Prethodni

U toku 2004. godine Skupština Republike Hrvatske donela je moratorijum, da neće podržavati projekte naftovoda za koje je Omišalj izvozna luka za naftu. Zbog navedenog je Međudržavni komitet na sastanku održanom u Bukureštu (Rumunija), u oktobru 2004. godine, doneo odluku da se trasa naftovoda produži do luke Trst i da se konekcijom cev-u-cev priključi na Transalpski naftovod (TAL). Kako predložena trasa PEOP-a prolazi preko teritorije Italije i Slovenije, ove dve države su na sastanku održanom u Beogradu, u maju 2005. godine, dale po jednog predstavnika, koji učestvuju u radu Međudržavnog komiteta u statusu posmatrača.

Potpisivanjem Ministarske deklaracije o Panevropskom naftovodu (Zagreb, Hrvatska, 3. april 2007. god.), predstavnici vlada država Rumunije, Srbije, Hrvatske, Slovenije i Italije, kao i komesar za energetiku EU, iskazali su političku volju za realizaciju PEOP projekta. Slovenija je potpisala Ministarsku deklaraciju, ali i naknadno izrazila rezervu prema PEOP projektu zbog ekoloških razloga.

Na sastanku Međudržavnog komiteta (Konstanca, Rumunija, 5. jul 2007. god.) doneta je odluka da se u cilju pronalaženja investitora i korisnika PEOP naftovoda osnuje kompanija za razvoj i promociju projekta (PDC - Project Development Company):

Republika Srbija je imenovala JP "Transnafta" da u njeno ime učestvuje kao osnivač ove PDC kompanije, i da po završetku izgradnje PEOP-a upravlja njegovim delom koji prolazi kroz teritoriju Republike Srbije. Obzirom da Italija i Slovenija nemaju svoje državne kompanije za transport nafte naftovodom, odlučeno je da ovu kompaniju osnuju Compet S.A Ploesti i Oil Terminal SA Constanta u ime Rumunije, Janaf d.d. Zagreb u ime Hrvatske i JP Transnafta Pančevo u ime Republike Srbije. Ugovor o osnivanju ove kompanije (Sporazum akcionara) potpisan je 22 februara 2008. godine, a kompanija je registrovana 6. juna 2008. godine. Sedište PDC je u Londonu (Velika Britanija) i ona je aktuelno u fazi unutrašnjeg konstituisanja. U Sporazumu akcionara predviđena je posebna klauzula koja bi omogućila kompaniji iz Italije, odnosno Slovenije da u svakom trenutku može da pristupi PDC-u, pod istim uslovima.

Predstojeće aktivnosti realizacije projekta:

1) Ostvariti kontakte i obaviti razgovore sa proizvođačima nafte (Rusija, Kazahstan, Azerbejdžan) o korišćenju PEOP-a za transport nafte iz njihovih izvora;

2) Konkretizovati potencijalni interes "Gazpromnjeft"- a za PEOP projekat;

3) Ostvariti saradnju sa nadležnim ministarstvom Republike Italije, s obzirom na činjenicu da Republika Italija pruža načelnu podršku PEOP projektu;

4) Završiti konstituisanje PDC kompanije;

5) Intenzivirati razgovore sa kompanijama koje su do sada iskazale interes za PEOP projekat ili su potencijalni korisnici PEOP projekta;

6) Razmotriti inicijativu Generalnog direktorata za transport i energiju Evropske Unije (EU-DG TREN) da se organizuje predinvesticioni konsultativni sastanak na nivou ministara energetike regiona i EU na temu PEOP projekta. Predložen je Beograd kao mesto održavanja;

7) Organizovati Investicionu konferenciju za PEOP projekat;

8) Pristupiti izradi novog Međudržavnog sporazuma između država na trasi naftovoda (Intergovernmental Agreement - IGA). Na osnovu ovog sporazuma investitori će sa svakom državom na trasi zaključiti poseban Sporazum sa državom domaćinom (Host Government Agremeent - HGA), kojim bi se uredila sva prava i obaveze koje su vezane za izgradnju naftovoda i ostvarivanje investicije.

Predstojeće aktivnosti domaćih učesnika na planu realizacije PEOP projekta su: (a) usklađivanje sa prostornim planom Republike Srbije i (b) obezbeđivanje podloga za izradu tehničke dokumentacije (snimanje terena, geomehanika, prethodni uslovi za projektovanje).

Realizacijom prethodnih aktivnosti bi se stekli uslovi za izradu: (a) Prethodne studije opravdanosti i generalnog projekta; (b) Studije opravdanosti sa idejnim projektima; (v) Studije o proceni uticaja na životnu sredinu; (g) Glavnih projekata i (d) faznu realizaciju - izgradnju PEOP-a.

Prema svemu prezentiranom, može se zaključiti da evoluiranje projekta PEOP zaostaje u odnosu na termin plan aktivnosti u prethodnoj projekciji iz Programa ostvarivanja Strategije razvoja energetike Republike Srbije (2010), kao i da su izmene i dopune u ovom programu samo preliminarne, sa nedovoljnim stepenom detaljnosti i pouzdanosti. Ipak, može se proceniti da bi u periodu do 2012. godine eventualno mogle biti realizovane sve prethodno pobrojane aktivnosti na planu realizacije PEOP-a, osim aktivnosti "početak fazne izgradnje naftovoda".

Osnovna ograničenja za realizaciju predstavljaju: (a) inertnost i neodlučnost pojedinih zemalja na trasi naftovoda (Slovenija, Italija), (b) inertnost u realizaciji relevantnih studijskih podloga (nepotvrđene rezerve i struktura nafti za PEOP; nepotvrđene potrebe i struktura nafti na tranzitnom koridoru i finalnim tržištima; nepotvrđene procene potrebnih ukupnih i pojedinačnih investicionih sredstava za faznu realizaciju PEOP, terminski planovi realizacije, (v) spore i nedovoljne promotivne aktivnosti za sistem PEOP u funkciji definisanja pouzdanih potencijalnih investitora naftovoda, (g) visok stepen konkurentnosti planiranih naftovoda u okruženju (u funkciji iskazivanja zainteresovanosti država-aktera i multinacionalnih kompanija), (d) neusklađenost sa domicilnim zakonodavstvima država kroz koje naftovod prolazi (zakonima o planiranju i izgradnji, prostornim planovima) i dinamična eskalacija investicionih ulaganja (sa inicijalno projektovanih 2,3 mlrd. USD u studiji iz 2005. godine na aktuelno procenjenih 3,5 mlrd. USD).

4.8. DINAMIKA PLANIRANIH ULAGANJA I EKONOMSKE ANALIZE

Specifikacija, predračun i dinamika realizacije planiranih investicionih radova baziraju se na kritičkoj oceni predmera i predračuna datih u dokumentima "Strateški plan razvoja JP "Transnafta" u periodu 2009 - 2013. godina", mart 2009. g., "Program poslovanja JP "Transnafta" za 2009. godinu", januar 2009. g. i PSO "Sistem produktovoda kroz Srbiju" - "Energoprojekt - Industrija" AD, jul 2007. g.

Svi planirani investicioni troškovi prezentirani su u EUR, i okvirno baziraju na deviznom kursu 1 EUR = 90,0 RSD.

Sve investicije su raspodeljene na ulaganja u osnovna sredstva (zemljište, građevinski radovi i objekti, instalacije i oprema, montaža) i ulaganja koja prethode investiranju u osnovna sredstva (osnivačka ulaganja). U okviru ove dve kategorije su razvojne investicije grupisane na sledeći način:

1. Razvoj postojećeg sistema naftovoda (razvoj osnovne delatnosti JP "Transnafta");

2. Razvoj sistema produktovoda (razvoj nove delatnosti JP "Transnafta");

3. Razvoj skladišta (razvoj nove delatnosti JP "Transnafta");

4. Izgradnja Panevropskog naftovoda (razvoj osnovne delatnosti JP "Transnafta").

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

Tabela 4.7. Dinamika realizacije investicionih ulaganja (u 000 EUR)

* Planska dokumenta čija je izrada izvesna. U ovom momentu je nemoguće predvideti šta će još od planske dokumentacije biti neophodno izraditi u okviru realizacije makro-projekta Razvoj sistema produktovoda.
** Obuhvaćene u odgovarajućim projektima kod deonice-etape Pančevo-Smederevo.

Dinamika realizacije planiranih investicionih ulaganja prezentirana u prethodnoj tabeli polazi od procene da će do kraja 2013. godine u okviru realizacije projekta Sistema produktovoda kroz Srbiju biti okončana samo deonica Pančevo - Smederevo. Deonica Pančevo - Novi Sad bila bi izgrađena do kraja 2014. godine (te godine bi se u izgradnju utrošilo dodatnih 5,28 miliona EUR), a ostale deonice bi mogle da budu završene u periodu 2015 - 2018. godina.

4.9. EKONOMSKO-FINANSIJSKI EFEKTI RAZVOJNIH INVESTICIJA

Obzirom na nedefinisani vremenski horizont, i uopšte neizvesnosti u pogledu realizacije projekta izgradnje Panevropskog naftovoda (PEOP), kao i mnogo nepoznanica da bi se u kalkulacije ušlo sa relevantnim podlogama, u ovom dokumentu je prezentiran sažetak ekonomsko-finansijskih efekata ulaganja samo za razvojni projekat Razvoj sistema produktovoda kroz Srbiju. Pri tome su ovi efekti sračunati nezavisno od rezultata tekućeg poslovanja, na način kako to i propisuje metodologija za ocenjivanje ekonomske i finansijske opravdanosti realizacije makro-investicija.

Podaci su preuzeti iz napred navedene Prethodne studije opravdanosti za izgradnju produktovoda kroz Srbiju, čija je izrada okončana u julu 2007. godine.

Na osnovama elemenata PSO o tržišnim pretpostavkama potrošnje benzina i dizela u horizontu do 2026. godine, sa srednjim scenarijem stope rasta potrošnje u Srbiji i okruženju, ukupan sistem produktovoda je kapacitiran prema prikazu u tabelama 4.5. i 4.6. Odgovarajuća tehnička projekcija je dala procenu investicionih ulaganja u dve varijante: (1) Varijanta "A": Oko 163,8 miliona EUR ulaganja u ukupan sistem produktovoda bez korišćenja postojećih rezervoarskih kapaciteta "NIS"-a i "Lukoil-Beopetrol"-a za terminale na koridoru produktovoda i (2) Varijanta "B": Oko 143,5 miliona EUR sa eventualnim korišćenjem navedenih rezervoarskih prostora za buduće terminale.

Planirano je da se sredstva za finansiranje projekta obezbede iz pet izvora: državni bezpovratni ulog (10%); državni povoljni krediti (40%), sredstva obezbeđena na finansijskom tržištu (30%), zajednički ulog subjekata tržišnog snabdevanja (15%) i sopstvena sredstva (5%).

