predstavlja realnu mogućnost, imajući u vidu da postoje potencijalni investitori.

Rudnik mrkog uglja Štavalj

Osnovni ograničavajući faktor razvoja rudnika Štavalj je njegova geografska izolovanost i visoki troškovi transporta uglja do potrošača. Rudarsko-geološki faktori favorizuju mehanizovano otkopavanje u ovom rudniku i ne predstavljaju limitirajuće uslove za ostvarivanje visoke proizvodnje. Izgradnjom termoelektrane u blizini rudnika troškovi transporta bi se sveli na minimum.

Za rudnik Štavalj postoji dokument (prifizibiliti studija) o mogućnosti njegovog razvoja, koji je uradila renomirana nemačka konsultantska firma DMT GmbH u saradnji sa Rudarsko-geološkim fakultetom iz Beograda (2007) i slovačkom firmom S.E.S, a kojom se predviđa izgradnja termoelektrane snage 320 MW i za njene potrebe otvaranje visoko produktivnog rudnika sa podzemnom eksploatacijom. Ovim aktivnostima uzeti su u obzir ogroman potencijal Štavaljskog ležišta (preko 180 Mt rezervi mrko-lignitskog uglja) i neophodnost izgradnje novih energetskih kapaciteta u Republici Srbiji.

Za potrebe elektrane snage 2 x 160 MW potrebno je 210 t/h uglja DTS 13800 kJ/kg. Za raspoloživost od 8000 časova godišnje potrebno je 1,68 miliona tona čistog uglja. Za ovu potrebu termoelektrane neophodno je otkopati 2,24 miliona tona rovnog uglja godišnje. Predviđeno je mehanizovano širokočelno odstupno otkopavanje sa godišnjom proizvodnjom od 2,3 miliona tona rovnog uglja (2,24 mil. tona za potrebe termoelektrane i oko 60.000 tona za potrebe tradicionalnih kupaca).

Ukupna dužina svih prostorija koje je potrebno izraditi da bi se otpočelo sa proizvodnjom iznosi 13.000 m, a procenjuje se da proizvodnja može početi za tri godine (36 meseci).

Ukupan vek eksploatacije uglja samo iz Zapadnog bio bi oko 64 godine. Ako se uzme u obzir da se eksploatacija može kasnije organizovati i Istočnom, Centralnom, pa i Južnom polju, koje je nedovoljno istraženo i gde su rezerve preko 50 miliona tona, izvesno je da se vek eksploatacije može utvrditi na oko 100 godina. Ovaj podatak svakako predstavlja respektabilnu polaznu osnovu za razmatranje mogućnosti izgradnje savremenih rudarskih i energetskih kapaciteta na području Sjeničkog ugljenog basena.

Rezerve uglja u ležištu Štavalj

Kategorija

Rezerve (t)

Rezerve prema "JORC" standardu (t)

Bilansne

Vanbilansne

Ukupno

Measured
(A+B)

Indicated (C)

Istočno polje

A

11.598.230

-

11.598.230

29.767.680

-

B

18.169.450

-

18.169.450

A+B

29.767.680

-

29.767.680

Centralno polje

A

345.562

988.753

1.334.315

10.276.169

-

B

9.930.607

4.948.297

14.878.903

C1

-

107.926

107.926

A+B+C1

10.276.169

6.044.976

16.321.145

Zapadno polje

B

84.569.760

801.790

85.371.550

84.596.760

62.546.720

C1

62.546.720

862.780

63.409.500

B+C1

147.116.480

1.664.570

148.781.050

Ukupno

187.187.329

7.709.546

194.869.875

124.640.609

62.546.720

Južno polje

-

-

>50.000.000

-

-

Ćirikovac

Značajne količine preostalih rezervi lignita u ležištu Ćirikovac (B+C1 @ 119 mil. tona) i vrlo povoljni geološki uslovi favorizuju podzemnu eksploataciju ovih rezervi u ovom delu Kostolačkog basena. Drugim rečima, slojne prilike i uslovi radne sredine su takvi da omogućuju primenu novih tehnologija i savremene opreme za podzemnu eksploataciju uglja, čime bi se obezbedili visoki učinci, i sigurnost i bezbednost zaposlenih. Rezultati proračuna mase uglja u ograničenom eksploatacionom polju II i III ugljenog sloja u ležištu Ćirikovac dati su u tabeli 2.18. Eksploataciono polje obuhvata sve bilansne rezerve B i C1 kategorije, prema Elaboratu o rezervama iz 2001. godine.

Pregled srednjih vrednosti donje toplote sagorevanja i sadržaja pepela u II i III ugljenom sloju ležišta Ćirikovac dat je u tabeli 2.19.

Za eksploataciju bi se mogla primeniti metoda odstupnog širokog čela sa mehanizovanim procesom otkopavanja, uz obaranje krovinskog dela ugljenog sloja. Na ovaj način bi se mogao ostvariti godišnji kapacitet od oko 1.970.000 t rovnog uglja.

Tabela 2.18. Mase uglja u ležištu Ćirikovac

KOTE

MASE
(t)

Od

Do

MASE (t) II UGLJENOG SLOJA

0.0

80.0

24,194.950

MASE (t) I BANKA III UGLJENOG SLOJA

-100.0

50.0

39,016.352

MASE (t) II BANKA III UGLJENOG SLOJA

-110.0

40.0

49,804.184

MASE (t) III BANKA III UGLJENOG SLOJA

-120.0

30.0

23,518.702

Ukupna dužina svih prostorija koje je potrebno izraditi da bi se otpočelo sa proizvodnjom iznosi 14.970 m, a procenjuje se da proizvodnja može početi za tri godine (36 meseci).

Tabela 2.19. Pregled srednjih vrednosti donje toplote sagorevanja i sadržaja pepela

Litološki član

Srednja vrednost DTS
(MJ/kg)

Srednja vrednost
sadržaja pepela (%)

II ugljeni sloj

9,7178

18,4

I banak III ugljenog sloja

10,2289

18,2

II banak III ugljenog sloja

10,2479

16,8

III banak III ugljenog sloja

9,6391

19,8

Ukupan vek eksploatacije lignita iz I i II banka bi bio oko 46 godina. Ako se uzme u obzir da se eksploatacija lignita može kasnije organizovati i u III banku izvesno je da se vek eksploatacije samo iz III sloja u ležištu Ćirikovac, može utvrditi na oko 60 godina. Znači oko 119 miliona tona lignita i oko 60 godina podzemne eksploatacije predstavljaju realnu polaznu osnovu za izgradnju savremenih industrijskih i energetskih kapaciteta na području Kostolačkog ugljenog basena.

Deficit Republike Srbije u kvalitetnijim ugljevima može ovim projektom biti smanjen, ako se ima u vidu da široka potrošnja koristi i relativno niži kvalitet uglja, naročito u ruralnim područjima. Elaboratom su potvrđene ranije pretpostavke da preostale rezerve ležišta Ćirikovac mogu biti realno bilansirane na srednji i dugi rok u energetskoj strategiji zemlje.

2.5.2. Novi kapaciteti za proizvodnju uglja

U tački 4.2. će biti opisani programi izgradnje novih kapaciteta za proizvodnju uglja kao što su Melnica i Poljana, a za koje ne postoji infrastruktura koja bi se mogla iskoristiti.

Melnica

Izvršena istraživanja u okviru elaborata o rezervama i raspoloživa dokumentacija ukazuju na velike mogućnosti organizovanja savremene podzemne eksploatacije uglja koja bi u tržišnim uslovima poslovala rentabilno u dugoročnom periodu. Geološkim istraživanjima je identifikovana blokovska struktura ležišta, pri čemu su u četiri identifikovana bloka utvrđene rezerve od oko 33,5 miliona tona uglja. S obzirom da ležište uglja nije potpuno istraženo, kapacitet rudnika treba rešavati u etapama i to:

1) U prvoj etapi se može predvideti kapacitet od 730.000 t rovnog uglja. Eksploataciju i preradu u I etapi treba predvideti u geološkim blokovima koji pri sadašnjem stepenu izvršenih geoloških istražnih radova, omogućavaju najkraći vremenski rok otvaranja rudnika.

2) Pri rešavanju načina otvaranja rudnika potrebno je imati u vidu i eksploataciju ostalih geoloških blokova kao i povećanje kapaciteta godišnje proizvodnje na 1.200.000 t rovnog uglja. Navedeni maksimalni kapacitet proizvodnje rovnog uglja zavisiće od rezultata dopunskih geoloških i rudarskih istražnih radova.

Prema identifikovanim eksploatacionim uslovima ležišta uglja Melnica, uzimajući u obzir sve analizirane elemente uticaja koji opredeljuju izbor metode i tehnologije otkopavanja može se primeniti metoda širokog čela sa kombinovanim sistemom otkopavanja. U prikrovinskom delu ugljenog sloja može se primeniti metoda širokog čela sa primenom kompleksne mehanizacije u sistemu horizontalne koncentracije uz zarušavanje krovine u otkopani prostor. U pripodinskom delu ugljenog sloja može se primeniti metoda širokog čela sa primenom kompleksne mehanizacije u sistemu horizontalne i vertikalne koncentracije uz zarušavanje otkopanog prostora.

Poljana

Respektabilne rezerve uglja i investicioni program urađen 1983. godine potvrđuju da je ležište Poljana ozbiljan energetski potencijal Srbije.

Ugalj se može eksploatisati iz dve jame: Vinogradi, sa eksploatacionim rezervama od 14 mil. tona i Bresje, sa eksploatacionim rezervama od 17 mil. tona. U obe jame ugalj se može otkopavati metodom mehanizovanog širokočelnog otkopavanja sa godišnjom proizvodnjom od oko 600.000 tona rovnog uglja kvaliteta DTS 10.450 kJ/kg.

2.5.3. Ležište uljnih škriljaca Aleksinac

U pododeljku 2.1. ovog programa detaljno su obrađena ležišta uljnih škriljaca u Republici Srbiji. U ovoj delu, je analizirana sirovinska baza aleksinačkih uljnih škriljaca, sa aspekta energetskog potencijala. Imajući u vidu da je reč o 2,1 milijarde tona rezervi, ovom ležištu je, kao energetskom potencijalu Republike Srbije, svakako neophodno pridati adekvatan značaj.

Iz ležišta uljnih škriljaca u Aleksinačkom basenu moguće je organizovati eksploataciju, bez većih poteškoća. Strateško opredeljenje treba da bude da li ovaj energent treba koristiti u termoelektranama, za proizvodnju električne energije, ili poznatim tehnološkim postupcima ("Kiviter" i "Galoter") za proizvodnju sintetičke nafte. Ovde ćemo istaći da iskustva jedine tri zemlje koje koriste uljne škriljce u komercijalne svrhe (Kina, Estonija i Brazil) govore da je proizvodnja sintetičke nafte ekonomski isplativija.

U tabeli 2.20. prikazane su rezerve uljnih škriljaca u poljima Dubrava, Morava i Logorište, kao i ukupne rezerve u Aleksinačkom basenu.

Tabela 2.20. Ukupne rezerve uljnih škriljaca u ležištu Aleksinac

KATEGORIJA

REZERVE (t)

NEPOREMEĆENE

POREMEĆENE

GEOLOŠKE

POLJE DUBRAVA

A

10 486 570

54 912 260

65 398 830

B

119 533 010

16 541 880

163 074 890

A+B

130 019 580

71 454 140

201 473 720

C1

134 051 380

43 354 250

177 405 630

A+B+C1

264 070 960

114 808 390

378 879 350

C2

30 000 000

-

30 000 000

A+B+C1+C2

294 070 960

-

408 879 350

POLJE MORAVA I LOGORIŠTE

A

11 613 190

-

11 613 190

B

100 929 880

-

100 929 880

A+B

112 543 070

‑0

112 543 070

C1

179 613 370

125 563 100

305 176 470

A+B+C1

292 156 440

125 563 100

417 719 540

C2

665 808 190

450 415 730

1 116 223 930

A+B+C1+C2

957 964 630

578 978 830

1 533 943 470

UKUPNO

A

22 099 760

54 912 260

77 120 020

B

220 462 890

16 514 880

237 004 770

A+B

242 562 650

71 454 140

314 016 790

C1

313 664 750

168 917 350

482 582 100

A+B+C1

556 227 400

240 321 410

796 598 890

C2

695 808 190

450 415 730

1 146 223 920

A+B+C1+C2

1 252 035 590

690 787 220

1 942 822 810

2.6. PROCENA POTREBA ZA IZRADOM NOVIH DODATNIH ANALIZA

Pored navedenih rudnika uglja, u Republici Srbiji je u manjoj ili većoj meri istraženo preko 25 lokaliteta, koji mogu biti predmet kompleksne tehničko-ekonomske analize sa realnim očekivanjem da veći broj može dati pozitivne efekte u proizvodnji uglja. Činjenica da postoje tehnologije sagorevanja koje omogućavaju ekonomično i ekološki prihvatljivo korišćenje ugljeva sa visokim procentom pepela (do 60%), vlage (do 60%), sumpora, otvara šire mogućnosti za izbor metoda i tehnologija podzemne eksploatacije koje omogućavaju znatno niže troškove proizvodnje.

U tabeli 2.21. prikazani su potencijali malih ležišta (Jerma, Rtanj, Despotovački basen, Dragačevski basen, Zapadno-moravski basen i dr.) od kojih je veći deo pogodan za podzemnu eksploataciju [2].

Tabela 2.21. Ukupne rezerve malih ležišta uglja Srbije (106 t)

Vrsta uglja

Rezerve

Bilansne

Vanbilansne

Potencijalne

Geološke

Antracit

1.51

-

-

1.51

Kameni

16.19

1.26

27.75

17.45

Mrki

119.21

20.91

6.4

140.12

Mrko-lignitski

228.55

62.49

29.92

291.04

Ukupno ugalj

365.46

84.66

64.07

450.12

Imajući u vidu zahteve za potrebnim kapacitetom proizvodnje uglja i za primenom savremene mehanizovane tehnologije podzemne eksploatacije, s jedne strane, kao i geološke rezerve, geomehaničke karakteristike krovine i podine ugljenih slojeva, kvalitet uglja, s druge strane, u cilju objektivnijeg sagledavanja mogućnosti podzemne eksploatacije ležišta uglja iz rudnika koji su navedeni kao zamenski kapaciteti potrebno je, nakon rezultata predmetne analize, preduzeti sledeće aktivnosti:

1) izraditi potrebnu geološku dokumentaciju i izvršiti doistraživanje ležišta u smislu prevođenja potencijalnih C2 rezervi u bilansne kategorije, odnosno uraditi ili inovirati elaborate o rezervama,

2) izvršiti dodatna geofizička ispitivanja u funkciji definisanja seizmo-tektonskih uslova,

3) izvršiti izradu opitnih podzemnih rudarskih prostorija u ležištima kako bi se definisali svi potrebni parametri vezani za stabilnost prostorija i mogućnost primene savremenih metoda podzemne eksploatacije uglja,

4) pristupiti izradi studije izvodljivosti podzemne eksploatacije preostalih rezervi uglja u ležištu,

5) izvršiti tehnološke, poluindustrijske i ostale probe po pitanju otkopavanja, prerade i korišćenja uglja,

6) izraditi analize uticaja na životnu sredinu eksploatacije i korišćenja uglja iz dotičnih ležišta,

7) pribaviti potrebnu dokumentaciju (projekti, različite analize) predviđenu zakonskom regulativom.

Potrebno je da Ministarstvo rudarstva i energetike u saradnji sa ministarstvima nadležnim za trgovinu, zaštitu životne sredine i dr. započne aktivnosti na razvijanju i unapređenju modela kontrole tržišta uglja. Kontrola prometa ugljem bi podrazumevala povišen stepen aktivnosti po pitanju: izdavanja licenci snabdevačima tržišta široke potrošnje, kontrolu kvaliteta uglja koji se koristi u termoelektranama i industriji, kontrolu načina skladištenja uglja, kontrolu ekoloških efekata eksploatacije i sagorevanja uglja i dr. Pomenute aktivnosti, treba usaglasiti sa regulativom i standardima EU, s obzirom na opredeljenje Republike Srbije po pitanju pridruživanja ovoj zajednici.

2.6.1. Ležišta urana

Ležišta urana u Republici Srbiji i njihove karakteristike detaljno su opisana u tački 1.3 ovog izveštaja. Ovde ćemo posebno istaći da su ležišta koja su najviše istražena pogodna za podzemnu eksploataciji i da je sudbina daljih istraživanja ležišta urana u Republici Srbiji u funkciji strategije razvoja mineralno-sirovinskog kompleksa i energetike naše zemlje, tj. njenog opredeljenja na nuklearne sirovine kao potencijalne energetske izvore. U celini ocenjeno, ostvareni stepen istraženosti Republike Srbije sa aspekta rezervi urana je nizak. Potrebna su velika dodatna ulaganja u dalja istraživanja bušenjem, jamskim istražnim radovima i, posebno, tehnološka ispitivanja.

2.7. ZAKLJUČNA RAZMATRANJA

Posmatrajući ležišta uglja, odnosno čvrstih fosilnih goriva (ugalj i uljni škriljci) koja se mogu eksploatisati nekom od metoda podzemnog otkopavanja može se konstatovati da ovaj resurs, dugoročno, predstavlja veoma respektabilan energetski potencijal, imajući u vidu bilansirane rezerve.

Kao što se ugalj iz ležišta Štavalj, Ćirikovac ili Lubnica može koristiti za proizvodnju električne ili toplotne energije u novoizgrađenim ili već postojećim termoenergetskim postrojenjima, tako se i ugalj iz drugih navedenih ležišta (Soko, Melnica, Poljana, Jerma) može koristiti za istu ili sličnu namenu (termoenergetski objekti ili druga industrijska postrojenja i domaćinstva), dok se uljni škriljci prvenstveno mogu koristiti za proizvodnju sintetičke nafte.

Ako se ima u vidu usvojena Strategija razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine koja je definisala rast energetskih potreba i proizvodnje električne energije uz povećano učešće domaćih energetskih izvora, i ako se ima u vidu činjenica da dostizanje projektovanih kapaciteta, posebno na kopovima "Kolubare" može da kasni, ne bi trebalo potpuno eliminisati činjenicu da dva ležišta, Štavalj i Ćirikovac, mogu obezbediti proizvodnju od oko 2 - 4 miliona tona uglja godišnje. Na lokalitetu Štavlja trebalo bi izgraditi novi rudnik i termoelektranu, snage između 300 i 400 MW. U Ćirikovcu bi u relativno kratkom roku mogla započeti podzemna eksploatacija, ukoliko se na vreme preduzmu aktivnosti na izradi potrebne dokumentacije.

Ugljem rudnika Lubnica mogla bi se u potpunosti snabdevati nova toplana - elektrana u Zaječaru, što bi u velikoj meri doprinelo unapređenju energetskog sektora u tom kraju, uštedi električne energije i značajnom smanjenju zagađenja i degradacije životne sredine.

Podizanjem proizvodnje uglja iz rudnika Soko na oko 300.000 tona godišnje otvorila bi se mogućnost snabdevanja novog lokalnog termoenergetskog objekta i značajno bi se popravilo i olakšalo snabdevanje ovim energentom tradicionalno pouzdanih industrijskih potrošača u Nišu, Knjaževcu i drugim okolnim mestima, i obezbedilo bi se pouzdano snabdevanje velikog broja domaćinstava ovim kvalitetnim ugljem.

Ugljem iz ležišta Jerma, na primer, uredno se može snabdevati industrija gumenih proizvoda "Tigar" iz Pirota. Iako su rezerve u ovom ležištu procenjene na oko 6 miliona tona, za njihovu eksploataciju je pribavljena skoro sva potrebna dokumentacija i lako se mogu organizovati prve aktivnosti. Postupak za eksploataciju uglja iz rudnika Jerma se sa uspehom može primeniti i na druga manja ležišta, navedena u ovom dokumentu, čime se može obezbediti uredno snabdevanje ugljem lokalnih korisnika.