Usvojena je projekcija cena usluga transporta na pojedinim deonicama sistema produktovoda koja omogućava ostvarivanje neto dobiti na zadatom nivou prinosa od 8% u odnosu na investiciona ulaganja.

U Tabeli 4.9. prikazana je struktura cena po deonicama, polazeći od cene transporta na deonici Pančevo - Veliko Selo, koja je u analizi uzeta kao osnov za kalkulaciju na ostalim deonicama. Bitno je napomenuti da je prilikom kalkulacija cena za potrebe ove analize uzeta u obzir elastičnost cena usluga transporta derivata na promenu dužine deonice kojom se derivati transportuju, odnosno da je cena obrnuto proporcionalna povećanju dužine deonice. Posledično, obzirom da se tarifne cene obračunavaju na 100 km, cena usluge transporta na kraćoj deonici značajno je veća od cene transporta na dužoj deonici.

Tabela 4.9. Projektovane tarifne cene transporta motornih goriva produktovodima

Projektovane cene transporta motornih goriva produktovodima su značajno niže od bilo kog modaliteta transporta korišćenjem auto-cisterni. Ipak, bitno je naglasiti da su projektovane cene cevovodnog transporta motornih goriva više od aktuelnih cena rečnog transporta i slične cenama transporta vagon-cisternama. Prema svetskim iskustvima bi cene cevovodnog transporta, međutim, morale bar da budu ispod cena železničkog transporta. Da bi se to postiglo, struktura izvora finansiranja predviđena u PSO morala bi biti korigovana u smislu povećanja učešća države (bespovratnih uloga i posebno povoljnih dugoročnih kredita). S obzirom na širi društveni značaj projekta, kao i njegov dugoročni međunarodni značaj sa aspekta budućih regionalnih energetskih interesa, zainteresovanost države i njenih institucija da pomognu obezbeđenje potrebnih sredstava i garancija ne bi smela da bude sporna.

U ocenama finansijske, ekonomske i društveno-ekonomske efektivnosti projekta se kalkulisalo sa diskontnom stopom od 8%.

Analiza finansijskog toka projekta je ukazala na zadovoljavajuću likvidnost od prve godine eksploatacije projekta, sa konstantnim porastom u godinama eksploatacije nakon 2015. godine. Prosečan koeficijent likvidnosti u toku tehnoekonomskog veka projekta je 1,39 za scenario "A" i 1,46 za scenario "B".

Analiza ekonomskog toka je dala dinamičku ocenu perioda povraćaja investicionih ulaganja od 14 godina za scenario "A" i 13 godina za scenario "B" (u analizi na bazi nediskontovanih primitaka i izdataka su ovi periodi kraći za 12-16 meseci), odnosno Neto sadašnju vrednost (NSV) u iznosu od oko 21,5 mil. EUR i Internu stopu rentabilnosti (ISR) od 12,15% u varijanti realizacije scenarija "A- i oko 34,8 mil. EUR i 15,42% za scenario "B".

Statičke i dinamičke ocene projekta u uslovima neizvesnosti su dale sledeće informacije:

1) statički prag rentabilnosti projekta, pri kome se u funkcionisanju sistema produktovoda prihodi izjednačavaju sa troškovima, determinisan je godišnjem nivou obima transporta od oko 2,4 miliona tona naftnih derivata;

2) dinamički posmatrajući, projekat pokazuje značajniji stepen osetljivosti u odnosu na promene cena usluga transporta - smanjenje cene za 10% utiče na pad ISR sa 12,15 % na 8,93%, kao i na povećanje perioda povraćaja sa 13,3 godina na 14 godina, za scenario "A", ili pad ISR sa 15,42% na 11,96%, kao i povećanje perioda povraćaja sa 11,10 godina na 13,4 godina, za scenario "B"; projekat je najmanje osetljiv na promene nivoa varijabilnih troškova (što je i logika cevovodnog transporta, koji karakterišu visoki fiksni troškovi, i to ne samo inicijalna investiciona ulaganja, već i oni u sferi poslovnih rashoda).

Za razliku od finansijsko tržišne ocene efikasnosti koja odražava rentabilnost projekta sa aspekta investitora, društveno-ekonomskom ocenom meri se uticaj investicije na društveno ekonomski razvoj u celini i prema tome se utvrđuje opravdanost projekta sa šireg društvenog značaja. Sa stanovišta društvenog ulaganja u projekat, posmatrana su sva ulaganja iz državnog kredita, sopstvenih izvora, državnog bespovratnog uloga i zajednička ulaganja subjekata tržišnog snabdevanja. Praktično, jedini izvor koji se ne može posmatrati kao ulanje sa aspekta društva je kredit koji bi se obezbedio na finansijskom tržištu kapitala. Kao mera društvene efikasnosti projekta uzima se društvena akumulacija projekta izražena u NSV koju investicioni projekat ostvaruje u svom ekonomskom veku. Društvena NSV projekta iznosi oko 1,17 mil. EUR, a društvena ISR je 6,38% za scenario "A", odnosno 7,91% za scenario "B".

Takođe, pored direktnih društveno-ekonomskih efekata, treba ponovo pomenuti i indirektne, kao što su učinci projekta na povećanje zaposlenosti, smanjenje troškova održavanja putne infrastrukture, kao i visoke ekološke efekte. Konkretno, izgradnjom svih terminala sistema produktovoda kroz Republiku Srbiju, planirano je zapošljavanje oko 220 radnika. Sa ekološkog aspekta efekti realizacije ovog projekta su višestruki, a posebno je bitna činjenica da transport kroz savremene cevovodne sisteme bitno redukuje rizik ekoloških akcidenata u poređenju sa postojećim konvencionalnim načinima transporta naftnih derivata. Značajno je ukazati, da i uz kvantitativnu apstrakciju neekonomskih efekata, projekat ostvaruje stopu prinosa u rasponu 6 -8%, što se ocenjuje pozitivnim sa stanovišta društvene opravdanosti.

4.10. ZAKLJUČAK

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

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

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

Tarifa za korišćenje naftovoda, koju određuje regulatorna agencija, morala bi da obezbedi dovoljno finansijskog prostora ne samo za tekuće održavanje ovog postojećeg cevovodnog sistema, već i za:

1) realizaciju razvojnih programa u domenu poboljšanja rada postojećeg naftovoda (a prvenstveno na planu modernizacije sistema za upravljanje i regulaciju), i

2) kod strateških makro projekata investiranja u nove cevovodne ili skladišne sisteme za finansiranje većine pripremnih aktivnosti u fazi koja prethodi izgradnji (studije, projekti, planska dokumenta, prethodne saglasnosti i drugo).

Na bazi sagledavanja aktuelnih cena transporta motornih goriva auto-cisternama, vagon-cisternama i rečnim plovnim objektima, a imajući u vidu činjenice (1) da je cevovodni transport karakterističan po visokom udelu fiksnih poslovnih rashoda i (2) da je proizvođačka cena svakog derivata znatno viša u odnosu na cenu sirove nafte, jasno proizilazi logika zašto cene usluga cevovodnog transporta projektovane po pojedinim deonicama produktovoda trebaju da budu različite i značajno iznad cena korišćenja naftovoda. Ali je isto tako logično, a i u skladu sa svetskom praksom, da cena usluge transporta produktovodom mora biti niža od cene drumskog ili železničkog transporta derivata, odnosno bliska ceni rečnog transporta (pod uslovom da postoji mogućnost realizacije rečnog saobraćaja na određenoj deonici).

Konačno, svaka ozbiljnija izmena koncepcije za realizaciju nekog od strateških razvojnih projekata zahteva verifikaciju rentabilnosti razvojnog programa u novonastalim okolnostima, kao i ponovnu proveru svih graničnih parametara efikasnosti investiranja.

5. GASNA PRIVREDA

UVOD

Strategiju razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine, usvojila je Narodna skupština u maju 2005. godine ("Službeni glasnik RS", broj 44/05). On je urađen sa namerom da preporuči Vladi/Skupštini Republike Srbije, da saglasno Zakonu o energetici usvoji osnovne ciljeve nove energetske politike, utvrdi prioritetne pravce razvoja u energetskim sektorima, i odobri program donošenja odgovarajućih instrumenata, kojim se omogućuje realizacija ključnih prioriteta u radu, poslovanju i razvoju celine energetskog sistema (u sektorima proizvodnje i potrošnje energije) Srbije.

Osnovna premisa pri izboru ciljeva, utvrđivanju prioriteta i odgovarajućih instrumenata, zasnovana je na političkom opredeljenju zemlje za racionalno usklađivanje razvoja celine energetike sa privredno-ekonomskim razvojem zemlje i njenom uključivanju u evropske integracije. Radi ostvarivanja promovisanih ciljeva energetske politike i realizacije prioritetnih pravaca Strategije, ovim dokumentom se predlaže i dinamika donošenja odgovarajućih instrumenata, kako bi sve ukupne promene u energetskim delatnostima bile ostvarene u saglasnosti sa odgovarajućim političkim, socio-ekonomskim, energetskim i ekološkim opredeljenjima zemlje.

Sadašnji status energetskog sektora u Republici Srbiji i dalje je nepovoljan bez obzira na vidan oporavak pogonske spremnosti i sigurnosti snabdevanja energijom i energentima.

Povećan interes za utvrđivanje i vođenje nacionalne energetske politike, rezultat je saznanja da bez obzira na potrebu reformisanja energetskog sektora i njenih delatnosti, i u tom smislu harmonizovanja nacionalne energetske prakse i regulative sa praksom EU, stanje energetskih resursa, infrastrukture energetskih proizvodnih sektora i strukture energetskih usluga (potreba), a posebno dostignuti nivo socio-ekonomskog razvoja zemlje i time stvorene mogućnosti za sveukupnu (i iz energetskih izvora) zaštitu životne sredine, su toliko raznorodni, da osim opštih - generičkih ciljeva nameću i potrebe utvrđivanja posebnih - specifičnih ciljeva, primerenih svakoj zemlji.

Zbog poznatih okolnosti u proteklom periodu, Republika Srbija je upravo primer zemlje, koja radi dostizanja višeg nivoa socio-ekonomskog razvoja, mora u kratkoročnom periodu da uskladi ne samo razvoj energetike sa privredno ekonomskim razvojem, već i razvoj energetskih proizvodnih sektora sa sektorima potrošnje energije. Energetska problematika Republike Srbije, obrazložena u Strategiji uvažavala je potrebu prepoznavanja specifičnih ograničenja i njihovog usklađivanja sa dugoročnim razvojnim ciljevima nacionalne ekonomije, industrije i drugih sektora Srbije.

Sektorski bilansi obrazloženi su u Strategiji energetsko-ekonomskim efektima, dinamikom njihove realizacije i procenom potrebnih ulaganja, po sektorima energetski proizvodnih sistema i sektora potrošnje energije.

5.1. OPIS POSTOJEĆE INFRASTRUKTURE, SA PRIKAZOM TEHNOLOŠKIH I OPERATIVNIH PERFORMANSI I KAPACITETA

Gasovodni sistem Republike Srbije se sastoji od magistralnih, dovodnih i razvodnih gasovoda i gradskih distributivnih mreža srednjeg i niskog pritiska, prijemnih i predajnih stanica za gas, glavnih razvodnih čvorova (GRČ), kompresorske stanice, glavnih merno-regulacionih stanica (GMRS) i merno-regulacionih stanica kod potrošača (MRS).

Osnovu gasovodnog sistema Republike Srbije čini magistralni gasovod Horgoš - Senta - Gospođinci - Batajnica - Velika Plana - Paraćin - Pojate - Kruševac sa velikim prstenom; magistralni gasovod Senta - Mokrin - Elemir - Pančevo - Smederevo (Velika Plana), sa kracima Međa - Banatski Dvor - Elemir - Gospođinci - Novi Sad - Beočin - Batajnica - Šabac - Loznica - Zvornik - Batajnica - Pančevo; Batočina - Kragujevac - Kraljevo i Bresnica - Čačak - Gornji Milanovac. Taj gasovodni sistem povezuje sva gasna polja u Vojvodini sa potrošačima, omogućuje uvoz gasa iz Rusije preko Mađarske i tranzit gasa za Bosnu i Hercegovinu.

Aktuelni transportni gasovodni sistem Republike Srbije omogućava transport preko 15 miliona m3 na dan, u čega je uključeno i 2 miliona kubnih metara za BiH. Trenutni raspored ulaza i izlaza u gasovodni transportni sistem čini ove kapacitete za sada raspoloživim.

Ostvarivanje alternativnog pravca snabdevanja Srbije uvoznim gasom sa jugoistoka zemlje i aktiviranjem podzemnog skladišta Banatski Dvor, u punom operativnom obimu, koji osim samog PSG Banatski Dvor podrazumeva i budući novi dvosmerni gasovod Gospođinci - Banatski Dvor - Gospođinci, aktuelni raspoloživi kapacitet bi značajno podigao.

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

Gasovodne mreže srednjeg pritiska i lokalne distributivne mreže niskog pritiska nalaze se u vlasništvu JP "Srbijagas", Jugorosgaz-a, kao i tridesetak lokalnih distributera.

Transport i distribucija prirodnog gasa za potrebe Republike Srbije, kao i tranzit prirodnog gasa za potrebe Bosne i Hercegovine, obavlja se u okviru preduzeća J.P. Srbijagas.

a. Osnovni podaci o gasovodnom sistemu

1. Transportni sistem

Broj ulaza prirodnog gasa u transportni sistem (Tabela 7):

Tabela 7.

Broj izlaza prirodnog gasa iz transportnog sistema (Tabela 8):

Tabela 8.

Karakteristike transportnog sistema (Tabela 9):

Tabela 9.

2. Distributivni gasovodni sistem (Tabela 10)

Tabela 10.

Broj ulaza prirodnog gasa u distributivni sistem (Tabela 11):

Tabela 11.

Broj izlaza prirodnog gasa iz distributivnog sistema (Tabela 12):

Tabela 12.

5.2. STANJE U PROIZVODNJI, UVOZU I ISPORUCI PRIRODNOG GASA PO SEKTORIMA POTROŠNJE U 2006. I 2007. GODINI

Potrošnja prirodnog gasa u Republici Srbiji još nije dostigla nivo koji je bio pre 1990. godine, a izmenjena je i struktura potrošnje tako da je smanjena industrijska potrošnja, a povećana potrošnja u toplanama i kod domaćinstava.

Proizvodnja, uvoz i isporuka prirodnog gasa (Tabela 13):

Tabela 13.

Da bi se dostigla planirana potrošnja prirodnog gasa, shodno Strategiji, 2010. godine od 3,2 x 109m3, treba realizovati programe i projekte modernizacije i revitalizacije postojećih objekata, kao i izgradnje novih magistralnih, razvodnih i distributivnih gasovoda, kao i podzemnih skladišta.

5.3. TEHNIČKA REGULATIVA, PROPISI I STANDARDI

Polazeći od:

1) prioriteta daljeg razvoja gasne privrede definisanih Programom ostvarivanja Strategije razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine za period od 2007. do 2012. godine;

2) potpisivanja Ugovora o Energetskoj zajednici Jugoistočne Evrope koji se odnosi na tržište električne energije i gasa i

3) uticaja koji ima korišćenje prirodnog gasa na životnu sredinu

neophodno je uspostavljanje savremene tehničke regulative koja će omogućiti praćenje najnovijih tehničkih rešenja iz oblasti gasne privrede, obezbediti permanentnu edukaciju kadrova i uspostaviti odgovarajući sistem kvaliteta i nivo sigurnosti.

5.4. PROJEKTI MODERNIZACIJE, REVITALIZACIJE ILI REKONSTRUKCIJE POSTOJEĆIH OBJEKATA

U gasovodnom sistemu Republike Srbije posebno su izraženi sledeći problemi:

1) Starost gasovodnog sistema,

2) Neadekvatno i nedovoljno održavanje sistema kao posledica sankcija međunarodne zajednice,

3) Mešanje uvoznog prirodnog gasa sa gasom iz domaćim gasnih polja loših karakteristika, što ima za posledicu veliko raubovanje opreme i armature na gasovodnom sistemu,

4) Rad gasovodnog sistema u neregularnim uslovima promenljivog radnog pritiska što ima za posledicu:

(1) loše stanje cevovoda,

(2) loše stanje opreme za merenje i regulaciju pritiska prirodnog gasa,

(3) loše stanje gasne armature.

Da bi se gore navedeni problemi prevazišli definisani su sledeći programi modernizacije i revitalizacije gasovodnog sistema:

Modernizacija sistema upravljanja, koja obuhvata poboljšanje kvaliteta postojeće upravljačke opreme potrebe operativnog rukovođenja transportnim i distributivnim sistemom, i revitalizacija celokupnog gasovodnog sistema koja obuhvata dovođenje u ispravno i funkcionalno stanje gasovoda, opreme i armature u objektima na trasi gasovoda.

Mere koje treba da se preduzmu radi modernizacije i revitalizacije gasovodnog sistema su sledeće:

1) inspekcija gasovoda savremenim alatima,

2) zamena najstarijih gasovoda i opreme novim,

3) rekonstrukcija postojećih merno-regulacionih stanica,

4) osavremenjivanje postojećih sistema za:

(1) daljinski nadzor i upravljanje i

(2) merenje isporučenih količina energije.

Prema analizama i procenama JP "Srbijagas" za potrebe modernizacije treba 5 miliona EUR, za ispitivanja i utvrđivanje stanja 3 miliona EUR, kao i 10 miliona EUR za potrebnu revitalizaciju. Izvori sredstava za ove aktivnosti su sopstvena sredstva JP "Srbijagas", krediti i sredstva Republike Srbije.

5.5. PROGRAMI I PROJEKTI IZGRADNJE NOVIH MAGISTRALNIH, RAZVODNIH I DISTRIBUTIVNIH GASOVODA KAO I PODZEMNIH SKLADIŠTA U SKLADU SA PROSTORNIM PLANOM, NACIONALNIM AKCIONIM PLANOM ZA GASIFIKACIJU, KAO I NACIONALNIM INVESTICIONIM PLANOM

Da bi mogli da se razmatraju programi i projekti izgradnje novih magistralnih, razvodnih i distributivnih gasovoda kao i podzemnih skladišta neophodno je pored Strategije razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine, konsultovati i Prostorni plan Republike Srbije, kao i Nacionalni akcioni plan za gasifikaciju na teritoriji Republike Srbije.

5.5.1. Pravci razvoja gasovodnog sistema u skladu sa Prostornim planom Srbije

Prostorni plan Republike Srbije kao strateški razvojni dokument za period do 2010. godine za dalji razvoj gasovodnog sistema predvideo je povećanje postojećeg transportnog kapaciteta sa 3,8 na 6,8 milijardi m3 godišnje. To će se ostvariti izgradnjom sledećih deonica: Bečej - Gospođinci, Gospođinci - Bačka Palanka - Odžaci, Gospođinci - Banatski Dvor (dvosmerno), Tilva - Bela Crkva, Gospođinci - Beočin, Bečej - Novi Bečej, kao i 19 glavnih mernoregulacionih stanica. Ukupna dužina navedenih magistralnih i razvodnih gasovoda iznosi oko 420 km, dok će se dalja izgradnja distributivnih mreža prirodnog gasa u prvom redu vezivati za dalje proširenje snabdevanja potrošača široke potrošnje i povećanje njihovog broja.

Započeti programi gasifikacije zapadnog dela Republike Srbije, istočnog i južnog (magistralni gasovod Pojate - Niš - Dimitrovgrad, Niš - Knjaževac - Bor - Zaječar - Prahovo, Niš - Leskovac - Vranje i Niš - Prokuplje - Priština), kao i program široke potrošnje. Izgradnjom magistralnog pravca Pojate - Niš - Dimitrovgrad obezbediće se drugi pravac snabdevanja prirodnim gasom iz Rusije preko Bugarske u obimu 5 miliona m3 na dan. Izgradnjom nove magistralne mreže Dimitrovgrad - Niš - Pojate i njenom daljom dogradnjom stvaraju se pretpostavke za brži razvoj gasifikacije središnje Srbije i Kosova i Metohije, povezivanje sa Republikom Crnom Gorom, Republikom Srpskom i BJR Makedonijom.

Trebalo bi napomenuti da je decembra meseca 2008. godine u Moskvi potpisan memorandum, između Gasprom-eksporta i Ministarstva za rudarstvo i energetiku Republike Srbije, o mogućoj gradnji transportnog gasovoda preko teritorije Republike Srbije u dužini od 400 km, kapaciteta minimalnog kapaciteta 30 miliona m3 na dan. Ovaj projekat je od velikog značaja i garantuje realizaciju Strategije razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine, u ovom delu, jer će da obezbedi neophodne količine prirodnog gasa za potrebe Republike Srbije.

5.5.2. Pravci i razvoj gasovodnog sistema u skladu sa Nacionalnim akcionim planom za gasifikaciju na teritoriji Republike Srbije

Vlada Republike Srbije usvojila je Nacionalni akcioni plan za gasifikaciju na teritoriji Republike Srbije. Akcioni plan je u skladu sa ciljevima nove energetske politike i tekućih ograničenja, u okviru dva odabrana scenarija ekonomskog i industrijskog razvoja Srbije. Ovim akcionim planom predviđeno je da se do 2015. godine gasificira 400.000 domaćinstava. Do perioda važenja Programa ostvarivanja Strategije razvoja energetike Republike Srbije (2012. godina) realno je očekivati da se gasificira 150.000 domaćinstava i industrijska postrojenja koja se nalaze na novim distributivnim mrežama.