Potencijali ležišta Poljana i Melnica su odavno poznati. S obzirom na činjenicu da bi za eksploataciju uglja iz ovih ležišta trebalo otvoriti nove rudnike, smatramo da je potrebno ove potencijale učiniti atraktivnim privatnom sektoru za investiranje i aktiviranje.

Potencijal uljnih škriljaca u aleksinačkom basenu je takav da se može dugoročno organizovati proizvodnja sintetičke nafte na godišnjem nivou od 100.000 do 500.000 tona, u zavisnosti od procene investitora. Ovde treba napomenuti da bi se u prvih nekoliko godina eksploatacija uljnih škriljaca u aleksinačkom basenu mogla organizovati i površinskom eksploatacijom, dok bi u narednoj fazi i dugoročno jedino podzemna eksploatacija bila primenljiva.

Sve navedeno ide u prilog konstataciji da resursi koji se odnose na energetski potencijal koji predstavljaju fosilna goriva čija se eksploatacija može organizovati podzemnim otkopavanjem, ne treba za budu zapostavljeni, već detaljnije analizirani i što pre aktivirani. Ovoj konstataciji ide u prilog i činjenica da promene zakona o energetici u status povlašćenih proizvođača električne energije (do 10 Mwe) svrstavaju proizvođače i investitore koji kao izvor toplote koriste domaća fosilna goriva u postrojenjima ko-generacije.

Što se tiče urana, u ovom dokumentu su navedena ležišta, rezerve i kvalitet, u cilju evidentiranja potencijala i energetskog značaja ovog resursa.

Na kraju, treba napomenuti i činjenicu da je nedavna zimska kriza snabdevanja gasom evropskih zemalja, vratila u prvi plan nekoliko bitnih principa svake energetske politike: sigurnost snabdevanja energijom, važnost pravilnog izbora optimalne kombinacije goriva i energenata, više snabdevača energijom i energentima, maksimalno korišćenje lokalnih goriva i odgovornost lokalne samouprave u obezbeđivanju energije za stanovništvo i industriju, što je uslov za energetsku bezbednost države.

3. NAFTNA PRIVREDA

Proces restrukturiranja i reorganizacije javnog preduzeća Naftna Industrija Srbije (NIS) započeo je 2005. godine formiranjem dva javna preduzeća ("Srbijagas" i "Transnafta") i akcionarskog društva NIS a.d. Novi Sad. Proces privatizacije NIS a.d. definisan je Međudržavnim sporazumom između Vlade Republike Srbije i Vlade Ruske Federacije o saradnji u oblasti naftne i gasne privrede, potpisanim januara 2008. godine u Moskvi što je ratifikovano zakonom o potvrđivanju sporazuma u parlamentu Republike Srbije septembra 2008. godine. Privatizacija Naftne Industrije Srbije završena je 25. januara 2009. godine potpisivanjem Ugovora o prodaji i kupovini 51 odsto akcija NIS a.d. Novi Sad od strane ruske kompanije OAD Gazprom Njeft u iznosu od 400.000.000,000 evra. Energetskim sporazumom potpisan je i Memorandum o razumevanju za modernizaciju podzemnog skladišta gasa Banatski Dvor i dokument "Osnovni uslovi za osnovni sporazum o saradnji" kojim se određuju osnovni uslovi za sporazum o izgradnji magistralnog gasovoda Južni tok kroz Srbiju.

Treba naglasiti da će dalja tehnološka modernizacija postojećih energetskih izvora/objekata i gradnja novih, uključujući i uvođenje energetski efikasnih i ekološki prihvatljivih tehnologija u naftnom sektoru zavisiti od novog vlasnika. Program obnove i modernizacije tehnološkog kompleksa NIS-a prema prilogu 2. Ugovora o prodaji zahtevaće investicije u iznosu od 547.000.000,000 evra.

3.1. ISTRAŽIVANJE I PROIZVODNJA NAFTE I GASA

3.1.1. Raspoloživi proizvodni kapaciteti i njihove karakteristike

Proizvodnja nafte i gasa u Srbiji obavlja se na 59 naftnih i gasnih polja sa 144 ležišta i prikazana je na dijagramu 3.1. Proizvodnja nafte u Angoli takođe je prikazana na dijagramu 3.1. Proizvodnja nafte i rastvorenog gasa odvija se na oko 815 bušotina na kojima su primenjene različite metode eksploatacije čija zastupljenost je prikazana na dijagramu 3.2.

Ugljovodonični gas proizvodi se na oko 100 bušotina, a CO2 gas se proizvodi na dve bušotine.

Dijagram 3.1. Proizvodnja nafte u Republici Srbiji i Angoli

 

Dijagram 3.2. Zastupljenost metoda eksploatacije

 

Proizvodnja nafte, usled iscrpljivanja postojećih rezervi i smanjenog obima istraživanja, ima tendenciju pada i varira na godišnjem nivou, a u proseku se kretala ispod 4% godišnje. Međutim, važno je istaći da je prirodni pad proizvodnje nafte sa oko 9% u 2002. u odnosu na 2001. godinu smanjen na ispod 1% u 2005. u odnosu na 2004. godinu, da bi tokom 2006. i 2007. godine bio praktično zaustavljen i zabeležen blagi porast proizvodnje. Tokom 2008. godine proizvodnja nafte je ostala na istom nivou. Ovo znači da je prirodni pad proizvodnje nafte zaustavljen, što je jedan od ključnih ciljeva. U narednom periodu treba očekivati isti nivo proizvodnje koji će biti održiv zahvaljujući puštanju novih bušotina u proizvodnju.

Proizvodnja nafte u Angoli opadala je u proseku na godišnjem nivou oko 15%, što je bila posledica promene operatera i fluktuacije vrednosti dolara na svetskom tržištu, da bi 2007. godine dostigla najnižu vrednost od 78.928 tona. U 2008. godini proizvodnja se stabilizovala i ostvarila blagi porast na nivou od oko 85.000 tona. Planirana investicija za bušenje novih bušotina od 12.000.000 USD nije realizovana, pa zbog toga nije ostvareno značajnije povećanje proizvodnje.

Dnevna proizvodnja nafte u zemlji po bušotinama kreće se od 0,5 m3/dan do 20 m3/dan i njena analiza je prikazana na dijagramu 3.3, koja ukazuje na značajnu zastupljenost nisko produktivnih bušotina.

Dijagram 3.3. Proizvodnja nafte po bušotinama

 

Ostvarena proizvodnja prirodnog gasa sa tehničkim gubicima i sopstvenom potrošnjom prikazana je na dijagramu 3.4. U posmatranom periodu (2001 - 2008.) evidentan je pad proizvodnje prirodnog gasa, a saglasno tome i robne proizvodnje i otpreme gasa. Proizvodnja prirodnog gasa u 2008. godini manja je za 7,5% u odnosu na proizvodnju ostvarenu u 2007. godini, što je posledica iscrpljenosti rezervi i očuvanja gasne kape na polju Mokrin zbog proizvodnje nafte. Tehnički gubici variraju u manjoj meri na godišnjem nivou, a u proseku za posmatrani period iznose oko 3,5% godišnje. Interesantno je, međutim, da sopstvena potrošnja prirodnog gasa ne opada u skladu sa smanjenjem proizvodnje, već zadržava isti nivo. Naime, sopstvena potrošnja prirodnog gasa u odnosu na robnu proizvodnju u 2005. godini iznosila je oko 17%, da bi u 2008. godini ona bila veća od 20%.

Dijagram 3.4. Domaća proizvodnja prirodnog gasa sa sopstvenom potrošnjom i tehničkim gubicima

 

Tehnološki kapaciteti na stanicama za pripremu, sabiranje i otpremu nafte i gasa su za sadašnje uslove predimenzionisani jer su izgrađeni za znatno veću proizvodnju od sadašnje. Takođe, najveći broj tehnoloških procesa, postrojenja i opreme pripada drugoj i trećoj generaciji tehnološkog razvoja iz perioda 70-ih i 80-ih godina prošlog veka, zastareo je i ne zadovoljava aktuelnu proizvodnu, energetsku, ekološku i upotrebnu efikasnost. Radi povećanja pouzdanosti rada, operativne raspoloživosti i uštede energije preduzet je niz aktivnosti. U toku je izrada projektno-tehničke dokumentacije za izgradnju Centra za servisiranje proizvodne opreme u Elemiru.

U 2008. godini u zemlji su bila angažovana četiri bušaća postrojenja. Ovo predstavlja veliki pad obima bušenja na naftu i gas u odnosu na prethodni period sa tendencijom da se ovakvo stanje nastavi u narednom periodu što ozbiljno može dovesti u pitanje očekivana otkrića novih ležišta nafte i gasa. Ovakvo stanje je svakako i posledica velikog stepena istraženosti domaćeg prostora, a nesklad između raspoloživih kapaciteta za bušenje i obima bušenja u zemlji mogao bi se prevazići većim angažovanjem na pripremi i plasmanu slobodnih izvođačkih resursa na inotržištu.

Raspoloživi kapaciteti za bušenje u zemlji su: Ideco I - 1600 m, Ideco V - 2450 m, Ideco VI - 1850 m, R-IV - 3800 m, N-3 - 4500 m, BU 80 - 2600 m, BBA - 60/II ("Hidrosonda") - 1300 m i 4 bušaća postrojenja u inostranstvu: N-1 i N-2 do 6100 m, Continental Emsco - 4500 m i Ideco VII - 4300 m. Takođe, oprema NIS-Naftagasa (Cardwell IV, savitljivi tubing, azotno postrojenje, cementacioni agregat, alat na žici je i dalje angažovana u inostranstvu - Turkmenistan). Kapitalni remonti bušaćih garnitura urađeni su na: N - 1 u 2007. god., N - 2 u 2006. god., C. emsco u 2007. god., Ideco-VII u 2005/2006. god., N - 3-kompletiranje u toku. Prosečna starost postrojenja za bušenje je oko 35 godina, međutim, redovnim održavanjem i remontima zadržava se njihova funkcionalnost, i tako revitalizovana postrojenja i oprema se, uz novu, može plasirati i na inotržište.

U oblasti istraživanja i proizvodnje nafte i gasa sertifikovani su sledeći sistemi upravljanja:

1) QMS (sistem upravljanja kvalitetom) sertifikovan prema standardu JUS ISO 9001:2001 koji je pozitivno resertifikovan u 2007. godini;

2) EMS (sistem zaštite životne sredine) sertifikovan prema standardu JUS ISO 14001:2005 u 2007. godini;

3) Centralna laboratorija akreditovana je prema standardu JUS ISO IEC 17025 i u 2006. godini uspešno je izveden nadzor prema zahtevima standarda.

Jedan od prioritetnih programa razvoja u narednom periodu je dalje unapređenje sertifikovanih sistema upravljanja. U NIS a.d. u uveden je "Business intelligence" sistem, SAP-ov modul za podršku menadžmentu u strateškom odlučivanju koji obuhvata finansijske izveštaje, izveštaje iz kontrole i ljudskih resursa.

Koeficijenat iskorišćenja bilansnih rezervi nafte i gasa iznosi oko 30%.

3.1.2. Zaštita životne sredine

Slojna voda, kao redovan pratilac procesa eksploatacije ugljovodonika, predstavlja po količini dominanti otpad u toku istraživanja i proizvodnje nafte i gasa. U procesu proizvodnje nafte i gasa procentualno učešće slojne vode u ukupnoj proizvodnji fluida uglavnom je veće od proizvedene količine ugljovodonika, posebno kod proizvodnje nafte iz ležišta sa vodonapornim energetskim režimom i/ili kao posledica poodmakle faze eksploatacije ležišta ugljovodonika, u kakvom je stanju najveći broj ležišta danas. Na osnovu podataka za 2008. godinu, proizvodnjom nafte i gasa proizvedeno je oko 1 495 000 m3 slojne vode. Slojna voda se kao otpad trajno odlaže tako što se preko 44 utisnih bušotina vraća u slojeve odakle je potekla. Otpadna isplaka sa nabušenim materijalom, koja se kao otpad pojavljuje u procesu izrade naftnih i gasnih bušotina, i dalje se privremeno odlaže, a u toku je realizacija projekta da se i ovaj otpad, u skladu sa principima upravljanja otpadom (Waste Management), trajno odlaže injektiranjem preko utisnih bušotina u duboke geološke formacije na naftnom polju Turija (CRI/Cutings Re-Injection). Procenjene količine do sada odbačene, odnosno privremeno odložene otpadne isplake iznose oko 350 000 m3, sa prognozom da će se na godišnjem nivou u budućnosti odbacivati još oko 5 000 m3 dodatnih količina.

U oblasti zaštite životne sredine realizovani su ili je u toku realizacija sledećih projekata i programa:

- projekat sanacije nekontrolisane migracije CO2 gasa na polju Bečej uspešno je realizovan;

- u toku je izvođenje projekta praćenja migracije CO2 na polju Bečej;

- u toku je realizacija projekta praćenja životne sredine nakon sanacije nekontrolisane migracije CO2 gasa na polju Bečej koja će se vršiti do 2012. godine;

- izrađena je studija trajnog zbrinjavanja otpada nastalog u procesu istraživanja i proizvodnje nafte i gasa;

- u toku je realizacija projekta trajnog odlaganja otpadne isplake injektiranjem na naftnom polju Turija jug (pilot test bušotine);

- u toku je završetak izrade glavnog projekta sistema za prikupljanje i spaljivanje procesnih fluida u pogonu tečnog naftnog gasa (TNG) u Elemiru;

- rekonstrukcija sistema za tretman i prihvat otpadnih voda iz procesa-TNG Elemir - faza projektovanja;

- sanacija postojeće deponije naftnog otpada - faza projektovanja;

- završena je rekultivacija i ozelenjavanje jednog broja zbirnih deponija otpadne isplake, a u planu je nastavak rekultivacije drugih otpadnih lokacija;

- završena je prva faza izgradnje centralne deponije otpadne isplake u Novom Miloševu;

- toku je dogradnja sistema za odvajanje, prečišćavanje i odlaganje ležišne vode na SOS Sirakovo;

- izvršena su unapređenja skladišnog prostora.

3.1.3. Programi i projekti razvoja

Visok stepen istraženosti domaćeg naftno-gasnog geološkog prostora zahteva da se izvrši osavremenjivanje i optimizacija istraživanja preostalog perspektivnog istražnog prostora kako bi se u njemu otkrile adekvatne rezerve ugljovodonika, ublažio pad proizvodnje nafte, odnosno doprinelo povećanju proizvodnje nafte i gasa. Novi istražni projekti odnosili bi se na: istraživanje nestrukturnih zamki tercijara; istraživanje mezozojskog kompleksa i istraživanje i konturno-istražne radove sa inostranim partnerima radi podela rizika kod projekata visokog rizika.

U narednom periodu može se očekivati otkrivanje ograničenog broja malih naftnih i gasnih ležišta koja se u bilansu proizvodnje mogu kalkulisati posle 2008. godine u obimu do 10% u odnosu na sadašnju proizvodnju nafte i gasa.

Postignut je relativno visok koeficijent iskorišćenja (iscrpljenost) postojećih većih ležišta nafte i gasa, a sa time je došlo i do permanentnog prirodnog pada proizvodnje nafte i gasa (kasna faza eksploatacije ležišta). Preostale pridobive rezerve nafte i gasa su relativno malog obima i niskog eksploatabilnog kvaliteta (zrela i kasna faza eksploatacije postojećih ležišta, koja zahteva nove tehnologije i metodologije proizvodnje i razrade, a sa time i povećanje troškova).

Za određena ležišta neophodno je primeniti takozvane "IOR" (Improved Oil Recovery) tehnologije koje se odnose na poboljšanje naftne pridobivosti i podrazumevaju integraciju dopunskih ("EOR"-Enhanced Oil Recovery) metoda proizvodnje sa sekundarnim metodama zajedno sa naprednim stimulativnim tehnologijama. Ove tehnologije koje daju dobre rezultate u svetu potrebno je primenjivati po principima kompleksne optimizacije razrade ležišta ("IRO"-Integrated Reservoir Optimization) formiranjem integrisanih stručnih timova u zatvorenom ciklusu upravljanja ležištem. Takođe, za određena ležišta koja su kasnoj fazi proizvodnje i sa visokim koeficijentom iskorišćenja neophodno je primeniti takozvanu "strategiju potpunog iskorišćenja ležišta" koja podrazumeva postupnost uvođenja novih tehnologija u četiri etape od najjednostavnijih i najjeftinijih (razne hemijske, talasne i dr.) do takozvanih destruktivnih tehnologija ("reentri", frakturiranje, hidrodeformacione metode i dr.). Primene novih tehnologija u povećanju proizvodnje mogu doprineti najmanje 10% povećanju koeficijenta iskorišćenja ležišta.

Takođe, potrebno je primeniti odgovarajuće hemijske metode za smanjenje proizvodnje slojne vode, obzirom na veoma veliki procenat učešća slojne vode pri proizvodnji nafte, a u cilju smanjenja troškova proizvodnje.

U cilju održavanja postojećeg nivoa proizvodnje nafte i gasa u zemlji, realizovani su i planirani sledeći projekti:

1) u okviru istraživanja najkompleksniji projekat je bila realizacija 3D seizmičkih ispitivanja na prostoru Melenačke depresije u obimu od 290 m2. Takođe primenjena je 3D seizmička metoda na prostoru Ostrova kod Požarevca i na drugim lokacijama u Vojvodini;

2) planirani projekat regionalnih naftno-geoloških istraživanja na području istočne Srbije čiji je značaj u otvaranju perspektive povećanja istražnog prostora na celu Republiku Srbiju;

3) izrada studije opravdanosti utiskivanja CO2 na naftnom polju Kikinda;

4) u toku je studija stanja razrade ležišta M+TG polja Kikinda varoš - faza simulacije ležišta - dopunske metode proizvodnje utiskivanjem CO2;

5) projekat realizacije pilot testa intezifikacije proizvodnje na naftno-gasnom polju Velebit ležište II;

6) projekat za eksploataciju gasno-kondenzatnog ležišta "Melenci - duboko" koji je u završnoj fazi i treba da poveća proizvodnju gasa za 90.000 m3, a kondenzata 80 m3 dnevno;

7) projekat izrade horizontalnih i "reentri" bušotina je primenjen na više lokacija;

8) prognoza proizvodnje nafte i prirodnog gasa u zemlji, kao i nafte u Angoli, prikazana je na dijagramu 3.5.

Dijagram 3.5. Projekcije proizvodnje nafte i prirodnog gasa u Republici Srbiji i proizvodnja nafte u Angoli

Zbog ograničenosti domaćeg istražnog prostora strateški cilj je i proširenje eksploatacionog prostora orijentacijom na inostranstvo, u cilju obezbeđivanja koncesija kroz samostalno ili partnersko nastupanje. Na pronalaženju koncesija intenzivno se radilo u proteklom periodu na području Rusije, bivših republika Sovjetskog Saveza, Sudana, Jemena, Omana, Irana, Iraka i drugim lokacijama gde je analizirano oko 50 koncesionih blokova, ali do njihove realizacije nije došlo.

Potrebno je obezbediti početno 5 - 10 miliona tona pridobivih rezervi nafte, sa mogućnošću njihovog rasta do 20 miliona tona, istraživanjem i/ili kupovinom novih rezervi nafte na bazi prihoda prethodnih portfolija - po uzoru na svetske naftne kompanije i ostvariti proizvodnju nafte iz inostranstva u iznosu od minimum 1,0 mil. t/god, uz stvaranje uslova za dalji rast proizvodnje.

Takođe, potrebno je iskoristiti mogućnost angažovanja slobodnih tehničko-tehnoloških servisnih kapaciteta na sopstvenim koncesijama, sa ciljem valorizacije i uposlenja postojećih resursa na naftnom svetskom tržištu na najprofitabilniji način, što će ih učiniti profitabilnijim u odnosu na dosadašnje angažovanje, koje je uglavnom podizvođačko.