U okviru ovog odeljka detaljno su navedeni programi i projekti izgradnje novih magistralnih, razvodnih i distributivnih gasovoda kao i podzemnih skladišta gasa. Prikazane su procenjene vrednosti objekata, dinamika gradnje i vreme ulaganja. Zbog velikog broja deonica koje treba da budu izgrađene, u daljem tekstu tabelarno će biti prikazani, prema dimenzijama, planirani gasovodi (Tabela 14):

Tabela 14.

Investiciona vrednost za izgradnju distributivnih gasnih mreža od polietilenskih cevi prečnika od 40 mm do 180 mm kao i ugradnja kućnih mernoregulacionih setova od G-4 do G-25 prema planu do 2010. godine iznosi 100 miliona EUR.

5.5.3. Pravci i razvoj gasovodnog sistema u skladu sa Nacionalnim investicionim planom

Realizacija "Nacionalnog akcionog plana za gasifikaciju na teritoriji Republike Srbije" već se ostvaruje kroz Nacionalni investicioni plan. U okviru Nacionalnog investicionog plana, Savet za niskogradnju odobrio je nekoliko projekata finansiranja izgradnje magistralnih i razvodnih gasovoda na teritoriji Republike Srbije, kao i za izgradnju prve faze podzemnog skladišta Banatski Dvor u toku 2006. i 2007. godine.

Ministarstvo rudarstva i energetike već je sklopilo, po raspisanom tenderu za podobnost izvođača radova, ugovore vredne više od 20 miliona EUR za izgradnju magistralnih i razvodnih gasovoda. Sredstva su odobrena na osnovu kompletno završene projektne dokumentacije, obezbeđene građevinske dozvole i rešenih imovinsko pravnih odnosa kao i završenog tendera javnih nabavki koje je sprovelo Ministarstvo rudarstva i energetike Republike Srbije. Takođe, odobrena su sredstva za gradnju dovodno-odvodnog gasovoda do podzemnog skladišta Banatski Dvor.

U toku 2006, 2007. i 2008. godine iz NIP-a je investirano 35.111.000 EUR za magistralne i razvode gasovode i glavne mernoregulacione stanice (Tabela 15):

Tabela 15.

Gradnja magistralnih i razvodnih gasovoda, kao i glavnih mernoregulacionih stanica kroz NIP je do sada dobro funkcionisala. Međutim, kriza u svetu, pa i kod nas smanjila je predviđena sredstva za gradnju gasovoda tako da će, verovatno, ta aktivnost da se ili znatno smanji ili sasvim zaustavi. Pored NIP-a, sredstva za gradnju treba da se obezbede i od međunarodnih institucija kroz zaduživanja JP "Srbijagas"-a.

5.5.4. Podzemna skladišta prirodnog gasa

Problem nesklada isporuke i potreba za energentima predstavlja problem s kojim se suočava energetska privreda u celini. On dolazi do izražaja u energetskom sistemu sa povećanjem učešća električne energije, lož ulja i prirodnog gasa za potrebe grejanja. Kako proizvodnja tih vidova energije nema sezonski karakter, to se neravnomernost potrošnje mora da rešava pomoću vršnih kapaciteta, rezervi ili skladišta da ne bi došlo do prekida snabdevanja.

Najveći problem koji se javlja u snabdevanju prirodnim gasom je usaglašavanje ravnomerne proizvodnje, odnosno uvoza, i transporta sa veoma neravnomernom potrošnjom kod potrošača. Povećanjem broja domaćinstava koja koriste prirodni gas, kao i gradskih toplana koje rade u sistemu daljinskog grejanja, povećavaju sezonsku neravnomernost koja ne može da se savlada bez skladišta prirodnog gasa. Problem neravnomernosti do sada se rešavao na račun domaće proizvodnje, koja je činila prihvatljiv udeo u ukupnoj potrošnji, i korišćenjem potrošača koji su imali mogućnost korišćenja rezervnog goriva, kao i zakupom određenih količina prirodnog gasa u podzemnim skladištima u inostranstvu. Neophodnost izgradnje sopstvenih podzemnih skladišta prirodnog gasa odavno je uočena, a i prema svetskim iskustvima kapacitet podzemnog skladišta treba da iznosi do 30% godišnje potrošnje gasa.

Podzemno skladište gasa u Banatskom Dvoru (PSG-BD) gradi se kao nastavak eksploatacije iscrpljenog vodonapornog gasnog ležišta čiji kapacitet je bio približno 3,5 milijarde m3 prirodnog gasa. Skladište predstavlja porozna peščarska stena koja se prostire na oko 54 km2, na dubini od 1000 do 1200 m. Objekat PSG BD lociran je 22 km istočno od grada Zrenjanina i 44 km od glavnog gasnog razvodnog čvora u Gospođincima kod Novog Sada.

Planskim dokumentima predviđena je fazna izgradnja PSG-BD. Nakon potpune izgradnje predviđeni kapacitet bi iznosio 800 miliona m3 prirodnog gasa, a vreme izgradnje do dostizanja punog kapaciteta iznosilo bi od 5 do 10 godina u zavisnosti od dinamike ulaganja. Trenutno se gradi prva faza koja će omogućiti dostizanje kapaciteta od 450 miliona m3.

Pored ovog podzemnog skladišta treba, zbog planirane povećane potrošnje gasa tražiti mogućnosti gradnje još jednog podzemnog skladišta. U blizini Požarevca otkriveno je gasno polje Ostrovo i rade se projekti povezivanja gasovodnog sistema Srbije sa njim, s tim da u krajnjem ovo gasno polje se iskoristi kao podzemno skladište gasa za region. Takođe postoji još nekoliko ispitivanih lokaliteta na kojima bi trebalo nastaviti istraživanja mogućnosti izgradnje podzemnih skladišta gasa, a to su: Mala Krsna, Kurjače, Šalinac, Azanja i Staro Selo u centralnoj Srbiji, kao i neka gasna polja koja su sada u eksploataciji, a pokazuju mogućnosti izgradnje podzemnih skladišta gasa Mokrin i dr.

5.6. RAZVOJ GASNE PRIVREDE REPUBLIKE SRBIJE U KONTEKSTU NAFTNO-GASNOG ARANŽMANA SA RUSKOM FEDERACIJOM

25. januara 2008. godine Vlada Ruske Federacije i Vlada Republike Srbije potpisale su Sporazum o saradnji u naftnoj i gasnoj industriji, koji je Skupština Republike Srbije potvrdila 9. septembra 2008. godine, a koji je objavljen u "Službenom glasniku RS" - Međunarodni ugovori, broj 83/08).

Tim sporazumom je predviđeno da se kroz Srbiju izgradi gasovod i da se izgradi podzemno skladište u Banatskom Dvoru. Gasovod će imati kapacitet od ne manje od 10 milijardi kubnih metara godišnje, a sastojaće se od linijskog dela, kompresorskih stanica pored ostale neophodne infrastrukture za njegov rad, gasno mernih stanica i kontrolnih stanica. "Gasprom" i JP "Srbijagas", kao strane potpisnice osnovnih uslova, će razmotriti mogućnost maksimizacije kapaciteta gasovoda uzimajući u obzir zvanične predloge Gazproma. Strane planiraju da će eksploatacija gasovoda početi pre 31. decembra 2015. godine pod uslovom da se ostvari pozitivna komercijalna investiciona odluka.

U skladu sa Zakonom o potvrđivanju Sporazuma između Vlade Republike Srbije i Vlade Ruske Federacije o saradnji u oblasti naftne i gasne privrede, u decembru 2008. godine OOO "Gazprom eksport" i JP "Srbijagas" potpisali su i osnovne uslove za Osnovni sporazum o saradnji, a u maju 2009. godine i Osnovni sporazum o saradnji na projektu Južni tok. 17. novembra 2009. godine u Bernu, Švajcarska registrovano je zajedničko preduzeće JP "Srbijagasa" i ruske kompanije Gazprom - "Južni tok Srbija" sa sedištem u švajcarskom gradu Cugu.

24. decembra 2008. godine OOO "Gazprom eksport" i JP "Srbijagas" su potpisali Memorandum o razumevanju kojim je potvrđena zainteresovanost za zajedničku realizaciju projekta opremanja iscrpljenog ležišta prirodnog gasa "Banatski Dvor" u podzemno skladište gasa i njegovu buduću zajedničku eksploataciju i utvrdile osnovne uslove saradnje u okviru realizacije projekta, a 20. oktobra 2009. godine potpisan je Sporazum o zajedničkom ulaganju. Postupak osnivanja preduzeća je u toku.

5.7. KVANTITATIVNA PROCENA POZITIVNIH/NEGATIVNIH EFEKATA

Polazeći od toga da su skoro svi potrošači u Srbiji povezani za elektrodistributivni sistem i da pretvaranje električne energije u toplotnu nije u principu energetski opravdano, težnja je da se njena potrošnja u toplotne svrhe zadrži u racionalnim granicama (u skladu sa mogućnostima i zahtevima elektroenergetskog sistema), dok bi osnovni deo toplotnih potreba u gradovima trebalo da prihvate druga dva sistema - toplifikacioni i gasifikacioni. Pri tome se mora voditi računa, u prvom redu, o usaglašenosti razvoja toplifikacije i gasifikacije široke potrošnje u našim gradovima.

Prvi sistemi daljinskog grejanja u Srbiji izgrađeni su šezdesetih godina prošlog veka, dok je intenzivnija gasifikacija naših gradova i široke potrošnje suštinski započela krajem prošlog veka, kada su u mnogim gradovima već izgrađeni razvijeni sistemi daljinskog grejanja. Samim tim gasifikacija gradova je dosada imala nepovoljan konkurentni status poredeći se sa sistemom toplifikacije. Međutim, poznato je da je prirodni gas energent koji je i sirovina, energent u primarnom obliku, raspoloživ u svakom trenutku sa velikim stepenom iskorišćenja, prirodan i ekološki najpogodniji i ono što je u gradu značajno ne zauzima puno prostora. Lako je merljiv do svih nivoa korišćenja i samim tim omogućava racionalno ponašanje potrošača. Sa jednim priključkom moguće je obezbediti: grejanje, pripremu vode, kuvanje, tehnološke potrebe, hlađenje i kao komprimovan može da supstituiše tečna goriva u individualnim vozilima, autobusima i privrednim vozilima. Može se koristiti i za proizvodnju mehaničke i električne energije. U gradovima je moguća primena prirodnog gasa u totalnim energetskim sistemima koji omogućavaju mikrokogeneraciju (kombinovanu proizvodnju električne i toplotne energije).