Nezavisno od prodaje NIS a.d., država kao vlasnik 49% akcija trebalo bi da nastavi i intezivira aktivnosti u traženju i obezbeđivanju koncesija kroz određene modalitete.

Proizvodnja nafte i gasa po osnovu novih koncesija u inostranstvu nije bilansirana u prognozama za period 2009 - 2012. godine.

Na osnovu prikaza prognozne proizvodnje u periodu 2009 - 2012. godine može se izvesti sledeći zaključak:

1) prognozna proizvodnja nafte u zemlji u varijanti srednjeg realnog rizika istraživanja imaće stabilan trend na godišnjem nivou od oko 620.000 tona;

2) prognozna proizvodnja prirodnog gasa imaće prirodni pad po prosečnoj godišnjoj stopi između 11 - 13% godišnje;

3) proizvodnja nafte u Angoli, uz manje varijacije, praktično ima stabilan trend na nivou nešto ispod 90 000 tona na godišnjem nivou.

Na dijagramu 3.6. dat je odnos domaće proizvodnje nafte i prirodnog gasa iz Strategije razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine, i ostvarene, planirane i prognozne proizvodnje u periodu 2003 - 2012. godine.

Dijagram 3.6. Odnos domaće proizvodnje nafte i prirodnog gasa prema Strategiji razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine, i ostvarene, planirane i prognozirane proizvodnje do 2012. godine

Proizvodnja nafte (u zemlji i inostranstvu) od 2005. godine uspostavlja stabilan trend, izuzev manjeg pada u 2007. godini zbog Angole, između 750.000 - 800.000 tona/god. Međutim, od 2007. godine prognozna proizvodnja je manja od proizvodnje predviđene Strategijom razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine, tako da je 2008. godine ona manja za oko 120.000 tona, a sličan trend će biti zadržan do 2012. godine. Proizvodnja prirodnog gasa već u 2004. godine ima trend pada u odnosu na proizvodnju predviđenu Strategijom razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine, koji se vremenom povećava, tako da je 2008. godine ostvarena proizvodnja manja za oko 173 miliona m3, a sličan trend će biti zadržan do 2012. godine.

3.1.4. Program diverzifikacije delatnosti

Pored toga što je NIS - Naftagas značajan proizvođač energetskih mineralnih sirovina, on je takođe i veliki potrošač energije za sopstvene potrebe. Polazeći od potrebe za racionalnom potrošnjom energenata, jedan od ciljeva NIS - Naftagasa je i realizacija programa diverzifikacije delatnosti tamo gde za to postoji ekonomska opravdanost, prvenstveno imajući u vidu korišćenje nedovoljno iskorišćenih ili uopšte nekorišćenih energetskih resursa za lokalnu i autonomnu proizvodnju energije za svoje potrebe (kogeneracija), dok bi se višak energije mogao plasirati, na primer EPS-u ili drugim gravitirajućim korisnicima.

Procena je da bi se u NIS - Naftagasu, korišćenjem nedovoljno ili uopšte neiskorišćenih energetskih resursa (delimično iscrpljenih ležišta gasa, kaptažnog gasa, kiselog gasa), mogli izgraditi diverzifikovani sistemi za kogeneraciju, ili mini TE-TO, ukupne snage oko 30 MWel, što se još svakako mora proveriti i dokazati studijama izvodljivosti. Veće postrojenje za kogeneraciju od 20 MWel na kiselom gasu bilo bi na novom Miloševu, a ostala postrojenja mogu biti prosečne snage oko 1 MWel. Na "UOS" Nadrljan završeno je instaliranje gasmotor generatora čije je funkcionalno ispitivanje u toku. Gasmotor generator će obezbediti 300 kW električne energije za sopstvene potrebe i 400 kW toplotne snage za grejanje tehnoloških rezervoara. Takođe je na naftnom polju Sirakovo puštanje gasmotor generatora snage 380 kW u završnoj fazi. U planu je nabavka kogeneracionih postrojenja na naftnim poljima Velebit i Kikinda polje, u zavisnosti od uspešnosti primene prethodno navedenog. I na drugim manjim sabirnim stanicama moguće je instaliranje gas motor generatora manje snage.

Korišćenje otpadne toplote kompresorskih stanica može se realizovati na naftnom polju Kikinda gde se nalaze instalirani kompresori za pokretanje sistema gas lifta.

3.1.5. Predlog programa i projekta

U tabeli 3.1. dat je predlog programa i projekata koje je neophodno realizovati u narednom periodu.

Tabela 3.1. Predlog programa i projekata

Programi:

Smanjenja proizvodnje slojne vode primenom odgovarajućih hemijskih metoda
Korišćenje malih, neiskorišćenih i dislociranih ležišta gasa za proizvodnju električne i toplotne energije - kogeneracija
Obezbeđivanje koncesija u inostranstvu.

3.2. RAFINERIJSKA PRERADA NAFTE

3.2.1. Kapaciteti za preradu nafte

Rafinerijska prerada nafte odvija se u dve rafinerije. To su Rafinerija nafte Pančevo (RNP) i Rafinerija nafte Novi Sad (RNS). U njima se proizvode motorna i energetska goriva, putni i industrijski bitumeni, petrohemijske sirovine, specijalni benzini, solventi i drugi malotonažni proizvodi na bazi nafte.

Raspoloživi rafinerijski kapaciteti zadovoljavaju potrebe domaćeg tržišta (po domaćim standardima za motornim i energetskim gorivima) i omogućuju preradu nafte, odnosno proizvodnju derivata za druga tržišta. Kapaciteti rafinerija u Pančevu i Novom Sadu iznose ukupno 7,3 miliona tona primarne prerade godišnje, sa odgovarajućim sekundarnim kapacitetima. U Rafineriji nafte Pančevo razvijena je konverziona rafinerija energetskog tipa, dok su u rafineriji nafte Novi Sad paralelno razvijani programi proizvodnje energenata i ulja. Postojeća proizvodno-tehnološka konfiguracija rafinerija Novi Sad i Pančevo ukazuje na njihovu komplementarnost i kompatibilnost, što omogućava da se ove dve rafinerije posmatraju kao jedinstvena tehnološka celina.

Sadašnji instalisani primarni kapacitet rafinerije u Pančevu je 4,8 miliona tona sirove nafte godišnje sa procesnim i vanprocesnim postrojenjima i skladišnim objektima građenim sukcesivno u dužem vremenskom periodu.

Sadašnji instalisani primarni kapacitet rafinerije u Novom Sadu je 2.000.000 t/god. sirove nafte, i 500.000 t/god. naftenske nafte za proizvodnju ulja.

3.2.2. Prerada i struktura proizvodnje derivata nafte

Ukupna prerada sirove nafte (NIS + treća lica) u 2008. godini je iznosila 3.157.293 tona, od čega je 92,3% ostvareno u RNP, a zajedno sa doradom poluproizvoda ukupna prerada je iznosila 3.278.787 tona. Prerađeno je ukupno 2.542.531 tona uvozne nafte odnosno 80,5% i 614.762 tona domaće nafte odnosno 19,5%. Uvozna nafta REB koja čini oko 68% prerađene nafte pripada teškim naftama sa visokim sadržajem sumpora između 1,3 i 1,5%. Domaće parafinske nafte su nisko sumporne (dominantna Kikinda ispod 0,5% sumpora) i najvećim delom pripadaju lakim naftama sa više belih komponenti (benzini i dizeli). Zbog niskog sadržaja sumpora, lož-ulje iz ovih nafti se koriste kao gorivo za energetska ložišta u rafinerijama.

Sa ekološke strane lake nafte sa sadržajem sumpora ispod 0,5% su takođe pogodnije za rafinerijsku preradu. Sadržaj sumpora u lož-ulju iz tih nafti je ispod 1%, pa je njihovim korišćenjem u ložištima emisija SO2 u atmosferu u dozvoljenim granicama. Ovo je naročito važno zbog sadašnje tehnološke opremljenosti naših rafinerija koje nemaju obradu atmosferskog i vakuum ostatka za proizvodnju ulja za loženje pošto je kod njih najveći udeo sumpora iz sirove nafte.

Ukupna proizvodnja belih proizvoda u 2008. godini (NIS + treća lica) je iznosila 2.103.814 tona, a crnih proizvoda (lož-ulja i bitumena) 700.151 tona. Odnos proizvodnje belih i crnih proizvoda od 75:25 je zadovoljavajući, tj. s obzirom na uslove rada rafinerija bolji je u odnosu na 2007. godinu, a značajno bolji u odnosu na 2005. godinu.

Ostvarena je proizvodnja bezolovnih motornih benzina (BMB) od 373.546 tona, što predstavlja 60,5% od ukupne proizvedene količine motornih benzina. Ovo predstavlja povećanje od 19,5 % u odnosu na ostvarenu proizvodnju BMB u 2007. i 47% u odnosu na 2005. godinu.

Proizvodnja niskosumpornog dizela u 2008. godini do 350 ppm sumpora (EKO 3) je ostvarena u količini od 11.419 tona, a dizela do 50 ppm sumpora (EVRO 4-EKO 50) u količini od 107.461 tona što čini 10,8 % ukupnog dizelskog pula. Nisko sumporno dizel gorivo se od 2009. godine proizvodi kao EKO 50 (do 50 ppm sumpora) i EVRO DIZEL (do 10 ppm sumpora).

Sopstvena potrošnja i gubitak u 2008. godini u rafinerijama NIS-a iznosili su ukupno 303.310 tona, odnosno 9,6% prerađene sirove nafte.

3.2.3. Program tehnološkog razvoja rafinerija

Rafinerije nafte NIS-a trenutno mogu da zadovolje potrebe domaćeg tržišta derivatima, koji su u skladu sa našim standardima, ali je struktura proizvoda nezadovoljavajuća, što se nadoknađuje uvozom TNG-a, evro dizela, primarnog benzina i dr. Međutim, zbog višegodišnjeg zaostajanja u tehnološkom razvoju, rafinerije ne mogu da proizvode dovoljne količine dizel goriva prema evropskom standardu 2009+ (EN : 590), kao i bezolovnog motornog benzina (EN : 228).

Programi tehnološkog razvoja RNP i RNS treba da obezbede:

1) ispunjenje zahteva domaćeg tržišta i mogućnost izvoza derivata;

2) proizvodnju benzina i srednjih destilata u skladu sa evropskim standardima;

3) bolju valorizaciju sirove nafte proizvodnjom belih i crnih proizvoda u odnosu 80 : 20, uz sopstvenu potrošnju goriva i gubitak do ukupno 9%;

4) manje troškove prerade sirove nafte;

5) energetsku optimizaciju;

6) zadovoljenje domaćih i evropskih propisa iz oblasti zaštite životne sredine;

7) maksimiziranje profita rada rafinerija;

8) mogućnost razmene polu proizvoda između RNP i RNS izgradnjom produktovoda Pančevo - Novi Sad;

9) mogućnost realizacije zajedničkih razvojnih projekata sa HIP - PTH.

Planirana investiciona ulaganja za rafinerije NIS-a (RNP i RNS) za period 2008 - 2010. iznose ukupno 660.575.000 evra.

3.2.3.1. Program tehnološkog razvoja Rafinerije nafte Pančevo

Investiciona ulaganja u RNP obuhvataju sledeće projekte:

a) Strategijski projekti

Ovi projekti treba da obezbede dostizanje standarda EU 2009+ za motorne benzine i dizel goriva.

Glavno postrojenje iz ove grupe projekata je postrojenje za blago hidrokrekovanje vakum gasnih ulja i hidrodesulfurizaciju gasnih ulja i petroleja (MHC/DHT), sa pomoćnim postrojenjima i postrojenjem CLAUS II za proizvodnju sumpora iz otpadnih gasova.

Izgradnjom postrojenja MHC/DHT postiže se:

1) povećanje prinosa dizel goriva u RNP (27% na MHC šaržu ili oko 400.000 tona/godinu)

2) povećanje prinosa benzina u RNP (10,6% na MHC šaržu ili oko 155.000 tona/godinu + povećanje prinosa na FCC- u)

3) Praktično uklanjanje sumpora iz benzina i dizel goriva (do 10 ppm)

4) Bitno smanjenje emisije COx i NOx u dimnim gasovima FCC-a (do nivoa koji zadovoljava emisione norme).

b) Projekti zaštite životne sredine (obavezni projekti)

Realizacijom planiranih mera i aktivnosti na zaštiti vazduha, voda i zemljišta očekuju se sledeći efekti:

1) Izgradnjom postrojenja CLAUS II obezbediće se konverzija sumpora do nivoa od 99,9% i na taj način će se emisije sumpornih polutanata skoro u potpunosti eliminisati.

2) Povezivanjem sigurnosnih ventila iz procesnih postrojenja na sistem baklje eliminisaće se emisije polutanata u ekscesnim situacijama.

3) Rekonstrukcijama na postrojenju FCC smanjiće se emisija čvrstih čestica u atmosferu.

4) Završetkom realizacije projekata koji se izvode na autopunilištu, železničkom punilištu i na pristaništu ekološki zahtevi biće zadovoljeni.

5) Sanacijom sistema uljne kanalizacije sprečiće se dalje zagađenje zemljišta i podzemnih voda.

6) Obradom zagađenog zemljišta i naftnog mulja saniraće se teren na prostoru rafinerije, obezbediti zdravija radna sredina i smanjiti negativan uticaj na kvalitet vazduha i voda.

c) Projekti za razvoj poslovanja

Ovi projekti treba da omoguće niže troškove prerade, energetsku optimizaciju i smanjenje gubitaka.

Značajniji projekti iz ove grupe su:

1) Izgradnja novog kotla i turbo generatora u energani.

2) Rekonstrukcija reaktorskog dela na postrojenju FCC.

3) Iskorišćenje dimnih gasova iz procesne peći na platformingu za proizvodnju vodene pare.

d) Projekti za investiciono održavanje

Ulaganja u okviru ove grupe projekata treba da obezbede podizanje tehničko-tehnološke pouzdanosti procesnih i vanprocesnih postrojenja do nivoa da se godišnji remonti obavljaju na dve godine. Predviđen je niz zahvata i zamena delova opreme na kritičnim delovima procesnih i vanprocesnih postrojenja.

e) Vanposlovni projekti

Ovi projekti se odnose na nabavku osnovnih sredstava, razvoj informacionog sistema, rekonstrukciju zgrade auto otpreme i dr.

3.2.3.2. Program tehnološkog razvoja Rafinerije nafte Novi Sad

Investiciona ulaganja u RNS obuhvataju sledeće projekte:

a) Strategijski projekti

Planirani strategijski projekti u RNS su:

1) Atmosferska i vakum destilacija sa stabilizacijom benzina (2100/2200).

2) Rekonstrukcija Unibon postrojenja (HDS).

b) Projekti zaštite životne sredine (obavezni projekti)

Glavni projekti iz ove grupe su:

1) Ulaganja za smanjenje emisije gasova.

2) Zamena gorionika na procesnim pećima.

3) Rekonstrukcija pretakališta i povezivanje sa rekuperacijom gasova.

4) Sanacija sistema uljne kanalizacije.

5) Sanacija sulfidnih voda.

6) Obrada zauljenog zemljišta i izgradnja skladišta za privremeno odlaganje otpada.

c) Projekti za razvoj poslovanja

U okviru ovih projekata je planirana izgradnja postrojenja za aminsko pranje gasova sa proizvodnjom sumpora, izomerizacije, visbrejkinga, kao i proširenje energane.

d) Projekti za investiciono održavanje

Ovim projektima su kao i u RNP predviđeni razni zahvati, rekonstrukcije i zamena delova opreme na procesnim i vanprocesnim postrojenjima.

e) Vanposlovni projekti

Predviđena je nabavka osnovnih sredstava, instalisanje video nadzora i dr.

3.2.4. Zajednička struktura proizvodnje obe rafinerije

Struktura proizvodnje usklađena je sa sukcesivnim završetkom investicionih projekata, uključujući i projekte od uticaja na smanjenje sopstvene potrošnje i gubitaka, pri čemu će bitno poboljšanje strukture proizvodnje biti ostvareno puštanjem u rad postrojenja MHC/DHT.

Završetkom planiranih programa razvoja rafinerija, obezbediće se veća proizvodnja belih proizvoda, čiji će kvalitet u potpunosti odgovarati evropskim standardima. Pri tome će biti zadovoljeni propisi iz oblasti zaštite životne sredine.

3.3. PROMET DERIVATA NAFTE

3.3.1. Delatnost prometa derivata nafte

Delatnost prometa derivata nafte Republike Srbije obavljaju privredna društva u vlasništvu domaćih i inostranih kompanija, čije su filijale registrovane u Republici Srbiji, kao i većeg broja preduzetnika. Ovu delatnost karakteriše veliki broj privrednih subjekata koji se bave prometom nafte i derivata. Na osnovu uvida u internet stranice agencije za energetiku, koja izdaje licence za rad energetskih subjekata, na dan 12. februara 2009. godine bilo je izdato ukupno 512 licenci za rad u naftnom sektoru i to: po jedna za proizvodnju derivata nafte i za cevovodni transport nafte (naftovodima), 14 za skladištenje nafte i derivata nafte, 145 za trgovinu naftom i derivatima nafte na veliko i 351 za trgovinu derivatima nafte na malo (stanice za snabdevanje gorivom motornih vozila). Za sada ni jedan privredni subjekt nije dobio licencu za cevovodni transport derivata nafte (produktovodima). Prema informacijama agencije u toku je razmatranje više od 100 zahteva za dodeljivanje licenci.

Delatnost ovih subjekata obuhvata trgovinu na veliko i malo derivatima nafte, na domaćem i eksternom tržištu (motornim i energetskim gorivima, primarnim benzinom, propilenom, bitumenima, uljima i mazivim mastima, tečnim naftnim i prirodnim gasom, i drugim derivatima), prehrambenim proizvodima, mešovitom robom, vozilima, auto delovima i priborom, lekovima i kozmetikom i pružanjem usluga motorizovanim i drugim putnicima.

Naftu i poluproizvode za preradu i derivata za dalju prodaju uvozi više, za to registrovanih, preduzeća. Najčešće su to obavljali ili obavljaju NIS a. d., Lukoil-Beopetrol, Petrobart D.O.O, Nafta a.d., Team Oil, i drugi.

Maloprodaja derivata nafte se obavlja kroz razvijenu i razgranatu trgovačku mrežu na teritoriji Srbije. Ovu mrežu, u kojoj je najdominantniji NIS Petrol, ogranak NIS a.d., čine i mreže maloprodajnih objekata velikih svetskih i regionalnih naftnih kompanija: Lukoil-Beopetrol, OMV Srbija, EKO YU, Intermol, Petrol, mreža benzinskih stanica AVIA i domaćih preduzetnika, koju čine ili pojedinačni objekti sa robnom markom trgovca ili mali nezavisni lanci (MB GAS OIL, EURO GAS, ELP, i dr.).

3.3.2. Aktuelno stanje u prometu derivata nafte

Sadašnji trenutak na naftnom tržištu Republike Srbije karakteriše:

1) Potpuna privatizacija naftnog sektora;

2) Stalno investiranje u sektor maloprodaje, povećanje konkurencije izgradnjom maloprodajnih objekata po standardima EU i značajno unapređenje kvaliteta i asortimana usluga, dodatnog asortimana i vizuelnog identiteta maloprodajnih objekata;

3) Promena podzakonskih akata koji regulišu uvoz i formiranje cena što će dovesti do dalje deregulacije utvrđivanja cena i liberalizacije uvoza derivata (dozvoljavanje uvoza evro dizela uz ispunjavanje određenih zahteva) do potpune liberalizacije i deregulacije koja će početi od 01.01.2011. godine;

4) Početak investicionog ciklusa privatizovanog NIS a.d. za tehničko-tehnološku rekonstrukciju u cilju dostizanja EU kvaliteta motornih goriva tipa 2009+;

5) Priprema naftnih kompanija za potpunu liberalizaciju i deregulaciju tržišta.

Aktuelna potrošnja derivata, prikazana u tabeli 3.2, beleži porast. Prosečna godišnja stopa rasta potrošnje svih derivata nafte, u Republici Srbiji za period 2002 - 2008. godina, iznosila je 3,7%, a za period 2005 - 2008. oko 2,4%.

Tabela 3.2. Potrošnja derivata nafte na tržištu Republike Srbije za period 2002 - 2008. godine

R. br.

Vrsta derivata

2002. godina

2003. godina

2004. godina

2005. godina

2006. godina

2007. godina

2008. godina

 

% učešća derivata

 

% učešća derivata

 

% učešća derivata

 

% učešća derivata

 

% učešća derivata

 

% učešća derivata

 

% učešća derivata

1.

TNG

0,073

2,32

0,100

2,91

0,148

4,02

0,167

4,57

0,278

7,30

0,337

8,54

0,358

9,13

2.

Motorni benzini

0,775

24,56

0,749

21,84

0,730

19,75

0,669

18,35

0,614

16,14

0,617

15,64

0,564

14,39

3.

Mlazno gorivo

0,036

1,13

0,049

1,43

0,051

1,39

0,048

1,32

0,057

1,49

0,046

1,17

0,047

1,20

4.

Dizel gorivo

1,022

32,42

1,108

32,30

1,123

30,39

1,199

32,89

1,304

34,27

1,422

36,08

1,546

39,44

(1-4) Motorna goriva

1,905

60,42

2,006

58,48

2,054

55,55

2,083

57,13

2,252

59,20

2,422

61,44

2,516

64,16

5.

Ulja za loženje

0,072

2,29

0,076

2,21

0,101

2,73

0,092

2,52

0,084

2,20

0,073

1,86

0,068

1,73

6.

Mazuti

0,641

20,32

0,829

24,17

0,767

20,74

0,697

19,12

0,670

17,60

0,629

15,95

0,556

14,18

7.

Ostali derivati

0,535

16,96

0,519

15,14

0,776

20,98

0,774

21,22

0,799

21,01

0,818

20,76

0,782

19,93

(1-7) UKUPNO

3,153

100,00

3,430

100,00

3,697

100,00

3,647

100,00

3,804

100,00

3,942

100,00

3,921

100,00

* vrednosti u tabeli su prikazane u milionima tona

Ukupna potrošnja derivata dostigla je oko 3,9 miliona tona. Vidljivo je da je u navedenom periodu najveća potrošnja, u ukupnoj strukturi potrošnje derivata, ostvarena kod motornih goriva. Potrošnja ovih derivata u svim godinama prelazi 55%. U posmatranom periodu najvišu prosečnu godišnju stopu rasta u potrošnji je ostvario TNG, čak oko 30%. Zavidnu stopu rasta ostvarila su i dizel goriva. Njihova potrošnja je rasla po prosečnoj godišnjoj stopi od 7%.

Tokom 2007. i 2008. godine ostvaren je skroman prosečan godišnji rast ukupne potrošnje derivata nafte od 1,5%. Motorna goriva kao dominantan segment potrošnje derivata nafte (64%) u istom periodu imaju prosečan godišnji rast potrošnje od 5,7%. Od motornih goriva najintenzivniji prosečan godišnji rast je imao TNG sa 13,5% (napomena: ovo se odnosi na ukupnu potrošnju TNG, kao auto goriva i energenta). Dizel goriva su imala prosečan godišnji rast od oko 9%, dok motorni benzini beleže pad po prosečnoj godišnjoj stopi od oko - 4%.

Prosečna godišnja stopa rasta ukupnog uvoza (dijagram 3.7) u periodu 2006 - 2008. godine je oko 15%. Najviše je uvozom nabavljan evro dizel (sa udelom u ukupnom uvozu za 2008. godinu od oko 50%) i TNG (21%).

Dijagram 3.7. Trend uvoza naftnih derivata u Republiku Srbiju (u tonama) u periodu 2002 - 2008. godine

Dijagram 3.8. Trend izvoza naftnih derivata iz Republike Srbije (u tonama) u periodu 2002 - 2008. godine

Sa dijagrama 3.8. se jasno uočava da je izvoz u konstantnom padu. Razloga za to ima više. Osnovni su inferioran kvalitet i nedovoljne količine derivata za ovu namenu. Pošto je energetskim bilansom planiran uvoz nafte da zadovolji domaću tražnju, izvozili su uglavnom oni prometnici, koji su sa tim ciljem uvozili i prerađivali sirovu naftu. Najviše su izvoženi motorni benzini, mazuti i mlazno gorivo prodajom inostranim avio kompanijama na našim aerodromima.

Republika Srbija ima razvijenu maloprodajnu mrežu. Trenutno na teritoriji Republike Srbije, ima 1441 maloprodajnih objekata, različite veličine i sadržaja. U Srbiji je prepoznatljivo šest brendova naftnih kompanija (NIS Petrol, Lukoil, OMV, AVIA, EKO YU, MOL i Petrol) sa ukupno 799 objekata. Struktura benzinskih stanica po vlasništvu prikazana je na dijagramu 3.9.

U periodu 2006 - 2008. godine izgrađena su 204 maloprodajna objekta.

Dijagram 3.9. Struktura vlasništva benzinskih stanica u Republici Srbiji - postojeće stanje

Ukupni skladišni kapaciteti koje koriste prometnici u Republici Srbiji, u odnosu na prethodni period uvećani su za oko 8%. Skladišni kapaciteti su uglavnom uvećani zakupom rezervoarskog prostora procesnih fabrika, koje su prestale sa radom, dok je u manjoj meri izvršena rekonstrukcija postojećih i izgradnja novih. U ovu procenu su uključeni samo kapaciteti za skladištenje čiji su vlasnici ili zakupci prometnici. Sva skladišta su opremljena sa adekvatnim manipulativnim i infrastrukturnim kapacitetima. Kapaciteti su dovoljni za sadašnji nivo poslovne aktivnosti prometnika, ali zahtevaju modernizaciju i rekonstrukciju.

Transport derivata obavlja se sa sva tri tipa transporta. Od rafinerija do terminalskih postrojenja uglavnom se obavlja železničkim i brodskim transportom, a u razvozu, do krajnjih potrošača, drumskim transportom. Sopstvene auto cisterne, ili stalno angažovane prevoznike, imaju svi veći prometnici, kao i veliki broj vlasnika privatnih benzinskih stanica. Vagon cisternama raspolažu samo NIS a.d. i Lukoil - Beopetrol. Rečni prevoz uglavom obavljaju domaća i inostrana brodarska preduzeća. Ocenjuje se da su raspoloživi kapaciteti za sadašnji nivo aktivnosti dovoljni, ali da zbog vremenske i tehnološke zastarelosti treba očekivati značajna ulaganja u nabavku novih i adaptaciju postojećih transportnih kapaciteta i kapaciteta za punjenje (podno punjenje).

Za sada nije poznat stepen realizacije planiranih investicija za ovaj period, ali se može proceniti da nije realizovan sa visokim procentom.

Usklađivanjem propisa Republike Srbije o zaštiti životne sredine sa propisima Evropske unije (uredbe, uputstva, odluke) znatno su pooštreni uslovi, koje prometnici derivata nafte moraju da ispune da bi mogli da pribave propisane dozvole za obavljanje osnovne delatnosti. S obzirom na činjenicu da je veliki broj energetskih subjekata dobio licence za obavljanje energetske delatnosti, pretpostavka je da su ispunili sve predviđene uslove za njeno dobijanje.

3.3.3. Programi i projekti razvoja

3.3.3.1. Procena očekivane tražnje

Procena potrošnje derivata nafte u Republici Srbiji je bazirana na:

1) istorijskom razvoju potrošnje derivata nafte, po pojedinim sektorima, koji je odraz dostignutog privrednog, demografskog i tehničko-tehnološkog razvoja, kao i razvoja standarda stanovništva;

2) rastu BDP po glavi stanovnika prema paritetu kupovne moći za period 2001- 2008. godine i odgovarajućih projekcija do 2012. godine datih od međunarodnih finansijskih institucija krajem januara 2009. godine sa ukalkulisanim recesionim efektima aktuelne svetske ekonomske krize;

3) projekcijama dugoročnog razvoja BDP-a po glavi stanovnika i potražnje derivata nafte u susednim zemljama sa kojima je utvrđena sličnost u perspektivnom privrednom razvoju i trendovima tražnje derivata nafte (Bugarska i Rumunija);

4) procenama i predviđanjima za potrošnju derivata po pojedinim sektorima potrošnje;

5) stepenu modernizacije voznog parka, tj zamena novim, kao i promena udela pojedinih tipova agregata vozila.

Na osnovu komparativnih analiza više izvora o prognozama i realne situacije daje se sledeća procena tražnje za derivatima u Republici Srbiji u periodu 2008 - 2012. godine (tabela 3.5).

Tabela 3.3. Potrošnja derivata nafte (u milionima tona) u Republici Srbiji sa procenom do 2012. godine

R. br.

Vrsta derivata

2008. godina

2009. godina

2010. godina

2011. godina

2012. godina

Pros. god. stopa rasta 2008-2012.

 

% učešća derivata

 

% učešća derivata

 

% učešća derivata

 

% učešća derivata

 

% učešća derivata

1.

TNG

0,358

9,13

0,383

9,19

0,383

9,12

0,391

9,13

0,394

9,01

2,42%

2.

Motorni benzini

0,564

14,39

0,607

14,56

0,607

14,46

0,615

14,39

0,625

14,29

2,59%

3.

Mlazno gorivo

0,047

1,20

0,056

1,34

0,058

1,38

0,060

1,41

0,063

1,44

7,57%

4.

Dizel

1,546

39,44

1,666

39,97

1,667

39,71

1,689

39,50

1,716

39,23

2,64%

(1-4) Motorna goriva

2,516

64,16

2,712

65,05

2,715

64,68

2,756

64,43

2,798

63,97

2,70%

5.

Ulja za loženje

0,068

1,73

0,066

1,58

0,064

1,53

0,063

1,46

0,061

1,39

-2,62%

6.

Mazuti

0,556

14,18

0,546

13,11

0,537

12,79

0,528

12,34

0,519

11,86

-1,72%

7.

Ostali derivati

0,782

19,93

0,845

20,26

0,881

20,99

0,931

21,77

0,996

22,77

6,25%

(1-7) UKUPNO

3,921

100,00

4,169

100,00

4,198

100,00

4,277

100,00

4,374

100,00

2,77%

Motorna goriva

Na razvoj tražnje motornih goriva (grupe derivata koja u ukupnoj tražnji derivata nafte učestvuje sa više od 60%) značajno će uticati dinamična modernizacija voznog parka i porast intenziteta svih vidova saobraćaja u Republici Srbiji. Posebno, imajući u vidu očekivani porast nivoa motorizacije i intenziteta drumskog saobraćaja, očekuje se da motorna goriva do 2012. godine nastave sa rastom u dostignutim odnosima udela u potrošnji motornih goriva. Očekuje se da će potrošnja motornih goriva rasti po prosečnoj godišnjoj stopi od 2,7%.

Udeo TNG-a će u ukupnoj potražnji motornih goriva ostati na skoro istom nivou dostignutom u 2008. godini i u ovom periodu će rasti po prosečnoj godišnjoj stopi od 2,4%. Rast udela dizela na račun motornih benzina ubuduće se neće bitnije menjati. Dostignuti odnos ova dva motorna goriva zadržaće se dugoročno uz porast potrošnje (tražnja motornih benzina će rasti po prosečnoj godišnjoj stopi od 2,6% a dizela od oko 2,5%), saglasno razvoju motorizacije, modernizacije voznog parka i intenziteta saobraćaja. Ozbiljniji rezultati supstitucije motornih goriva na bazi nafte alternativnim gorivima, mogu se očekivati tek posle 2010. godine.

Derivati za energetsku potrošnju

Potrošnja energenata za generisanje toplote (za industrijske i rezidencijalne potrebe) će opadati zbog veće upotrebe prirodnog gasa kao izvora energije, prvenstveno iz ekoloških razloga. Pad potrošnje loživog ulja procenjuje se sa prosečnom godišnjom stopom pada od 2,6%, a mazuta od 1,7%. Ovo će u mnogome zavisiti od intenziteta dalje gasifikacije i širenja distributivne mreže, a i od pariteta cena.

Derivati za neenergetsku potrošnju

Kao rezultat realizacije mera Vlade Republike Srbije, vlasnika i menadžmenta preduzeća, koje dominantno troše derivate iz grupe neenergetskih derivata (petrohemijska industrija, industrija polimera, preduzeća putogradnje i sl.), očekuje se da će do 2012. godine potražnja za ovim derivatima rasti, i to:

1) Primarni benzin oko 8% godišnje (očekuje se da se proizvodnja etilena, u HIP - Petrohemija a.d. Pančevo realizacijom projektovanih mera za otklanjanje uskih grla, trajno stabilizuje na 200.000 tona);

2) Propilen do 3% godišnje;

3) Bitumeni nešto ispod 5% godišnje (zbog stanja u kojem se nalazi infrastrukturna putna mreža i očekivanja izgradnje koridora deset, planiranih autoputeva i regionalnih saobraćajnica očekuje se povećana tražnja za ovim derivatima).

Maziva

Zbog intenziviranja svih vidova transporta, a posebno rečnog i železničkog, koji su u proteklom periodu bili značajno niži od potrebnog, kao i dinamičnijeg razvoja poljoprivrednih i industrijskih sektora koji koriste ulja i masti, očekuje se i nešto veća prosečna godišnja stopa rasta od oko 4,5%.

Ukupna potrošnja derivata nafte u Republici Srbiji godišnje će rasti po prosečnoj stopi od oko 2,8%.

3.3.3.2. Modernizacija maloprodajne mreže

I pored toga što je u prethodnom periodu izgrađen veliki broj novih i rekonstruisan znatan broj zastarelih objekata, aktivnosti na modernizovanju maloprodajne mreže će se nastaviti i dalje, u cilju približavanja evropskim standardima u ovoj oblasti.

Jedna od ključnih stvari modernizacije maloprodajne mreže jeste prilagođavanje postojećih i izgradnja novih objekata prema razvoju putne infrastrukture, potrebama i tempu modernog poslovnog čoveka, što za cilj ima proširenje dopunskih sadržaja i povećanje kvaliteta i brzine usluge.

Iako postoje ocene da je postojeći broj maloprodajnih objekata u ovoj oblasti prevelik u odnosu na potrebe postojećeg tržišta, a posebno na njegovu kupovnu moć, prema kompanijskim podacima velikih prometnika došlo se do podataka, koji upućuju da će se postojeći broj benzinskih stanica do kraja 2012. godine uvećati za oko 9% (dijagram 3.10). Broj benzinskih stanica u odnosu na 2008. godinu povećaće se za 134 objekta. Takođe, očekuje se da se u ovom periodu veći broj maloprodajnih objekata modernizuje ili totalno rekonstruiše. Izvestan broj objekata biće ukinut na osnovu zahteva urbanista, u skladu sa prostornim i regulacionim planovima. Izgradnja novih objekata biće moguća isključivo na osnovu donetih regulacionih i prostornih planova putne mreže i naseljenih mesta.

Očekuje se da će posebnu pažnju u racionalizaciji maloprodajne mreže posvetiti NIS Petrol koji ima najveći broj benzinskih stanica, od kojih je veliki broj izgrađen u prethodnom veku.

Dijagram 3.10. Struktura vlasništva benzinskih stanica u Republici Srbiji - očekivano stanje

3.3.3.3. Skladišni, manipulativni i transportni kapaciteti

Zbog liberalizacije tržišta derivata nafte, koja je planirana za 01.01.2011. godine, realno je očekivati da će neke kompanije u periodu do 2012. godine početi da realizuju svoje planove za razvoj sopstvenih distributivnih centara, koji uključuju izgradnju skladišnih, transportnih i manipulativnih kapaciteta. U istom periodu se očekuje i početak izgradnje sistema produktovoda kroz Republiku Srbiju koji treba da realizuje JP "Transnafta".

Imajući u vidu navedeno, očigledno je da će biti neophodni dodatni skladišni kapaciteti.

JP "Transnafta" je planirala da do 2012. godine, izgradi produktovod Pančevo - Smederevo, a do 2014. Produktovod Pančevo - Novi Sad. Drugi deo projekta (uključujući produktovode Novi Sad - Sombor, Smederevo - Jagodina - Niš i Pančevo - Beograd, izgradnja novog naftnog terminala na lokaciji Veliko selo na koju treba da se izmesti terminal sa Čukarice) planiran je za period 2015 - 2018. Godine. Za funkcionisanje ovog projekta biće potrebno da se na lokacijama postojećih terminala u Somboru, Beogradu (Veliko selo), Smederevu, Jagodini i Nišu, izgrade novi skladišni kapaciteti od oko 97.500 m3. Oni će, sa postojećim skladišnim kapacitetima, koji su u vlasništvu NIS-a i Lukoil - Beopetrola na tim lokacijama, omogućiti funkcionisanje cevovodnog transporta motornih goriva do potpune izgradnje potrebnih kapaciteta, koje je planirala JP "Transnafta".

Izgradnja sistema produktovoda će smanjiti potrebu za drumskim transportom na dužim relacijama. Auto-cisternama bi se vršio samo razvoz derivata od naftnih terminala do benzinskih stanica.

U ovom periodu očekuje se donošenje zakonskih propisa o obaveznim zalihama nafte i derivata nafte koji treba da budu usklađeni sa direktivama EU za ovu oblast.

3.3.3.4. Racionalizacija sopstvene potrošnje energije

Privredni subjekti, koji se bave prometom derivata nafte, u svom poslovanju kao finalnu energiju, za pogon uređaja, aparata i toplotne usluge skoro isključivo troše električnu energiju i tečne derivate. U ukupnim troškovima njihovog poslovanja ovi troškovi učestvuju sa 7 - 25%, u zavisnosti od veličine prometne kompanije.

Naravno, najveći potrošači su prometnici koji imaju velike skladišne objekte sa infrastrukturnim i manipulativnim objektima i transportnim sredstvima. Gruba računica govori da bi troškovi energije svedeni na maloprodajni objekat mogli da se kreću od 5 - 13.000 evra godišnje.

Postupak racionalizacije u cilju povećanja energetske efikasnosti i smanjenje utroška električne energije je kod nekih prometnika u toku. Takođe, pojedini privredni subjekti koji se bave prometom derivata nafte mogli bi uzeti u obzir i pravljenje adekvatne studije izvodljivosti, u saradnji sa Agencijom za energetsku efikasnost, za korišćenje solarnih panela kao generatora toplotne i druge energije na maloprodajnim i drugim objektima, sa kojom bi se, po ugledu na neke svetske kompanije, sigurno ostvarile značajne uštede u potrošnji energije.

3.3.3.5. Povećanje ekološke bezbednosti

Za sprečavanje zagađenja vazduha kod većine prometnika planirana je ugradnja sistema za rekuperaciju ugljovodoničnih isparenja, koja se stvaraju pri pretakanju naftnih derivata u skladišne rezervoare. Ova rešenja se kombinuju sa modernizacijom punilišta u cilju omogućavanja podnog punjenja i pražnjenja cisterni za prevoz derivata. Izlivanja iz skladišnih rezervoara se sprečavaju ugradnjom rezervoara i cevovoda sa duplim plaštom, kao i sa sistemima za kontrolu curenja. Otpadni muljevi se deponuju u bezbedne rezervoarske prostore i tu čuvaju do konačnog sprovođenja njihove potpune inertizacije. Otpadne zauljene vode se, posle potrebnog tretmana, kontrolisano ispuštaju preko separatora u obližnje recipijente.

Postojeća zakonska regulativa za zaštitu životne sredine je već u velikoj meri usklađena sa zakonodavstvom EU. U narednom periodu treba, što hitnije, završiti proces njenog daljeg unapređenja koji je u toku, a odnosi se na donošenje seta sistemskih zakona i pratećih podzakonskih dokumenta. Istovremeno treba obezbediti monitoring njene dosledne primene u životnom veku izgrađenih objekata, kako bi se unapredila zaštita životne sredine.