Pri usklađivanju i raspodeli zona razvoja gasovodnog i toplifikacionog sistema u dosadašnjoj praksi primenjivalo se opredelenje da područja na kojima je postojao razvijeni sistem centralizovanog snabdevanja toplotnom energijom, odnosno za koje su već bila izvršena predinvestiranja u raspoložive kapacitete toplotnih izvora i mreža, su ostajala i dalje područja za dalju dogradnju i priključenje korisnika toplifikacije. Područja manje gustine stanovanja na kojima su planirana ili se u blizini nalazila primarna gasna mreža, razvijala su gasovodni sistem.

Ova praksa u perspektivi tranzicije ekonomskih odnosa u svim sektorima društva, pa i energetike, u celini zahteva preispitivanje i korekciju saglasno promenama koje se u ovoj oblasti očekuju i koje se ogledaju u ispravljanju dispariteta cena energenata, uvođenju realnih cena komunalnih usluga i promeni ukupnog ambijenta poslovanja u segmentu energetike i javnog sektora.

Vodeći računa o svim, pozitivnim i negativnim, efektima koji se postižu primenom alternativnih energetskih rešenja, potrebno je u budućnosti definisati praksu i optimalno usaglasiti razvoj gasovodnog i toplifikacionog sistema u našim gradovima u budućim tržišnim odnosima, Tim pre što se u oba sistema često preinvestiralo dovoljno da mogu da prihvate značajan deo potrošača koji koriste električnu energiju i budućih potrošača. Pri tome se mora imati u vidu da su ovi energetski sistemi za snabdevanje toplotnom energijom u osnovi komplementarni i da ih ne bi trebalo dovoditi u situaciju nelojalne konkurencije, odnosno potrebno je da se uspostave realni odnosi koji će omogućiti i za potrošače i za isporučioce energije najracionalnije i sa stanovišta tržišta najpovoljnije rešenje. Generalno se mora imati u vidu da je potrebno utvrditi tehnoekonomsku opravdanost i potrošačima ponuditi najekonomičnije rešenje, zasnovano na realnim paritetima cene energenata, investicionim troškovima i realnim tržišnim uslovima poslovanja javnih preduzeća u ovom sektoru. Kao krajnji cilj, moguće je napuštanje čvrstih granica i međusobno prožimanje ova dva sistema.

Energetska problematika Republike Srbije, obrazložena u Strategiji razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine uvažavala je potrebu "prepoznavanja" specifičnih ograničenja i njihovog usklađivanja sa dugoročnim razvojnim ciljevima nacionalne ekonomije, industrije i drugih sektora Srbije. Tako je u budućoj strukturi potrošnje energenata predviđen primetni porast učešća prirodnog gasa (sa 20 na 24%) i postupno smanjivanje učešća električne energije sa (29,5 na 28%). Saglasno navedenom opredeljenju, sa visokom prosečnom stopom rasta potrošnje prirodnog gasa (od 3,8 % po dinamičnoj varijanti, odnosno 3,0% po usporenoj varijanti), predviđeno je pokriće novih potreba u sektoru domaćinstva za obavljanje toplotnih energetskih usluga (priprema sanitarne tople vode, hrane i zagrevanje prostora), u okviru prioriteta racionalne upotrebe kvalitetnih energenata, pre svega na planskom smanjivanju upotrebe električne energije za toplotne energetske usluge.

Ovim prioritetom je predviđen Program tzv. "gasifikacije", u okviru koga se predviđa uvođenje gasa u oko 400.000 novih domaćinstava u Republici Srbiji do 2015. godine sa ciljem da se u ovom sektoru, po ovoj osnovi, smanje potrebe za električnom energijom, za bar 2300 GWh, pri scenariju dinamičkog ekonomskog razvoja, odnosno 1500 GWh, pri scenariju usporenog ekonomskog razvoja, u kom slučaju bi gas bio obezbeđen bar za 260.000 novih stanova. Međutim, mora se konstatovati da se ta predviđanja ne ostvaruju sa potrebnom dinamikom, jer se u proteklom periodu, i pored izgrađenih mnogih distributivnih sistema u našim gradovima, povećalo učešće individualnih potrošača za samo 30.000 do 40.000 novih potrošača. Samim tim do sada nisu ostvarene veće uštede u potrošnji električne energije za toplotne potrebe, što se može konstatovati u elektroenergetskim bilansima.

Sektorski bilansi obrazloženi su u Strategiji razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine energetsko-ekonomskim efektima, dinamikom njihove realizacije i procenom potrebnih ulaganja, po sektorima energetskih proizvodnih sistema i sektora potrošnje energije. Procena obima i strukture ulaganja u Prioritetne programe (sektore) u Strategiji razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine predviđa za gasni sektor sledeće (Tabela 16):

Tabela 16.

Vlada Republike Srbije 2007. godine usvojila je Nacionalni akcioni plan za gasifikaciju na teritoriji Republike Srbije. U prilogu ovog dokumenta detaljno su navedeni programi i projekti izgradnje novih magistralnih, razvodnih i distributivnih gasovoda, kao i podzemnih skladišta gasa. Prikazane su procenjene vrednosti objekata, dinamika gradnje, vreme ulaganja i ukupna sredstva od 140 miliona evra do 2012. Realizacija "Nacionalnog akcionog plana za gasifikaciju na teritoriji Republike Srbije" već se ostvaruje kroz Nacionalni investicioni plan. U toku 2006. i 2007. godine iz NIP-a je investirano 35.111.000 EUR za magistralne i razvodne gasovode i glavne mernoregulacione stanice, a u 2008. godini odobrena su sredstva od 10,25 miliona evra (koja nisu u potpunosti iskorišćena).

Vidi se da u proteklom periodu nije ostvareno ni 5 % od predviđenih sredstava u Strategiji razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine, tako da nije realno očekivati da se ostvare predviđanja data u njoj u periodu do 2015. godine.

5.8. ZAKLJUČNA RAZMATRANJA

Za uspešnu realizaciju Programa ostvarivanja Strategije razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine u domenu gasne privrede neophodno je da se izvrši reorganizacija JP "Srbijagas"-a kako bi u svemu funkcionisao u savremenim uslovima i u skladu sa Zakonom o energetici.

Za sprovođenje Programa ostvarivanja Strategije razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine za period od 2007. do 2012. godine, saglasno Prioritetima programa obrazloženim u Strategiji, neophodno je u Sektoru prirodnog gasa sprovesti određene aktivnosti prema značaju, kako se u daljem tekstu naznačava:

1. Za sprovođenje Programa ostvarivanja Strategije razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine potrebno je intenzivirati gasifikaciju Srbije. Ulaganje u izgradnju gasovoda i gasovodnih objekta kroz Nacionalni investicioni plan za 2008. i 2009. godinu je dobar pristup i trebalo bi nastaviti u ovom pravcu tako što bi izgradnju magistralnih i razvodnih gasovoda i na dalje finansirala država.

2. Za finansiranje razvoja - izgradnje distributivnih gasovodnih mreža potrebno je razviti model koji bi uz JP Srbijagas, više uključio lokalnu samoupravu i strateške partnere koji bi se odabrali putem javnih poziva, čime bi se obezbedio kapital za investicije i povećanje konkurentnosti.

3. Gasovodni sistem ima samo jedan ulaz za uvoz gasa iz Rusije, a neophodno je da se izgradi još jedan ulaz iz pravca Bugarske, čime bi se povećala pouzdanost i sigurnost snabdevanja gasovodnog sistema, jer je kapacitet za tranzit gasa ograničen, tako da u zimskom periodu nedostaju potrebne količine gasa, koje će biti rešene na veoma kvalitetan način izgradnjom Južnog toka kroz Republiku Srbiju.

4. Velika sezonska neravnomernost potrošnje gasa zahteva završavanje podzemnog Skladišta u Banatskom Dvoru. Gasnim aranžmanom sa Ruskom Federacijom završiće se gradnja podzemnog skladišta Banatski Dvor. Takođe, treba lokaciju gasnog polja Ostrovo i drugih lokacija postupno pripremati za podzemna skladišta gasa.

5. Ulaganja u nove energetske izvore treba da se orijentišu na kombinovana postrojenja za proizvodnju električne i toplotne energije koja će biti u blizini primopredajnih stanica uvoznog gasa ili kod Horgoša (Subotica) ili kod Novog Sada ili kod Beograda. Elektroprivreda Srbije razmatra i druge lokacije za gradnju kombinovanih postrojenja, na magistralnom pravcu Horgoš - Niš što će gasnoj privredi Republike Srbije intenzivirati njen razvoj.

6. U cilju racionalne potrošnje energije neophodno je u industriju i domaćinstva uvoditi trošila sa najvećim stepenom iskorišćenja energije. Takođe, potrebno je postojeća postrojenja koja se koriste u industriji, gde god je to moguće, rekonstruisati na kombinovanu proizvodnju toplotne i električne energije.

7. Primenjivanje tarifnog sistema u Sektoru prirodnog gasa je neophodno i znači uvođenje discipline racionalnog korišćenja gasovoda i njegovih sastavnih delova, odnosno racionalnog korišćenja energije. Postojanje tarifnog sistema omogućava da se definiše način i elementi za obračun prirodnog gasa.

8. Relativno star transportno-distributivni sistem JP "Srbijagas"-a, koji zbog sankcija međunarodne zajednice i nedostatka sredstava, nije održavan po planu i potrebama sistema, treba detaljno revitalizovati. Za to treba odvojiti znatna sredstva, koja JP "Srbijagas" nema u celini, te je potrebno pronaći izvore finansiranja.

9. Da bi sa uspehom mogao da se eksploatiše postojeći gasovodni sistem, gradi novi i prati razvoj gasne privrede, važno je napomenuti da su neophodni specifično obrazovani kadrovi i kvalifikovana radna snaga. U našoj zemlji postoji vrlo mali broj školskih ustanova koje pripremaju radnu snagu potrebnu gasnoj privredi. U srednjem obrazovanju postoje neki profili potrebne radne snage, dok u visokom školstvu, osim na Rudarsko-geološkom fakultetu u Beogradu gde se pripremaju visokoobrazovani kadrovi za potrebe istraživanja i eksploatacije nafte i gasa, nema smerova ili grupa koje pripremaju inženjere za rad u gasnoj privredi. Potrebno je preduzeti aktivnosti kako bi gasna tehnika našla svoje mesto u planovima fakulteta u Srbiji, i to u okviru obrazovanja za VII stepen stručne spreme, zatim u nastavnim planovima specijalističkih i poslediplomskih studija.

10. Gasna privreda u našoj zemlji nalazi se pred velikom ekspanzijom i neophodno je formiranje istraživačko-razvojne institucije, koja bi bila oslonac u razvojnom smislu za preduzeća i organizacije koje čine gasnu privredu Srbije.

NORMATIVNE AKTIVNOSTI

Akcioni plan za oblast prirodnog gasa - pravni aspekt (Tabela 17):

Tabela 17.