3.3.3.6. Unapređenje znanja, sistema edukacije i upravljanja

U cilju što efikasnijeg poslovanja većina naftnih kompanija je ustanovila sisteme za edukaciju menadžmenta i ostalih zaposlenih. Ovo bi trebalo da postane stalna praksa svih kompanija, koje se bave prometom derivata, jer samo stručno osposobljen menadžment i osoblje mogu obezbediti i sačuvati konkurentnu poziciju na tržištu. Takođe, menadžment prometnih kompanija treba da obezbedi sertifikaciju svojih kompanija za sisteme upravljanja kao što su: QMS, EMS, OHSAS, EMAS, IMS i dr. u skladu sa važećim standardima za sertifikaciju ovih sistema. Kod mnogih je ovaj postupak u toku. Do sada je samo jedna kompanija iz prometnog sektora zvanično sertifikovala sistem za upravljanje kvalitetom.

Strategijom razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine inicirane su i mere koje u narednom periodu treba realizovati. Odnose se na osnivanje naučno istraživačkog instituta za energetiku i prilagođavanje zvanične statistike Srbije sa metodologijom Eurostata. Rad na unapređenju zvanične statistike je u toku. Jedan deo energetskih bilansa po energentima se već prati po ovoj metodologiji, ali ne i nafta i derivati nafte. Ovaj posao treba završiti što pre. Takođe, treba doneti i odluku o formiranju istraživačko-razvojnog instituta ili odluku o poveravanju planiranih poslova iz nadležnosti instituta nekoj od već formiranih agencija ili postojećih instituta.

Od velike pomoći će biti i završavanje jedinstvenog informacionog sistema u Agenciji za energetiku o objektima na kojima se obavljaju licencirane aktivnosti. Naravno, pod uslovom da integrisani podaci budu dostupni za strateške i operativne analize i za druge potrebe. Slična situacija je i sa uvođenjem geografskog informacionog sistema koje je u nadležnosti Ministarstva rudarstva i energetike.

3.3.3.7. Potrebne investicije

Za modernizaciju i izgradnju novih kapaciteta i opreme su potrebna visoka investiciona ulaganja. Ona su, verovatno, sagledana u planovima energetskih subjekata iz prometnog sektora (kojih u ovom trenutku ima oko 540, a više od 100 čeka na izdavanje licenci). Međutim, zbog velikog broja učesnika u prometu nafte i derivata, i činjenice da su ovi investicioni projekti interna stvar poslovne politike svakog pojedinog prometnika, sredstva za ove namene nisu bilansirana. Izuzetak je jedini kapitalni projekat od opšteg značaja, sistem produktovoda, koji planira da realizuje JP "Transnafta". Ovaj projekat je detaljno prikazan u odeljku 4. Programa ostvarivanja Strategije razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine za period od 2007. do 2012. godine.

3.3.4. Procena efekata planiranih investicionih ulaganja

Obzirom na kompleksnost strukture, velikog broja učesnika u prometu derivata i nedostatka uvida u realne planove investitora, ne mogu se dati precizno kvantifikovani efekti ovih ulaganja. Pod pretpostavkom realizacije navedenih investicija, može se očekivati da će se konkurentnost na tržištu derivata nafte značajno povećati i da će se udeo na tržištu promeniti u korist onih kompanija, koje efikasnije i brže ostvare svoje planove.

3.3.5. Procena potreba za izradom detaljnijih analiza i iniciranje novih mera

Prometni segment naftne privrede već duži niz godina predstavlja konkurentno tržište. Sa privatizacijom NIS-a konkurentnost će se povećati i sve ostale naftne kompanije će težiti da povećaju svoje učešće, kako u maloprodaji, tako i u veleprodaji.

U naredne dve godine Republika Srbija će otvoriti tržište i obezbediti slobodan uvoz svih derivata nafte, što će sve prometnike dovesti u ravnopravan položaj.

Zbog toga, vlada Republike Srbije mora konkretnim merama, koje su navedene u poglavlju 3.3.3 (Programi i projekti razvoja), uskladiti svoju politiku sa zahtevima EU u ključnim oblastima: kvalitetu motornih goriva, zaštiti životne sredine i sigurnosti snabdevanja naftom i naftnim derivatima.

4. TRANSPORT NAFTE I DERIVATA

Naftovodi i produktovodi obezbeđuju efikasan, bezbedan, jeftin i praktičan način transporta sirove nafte i naftnih derivata.

Koliki je u svetu specifični značaj cevovodnog transporta najbolje ilustruje činjenica da su u 2006. godini naftovodi i produktovodi učestvovali u ukupnom transportu roba unutar EU-27 sa oko 5,3% (od čega se čak 55% realizuje u Poljskoj, Francuskoj, Nemačkoj i Italiji), a u SAD sa 16,5% (u SAD se oko 2/3 ukupnog transporta nafte i naftnih derivata realizuje naftovodima i produktovodima).

Po obimu i učešću ovog najkvalitetnijeg modaliteta transporta nafte i derivata nafte Republika Srbija zaostaje ne samo za svetom i Evropom, već i za skoro svim susednim zemljama. Zbog toga je uspostavljanje adekvatne razvojne strategije u ovoj oblasti razvoja energetike od posebnog društveno-ekonomskog značaja.

Jedini pružalac usluga cevovodnog transporta u Srbiji je JP "Transnafta". Delatnosti ovog javnog preduzeća su transport nafte naftovodima (aktuelna delatnost) i derivata nafte produktovodima (planirana delatnost) na celoj teritoriji Republike Srbije, a potom i projektovanje, izgradnja, nadzor i održavanje naftovoda i pružanje inženjering i konsalting usluga u oblasti cevovodnog transporta.

4.1. TRŽIŠTE USLUGA CEVOVODNOG TRANSPORTA U REPUBLICI SRBIJI

4.1.1. Fizički obim transporta nafte

Obim usluga transporta nafte naftovodima uslovljen je tražnjom sirove nafte. Tražnja sirove nafte uslovljena je najviše tražnjom derivata nafte i regulacionim mehanizmima, koji utvrđuju obavezu prerade sirove nafte u Srbiji u cilju korišćenja domaćih prerađivačkih kapaciteta i prodaje tako proizvedenih derivata na tržištu.

Danas se fizički obim cevovodnog transporta u Republici Srbiji realizuje samo korišćenjem naftovoda od Sotina, granice sa republikom Hrvatskom, do Pančeva. Deonica Sotin-Novi Sad dugačka je 63,3 km, a deonica Novi Sad-Pančevo 91 km. Ovaj naftovod je deo magistralnog Jadranskog Naftovoda (JANAF), puštenog u rad 1979. godine. Infrastrukturu ovog naftovoda sačinjavaju terminal u Novom Sadu, koji je lociran uz Rafineriju Novi Sad i ima 4 skladišna rezervoara od po 10.000 m3 i pumpnu stanicu, i merna stanica u Pančevu, koja je locirana uz Rafineriju nafte Pančevo.

Fizički obim transporta nafte u Republici Srbiji korišćenjem cevovodnog transporta realizovan u periodu 2006 - 2008., kao i plan aktivnosti za 2009. godinu, prezentirani su u tabeli 4.1.

Tabela 4.1. Transport naftovodima u Republici Srbiji (u hiljadama tona)

 

2006.

2007.

2008.

2009.
(plan)

Domaća nafta

356,8

326,0

310,0

240,0

Uvozna nafta

2.544,8

2.580,4

2.605,9

2.500,0

Ukupno

2.901,6

2.906,4

2.915,9

2.800,0

 

Izvori:

(1) Izveštaji o poslovanju JP "Transnafta" Pančevo

 

(2) "Program poslovanja JP "Transnafta" za 2009. godinu", januar 2009.

Ostvarenja u domenu fizičkog transporta nafte kroz cevovode u Republici Srbiji danas su značajno ispod ostvarenja pre raspada SFRJ, kada su transportovane i značajne količine nafte u tranzitu. Ipak, stoji i činjenica je da su 2007. godine naftovodi učestvovali u ukupnom transportu svih roba, mereno u realizovanim tonskim kilometrima, sa preko 12%.

Opštepoznata je zakonitost da potrošnja motornih goriva u jednoj zemlji okvirno prati rast nacionalnog BDP-a po glavi stanovnika. Prema sagledavanjima za Srbiju od 2000. godine, maloprodaja derivata koji primenu nalaze kao motorna goriva, a time posredno i tražnja sirove nafte, u velikoj meri su pratili rast nacionalnog BDP-a. Pri tome je rast tražnje uglavnom bio posledica rasta potrošnje evro-dizela i TNG "autogasa", potpomognutom liberalizacijom uvoza ovih derivata.

Dugoročnija procena tržišne tražnje derivata u Republici Srbiji, a time i sirove nafte, u visokom stepenu je neizvesna i direktno u funkciji stepena i dinamike liberizacije tržišta derivata kod nas i u okruženju, kao i niza drugih faktora.

4.1.2. Tržište, korisnici i cene usluga transporta nafte

Sirova nafta se transportuje postojećim sistemom za transport nafte od Sotina (na granici sa Republikom Hrvatskom) do Novog Sada i Pančeva.

Najznačajniji korisnik usluga transporta nafte je "NIS" a.d. Novi Sad ("NIS"), po osnovu čijih narudžbina se naftovodima transportuje 76 - 78% ukupnih količina uvozne i domaće sirove nafte. Drugi po značaju korisnik usluga transporta nafte je "Lukoil - Beopetrol" sa udelom od 16 - 17%. Uvozna sirova nafta se transportuje i za druge privredne subjekte koji traže pristup sistemu za transport nafte (preduzeća za koja "NIS" po ugovoru vrši uslužne prerade u svojim rafinerijama).

Rečnim, a pogotovu željezničkim ili drumskim vidom transporta, doprema sirove nafte je neekonomična i tehnički dosta ograničena.

Cena za pristup i korišćenje sistema za transport nafte naftovodom iskazuje se po tarifnom stavu utvrđenom Tarifnim sistemom za pristup i korišćenje sistema za transport nafte naftovodima i transport derivata nafte produktovodima ("Službeni glasnik RS", broj 01/07) i utvrđuje se po tarifnom elementu u skladu sa Odlukom o utvrđivanju metodologije za određivanje tarifnih elemenata za izračunavanje cena pristupa i korišćenja sistema za transport nafte naftovodima ("Službeni glasnik RS", br. 68/06 i 01/07). Metodologijom za određivanje tarifnih elemenata za izračunavanje cene pristupa i korišćenja sistema za transport nafte naftovodima je utvrđen metod regulacije "troškovi plus", kojim se energetskim subjektima koji obavljaju delatnost transporta nafte naftovodima određuje maksimalno odobreni prihod (koji omogućava pokriće opravdanih troškova poslovanja, kao i odgovarajući povraćaj na angažovana sredstva). Nove tarifne cene za pristup i korišćenje sistema za transport nafte primenjuju se od sredine aprila 2007. godine.

4.2. STATUS EVROPSKOG TRŽIŠTA USLUGA CEVOVODNOG TRANSPORTA SIROVE NAFTE I NAFTNIH DERIVATA

U EU se naftovodi i produktovodi ne smatraju prirodnim monopolom, kao što je to slučaj sa gasovodima, jer postoji niz alternativnih mogućnosti transporta (morski, rečni, železnički i drumski saobraćaj). Problematika formiranja cena za transport sirove nafte i naftnih derivata korišćenjem cevovodnih linija je predmet opštih pravila EU o konkurenciji na otvorenom tržištu i posebnih nacionalnih regulativa.

U Zapadnoj Evropi je tranzitni cevovodni transport sirove nafte prilično redak. Od međunarodnih naftovoda danas su u funkciji samo TAL, SPSE i Norpipe. Ukupne kapacitete Trans-Alpskog naftovoda (TAL) (koji povezuje luku Trst u Italiji, Austriju i Južnu Nemačku, u dužini od 465 km) i Južnoevropskog naftovoda (SPSE) (koji povezuje Južnu Francusku, Švajcarsku i Severnu Nemačku, u dužini od 769 km) ekskluzivno koriste deoničari ovih naftovoda - vlasnici rafinerija nafte na trasama. Naftovod Norpipe, koji povezuje region Ekofisk u Norveškoj i lokaciju Teesside u Engleskoj, u vlasništvu je naftnih proizvođača iz regiona Ekofisk. Tarife za transport sirove nafte kroz ova tri naftovoda se formiraju na komercijalnoj osnovi, primenom troškovno regulisanih tarifa, koje se od 2007. godine primenjuju i u Republici Srbiji.

U Zapadnoj Evropi, međutim, u funkciji je veliki broj produktovoda, tako da se ukupan kapacitet zapadnoevropskog sistema naftovoda i produktovoda procenjuje na oko 672 milijardi litara godišnje.

Ubedljivo najveći operator sistema za transport nafte u Evropi je ruska kompanija "Transneft". Naftovodni sistem ove kompanije transportuje naftu kroz više linija, prema zapadu preko naftovoda "Družba" i Baltičkog naftovoda, prema jugu naftovodima prema lukama Novorossiisk i Tuapse, a prema istoku naftovodima do velikog terminala Meget i Rafinerije Angarsk.

Naftovod "Družba" je najduži na svetu (4.000 km) i pušten je u rad 1964. godine. Sastoji se od dve linije prečnika 1 200 mm i 1 000 mm, i na izlaznom punktu prema Belorusiji ima kapacitet od 1,6 miliona barela na dan (oko 81 milion tona godišnje). U Belorusiji se razdvaja na severni (prema Poljskoj i Nemačkoj) i južni krak (prema Ukrajini, Slovačkoj, Češkoj i Nemačkoj). Preko ovog naftovoda se realizuje oko 70% ruskog izvoza sirove nafte u Evropu.

Baltički naftovod (BPS) je pušten u rad 2001. godine, i namenjen je snabdevanju Severozapadne Evrope. Na izlazu iz Rusije ima kapacitet od oko 1,45 miliona barela/dan (oko 74 miliona tona godišnje).

Od evropskih naftovoda u funkciji sa međunarodnim karakterom treba pomenuti i Jadranski naftovod (JANAF), preko koga se i Republika Srbija snabdeva sirovom naftom.

Cene transporta naftnih derivata produktovodima skoro po pravilu baziraju na principu "troškovnih tarifa" iako nije redak slučaj da se delimično usklađuju sa cenama alternativnih vidova transporta (drumski, železnički, rečni i morski). Cene određuje kompanija koja se bavi delatnošću transporta naftnih derivata i dostavlja na odobravanje regulatornom telu.

U državama gde još uvek nije dostignut visoki nivo liberalizacije tržišta nafte i naftnih derivata, država ima kontrolnu ulogu u smislu da propisuje maksimalno dozvoljenu tarifu (MDT). Ova MDT može biti opšta (važi za sve derivate) ili se propisuje za svaki derivat ponaosob, a može biti propisana i kao procentualni iznos od cene nekog drugog modaliteta transporta (obično drumskog ili železničkog transporta). Postoji i podvarijanta da se država meša sa ovakvim propisivanjem maksimalno dozvoljenih tarifa samo povremeno, kada postoji potreba za stabilizovanjem tržišta.

Cena transporta naftnih derivata može biti i ugovorna. "Ugovarane tarife" se primenjuju, primera radi, kada se transport naftnih derivata realizuje za potrebe samo jednog korisnika do određene tačke isporuke (terminala). Cene transporta po ovom principu ne ugovaraju se na period kraći od godinu dana.

Konačno, slično kao i kod transporta sirove nafte i kod transporta naftnih derivata se ponekad primenjuju "dugoročne tarife". Ovakav princip podrazumeva tarifu u fiksnom iznosu koja se primenjuje u dužem vremenskom periodu. Fiksirani iznos zavisi od tekućeg i planiranog stepena korišćenja produktovoda od strane korisnika sa kojim se ugovara "dugoročna tarifa". Cene transporta po ovom principu ne ugovaraju se na period kraći od tri godine.

Treba naglasiti da se cene manipulacije pri ulasku ili izlasku derivata iz sistema na terminalima posebno naplaćuju, i ove cene se iskazuju u novčanim jedinicama po toni. Primera radi, ruski "Transneft" usluge ulaza ili izlaza proizvoda iz sistema naplaćuje 0,15 do 0,60 USD po toni derivata.

U prilozima ovog dokumenta su detaljnije prezentirani status i perspektive razvoja evropskih sistema za cevovodni transport nafte i naftnih derivata, kao i regulative u pogledu formiranja cena usluga transporta, sa posebnim osvrtom na stanje u susednim zemljama Centralne Evrope i Balkana.

4.3. STATUS I PERSPEKTIVE SVETSKOG I EVROPSKOG TRŽIŠTA NAFTE I MOTORNIH GORIVA

U dokumentu "World Energy Outlook 2008" (OECD, 2008), predviđaju se sledeće osnovne postavke globalnog energetskog scenarija od 2007. do 2030. godine:

1) rast svetske potrošnje energije po stopi od 1,6% godišnje, što znači povećanje za oko 45%, pri čemu bi preko 50% rasta bilo realizovano u Kini i Indiji;

2) rast globalne tražnje naftnih derivata po prosečnoj stopi od oko 1% godišnje, sa 85 miliona barela na dan u 2007. na 106 miliona barela na dan u 2030. godini, što znači redukciju učešća u ukupnoj energetskoj potrošnji sa 34% na 30%;

3) globalno se predviđa dalji rast korišćenja alternativnih izvora energije koji će spustiti udeo fosilnih goriva na samo 80% u 2030. godini;

U studiji "Status and outlook for biofuels, other alternative fuels and new vehicles" (ESPOO, 2008) publikovana je projekcija prema kojoj bi u 2025. godini, na globalnom nivou, udeo tečnih i gasovitih alternativnih goriva u strukturi goriva koja se koriste u sektoru transporta trebao da dostigne nivo od oko 11%. Pri tome bi udeo biogoriva porastao sa aktuelnih oko 1,5% na preko 6% (bioetanol, biodizel i biogas), sa trendom redukcije udela tradicionalnih biogoriva i rastom udela "biogoriva druge generacije" (energetski visokoefikasnih sintetičkih biogoriva baziranih na prirodnim resursima čijom eksploatacijom se ne ugrožavaju proizvodnja hrane i životna sredina). Preostalih 5% bi otpadalo na "autogas" (TNG), prirodni gas, sintetička goriva bazirana na dislociranim nalazištima prirodnog gasa i uglja (GTL i CTL) i vodonik.

Drugi izvori daju i nešto drugačije prognoze u pogledu dinamike razvoja potrošnje biogoriva, tako da se najaktuelnije prognoze za 2030. godinu u pogledu penetracije biogoriva na ukupnom globalnom tržištu motornih benzina i dizel goriva kreću u opsegu od 11% do 19%.

Aktuelno su još veće nedoumice o dinamici penetracije koju će u sektoru transporta realizovati električna energija, bilo kao proizvod litijumskih baterija u hibridnim električnim vozilima (HEV) ili direktno priključkom na električnu mrežu kod "plug-in" električnih hibridnih vozila (PHEV) i "zero emission plug-in" električnih vozila (PEV). Vozila na hibridni i električni pogon su uglavnom namenjena gradskoj vožnji. U svetskom voznom parku je već preko milion hibridnih vozila i taj broj ubrzano raste, u periodu od 2010. do 2012. godine se očekuje početak široke komercijalizacije električnih vozila, a procenjuje se da bi već 2020. godine udeo svih tipova vozila na hibridni i električni pogon u prodaji novih putničkih automobila i kombi vozila mogao da premaši nivo od 15%. Obzirom da budućnost električnih vozila ipak još uvek u značajnoj meri zavisi i od institucionalne podrške, projekcije tržišnog udela električne energije u sektoru drumskog saobraćaja u 2025. godini se danas kreću u previše širokom rasponu, kako globalno (od 3 - 7%), tako još i više regionalno ili nacionalno (u Evropi se prognoziraju niži udeli u poređenju sa Severnom Amerikom i Japanom, ali je zato vlada Portugala već donela odluku da do kraja 2011. godine izgradi 1.300 stanica za punjenje PHEV i PEV).

A skoro potpuna nepoznanica je tržišni potencijal elektroenergije u već koncepciono osmišljenim vozilima neke malo dalje budućnosti, kao rezultante "fuel-cell" elektrohemijske transformacije ili, pak, konverzije solarne energije.

EU-27 zadnjih godina iz sopstvene proizvodnje obezbeđuje samo oko 15% sirove nafte namenjene rafinerijskoj preradi, a ostatak se nabavlja iz uvoza. U strukturi izvora eksternog snabdevanja je 2007. godine dominirala Ruska Federacija sa 32,7%, ispred Norveške (13,9%, sa trendom opadanja isporuka), Libije (10,2%), Saudijske Arabije (7,2%), Irana (6,1%), Kazahstana (4,3%), Iraka, Azerbejdžana, Nigerije, itd.

Nekoliko zemalja - članica EU-27 skoro kompletan uvoz nafte ostvaruje iz Rusije (Slovačka, Bugarska, Mađarska, Litvanija i Poljska), a preko 50% uvoza iz Rusije realizuju i Finska, Češka i Rumunija. Najmanje su od ruske nafte zavisni Portugal (ispod 1%) i Republika Irska (ispod 0,5%), kao i Danska (koja je mali uvoznik sirove nafte, a i ono što uveze skoro u celosti nabavlja iz Norveške).

U periodu 1995 - 2007. godina je potrošnja nafte i naftnih derivata na nivou EU-27 rasla po skromnoj prosečnoj godišnjoj stopi od oko 0,65%. Nosilac razvoja bio je zadnjih godina region Centralne & Istočne Evrope, gde je u periodu 2004 - 2007. godina ostvarena stopa rasta potrošnje od 5,3% godišnje.

Danas je udeo sektora saobraćaja u ukupnoj evropskoj potrošnji sirove nafte na nivou od oko 56%, a poznata konsultantska kuća Purvin & Gertz procenjuje se da će ostati na sličnom nivou do 2020. godine.

U 1985. godini je Zapadna Evropa u sektoru drumskog saobraćaja utrošila oko 180 miliona tona motornih goriva, od čega oko 60% motornih benzina (MB) i 40% dizel-goriva (DG). Dve decenije docnije, u 2004. godini, zapadnoevropska potrošnja motornih goriva u drumskom transportu dostigla je nivo od 270 miliona tona, što je predstavljalo povećanje tražnje za skoro 50%. Tokom te dve dekade nosilac rasta tražnje motornih goriva u drumskom transportu bila su dizel-goriva namenjena putničkim automobilima sa štedljivijim dizel motorima, a ovaj trend je stimulisan i poreskom politikom (primenom značajno manjih akciza kod dizel-goriva). Zbog toga se proporcija potpuno obrnula i u 2004. godini su dizel-goriva dostigla učešće od 60%, da bi u 2008. godini ovo učešće poraslo na 65%. A vrhunac evropske tražnje benzina je ostvaren još daleke 1992. godine, od kada potrošnja ovog motornog goriva permanentno opada.

Dijagram 4.1. Divergentan razvoj potrošnje motornih benzina i dizel goriva u EU-27

Izvor: Iain Conn, Chief Executive in BP Refining & Marketing, "Energy Trends and Climate Change: The Road Ahead for Governments and Business", Brussels-Sofitel, novembar 25, 2008

U 2006. godini je po prvi put u zapadnoevropskoj istoriji prodaja putničkih automobila sa dizel motorima nadmašila prodaju putničkih automobila sa benzinskim motorima, da bi u 2008. godini učestvovala sa 53%. Multinacionalni gigant Exxon-Mobil prognozira da će do 2030. godine udeo dizel vozila u evropskom voznom parku putničkih automobila dostići nivo od 50%.

Postoji još jedan razlog za "bum" potrošnje dizel goriva u Evropi - u periodu 1990 - 2004. godine je obim drumskog transporta roba skoro udvostručen, sa 800 na 1.500 milijardi tonskih kilometara. Ovakav razvoj je posledica proširenja EU prema Severnoj, Centralnoj i Istočnoj Evropi, kao i relokacije radno-intenzivnih pogona prerađivačke industrije prema zemljama gde je radna snaga jeftinija (Jugoistočna i Istočna Evropa, Azija). U 2007. godini je sektor transporta roba odgovoran za oko 68% ukupne potrošnje dizel-goriva u drumskom transportu na teritoriji EU.

Kao rezultat "dizelacije" voznog parka, zadnjih godina je u EU ostvarivan značajan debalans rafinerijske ponude i tržišne tražnje motornih goriva, tj. višak benzina u odnosu na tražnju na nivou od 30 - 35 miliona tona godišnje i deficit dizel-goriva na nivou od 21-25 miliona tona godišnje. Zemlje EU-15 već godinama povećavaju svoje kapacitete hidrokrekovanja, ali nedovoljno brzo da bi ispratili rast tražnje dizel goriva - kapaciteti FCC jedinica (koje dominantno proizvode benzine) stagniraju već desetak godina na oko 15 - 16% ukupnih "output"-a destilacije (nema ni potrebe za njihovim povećavanjem), dok su kapaciteti hidrokrekovanja porasli sa 4% u 1994. na 8% u 2007. godini. EU koristi spoljnotrgovinsku razmenu da izbalansira ponudu i tražnju motornih goriva, tako što izvozi benzine, a uvozi kerozinska i dizelska goriva. To će EU činiti i u budućnosti, ali je pitanje da li će biti ekonomski raspoloživog dizela za podmirivanje i dalje rastuće tražnje, a pogotovu dizel-goriva sa ultra niskim sadržajem sumpora.

U kategoriji "ostali tečni derivati" je do pre par godina ubedljivo najdinamičniji rast realizovao tečni naftni gas (TNG) u primeni kao motorno gorivo ("autogas"). TNG je promovisan i kao "zeleno" gorivo, jer emituje manje ugljeničnih gasova od benzina i dizel-goriva. Osim toga, u Evropi je bitnu ulogu u promociji i razvoju tražnje "autogasa" imala i poreska politika, ali ipak ne tako odlučujuću kao kod dizel-goriva. Međutim, uprkos i dalje prisutnoj stimulativnoj poreskoj politici i forsiranju teze da se radi o ekološki podobnom gorivu, tražnja "autogasa" zadnjih godina beleži stagnaciju.

U dokumentu "European Energy and Transport: Trends to 2030 - Update 2007" (EC-Directorate General for Energy and Transport, 2008) data su za period do 2030. godine sledeća predviđanja razvoja potrošnje motornih goriva u sektoru saobraćaja EU-27:

1) Dinamiku i strukturu razvoja intenziteta saobraćaja određivaće redukcija dosadašnje visoke korelacije između rasta intenziteta saobraćaja i rasta BDP-a po glavi stanovnika, dalja dominacija drumskog saobraćaja, dinamičan rast avio-saobraćaja i umeren oporavak železničkog saobraćaja.

2) Potrošnja energije u drumskom saobraćaju će do 2030. godine rasti po prosečnoj stopi od 0,8% godišnje, uz sledeće strukturne promene:

(1) udeo motornih benzina u strukturi svih goriva koja se troše u drumskom saobraćaju opadaće kontinualno do nivoa od 29,3%, dok će se udeo dizel-goriva već od 2010. godine ustaliti na saturacionom nivou od oko 59%;

(2) stepen supstitucije MB + DG sa biogorivima u sektoru drumskog transporta porašće na 7,6% u 2020. godini i 9,6% u 2030. godini;

(3) tražnja TNG "autogasa" će takođe beležiti saturacioni trend rasta, sa aktuelnih 1,8% na 2,0% u 2020. godini i 2,1% u 2030. godini.

3) Pored činjenice da je u većini zemalja - članica EU razvoj broj putničkih automobila po glavi stanovnika već ušao u saturacionu fazu (Dijagram 4.2.), na potrošnju naftnih derivata u sektoru transporta će negativno uticati i:

(1) tehnološki razvoj na planu povećanja energetske efikasnosti motornih vozila (dok je u periodu 1990 - 2000. godina automobilska industrija samo neznatno redukovala specifičnu potrošnju goriva, tokom prve decenije novog milenijuma ista opada po prosečnoj stopi od preko 1% godišnje, a japanski proizvođači automobila planiraju da u narednih 10 godina uštede goriva podignu za dodatnih 30%);

(2) dalji rast tržišnog udela DG u odnosu na MB (a specifična potrošnja goriva je niža kod putničkih vozila sa dizel motorima u proseku za 25%); redukcija kilometraže koju godišnje prelazi pojedinačno motorno vozilo (opada po prosečnoj godišnjoj stopi od oko 0,1% već u dužem periodu);

(3) supstitucija dela MB i DG sa drugim ugljovodonicima (tečni gas i prirodni gas) i biogorivima (bioetanol i biodizel, a u daljoj perspektivi i biogas);

(4) očekivana tržišna propulzivnost hibridnih električnih vozila (koja elektroenergijom litijumskih baterija supstituišu preko 30% MB ili DG u gradskoj vožnji, odnosno preko 25% na autoputu);

(5) komercijalno ozbiljniji ulazak na tržište "plug-in" električnih gradskih vozila u naredne 2 - 3 godine, a u dugoročnijoj perspektivi i "fuel-cell" vozila.

4) Intenzitet železničkog saobraćaja će rasti nadprosečno, a posebno intenzivno od 2015. godine, ali će potrošnja DG u ovom sektoru saobraćaja dramatično opadati, i u 2030. godini biti na nivou od samo oko 15% aktuelnog obima (a kako je energetska efikasnost transporta jedinice tereta veća za 25% sa elektro-lokomotivom u poređenju sa dizel-lokomotivom, to će u sektoru železničkog transporta opadati i ukupna potrošnja energije).

5) Na razvoj tražnje MB i DG bi mogle značajnije da utiču i buduće cene nafte i derivata - empirija je pokazala da dupliranje cene barela sirove nafte podiže cenu motornog goriva u proseku za oko 35%, što opet umanjuje plasman MB i DG u maloprodaji za okvirno 3,5%.

Dijagram 4.2. Regresija razvoja motorizacije u Evropi u funkciji rasta "per capita" BDP-a (stanje 2006. g.)

Izvor: Gabor Radnay "Paving the Way to Green Solutions", Toyota Motor Hungary, juni 26, 2008.

Bitno je naglasiti i da je krajem 2008. godine Evropski Parlament verifikovao direktivu da udeo obnovljivih energenata u strukturi potrošnje goriva u sektoru transporta do 2020. godine treba da dostigne 10%, ali uz naznaku da minimum 40% alternativnih goriva moraju biti "non-food" goriva (biogoriva druge generacije, električna energija ili vodonik).

Na usklađivanje strukture tražnje i ponude motornih goriva utiče se i poreskom politikom, što potvrđuju i aktuelne regulativne aktivnosti - minimalne akcize na dizel goriva se stalno uvećavaju i uskoro će dostići nivo propisan za bezolovne benzine, biogoriva "umešana" u određenom procentu u MB ili DG redukuju akciznu obavezu, minimalne akcize po litru TNG "autogasa" su 2,9-3,7 puta niže u poređenju sa akcizama na motorne benzine, a još su niže akcize za prirodni gas koji se koristi kao motorno gorivo (pri čemu 12 država-članica ove akcize uopšte ne naplaćuje).

4.4. POREĐENJE EKONOMIJE RAZNIH VIDOVA TRANSPORTA SIROVE NAFTE I DERIVATA NAFTE

Tvrdnja da je cevovodni saobraćaj najekonomičniji način transporta nafte i naftnih derivata znači da na određenoj deonici garantuje niže jedinične troškove transporta od bilo kog drugog vida transporta. Komparativna analiza cena koštanja transporta u varijantama različitih vidova transporta je u funkciji količina koje se transportuju, rastojanja između polazišta i odredišta, kao i broja destinacija. Tabela 4.2. prikazuje cene prevoza motornih goriva u Republici Srbiji u 2006. godini prema vrstama transporta, a na dijagramu 4.3. dato je poređenje tipičnih troškova transporta derivata nafte prema vrstama saobraćaja.

Dijagram 4.3. Poređenje tipičnih troškova transporta derivate nafte drumskim, železničkim i cevovodnim vidom robnog saobraćaja

Transport auto-cisternama, koji je inače ubedljivo najviše zastupljen vid transporta derivate nafte u Republici Srbiji, prema globalnim kriterijumima može biti ekonomičan samo ako se transportuju manje količine, i to na rastojanjima kraćim od 200 km, i to prema većem broju destinacija. Drugim rečima, drumski transport je nesumnjivo najfleksibilniji vid prevoza manjih količina naftnih derivata.

Na rastojanjima preko 200 km železnički transport postaje ekonomski opravdaniji od transporta auto-cisternama pod dva uslova: (1) da se radi o efikasno organizovanim železnicama i (2) da se prevoze količine koje može da primi specijalna kompozicija vagon-cisterni. U tom slučaju je tonski kilometar železničkog transporta za oko 50% jeftiniji od tonskog kilometra transporta auto-cisternama.

Tabela 4.2. Orijentaciona komparacija cena prevoza motornih goriva u Srbiji u 2006. (u evrima po toni)

Od RN Pančevo do:

Rečni plovni objekti

Vagon-cisterne

Auto-cisterne, nosivosti (u litrima)

8.000

16.000

32.000

Beograda

2,03

3,26

6,87

5,35

4,95

Smedereva

1,86

 

6,87

5,35

4,95

Prahova

5,88

13,42

18,60

13,33

11,11

Cevovodni transport postaje ekonomičniji i od najefikasnije organizovanog železničkog transporta (a to svakako nije železnički saobraćaj u Republici Srbiji) kada količine derivata koje se transportuju na jednom pravcu prevaziđu obim od 500.000 tona godišnje. Sa godišnjim obimom transporta na jednom pravcu od preko 3 miliona tona operativni trošak cevovodnog transporta je približno na nivou 1/4 troška transporta pri korišćenju auto-cisterni, odnosno 1/2 troška pri korišćenju vagon-cisterni. Rečni transport baržama je praktično jedini vid transporta nafte i naftnih derivata koji se po ekonomičnosti može približiti cevovodnom transportu i kada se radi o prevozu većih količina. Zadnjih godina, međutim, opada intenzitet rečnog transporta nafte i naftnih derivata na evropskim rekama, i to prvenstveno u funkciji sve strožije ekološke regulative (koja više ne toleriše akcidente sa ispuštanjem tovara u vodotok).

U osnovi, međutim, svaka konkretna projekcija transporta, koja bazira na definisanom polazištu i destinaciji, kao i na definisanom obimu transporta, mora se uvesti u model za procenu ekonomsko-finansijske opravdanosti. Optimalan je onaj vid transporta koji na konkretnoj deonici za prevoz određene količine derivata obezbeđuje najvišu neto sadašnju vrednost i internu stopu rentabilnosti.

4.5. TRŽIŠTE NAFTE I MOTORNIH GORIVA U REPUBLICI SRBIJI

Procenjuje se da je u 2008. godini Republika Srbija proizvela 625 hiljada tona sirove nafte, a uvezla oko 2,735 miliona tona.

Prerada uvozne i domaće sirove nafte odvija se u jednoj rafineriji na dva lokaliteta, u Pančevu i Novom Sadu. Iz uvoza je 2008. godine obezbeđeno oko 1,05 miliona tona derivata, ili oko 1/4 procenjene potrošnje u ovoj godini. U ukupnoj strukturi potrošnje derivata nafte motorna goriva, uključujući i TNG, čine 64%.

Šest od deset evropskih multimodalnih saobraćajnih koridora prolazi kroz zemlje jugoistočne Evrope. Republika Srbija, čak i samo geografski posmatrajući, zauzima centralnu i stratešku tranzitnu poziciju u Jugoistočnoj Evropi. Srbiju preseca Panevropski Koridor 10 (Salzburg-Vilah-Ljubljana-Zagreb-Beograd-Niš-Skopje-Solun), a kroz nju prolaze još dve bočne grane Koridora 10: Grana B (Beograd-Novi Sad-Budimpešta) i Grana C (Niš-Sofija-Koridor 4).

Po obimu potrošnje nafte Republika Srbija je danas u Jugoistočnoj Evropi na četvrtoj poziciji, iza Rumunije, Bugarske i Hrvatske. Istu poziciju Republika Srbija zauzima i po obimu energetskih potreba sektora saobraćaja. Za dokazivanje velikog potencijala rasta potrošnje motornih goriva koji stoji pred Srbijom nisu neophodna poređenja sa prosekom EU ili pojedinačnih članica Unije (Slovenija sa skoro 4 puta manjim brojem stanovnika troši u sektoru transporta skoro istu količinu energije kao Republika Srbija). Dovoljno je samo naglasiti činjenicu da Bugarska i Republika Srbija (bez podataka za AP Kosovo i Metohija) imaju približno isti broj stanovnika, a da Bugarska troši u sektoru saobraćaja za skoro 50% više energije od Republike Srbije. Ili podatak da je broj stanovnika Hrvatske na nivou oko 55% populacije u Republici Srbiji (bez podataka za AP Kosovo i Metohija), a da Hrvatska troši u sektoru transporta za 10 - 15% više energije.

Nakon burnih događaja u zadnjoj deceniji XX veka (raspad bivše Jugoslavije praćen građanskim ratovima i prekidom tokova putnika i roba među bivšim republikama, sankcije i trgovinski embargo međunarodne zajednice, NATO agresija i razaranje saobraćajnica), koji su imali značajan uticaj i na intenzitet saobraćaja, potrošnja energije u sektoru transporta ipak se brzo stabilizovala. Već u 2001. godini obim tražnje motornih benzina (MB) i dizel goriva (DG) dostigao je nivo 85% potrošnje iz 1990. godine, da bi potom do 2008. godine rast potrošnje MB+DG bio nastavljen po prosečnoj stopi od 2,85% godišnje.

Inače, u periodu 2001 - 2008. godina je u sektoru saobraćaja realizovan izrazito visok rast potrošnje TNG-"autogasa", po prosečnoj godišnjoj stopi od preko 28%. Upravo zbog toga je u ovom periodu i tražnja motornih goriva u sektoru drumskog saobraćaja rasla po višoj prosečnoj stopi od preko 4,7% godišnje.

U 2008. godini je odnos DG i MB utrošenih u sektoru saobraćaja bio 73,3% prema 26,7%. Nosilac potrošnje je drumski saobraćaj, jer domaći železnički i rečni saobraćaj danas učestvuju u ukupnoj potrošnji dizel-goriva sa manje od 2,5%.

Tabela 4.3. Pregled ostvarenog prometa MB i DG u RS u periodu 2001 - 2008. godina (u 000 tona)

 

2001.

2002.

2003.

2004.

2005.

2006.

2007.

2008.

PSR
01-08

MB

765,4

774,5

749,2

730,3

669,3

614,0

616,6

564,3

- 4,26

DG

968,1

1.022,3

1.108,0

1.123,5

1.199,3

1.303,6

1.422,1

1.546,5

+ 6,92

MB+DG

1.733,5

1.796,8

1.857,2

1.853,8

1.868,6

1.917,6

2.038,7

2.110,8

+ 2,85

Izvor: NIS PETROL, NIS - Jugopetrol, Beograd

Za razvoj potrošnje motornih goriva u periodu 1990 - 2008. godina skoro je isključivo zaslužan privatni sektor. Ova činjenica je posledica rasta potrošnje benzina i dizela u prevozu putnika privatnim automobilima, a zatim i u prevozu roba privatnim kamionima. Tendencija da sektor saobraćaja postaje ubedljivo dominantan nosilac rasta ukupne energetske tražnje već je uočena i kod zemalja Centralne i Istočne Evrope tokom prve decenije njihove ekonomske tranzicije.