6. HIDROELEKTRANE

Prema vodoprivrednoj osnovi Republike Srbije (1996/2001), ukupan bruto potencijal od voda koje otiču vodotocima na teritoriji Republike Srbije iznosi oko 27.200 GWh/god, po glavnim rekama: Dunav - 10.000 GWh/god, Sava 464 GWh/god, Kolubara - 147 GWh/god, Drina - 5.678 GWh/god, Jadar - 43 GWh/god, Lim - 1.584 GWh/god, Uvac - 937 GWh/god, Ibar - 998 GWh/god, Raška - 66 GWh/god, Studenica - 152 GWh/god, Jošanica - 48 GWh/god, Moravica - 199 GWh/god, Veliki Rzav - 202 GWh/god, Đetinja - 48 GWh/god, Skrapež - 30 GWh/god, Kamenica - 26 GWh/god, Zapadna Morava -767 GWh/god, Rasina - 134 GWh/god, Preševska Moravica - 5 GWh/god, Južna Morava -797 GWh/god, Vrla - 52 GWh/god, Vlasina - 265 GWh/god, Nišava - 430 GWh/god, Jerma -74 GWh/god, Temštica -200 GWh/god, Veternica - 54 GWh/god, Jablanica - 53 GWh/god, Pusta Reka - 23 GWh/god, Toplica - 278 GWh/god, Aleksinačka Moravica - 48 GWh/god, Velika Morava - 1090 GWh/god, Resava - 80 GWh/god, Crnica - 16 GWh/god, Mlava - 131 GWh/god, Pek - 199 GWh/god, Timok - 276 GWh/god, Crni Timok - 151 GWh/god, Svrljiški Timok - 77 GWh/god, Beli Drim -1.230 GWh/god, Lepenac -134 GWh/god.

Gornji podaci ukazuju na izrazitu neravnomernost potencijala koji je najvećim delom skoncentrisan samo na nekoliko vodotoka sa potencijalom iznad 1.000 GWh/god: na Dunavu, Drini, Velikoj Moravi, Limu i Ibru. Sa druge strane na više reka u Srbiji hidroenergetski potencijali će biti samo delimično iskorišćeni, zbog prioritetnosti vodoprivrednog korišćenja voda, jer su te reke planirane kao izvorišta regionalnih vodovodnih sistema: Toplica, Crni Timok, Rasina, Studenica, Veliki Rzav, Mlava, Lepenac, itd.

Tehnički iskoristiv potencijal u Srbiji iznosi oko 19,8 TWh/god, od čega je oko 18 TWh/god na objektima većim od 10 MW. Do sada je u 16 hidroelektrana, čije su karakteristike date u delu 6.1, iskorišćeno oko 10,3 TWh/god. Posle dužeg perioda ponovo se stvaraju uslovi za izgradnju novih hidroenergetskih objekata u okviru prioriteta iznetih u narednom pasusu. Veliki problemi se, međutim, očekuju zbog toga što potezi reka planirani za iskorišćenje vodnih snaga nisu zaštićeni odgovarajućim prostornim planovima niti su pripremljene vodoprivredne osnove slivova ili delova slivova, tako da su zbog neplanske izgradnje objekata u rečnim dolinama veoma otežani uslovi za iskorišćenje nekih energetski atraktivnih reka: srednjeg poteza Drine, Lima, Ibra, itd.

U okviru prioriteta Strategije razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine posebno su detaljno sagledana tri prioriteta hidroenergetskog sektora: modernizacija i revitalizacija postojećih hidroelektrana, izgradnja novih elektrana i podsticanje investicionih aktivnosti elektroenergetskog sektora Republike Srbije u jugoistočnoj Evropi.

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

6.1. PRIKAZ POSTOJEĆIH HIDROELEKTRANA U REPUBLICI SRBIJI

U nastavku su date osnovne tehničke karakteristike postojećih hidroelektrana.

Hidroelektrane u okviru PD Hidroelektrane Đerdap:

Hidroelektrane u okviru PD Drinsko - Limske hidroelektrane:

6.2. PROGRAMI I PROJEKTI MODERNIZACIJE I REVITALIZACIJE POSTOJEĆIH HE

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

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

Specifični ciljevi modernizacije i revitalizacije su:

1) povećanje raspoloživosti i pouzdanosti agregata;

2) povećanje snage i proizvodnje energije;

3) smanjenje gubitaka;

4) iskorišćenje prelivnih voda;

5) ekonomičnije i jednostavnije održavanje.

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

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

6.2.1. HE Đerdap I

S obzirom na do sada sprovedene aktivnosti na modernizaciji i revitalizaciji hidroelektrane HE ĐERDAP I vezane za ratifikaciju sporazuma o dugu Ruske federacije prema Srbiji, u periodu do 2012. godine, neophodno je izvršiti revitalizaciju tri agregata. Modernizacijom i revitalizacijom se povećava snaga elektrane za 66 MW, a godišnja proizvodnja za 80 GWh. Investicija za kompletnu revitalizaciju iznosi 167.760.000 USD.

Naime, prema izabranoj varijanti u idejnom projektu revitalizacije i modernizacije zadržava se isti prečnik obrtnog kola od 9,5m, protok se povećava sa 800 na 840m3/s, snaga sa 194 MW na 205MW, odnosno 210MW uz ograničen period rada godišnje 100 sati, a proizvodnja električne energije sa 6 agregata se povećava za oko 80 GWh/god.

Prema kriterijumima iz tendera izabran je isporučioc turbine i opreme "Silovie Mašini" sa kojim je sklopljen ugovor. Isporučilac je već izradio najveći deo opreme za prvi agregat koji se revitalizuje. Ova oprema nije isporučena zbog nastalih problema posle ratifikacije sporazuma između Ruske federacije i Srbije. Sve pripreme za revitalizaciju su izvršene na samom objektu, a u međuvremenu je urađena aktualizacija idejnog projekta februara 2006. god., koji je obuhvatio i ostalu opremu koju treba revitalizovati i modernizovati na elektrani kako bi narednih 30 godina hidroelektrana pouzdano radila.

Pri revitalizaciji predviđa se zamena lopatica obrtnih kola, zamena zaptivače vratila, zamena servomotora sprovodnih aparata, uvođenje ekološkog sistema podmazivanja, promena statora generatora, promena polova rotora, zamena blok transformatora, ojačanje brzih predturbinskih zatvarača, remont servomotora, uvođenje novog sistema upravljanja, zaštite i monitoringa.

U međuvremenu su izvršena garancijska ispitivanja modela revitalizovane turbine. Rezultati ispitivanja su pokazali ispunjenost zahteva tendera. Takođe su obavljena komparativna ispitivanja postojeće turbine, srpske revitalizovane turbine i rumunske revitalizovane turbine.

6.2.2. HE Đerdap II

HE Đerdap II ima deset ugrađenih cevnih agregata, od toga osam u osnovnoj elektrani i dva u dodatnoj elektrani. Elektrana je u pogonu već 21 godinu. U toku eksploatacije javljali su se problemi, koji su sukcesivno otklanjani. Do 2015. god. predviđa se revitalizacija ove hidroelektrane. Obim revitalizacije, idejnim rešenjem, predviđa: zamenu obrtnih kola kvalitetnijim konstrukcijama višeg stepena korisnosti, veće snage i boljih kavitacijskih svojstava, zamenu vratila, zamenu regulatora, zamenu sistema za pripremu ulja pod pritiskom, modernizaciju upravljanja i monitoringa i zamenu blok transformatora.

6.2.3. HE Ovčar Banja i HE Međuvršje

Modernizacijom i revitalizacijom se povećava ukupna snaga obe elektrane za 4 MW a godišnja proizvodnja za 12 GWh. Ukupne investicije su preko 12.000.000 EUR i obezbeđena su od strane EPS-a.

Modernizacija i revitalizacija HE Ovčar Banja je započeta 2008. godine. Na agregatu A2 svi radovi su završeni i agregat je pušten u pogon 2009. godine. Na agregatu A2 se trenutno vrše garancijska ispitivanja generatora i turbine. Poslovi modernizacije i revitalizacije agregata A1 su započeti 2009. godine i stepen izvršenja radova u sadašnjem trenutku (jun 2009. godine) je 90% na turbini i 50% na generatoru. Predviđeni rok završetka juni 2010. godine.

Revitalizacijom se podrazumeva kompletna zamena: razvodnog postrojenja, razvoda sopstvene potrošnje, revitalizacija generatora, sistema upravljanja i zaštite, sistema sigurnosnog napajanja i aku baterije, blok transformatora, izvodnih stubova i visokonaponskih kablova od elektrane do stubova, turbine i kompletne turbinske opreme, osim spirale, i 80% opreme generatora i sistema za hlađenje i komprimovani vazduh.

6.2.4. HE Bajina Bašta

Cilj revitalizacije HE "Bajina Bašta" je pouzdano funkcionisanje agregata za predviđeni sledeći radni period od najmanje 30 godina, mogućnost poboljšanja energetskih karakteristika povećanjem instalisanog protoka, stepena korisnosti i instalisane snage i smanjenja troškova održavanja opreme. Na osnovu projektnih dokumenata i tendersko-ugovornih dokumenata za elektromašinsku opremu raspisan je međunarodni tender za isporuku opreme i radova. Najpovoljniji ponuđač sa kojim je potpisan ugovor je bio VATECH HYDRO ANDRITZ iz Beča. Vrednost ugovora je 65.544.560 EUR-a sa načinom finansiranja: 30.000.000 EUR-a iz zajma nemačke KW banke i 35.544.560 EUR-a iz sredstava EPS-a. Obim radova pri revitalizaciji i modernizaciji obuhvata: zamenu obrtnog kola sa rehabilitacijom i zamenom pripadajuće opreme, zamena turbinskog regulatora, zamena sistema za hlađenje, zamena statora generatora i rehabilitacija rotora generatora, zamena sistema pobude i ostalih pripadajućih delova generatora, zamena blok transformatora sa pratećom opremom, zamena opreme razvodnog postrojenja 220kV i zamena sistema upravljanja. Izvršena su modelska ispitivanja fransisove turbine u laboratoriji VATECH ANDRITZ u Lincu. Ispitivanja su potvrdila ispunjenje ugovornih obaveza. Modernizacijom i revitalizacijom će se povećati snaga elektrane za 28MW i godišnja proizvodnja za 60GWh. Planirana dinamika radova po agregatima je data u narednoj tabeli.

TABELA

6.2.5. HE Zvornik

O revitalizaciji i modernizaciji se razmišlja i radi već desetak godina. Prva varijanta studije o modernizaciji i revitalizaciji urađena je 2000. godine, a revizija i ispravke su urađene 2002. godine. Studija opravdanosti revitalizacije i modernizacije opreme sa idejnim projektom završena je 2007. godine. Takođe je dat i predlog projektnog zadatka za izradu tenderske dokumentacije za glavnu opremu. Studija je pokazala da se povećanjem prečnika turbina, prokopavanjem korita reke Drine ispod brane radi sniženja kote donje vode, ugradnjom efikasnije opreme i posebno turbina većih stepena korisnosti dobija znatno povećanje snage 26% i energije 16%, tj. snaga elektrane bi se povećala za 25MW, a godišnja proizvodnja za 70GWh/god. Proračunska vrednost radova iznosi 63.390.000 EUR, a period realizacije 5 godina.