Zbog toga je realno za očekivati da će Republika Srbija, u uslovima unutrašnje političko-ekonomske stabilnosti i stabilnosti u okruženju, nastaviti da beleži dinamičan rast potrošnje MB i DG. Ovo tim pre što je, bar prema zvaničnim statistikama, aktuelni obim usluga u prevozu roba koji realizuje javni sektor danas još uvek značajno manji od obima ostvarenog u 1990. godini. Osim toga, očekuje se da će u najskorije vreme biti prevaziđeni i problemi koji su u 2007. i 2008. godini redukovali intenzitet tranzita teretnih drumskih vozila za oko 30% (poskupljenje putarina za inostrane kamione i ulazak u EU susednih zemalja i njihovo pristupanje jedinstvenom tranzitnom sistemu koji obezbeđuje minimalna zadržavanja na granici). U Energetskom bilansu Republike Srbije za 2009. godinu predviđen je porast potrošnje motornih goriva čak za 7,8%.

Nakon uspešno započete proizvodnje biogoriva u 2007. godini, u 2008. godini je u Republici Srbiji realizovan drastičan pad produkcije, a i planovi za 2009. godinu su minimalistički. Razlog tome je visoka cena sirovog ulja (poluproizvoda) na produktnoj berzi, niske primarne proizvodnje uljarica, visokokonkurentne cene fosilnih goriva i što nema podsticajnih sredstava države.

Što se cevovodnog transporta derivata nafte tiče, u ovom momentu u Republici Srbiji ne postoji ni jedan magistralni produktovod u funkciji (dva cevovoda za transport etilena i propilena, između Petrohemije u Pančevu i petrohemijskog kompleksa Solventul u Temišvaru, Rumunija, ne koriste se već decenijama). Od lokalnih produktovoda mogu se pomenuti međufabrički produktovod između RNP i Petrohemije u dužini od oko 2 x 3 km (za transport primarnog benzina i mazuta).

Ukupno snabdevanje tržišta Republike Srbije sa naftnim derivatima obavlja se konvencionalnim vidovima transporta, drumskim, železničkim i rečnim saobraćajem. Pri tome se skoro 2/3 otpreme motornih goriva od rafinerija do distribucionih centara (stovarišta, skladišta), ili direktno do benzinskih stanica, realizuje auto-cisternama. U periodu 2002 - 2005. godine struktura otpremljenih količina MB i DG iz rafinerija u Pančevu i Novom Sadu u proseku je bila sledeća: auto-cisterne (65,4%), vagon-cisterne (8,6%), rečna prevozna sredstva (26,0%) i produktovodi (0,0 %).

Osnovni pravac snabdevanja je od RNP na pravcu Beograd - Smederevo - Južna Srbija, a u nešto manjoj meri i prema Autonomnoj pokrajini Vojvodini (koja se snabdeva i iz RNS). Upravo zbog podmirivanja potreba Južne Srbije, dakle destinacija do kojih nije moguće realizovati transport plovnim vodotokovima, u strukturi otpreme motornih goriva iz Pančeva još više dominira drumski transport (u 2005. godini su auto-cisterne učestvovale u otpremi benzina i dizela iz RNP čak sa 69,1%).

"NIS a.d." je ubedljivi lider u prometu derivata nafte na domaćem tržištu, a vodeći je i po ostalim performansama (skladišni prostor, benzinske stanice, transportna sredstva). Sa obimom prodaje od preko 1,36 miliona tona MB+DG u 2007. godini, "NIS a.d." je učestvovao u veleprodaji ovih ključnih derivata na teritoriji Republike Srbije (bez podataka za teritoriju Autonomne pokrajine Kosovo i Metohija) sa 67%. Doduše, "NIS a.d." već godinama beleži redukciju svog udela na domaćem tržištu MB+DG - samo dve godine ranije je ovo učešće bilo blizu 78%.

Iste godine je udeo "NIS a.d." u prometu TNG-a bio 56,7%.

"NIS a.d." ima stovarište/avio-servis u okviru aerodroma "Nikola Tesla" na Surčinu, za snabdevanje aviona kerozinom - razvoj ovog stovarišta je u direktnoj vezi sa razvojem avio-sabraćaja, jer je "NIS a.d." ekskluzivni isporučilac. Prometne organizacione jedinice "NIS a.d." snabdevaju derivatima brodove na Dunavu i ostalim plovnim putevima u zemlji.

Na teritoriji Republike Srbije postoji oko 1.420 benzinskih stanica od čega "NIS a.d." ima 515 ili 36%.

Skladišnim instalacijama i sopstvenim transportnim sredstvima raspolaže i "Lukoil - Beopetrol", a kapacitetima potrebnim za skladištenje uvoznog evro-dizela (do 1.000 tona) raspolažu gotovo svi uvoznici derivata nafte.

4.6. PROGNOZE RAZVOJA TRAŽNJE MOTORNIH GORIVA I NAFTE U REPUBLICI SRBIJI

Podloge za projektovanje nacionalne ili regionalne tražnje motornih goriva mogu biti:

1) postojeći snimci ili projekcije intenziteta saobraćaja;

2) postojeće projekcije tražnje motornih goriva izvedene za zemlje ili regione slične veličine i stepena razvijenosti, sa sličnim karakteristikama ponude i tražnje naftnih derivata (koriste se za postavljanje odgovarajućih analogija);

3) faktori koji mogu biti kvantifikovani na bazi statističkih podataka (parametri);

4) faktori koji su uglavnom kvalitativne prirode (kriterijumi), ali koji mogu biti kvantifikovani na bazi ekspertskih procena specifičnog uticaja.

4.6.1. Postojeće projekcije intenziteta saobraćaja

Dokument "Reducing the "Economic Distance" to Market - A Framework for the Development of the Transport System in South East Europe" (The World Bank, decembar 2004) upoređuje i rezimira nalaze dve studije koje su u prethodnih 4 - 5 godina analizirale status i ocenjivale perspektive razvoja saobraćaja na Balkanu.

U studiji "The Regional Balkans Infrastructure Study" ("REBIS") projektovane su stope rasta intenziteta svih vidova transporta roba i putnika na Balkanu. Projekcija je obuhvatila period 2001 - 2025. godine, a njen rezime je prezentiran u tabeli 4.4.

Tabela 4.4. Projekcije intenziteta saobraćaja za Republiku Srbiju u "REBIS" studiji (povećanje u %)

 

2001 - 2006.

2001 - 2015.

2001 - 2025.

Putnički automobili

30 %

110 %

226 %

Kamioni - domaći

30 %

119 %

292 %

Kamioni - inostrani

25 %

87 %

194 %

Železnički prevoz roba

12 %

39 %

79 %

Železnički prevoz putnika

13 %

44 %

89 %

Rečni prevoz roba

24 %

93 %

214 %

Vazdušni transport

38 %

165 %

445 %

Izvor: "Regional Balkans Infrastructure Study (REBIS)-Transport", Apendix 3:Traffic Projections, EC, jul 2003.

U drugoj relevantnoj studiji "The Transport Infrastructure Regional Study ("TIRS") in the Balkans" (Louis Berger S.A. po narudžbini ECMT, mart 2002) takođe su izvedene projekcije razvoja intenziteta transporta roba i putnika u Jugoistočnoj Evropi do 2015. godine za svaki od modaliteta transporta. Intenziteti transporta su projektovani za tri alternativna scenarija ekonomskog razvoja. Prema ovoj studiji u periodu 2000 - 2015. godine intenzitet drumskog saobraćaja mogao bi da poraste od 168% u pesimističkoj varijanti do 260% u optimističkoj varijanti.

Obe studije prognoziraju da će jedna od posledica ekonomskog razvoja Republike Srbije u narednoj dekadi svakako biti dinamičan rast motorizacije, to jest broja putničkih vozila i kamiona po glavi stanovnika, odnosno uopšte intenziteta drumskog saobraćaja, dok će uticaj ekonomskog rasta na razvoj železničkog i rečnog transporta biti značajno manji.

4.6.2. Postojeće projekcije potrošnje motornih goriva

Studija "European Energy and Transport: Trends to 2030 - Update 2007" (EC-Directorate General for Energy and Transport, 2008) prezentira scenarije dugoročnijeg razvoja potrošnje energije u sektoru transporta na nivou EU-27 i po zemljama-članicama.

Projekcije su bazirane na korišćenju osnovnog modela "PRIMES" (koji je razvio konzorcijum pod rukovodstvom Nacionalnog Tehničkog Instituta iz Atine) i niza specijalizovanih modela, a obuhvatile su period 2005 - 2030. godine.

Projekcije za Bugarsku i Rumuniju, međutim, pokazuju posebnosti u odnosu na prosek EU-27 i sličnosti sa perspektivom Srbije, i u tom smislu su dosta interesantne kao podloge za povlačenje analogija. Štaviše, čitav niz parametara koji opredeljuju potencijal razvoja potrošnje motornih goriva (geografske i sociodemografske karakteristike, dostignuti stepen i prognozirana dinamika ekonomskog razvoja, stepen motorizacije, "starost" voznog parka i dr.) vrlo su sličnog karaktera.

4.6.3. Kvantitativni i kvalitativni faktori koji utiču na tražnju

Kvantitativni faktori su po pravilu ulazni parametri za projektovanje razvoja sektorske tražnje korišćenjem submodela i univerzalnog su karaktera. Praktično nema modela koji ne uključuje korelaciju razvoja bruto domaćeg proizvoda (ili razvoja BDP-a po glavi stanovnika) i razvoja intenziteta saobraćaja (ili razvoja potrošnje energije u sektoru saobraćaja).

Drumski saobraćaj je ubedljivo dominirajući sektor transporta po obimu potrošnje motornih goriva. U tom smislu se i izradi projekcija razvoja tražnje motornih goriva u ovom sektoru transporta putnika i roba posvećuje i najveća pažnja, a odgovarajući submodeli za prognoziranje razvoja potrošnje motornih goriva uključuju najveći broj uticajnih parametara i kriterijuma.

Po pravilu se u submodel prvo uvode osnovni parametri za izradu projekcija inteziteta drumskog saobraćaja u jednoj zemlji, a to su: (1) rast bruto domaćeg proizvoda (neizostavan parametar u svakom modelu), (2) demografski razvoj i (3) razvoj motorizacije (broja registrovanih motornih vozila).

Nakon toga se u submodel uvode još neki parametri i kriterijumi koji bitnije opredeljuju obim i strukturu potrošnje motornih goriva, kao što su: (4) stepen osavremenjavanja voznog parka (obim prodaje motornih vozila ili broj prvi put registrovanih novih motornih vozila), (5) tehnološko-tehnički progres na planu redukcije specifične potrošnje motornih goriva (energetska efikasnost vozila), (6) razvoj odnosa tražnje MB i DG i (7) stepen supstitucije sa alternativnim gorivima.

U slučaju raspoloživosti podataka se osnovnim faktorima mogu pridodati i neki dopunski parametri ili kriterijumi, kao što su udeo vozila sa klima uređajima (poželjno ako postoje podaci), a ređe i prosečna kilometraža koju godišnje prelaze vozila ili kretanja cena motornih vozila. Bitan parametar je svakako i cena motornih goriva - pri čemu se uzimaju u obzir dugoročniji trendovi, dok je manji uticaj kratkoročnijih variranja (kao što je to nedavno bio slučaj kada su cene nafte u dvogodišnjem periodu prešle put od 60 USD do 150 USD, pa onda do 35 USD po barelu).

Uticaj napred naznačenih faktora se u submodelu kvantifikuje aplikacijom određenih elasticiteta.

Tražnja motornih goriva u transportu roba je u uskoj korelaciji i sa intenzitetom međunarodne razmene, pri čemu razvoj potrošnje opredeljuju rastojanja koja se prelaze i tonaža robe koja se transportuje (mereno u tonskim kilometrima). Kao dopunski parametar se može koristiti postojeća statistika ulazaka u zemlju kamiona sa ino-tablicama.

Kvalitativni faktori su posledica specifičnosti razvoja nacionalnog tržišta i/ili trendova u geo-političkom okruženju, u formi kriterijuma koji imaju upliva na projektovanje razvoja tražnje motornih goriva, ali ne mogu biti kvantifikovani. Ovi kriterijumi se koriste za korigovanje univerzalnih projekcija razvoja potrošnje motornih goriva. Pri dimenzionisanju buduće tražnje motornih goriva u Republici Srbiji od posebnog značaja je uzeti u obzir nepovoljne istorijske okolnosti koje su uslovile prekid razvoja tražnje u zadnjoj dekadi prošlog veka (građanski rat, sankcije, NATO bombardovanje praćeno razaranjem mostova i industrijskih objekata). Ne manje važan je i napor da se ekspertski sagledaju i procene efekti globalne ekonomske krize, sa kojom se i Republika Srbija upravo suočava.

A možda je još bitnije uzeti u obzir i regionalne specifičnosti koje će nesporno imati uticaja na razvoj tražnje u narednom periodu, kao što su:

1) efekti obnavljanja korišćenja drumskog, železničkog i rečnog saobraćaja na pravcu koji obezbeđuje najekonomičniji tranzit od Zapadne i Centralne Evrope do Grčke (kao članice Evropske unije), Azije i Srednjeg Istoka;

2) efekti dogradnje i rekonstrukcije Panevropskog Koridora 10 i njegovih bočnih grana B i C, sa inoviranjem glavne i pomoćne infrastrukture;

3) efekti afirmacije regiona jugoistočne Evrope kao zone slobodne trgovine (CEFTA).

Prema zvaničnim podacima MMF-a, u Republici Srbiji je 2007. godine ostvaren bruto domaći proizvod po glavi stanovnika, računat prema paritetu kupovne moći, na nivou od 10.071 međunarodnih USD (a preliminarno za 2008. godinu - 10.911 USD). Poređenja radi, Rumunija je 2007. godine postigla "per capita" BDP (PPP) od 11.400 USD (procena od 12.698 USD u 2008. godini), a Bugarska 11.310 USD (12.372 USD).

Interesantno je posmatrati period 2001 - 2006. godine i uporediti realno ostvareni rast BDP od prosečno 5,6% godišnje sa rastom BDP-a koji je projektovan u "REBIS" studiji za Republiku Srbiju. U "REBIS" studiji projektovan je rast BDP-a po glavi stanovnika od 4,3% u realističkoj varijanti ekonomskog razvoja, odnosno 6% u optimističkoj varijanti (u pesimističkoj varijanti je bila projektovana stopa od 3,5%, te je ne treba ni razmatrati). Pošto je u studiji projektovan demografski rast od 0,5% godišnje, a zabeležena je stagnacija, proizlazi činjenica da je u optimističkoj varijanti u stvari kalkulisano sa rastom BDP po glavi stanovnika od 6,1% godišnje, a u realističkoj varijanti sa 4,4%. Drugim rečima, ostvarenja ekonomskog razvoja u Republici Srbiji bila su umnogome bliža optimističkoj varijanti.

U naredne dve godine (2007, 2008) je Republika Srbija zabeležila prosečan rast BDP-a po glavi stanovnika od 6,6%, a u "REBIS" studiji se kalkulisalo sa prosečnom godišnjom stopom rasta od 5,5% u periodu 2006 - 2015. godina. Dakle, prognoze razvoja intenziteta saobraćaja u Republici Srbiji do 2025. godine izvedene u "REBIS" studiji pod optimističkom varijantom mogu se usvojiti kao sasvim kvalitetna podloga i za projektovanje rasta domaće potrošnje motornih goriva.

U prilozima ovog dokumenta vrlo detaljno su elborirani i ostali relevantni kvantitativni i kvalitativni faktori koji opredeljuju budući razvoj tražnje MB i DG u Srbiji, uzete u obzir i analogije sa najaktuelnijim predviđanjima Evropske unije na ovu temu, i svi ovi parametri i kriterijumi su ugrađeni u projekcije razvoja tražnje motornih goriva i sirove nafte izvedene do 2012, 2015, 2020. i 2025. godine.

4.6.4. Projekcije potrošnje motornih goriva u Srbiji do 2012. i 2025. godine

Projekcije potrošnje motornih benzina (MB) i dizel goriva (DG) u Republici Srbiji su pošle od:

1) istorijskog razvoja prometa motornih goriva u drumskom saobraćaju (MB, DG i TNG-"autogas"), i razvoja prometa DG u železničkom i rečnom saobraćaju;

2) rasta BDP-a po glavi stanovnika u periodu 2001 - 2008. godina, i prognoza srednjoročnog razvoja istog u Srbiji do 2013. godine (korišćene su projekcije EBRD, IMF i EIU s kraja januara 2009. godine, dakle sa ukalkulisanim recesionim efektima tekuće svetske ekonomske krize);

3) projekcija dugoročnog razvoja BDP-a po glavi stanovnika i potrošnje motornih goriva u Bugarskoj (BUL) i Rumuniji (RUM) do 2020. i 2025. godine, koje su prezentirane u dokumentu "European Energy and Transport - Trends to 2030" iz 2008. godine, uz proveru pretpostavke da postoji analogija u budućem privrednom razvoju i rastu tražnje motornih goriva između ovih susednih zemalja i Srbije;

4) činjenice da, obzirom na aktuelni nivo "per capita" BDP-a (i prognoze njegovog rasta) i dostignuti nivo motorizacije (202 automobila na 1.000 stanovnika u 2007. godini), Srbija do 2025. godine neće ući u saturacionu fazu razvoja intenziteta drumskog saobraćaja;

5) ocene da će na razvoj tražnje motornih goriva značajnije uticati dinamično modernizovanje voznog parka po aktuelnim stopama od 4 - 6% godišnje, i to zbog:

(1) rasta energetske efikasnosti kod novijih drumskih vozila, tj. kontinualne redukcije specifične potrošnje MB i DG (negativan elasticitet);

(2) daljeg povećanja udela "dizelaša" u prodaji putničkih vozila, jer oni u poređenju sa "benzincima" troše manje goriva (negativan elasticitet);

(3) porasta broja vozila sa klima uređajem, koji u letnjim mesecima povećava specifičnu potrošnju goriva (pozitivan elasticitet);

6) prognoza da udeo TNG-a u ukupnoj potrošnji motornih goriva u drumskom saobraćaju neće premašivati nivo dostignut 2007/2008. godine, a koji iznosi oko 14% (procenat koji je veoma značajno iznad evropskog proseka);

7) procene da je rast udela DG na račun MB u domaćoj maloprodaji već ušao u saturacionu fazu;

8) procene da će od 2010. godine Republika Srbija, kao kandidat za članstvo u EU, započeti sa primenom direktiva i preporuka Evropske Komisije na planu supstitucije fosilnih motornih goriva sa alternativnim gorivima, pri čemu bi merljivi efekti po osnovu tržišne penetracije biogoriva bili registrovani od 2010. godine, po osnovu prisustva hibridnih vozila od 2015. godine, a po osnovu električnih i "fuel-cell" vozila počev od 2020. godine;

9) projekcija razvoja inteziteta saobraćaja u Republici Srbiji koje su prezentirane u "REBIS" studiji iz 2003. godine, koje su kritički evaluirane kroz poređenja prognoza i ostvarenja u periodu 2003 - 2008. godina.

Za projektovanje produktovoda za transport motornih goriva kroz Srbiju, odnosno za dimenzionisanje terminala, od bitnog je značaja i adekvatno dimenzionisanje regionalne tražnje. Regionalizacija tražnje je izvedena i prezentirana u Prilogu, a podlogu su predstavljali zvanični podaci "NIS-Petrol"-a. Da se radi o reprezentativnom uzorku govori podatak da je "NIS-Petrol" u 2007. godini realizovao preko 66% veleprodaje i blizu 40% maloprodaje motornih goriva na nacionalnom tržištu. Na teritoriji Republike Srbije postoji oko 1.420 benzinskih stanica od čega "NIS-Petrol" ima 515 ili 36%. Ova struktura se može usvojiti i za dugoročnije projekcije, obzirom na ugovornu obavezu "Gazprom Neft" -a, novog većinskog vlasnika "NIS a.d." da budući udeo ove kompanije u veleprodaji i maloprodaji naftnih derivata na tržištu Republike Srbije neće biti ispod nivoa ostvarenja u 2008. godini.

Sve statističke podloge i kalkulacije korelacija, elasticiteta i komparacija uzetih u obzir pri projektovanju domaće tražnje MB i DG, prezentirani su u prilozima ovog dokumenta.

Dijagram 4.4. Projekcija potrošnje MB i DG u Republici Srbiji (2012, 2020. i 2025. godina)

Dijagram 4.5. Projekcija obima prerade nafte u Republici Srbiji do 2012. godine

4.3.1. Projekcije razvoja intenziteta transporta nafte u Republici Srbiji do 2012. i 2025. godine

Projekcija razvoja intenziteta cevovodnog transporta nafte u ovom dokumentu, koja je prikazana na dijagramu 4.5., bazirana je na:

1) istorijskom razvoju obima prerade sirove nafte ostvarenom u srpskim rafinerijama u prethodnom periodu, sa posebnim akcentom na ostvarenjima u periodu 2001 - 2008. godina;

2) projekcijama razvoja tražnje motornih benzina i dizel goriva u Republici Srbiji (koje su preuzete iz prethodnog poglavlja ovog dokumenta);

3) projekciji obima prerade sirove nafte, preuzetoj iz srednjoročnog strateškog plana NIS-a;

4) pretpostavci da će se ostvarivati lagana promena strukture "izlaza" srpskih rafinerija u korist "belih" derivata;

5) pretpostavci da će od 2011. godine biti dozvoljen uvoz svih motornih goriva (saglasno ugovornoj obavezi vlade Republike Srbije prema ruskom "Gazprom Neft"-u da održava trenutnu restrikciju na uvoz naftnih derivata do 31. 12. 2010. godine), te da će se udeo uvozne komponente u strukturi potrošnje motornih goriva na nivou Republike Srbije lagano povećavati.

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:

1) modernizacija i obnavljanje postojećeg naftovoda;

2) proširenje skladišnih prostora za naftu i derivate nafte;

3) uvođenje integrisanog upravljanja i regulacije ukupnim sistemima cevovodnog transporta;

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

5) obezbeđenje preduslova za realizaciju makroprojekata cevovodnog transporta nafte i derivata:

(1) učešće u izgradnji Panevropskog naftovoda, kao međudržavnog projekta u nameri,

(2) izgradnja sistema produktovoda kroz Srbiju (potreba za supstituisanjem neracionalnog transporta naftnih derivata isključivo konvencionalnim vidovima transporta).

Zajednička komponenta u realizaciji svih razvojnih ciljeva je minimiziranje negativnih uticaja na životnu i radnu sredinu.

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

Prednosti:

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

2) 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:

1) amortizovana postojeća oprema, posebno cevovodi i deo stacionarne opreme;

2) manjak skladišnog prostora za budući autonoman rad i dalji razvoj delatnosti;

3) višegodišnja investiciono-razvojna stagnacija;

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

5) inertnost i neažurnost dela nadležnih državnih i pratećih institucija u obezbeđivanju preduslova (akti, odluke, rešenja, revizije) i podrške za realizaciju prihvaćenih programa razvoja.

U odnosu na vremenski horizont do 2012. godine strateški planovi razvoja JP "Transnafta" uglavnom i dalje egzistiraju u izvornom obliku, a promene se odnose uglavnom na status i dinamiku realizacije makro razvojnih projekata Sistem produktovoda kroz Srbiju i Panevropski naftovod (PEOP).

U ovom periodu značajno mesto se posvećuje analizi i planovima modernizacije i permanentnog podizanja radnih performansi postojećeg naftovoda. U posmatranom dvogodišnjem periodu proteklom od prethodno definisanih strateških planova, JP "Transnafta" je odložila projektovanje produktovoda na etapi od Niša do Prištine i odustala od proširenja skladišnog prostora za naftu. Prema tome, razvojni ciljevi u domenu razvoja sistema naftovoda i produktovoda neznatno su izmenjeni, ponovo definisani i usmereni ka:

1) kontinuiranoj dijagnostici, obnavljanju, modernizaciji i stalnom podizanju radnih performansi postojećeg naftovoda od Sotina do Pančeva, kao i pripadajućeg terminala za sirovu naftu u Novom Sadu i merne stanice u Pančevu.

2) stvaranju povoljnijeg ambijenta za pripremu i realizaciju projekata za cevovodni transport sirove nafte (PEOP) i naftnih derivata (Sistem produktovoda kroz Srbiju).

3) pripremi, izradi i realizaciji različitih modela za investiranje u visokokapitalne projekte cevovodnog transporta nafte i derivata.

4.7.2. Razvojni projekat: Razvoj postojećeg sistema naftovoda

U periodu 2007 - 2008. godina je postojeći sistem naftovoda od Sotina, preko Novog Sada do Pančeva (154,3 km) tarifno podeljen kao DN1 (Sotin - Novi Sad = 63,3 km) i DN2 (Novi Sad - Pančevo = 91 km) i podvrgnut revitalizaciji, osavremenjavanju i razvoju određenih elemenata naftnog sistema. Počev od klasičnog tekućeg održavanja do razvoja određenih delova sistema naftovoda, u posmatranom periodu realizovane su brojne aktivnosti, koje generalno determinišu njegovo aktuelno stanje:

1) dijagnostika i ispitivanje stanja naftovoda postupkom "inteligentnog magnetnog kracera", locirana su mesta oštećenja i pristupilo se odgovarajućoj planskoj sanaciji;

2) ispitivanje stanja katodne zaštite i kvaliteta izolacione obloge naftovoda, sa planom sanacije;

3) redovna servisna održavanja rotirajućih uređaja - linijskih i buster pumpi, merila protoka nafte, radarskih merila nivoa nafte u rezervoarima, ventila/aktuatora na terminalu Novi Sad (TNS) i blok stanicama, instrumentacije i nadzorno-upravljačkih sistema na TNS, trafo stanica, mašinskih i elektro instalacija i drugo;

4) u 2007. godini realizovana je verifikacija masenih merila protoka za naftu na kraju naftovoda na Mernoj stanici Pančevo (MSP), sa važnošću do 2010. godine;

5) nakon razvojnog definisanja u toku 2007. godine i urađenog projekta zamene zastarelog i neispravnog komunikacijskog sistema koaksijalnog kabla, u toku je realizacija polaganja HDPE obloge - "oklopne zaštite" za instaliranje savremenijeg visoko-kapacitativnog optičkog kabla, koji će omogućiti savremeno integrisano upravljanje i regulaciju postojećih i budućih procesa rada u cevovodnom transportu nafte i derivata nafte, u perspektivi (na deonici DN1 radovi se privode kraju);

6) završeni su radovi snimanja rečnog korita Dunava i Tise na mestima prelaza naftovoda na drugu obalu navedenih reka (institut "Jaroslav Černi").

U predstojećem periodu je neophodno realizovati još i sledeće aktivnosti u sklopu razvoja postojećeg sistema cevovodnog transporta nafte i derivata nafte:

1) projektovanje, nabavka, isporuka, ugradnja i verifikacija komercijalnih mernih mostova u Bačkom Novom Selu i Novom Sadu;

2) zamena koaksijalnog kabla sa optičkim kablom na trasi naftovoda i adaptacija komunikacionog sistema i sistema daljinskog upravljanja i nadzora na trasi naftovoda od Bačkog Novog Sela, preko TNS, do MSP;

3) nabavka, ugradnja i puštanje u rad izuzetno bitnih blok-ventila na blok stanicama naftovoda;

4) projektovanje i pripremni radovi za izgradnju novih rezervoara za sirovu naftu, kao i još niz razvojnih aktivnosti specificiranih u tabeli 4.7.

4.7.3. Razvojni projekat: Izgradnja sistema produktovoda kroz Republiku Srbiju

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

Srbija je jedna od retkih zemalja u Evropi pa i u bliskom okruženju koja nema cevovodni sistem transporta naftnih derivata. Prema tome, osnovni cilj Projekta izgradnje sistema produktovoda kroz Republiku Srbiju je izgradnja cevovodnog sistema kojim bi se motornim gorivima snabdevali najveći potrošački centri u Republici Srbiji. Takođe, izgradnja produktovoda na trasi od Pančeva do Novog Sada ima za cilj i realizaciju mogućnosti komplementarne izmene poluproizvoda rafinerija, radi postizanja viših valorizacionih efekata ukupne rafinerijske prerade. Izgradnjom sistema produktovoda se u perspektivi otvara i realna mogućnost povezivanja produktovoda sa gravitirajućim tržištima (obodnim područjima) zemalja u najbližem okruženju.

Produktovodom se postiže veća pouzdanost, ekonomičnost, efikasnost i kontinualnost u snabdevanju tržnih centara Republike Srbije motornim gorivima. Ekološki i akcidentni rizici se smanjuju na najmanju moguću meru, smanjenjem broja pretovara se redukuju gubici, magistralni putni saobraćaj se znatno smanjuje i rasterećuje, produžava se vek trajanja kolovoznih traka i drugo. Treba, međutim, naglasiti da ekonomičnost jednog produktovoda bitno podiže nemogućnost korišćenja vodenog transporta, jer se po cenovnoj konkurentnosti jedino transport baržama ili tankerima približava cevovodnom transportu.

Projekat izgradnje sistema produktovoda kroz Republiku Srbiju je u realnoj razvojnoj prednosti u odnosu na mnogo složeniji međudržavni projekat izgradnje Panevropskog naftovoda. Kao autonoman domicilni projekat, sistem produktovoda kroz Republiku Srbiju se bar u pripremnoj fazi dokumentacionih podloga već nalazi u realizaciji.

U toku 2006 - 2007. godine završena je izrada i revidovana je Prethodna studija opravdanosti (PSO) sa Generalnim projektom. Prema tom, sada već zvaničnom dokumentu, studijski je potvrđen koncept, ekonomska, ekološka i ukupna efikasnost cevovodnog transportnog sistema derivata kroz Republiku Srbiju.

Status projekta:

Prema varijanti koju PSO sa Generalnim projektom predlaže za usvajanje, projektovano je da se produkti, odnosno gorivo (benzini i dizel goriva) transportuju iz jednog otpremnog terminala u Pančevu (praktično iz RNP) do više terminala na ukupnoj teritoriji Republike Srbije. Postoje dva tipa prijemnih terminala sa gledišta produktovoda: prijemno-otpremni (Smederevo, Jagodina i RNS), u koje se gorivo doprema, ali koji su i tranzitni terminali za otpremu u sledeće terminale i prijemni-krajnji (Niš, Beograd i Sombor), koji su na kraju nekih od produktovodnih pravaca. U prijemno-otpremnim terminalima predviđene su pumpe za dalji transport goriva do sledećeg terminala, kao i pretpumpe za manipulisanje derivatima u okviru terminala (iz rezervoara u rezervoar), odnosno za prebacivanje derivata iz terminala u terminal (iz rezervoara na terminalu do usisnog cevovoda pumpi predviđenih za dalji transport). Magistralni produktovodi koji su predmet ovog projekta, izvode se metodom podzemnog polaganja, što je uobičajena praksa za ovu vrstu cevovoda. Prelazi trase produktovoda preko reka Dunav, Velika Morava i Tisa, kao i kanala DTD, izvode se tehnikom horizontalnog usmerenog podbušivanja (HDD).

Prema rezultatima izvršenih procena, ukupan kapacitet budućeg produktovoda se projektuje na nivou od oko 4,33 miliona tona. Računa se sa kapacitetom od oko 1,6 mil. tona za benzine i oko 2,7 mil. tona za dizel goriva.

Pri tome, projektovani potencijal domaćeg tržišta determiniše ukupan kapacitet svih terminala od preko 3,36 miliona tona (1,11 mil. tona za benzine i oko 2,25 mil. tona za dizele). U ukupnom kapacitetu sistema produktovoda, udeo transporta motornih goriva za domaće tržište iznosi 77 - 78%, a ostalo je predviđeni kapacitet za tržišta u neposrednom okruženju.

Tabela 4.5. Projektovani kapaciteti terminala za domaće tržište i okruženje (u tonama)

Terminal

Motorni benzini (MB)

Dizel goriva (DG)

Svega
MB+DG

Domaće tržište

Okruženje

Ukupno

Domaće tržište

Okruženje

Ukupno

Veliko Selo

379 841

 

379 841

604 000

 

604 000

983 841

Sombor

75 836

73 944

149 780

178 877

162 965

341 842

491 622

Novi Sad

165 847

 

165 847

362 400

 

362 400

528 248

Smederevo

117 475

 

117 475

276 446

 

276 446

393 922

Jagodina

218 510

73 743

292 253

468 967

106 393

575 360

867 613

Niš

158 937

330 932

489 869

358 635

219 352

577 987

1 067 857

Ukupno:

1 116 447

478 619

1 595 066

2 249 326

488 710

2 738 036

4 333 101

Izvor: Prethodna studija opravdanosti za izgradnju produktovoda kroz Srbiju sa Generalnim projektom, "Energoprojekt Industrija" a.d., Novi Beograd, 2007.

Kvantifikovanju veličine planiranih terminala prethodilo je vezivanje pojedinih okruga u Republici Srbiji i potencijalnih tržišta u okruženju za konkretan terminal sa kojeg bi bilo, sa aspekta troškova transporta, najcelishodnije i najisplativije prevoziti motorna goriva cisternama do gravitirajućih benzinskih stanica. Prema rezultatima izvršenih procena, najveće kapacitete treba predvideti za terminale Niš (za snabdevanje Južne Srbije, KiM, Bugarske i Makedonije) i Veliko Selo (za snabdevanje Beograda i dela Banata).

Efikasna realizacija ovog makro projekta je u direktnoj vezi sa sistemskim uslovima u zemlji, koji trenutno nisu odgovarajući, radi čega se mnoge predviđene razvojne aktivnosti permanentno odlažu i prete da ugroze nastavak njihove realizacije. Tako je u 2007. godini, od desetak razvojnih aktivnosti predviđenih Zakonom o planiranju i izgradnji, realizovana samo izrada Prethodne studije opravdanosti sa generalnim projektom. Ostale planirane aktivnosti, koje po pravilu slede sukcesivno, nisu realizovane zbog nepostojanja sistemskih podloga (izrada dopuna Prostornog plana Republike Srbije, nedefinisani imovinski odnosi za trase i terminale produktovoda, kao i različita institucionalna kašnjenja). Nažalost, ovaj trend bi mogao da se nastavi i u narednim godinama, ukoliko ne dođe do efikasnijeg rešavanja sistemskih uslova definisanih Strategijom razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine i Programom njenog ostvarivanja.

Tabela 4.6. Transportni kapaciteti po deonicama produktovodnog sistema

Red. br.

Produktovod

km

MB
tona/god
m3/god

DG
tona/god
m3/god

Ukupno
m3/god

I faza

 

 

 

 

 

1

Pančevo - Smederevo

34,5

899 597
1 183 680

1 429 793
1 702 135

2 885 815

2

Smederevo - Jagodina

87,3

782 122
1 029 108

1 153 347
1 373 032

2 402 140

3

Jagodina - Niš

88,0

489 869
644 564

577 987
688 080

1 332 644

II faza

 

 

 

 

 

4

Pančevo - Beograd

9,5

379 841
499 791

604 000
719 048

1 218 838

5

Pančevo - Novi Sad

90,5

315 627
415 299

704 242
833 382

1253 682

III faza

 

 

 

 

 

6

Novi Sad - Sombor

92,3

149 780
197 079

341 842
406 955

604 034

Izvor: Prethodna studija opravdanosti za izgradnju produktovoda kroz Republiku Srbiju sa Generalnim projektom, "Energoprojekt Industrija" a.d., Novi Beograd, 2007.

Predstojeće aktivnosti na realizaciji projekta:

- izrada studija opravdanosti (SO) sa idejnim projektom (IP) za svaku od pojedinačnih deonica - etapa;

- izrada studija uticaja na životnu sredinu za pojedinačne deonice - etape;

- izrada Prostornog plana područja posebne namene za sistem produktovoda kroz Srbiju i odgovarajuće usklađivanje sa istim;

- Izrada Plana detaljne regulacije lokacije terminala u Pančevu (i Smederevu);

- izrada i realizacija odgovarajućih modela za investiranje u pojedinačne deonice - etape i/ili ukupan sistem produktovoda;

- izrada glavnih projekata (GP) za pojedinačne deonice - etape sistema produktovoda;

- fazna realizacija - izgradnja sistema produktovoda kroz Srbiju.

U toku je raspisivanje tendera za izbor najpovoljnijeg ponuđača za izradu Studije opravdanosti sa Idejnim projektom i Studije uticaja na životnu sredinu za etape sistema produktovoda Pančevo - Smederevo i Pančevo - Novi Sad.

Prema navedenom, jasno je da priprema i realizacija Projekta sistema produktovoda kroz Srbiju značajno kasne. Međutim, sa aspekta dopune i izmene Programa ostvarivanja Strategije razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine za period od 2007. do 2012. godine, sve prethodno pobrojane aktivnosti, izuzev početka fazne realizacije izgradnje sistema produktovoda, mogle bi biti realizovane u tom terminskom planu.

4.7.4. Razvojni projekat: Izgradnja Panevropskog naftovoda (PEOP)

Panevropski naftovod (PEOP) je planiran kao dugoročan razvojni strateški prioritet (peti prioritet Strategije razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine) i pretstavlja kapitalno-intenzivan infrastrukturni projekat u okvirima povezivanja regionalnih - panevropskih sistema sa našim sistemima.

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 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. Postoji mogućnost produženja ovog naftovoda i do Đenove, luke na Tirenskom moru.

PEOP bi ulazio u Srbiju kod Bele Crkve, išao obodom Deliblatske peščare, da bi od Pančeva preko Novog Sada do Sotina (granica sa Republikom Hrvatskom) pratio trasu postojećeg naftovoda.

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 povezivanja 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 tona 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 1.320 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 Republike Srbije sa infrastrukturnim mrežama distribucije nafte u Jugoistočnoj, Centralnoj i Zapadnoj Evropi; b) oslobađanje Republike Srbije od apsolutne zavisnosti snabdevanja sirovom naftom iz pravca zapada, odnosno od Hrvatske; (v) značajne uštede na troškovima transporta uvozne nafte namenjene preradi u domaćim rafinerijama; (g) značajan prihod od tarife na transport nafte u tranzitu preko naše teritorije; (d) značajan prihod po osnovu upošljavanja domaće inženjering, građevinske i montažerske operative na realizaciji projekta izgradnje; (đ) povećanje konkurentnosti rafinerija u Srbiji duž reke Dunav, podsticanje razvoja i potencijala domaće naftno-petrohemijske industrije, kao i razvoj paralelnih multidisciplinarnih projekata uz trasu naftovoda (magistralni gasovodi, optičko kabliranje); (e) indirektne koristi po osnovu doprinosa koji bi izgradnja naftovoda obezbedila stvaranju klime da je Republika Srbija politički i ekonomski stabilna zemlja, gde se može investirati bez rizika.

Najnovije predviđanje godišnjeg kapaciteta PEOP-a je 60 - 90 miliona tona.

Status projekta:

Savezna skupština SRJ ratifikovala je: (a) Okvirni sporazum INOGATE za uspostavljanje međudržavnog sistema za transport nafte ("Službeni list SRJ", broj 10/01) i (b) Protokol uz Okvirni sporazum za uspostavljanje međudržavnog sistema za transport nafte od Konstance (Rumunija) do Omišalja (Hrvatska) sa Aneksom 1 o rešavanju sporova ("Službeni list SRJ", broj 2/03). Ovim protokolom osnovan je Međudržavni komitet za PEOP projekat (u daljem tekstu: Međudržavni komitet), koji razmatra i usmerava razvoj PEOP projekta.

Sledeći