S obzirom na postojeće stanje, da se sa radovima u vezi sa revitalizacijom HE Zvornik trenutno zaostalo, procenjuje se da se sa radovima na prvom agregatu može početi, u najboljem slučaju, tek 2012. godine. Da bi se ovaj rok početka revitalizacije dostigao, neophodno je da se na nivou JP EPS-a i PD "Drinsko-Limskih HE", sagledavajući dobre ekonomske efekte, učine odlučni koraci i obezbede uslovi u kojima će JP EPS (sam ili sa strateškim partnerom) moći da obezbedi potrebna sredstva za realizaciju modernizacije i revitalizacije.

6.2.6. Vlasinske HE

Komisija za modernizaciju i revitalizaciju JP EPS je još 1996. godine izvršila ocenu stanja "Vlasinskih HE" i procenila hitnost daljih akcija na pripremi revitalizacije i modernizacije. Na osnovu programskog zadatka vezanog za revitalizaciju i modernizaciju "Vlasinskih HE" urađene su studije "Modernizacija i mogućnost povećanja snage i proizvodnje Vlasinskih HE" i "Povećanje proizvodnih efekata na postojećim objektima, proširenje sistema Vlasinskih HE".

Na osnovu do sada sprovedenih aktivnosti, u periodu do 2012. godine, u cilju modernizacije i revitalizacije kompleksnog sistema Vlasinskih hidroelektrana, neophodno je nastaviti sa izradom investiciono-tehničke dokumentacije. Izradu investiciono tehničke i tenderske dokumentacije treba obaviti u 2009. i 2010. godini. Nakon toga, zaključno sa 2012. godinom, treba izabrati isporučioca opreme i radova, obaviti tehničke pripreme neophodne za realizaciju modernizacije i revitalizacije i sprovesti procedure potrebne za početak radova same revitalizacije. Modernizacijom i revitalizacijom se povećava ukupna snaga četiri elektrane za 5 MW, a godišnja proizvodnja za 25,5 GWh. Potrebne investicije za modernizaciju i revitalizaciju Vlasinskih hidroelektrana procenjene su na oko 7.000.000 EUR.

6.2.7. Limske HE

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

U ogranku "Limskih HE" predviđa se revitalizacija i modernizacija tri hidroelektrane i to: HE Potpeć, HE Bistrica i HE Kokin Brod.

Urađena je studija 2008. god. "Modernizacija i mogućnosti povećanja snage i proizvodnje Limskih hidroelektrana", koja razmatra samo aspekt revitalizacije HE Potpeć. Ova studija čeka raspravu na stručnom savetu EPS-a. Bilo bi dobro da se do 2012. godine završi izrada investiciono-tehničke i tenderske dokumentacije i da se sprovede postupak izbora najpovoljnijeg ponuđača. Predviđena sredstva za ovu revitalizaciju sa izgradnjom četvrtog agregata, po ekonomskom elaboratu, iznose 22.000.000 EUR za revitalizaciju tri agregata i 10.500.000 EUR za izgradnju četvrtog agregata.

Što se tiče revitalizacije i modernizacije "Limskih HE" trebalo bi uraditi studije. U ovom trenutku nije moguće dati procenu potrebnih sredstava za modernizaciju i revitalizaciju ovih HE.

6.2.8. Male hidroelektrane

U Republici Srbiji postoji značajan broj malih hidroelektrana koje su u vlasništvu Republike Srbije, a za čiji rad i održavanje je zaduženo JP Elektroprivreda Srbije. Kako se radi o objektima od istorijskog značaja za razvoj elektroenergetike u Republici Srbiji, neophodno je ove objekte modernizovati i revitalizovati, a njihov rad i održavanje učiniti efikasnijim. Za objekte za koje se već sada procenjuje da je to neophodno biće izmenjeno postojeće tehničko rešenje (HE Sveta Petka i HE Sićevo). Zbog toga ovaj program predviđa sagledavanje mogućnosti da Vlada Republike Srbije, najkasnije do kraja 2010. godine, izvrši prenos vlasništva nad ovim objektima sa Republičke direkcije za imovinu na JP Elektroprivreda Srbije, da JP Elektroprivreda Srbije sprovede neophodne postupke u cilju izrade investiciono-tehničke dokumentacije za modernizaciju i revitalizaciju ovih objekata najkasnije do kraja 2010. godine, da u 2011. godini izabere isporučioca opreme i izvođača radova i da u 2012. godini započne modernizaciju i revitalizaciju malih hidroelektrana (HE Sokolovica, HE Sveta Petka, HE Sićevo i druge predviđene planom investicija JP Elektroprivrede Srbije), samostalno ili sa izabranim strateškim partnerom.

6.2.9. Nacionalna Laboratorija za ispitivanje hidrauličkih mašina

Modernizacijom i revitalizacijom hidroelektrana u Republici Srbiji predviđena je zamena velikog broja hidrauličnih turbina. S obzirom na to da je dokazivanje hidrauličkih karakteristika novih turbina izuzetno osetljivo pitanje i čest uzrok sporenja investitora i isporučioca opreme, ovaj program predviđa izgradnju Laboratorije za ispitivanje hidrauličnih mašina na Mašinskom fakultetu u Beogradu, u okviru Katedre za hidraulične mašine i energetske sisteme, čija je svrha ispitivanje i dokazivanje hidrauličkih karakteristika novih turbina modelskim ispitivanjem u cilju zaštite domaćih investitora. Laboratorija bi predstavljala i podsticaj i oslonac domaćoj privredi u oblasti razvoja hidrauličnih mašina i prateće opreme. Takođe bi nacionalna laboratorija bila značajna kao edukativna baza za inženjere koji se bave hidroenergijom i studente koji se usavršavaju na hidroenergetskom odseku Mašinskog fakulteta.

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

U cilju jačanja elektroenergetskog sektora Srbije putem prioritetnog programa modernizacije i revitalizacije hidroelektrana, na osnovu iskustva zaduženih eksperata različitih profila sa dosadašnjih aktivnosti sprovedenih na poslovima modernizacije i revitalizacije, potrebno je da Vlada Republike Srbije predloži, a Narodna skupština Republike Srbije usvoji izmenu postojeće zakonske regulative.

Za efikasnu realizaciju ovog programa neophodno je izvršiti izmenu zakonske regulative u cilju rešavanja dva osnovna problema:

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

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

6.3. PROJEKTI IZGRADNJE NOVIH HIDROENERGETSKIH KAPACITETA

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

6.3.1. Dogradnja postojećih kapaciteta

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

S obzirom na do sada uložena sredstva na realizaciji ovog projekta koji omogućava povećanje proizvodnje postojeće HE Pirot od 21 GWh godišnje, kao i na otpor koji postoji kod lokalne uprave, Vlada Republike Srbije će, do kraja 2009. godine, pružiti pomoć investitoru JP Elektroprivredi Srbije kod iznalaženja optimalnog rešenja za nastavak realizacije ovog projekta ili njegovim proglašenjem za projekat od opšteg interesa ili na drugi način, čime će biti omogućen završetak radova do 2012. godine.

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

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

Odluku o datumu početka radova uskladiti sa radovima na modernizaciji i revitalizaciji ove hidroelektrane poštujući obaveze koje proističu iz postojećeg ugovora za revitalizaciju HE Bajina Bašta.

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

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

S obzirom na sadašnje aktivnosti JP Elektroprivreda Srbije na analizi stanja i objekata Limskog sistema i ispitivanje mogućnosti izgradnje dodatnog agregata na HE Potpeć, u periodu do 2012. godine, potrebno je sprovesti aktivnosti na izradi investiciono-tehničke dokumentacije.

Pošto je dosadašnjim analizama utvrđeno da je na postojećim elektroprivrednim i vodoprivrednim objektima (hidroelektranama i vodoprivrednim akumulacijama) moguće izgraditi određeni broj malih hidroelektrana, ovaj program predviđa izradu investiciono-tehničke dokumentacije za male hidroelektrane na:

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

2) lokacijama svih postojećih vodoprivrednih akumulacija kojima je moguće dodati energetsku namenu a koje su prikazane u tabeli 1 (svi podaci dati u tabeli su podložni promeni i biće provereni izradom odgovarajuće investiciono tehničke dokumentacije).

TABELA 1

Na ovim objektima investitor može biti samo JP Elektroprivreda Srbije sama ili u saradnji sa JVP Srbijavode ili sa izabranim strateškim partnerom.

3) Lokacijama koje se nalaze u neposrednoj blizini postojećih hidroenergetskih objekata i koje predstavljaju njihovo prirodno proširenje: MHE Banjica procenjene instalisane snage 2,3 MW, čijom se izgradnjom na prostoru između postojećih HE Sveta Petka i HE Sićevo stvara sistem kaskadnih protočnih hidroelektrana. Na ovim objektima investitor može biti JP Elektroprivreda Srbije sama ili sa izabranim strateškim partnerom.

6.3.2. Izgradnja novih kapaciteta

Analizom postojećih usvojenih strateških dokumenata Republike Srbije (Prostorni plan Republike Srbije, 1996; Vodoprivredna osnova Republike Srbije, 1996/2001, niz studija i analiza izrađenih od strane JP Elektroprivreda Srbije, Ministarstva nauke itd.), naročito analizom predviđenih zakonskih mogućnosti (Zakon o energetici i Zakon o koncesijama), može se izdvojiti nekoliko pravaca izgradnje hidroenergetskih objekata u Srbiji.

Posebno se izdvaja uloga i značaj akumulacija sa čeonim položajem, u gornjim delovima slivova. Čeone akumulacije imaju izvanredan energetski značaj, jer regulišu protoke za nizvodnije kaskade hidroelektrana sa nižim stepenima regulisanja. Međutim, izvanredan je i vodoprivredni značaj tih akumulacija, imajući u vidu vrlo neravnomerne vodne režime na ovim prostorima, sa veoma izraženim povodnjima i dugotrajnim malovodnim periodima.

Veliki deo preostalog ekonomski iskoristivog potencijala nalazi se na lokacijama sa malim i srednjim padovima, gde je u okviru kaskadnih sistema opravdano očekivati primenu onih tehničkih rešenja koja bitno poboljšavaju ekonomičnost ovih sistema (Donja Drina, Velika Morava, Zapadna Morava, Ibar, itd).

Jedan deo potencijala se može realizovati iskorišćenjem preostalog potencijala Dunava i Save.

S obzirom na poslednje aktivnosti vezane za izgradnju značajnih termoenergetskih objekata, naročito je značajna izgradnja novih reverzibilnih elektrana kao ekonomski najisplativijeg načina plasmana viškova bazne energije, tj. njenog pretvaranja u visoko kvalitetnu i na tržištu izuzetno cenjenu vršnu energiju.

Ukoliko na nekoj od predviđenih lokacija za izgradnju nove hidroelektrane, usled promenjenih hidro-geoloških uslova, postojanja izgrađenih građevinskih objekata ili drugih značajnih promena koje su nastupile u uređenju i korišćenju prostora, nije moguća izgradnja hidroelektrane ili bi očekivana snaga bila osetno manja od predviđene snage, izgradnja hidroelektrane, uz saglasnost Ministarstva rudarstva i energetike, može se odobriti na drugoj, ili više drugih lokacija istog vodotoka kojima se obezbeđuje potpuno iskorišćavanje energetskog potencijala.

U cilju jačanja elektroenergetskog sektora Srbije i omogućavanja intenzivnije izgradnje hidroelektrana državnim i privatnim investitorima, domaćim i stranim, koji u tome vide svoj interes, u skladu sa postojećom zakonskom regulativom, u periodu važenja ovog programa, predviđa se mogućnost izgradnje hidroelektrana na tri načina:

1) izgradnja hidroelektrana od strane JP Elektroprivreda Srbije kroz koje država Srbija realizuje deo svojih strateških interesa,

2) izgradnja hidroelektrana putem izdavanja energetskih dozvola državnim i privatnim, domaćim i stranim kompanijama i

3) izgradnja hidroelektrana putem davanja koncesionih prava državnim i privatnim, domaćim i stranim kompanijama.

6.3.2.1. Hidroelektrane koje će biti izgrađene od strane JP Elektroprivreda Srbije

U periodu važenja ovog programa država Srbija planira da kroz JP Elektroprivreda Srbije započne sa aktivnostima koje će omogućiti realizaciju hidroelektrana prikazanih u tabeli 2 (svi podaci dati u tabeli su podložni promeni i biće provereni izradom odgovarajuće investiciono-tehničke dokumentacije).

U skladu sa procenom mogućnosti, na predlog Ministarstva rudarstva i energetike, Vlada Republike Srbije će omogućiti JP Elektroprivredi Srbije izbor odgovarajućeg strateškog partnera spremnog da finansijski pomogne realizaciju ovih hidroelektrana.

TABELA 2

Realizacija projekta izgradnje sistema hidroelektrana na Ibru biće realizovana na osnovu Protokola o saradnji koji su Republika Srbija i Republika Italija potpisale 9. marta 2009. godine. Na bazi tog protokola, u kojem su JP "Elektroprivreda Srbije" i preduzeće SECI Energia S.p.A. iz Italije nominovani kao strateški partneri za realizaciju ovog projekta, "Elektroprivreda Srbije" i preduzeće SECI Energia potpisali su Preliminarni sporazum o saradnji u elektroenergetskom sektoru. U toku je izrada "Analiza izvodljivosti sa tehničkom ekspertizom izgradnje hidroelektrana na Ibru" nakon čega sledi izrada višeg nivoa investiciono-tehničke dokumentacije. Početak izgradnje hidroelektrana na Ibru je planiran krajem 2011. ili početkom 2012. godine. Ukupna vrednost projekta se procenjuje na oko 270 miliona EUR.

Izgradnja hidroelektrana na Velikoj Moravi, reverzibilne hidroelektrane Đerdap 3 i hidroelektrana na Gornjoj Drini u Republici Srpskoj biće realizovana u okviru Memoranduma o razumevanju u cilju realizacije zajedničkih interesa u oblasti energetike koji su potpisali JP Elektroprivreda Srbije i nemačka kompanija RWE 16. novembra 2009. godine.

6.3.2.2. Hidroelektrane koje će biti izgrađene putem dodele energetske dozvole

U ovu grupu objekata spadaju hidroelektrane za koje se pretpostavlja da su dovoljno atraktivne za investitore same po sebi i one su date u tabeli 4 (svi podaci dati u tabeli su podložni promeni i biće provereni izradom odgovarajuće investiciono-tehničke dokumentacije. U slučaju neželjenih posledica izgradnje pojedinih objekata, kao što je plavljenje terena i slično trebalo bi i izgraditi više kaskadnih hidroelektrana).

TABELA 4

Realizacija hidroenergetskog potencijala reke Lim je osim u hidroelektranama navedenim u tabeli 4 moguća i izgradnjom hidroelektrana Brodarevo 1 (uzvodno od naselja Brodarevo) i Brodarevo 2 (nizvodno od naselja Brodarevo). Za ove lokacije Ministarstvo rudarstva i energetike je početkom 2009. godine izdalo energetske dozvole kompaniji Renewable Energy Venture iz Beograda koje važe dve godine. Tačne hidroenergetske karakteristike ovih hidroelektrana biće poznate nakon završetka izrade prethodnih studija opravdanosti sa generalnim projektima koji su u fazi izrade.

6.3.3. Iskorišćenje potencijala graničnih slivova Republike Srbije

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

Elektroenergetski sektor Srbije ima naročiti interes na Drini sa pritokama i na Savi i Dunavu, da kroz izgradnju novih hidroelektrana (HE Buk Bjela, HE Foča i HE Paunci) i kupovinu postojećih (HE Višegrad), obezbedi sigurno, kvalitetno i pouzdano snabdevanje električnom energijom u količinama potrebnim u bliskoj budućnosti. Sadašnje aktivnosti i sporazume postignute između JP Elektroprivreda Srbije i MHE elektroprivreda Republike Srpske treba valorizovati u periodu trajanja Programa završetkom izrade investiciono-tehničke i druge dokumentacije i stvoriti uslove za početak realizacije objekata.

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

1) bolju pregovaračku poziciju u pregovorima oko podele potencijala graničnih reka;

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

3) kupovinu, ili raspolaganje na drugi način, već izgrađenih hidroelektrana.

7. TERMOELEKTRANE I TERMOELEKTRANE - TOPLANE

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

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

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

7.1. PRIKAZ POSTOJEĆIH TERMOELEKTRANA I TERMOELEKTRANA - TOPLANA U REPUBLICI SRBIJI

7.1.1. Instalisani kapaciteti termoelektrana i termoelektrana - toplana

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

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

Termoenergetske kapacitete Elektroprivrede Srbije čini:

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

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

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

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

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

Prosečna starost termoenergetskih jedinica na ugalj bez kosovskih elektrana, zaključno sa 31.12.2008. godine, iznosi 29 godina, a starost se kreće u rasponu od 18 do 53 godina.

Prosečna starost termoelektrana na ugalj, bez podataka za teritoriju AP Kosovo i Metohija, prema strukturi nominalne snage do 31.12.2008. iznosi za:

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

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

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

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

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

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

7.1.2. Najznačajniji zahvati sprovedeni na postojećim termoelektranama u periodu 2000 - 2008.

Uvažavajući značaj termoenergetskog sektora, kao i nepovoljno tehničko-tehnološko stanje postrojenja krajem 2000. godine, u periodu 2001 - 2008. godina ostvarena su značajna ulaganja u kapitalne remonte, rehabilitaciju i modernizaciju termoenergetskih postrojenja. Realizovani su prioritetni programi na postrojenjima koja su krajem 2000. godine imala veća tehnička ograničenja, koja su prestala sa radom ili su radila sa smanjenim kapacitetima, čime je značajno povećana, pre svega, njihova raspoloživost.

Od izvedenih zahvata na termoenergetskim postrojenjima najznačajniji su sledeći:

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

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

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

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

TE Nikola Tesla B1 - aktivnosti su sprovedene 2005. godine i obuhvatile su zamenu parovoda, cevnih sistema zagrejača 1 i 2, dela isparivača, generalni remont turbine sa zamenom turbinske izolacije i lopatica turbine niskog pritiska, zahvate na generatoru, kapitalni remont rosta i kracera, remont elektrofiltera kao i rekonstrukcija i modernizacija luva. Ukupna vrednost izvedenih aktivnosti iznosila je približno 28 miliona EUR;

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

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

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

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

TE Kostolac A1 - rehabilitacija bloka je obuhvatila ugradnju nove opreme na cevnom sistemu kotla, generatoru i turbini visokog pritiska, cevovodima, opremi za MRU, elektrofilteru, veće zahvate na građevinskom delu i elektroenergetskom postrojenju, kapitalni remont ložnog uređaja kotla i značajne remontne radove pomoćne opreme.

TE Nikola Tesla A4 - rehabilitacija ovog bloka sprovedena 2007. godine sa značajnim zahvatima na kotlovskom postrojenju i elektrofilteru (rekonstrukcija), turbopostrojenju, parovodima (kompletna zamena parovoda sveže i dogrejane pare), elektroenergetskoj opremi, sistemu merenja, regulacije i upravljanja, arhitektonsko građevinskim objektima. Zahvati predviđeni u cilju poboljšanja prihvatljivosti uticaja bloka na životnu sredinu i zadovoljenja emisionih normi za postojeći termoblok predviđaju i uvođenje sistema za redukciju emisije azotnih oksida i izgradnju postrojenja za odsumporavanje dimnih gasova (početak aktivnosti 2012. godine, puštanje u pogon 2014. godine). Troškovi koji se odnose na opremu i radove realizovani u toku remonta 2007. godine na samom bloku iznose 78 mil. evra.

TE Nikola Tesla A6 - prvi deo projekta rehabilitacije i modernizacije bloka izveden je u 2008. godini i u značajnoj meri se može porediti sa projektom realizovanim na bloku TE Nikola Tesla A4, a tiče se kotlovskog dela postrojenja i sistema upravljanja blokom. Vrednost ovog dela projekta je 30 mil. EUR.

7.1.3. Trenutno tehničko stanje termoelektrana i termoelektrana - toplana

Sa učešćem od 60,3% u instalisanoj snazi proizvodnih postrojenja EPS-a, termoenergetski sektor je 2008. godine u ukupnoj proizvodnji električne energije učestvovao sa skoro 70 %. Pokazatelji rada termoelektrana u periodu od 2001 - 2007. prikazani u tabeli 7.2.

Tabela 7.2. Pokazatelji rada termoelektrana

Navedena intenzivna ulaganja u unapređenje tehničkog stanja postrojenja u termoelektranama u periodu 2001 - 2008., dovela su do poboljšanja pokazatelja rada. U 2008. godini pokazatelji rada termoelektrana su bili najbolji od 1992. godine:

- ekvivalentni koeficijent prinudnih zastoja u 2000. godini je iznosio 32,3%, a u 2008. godini 11,1%;

- pogonska spremnost termoelektrana je povećana sa 68,5% (2001. godine) na 77,6% (2008. godine);

- povećana proizvodnja u termoelektranama na ugalj sa 18.975 GWh (2001. godine) na 24.661 GWh (2008. godine).

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

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

7.2. PROJEKTI MODERNIZACIJE I REHABILITACIJE POSTOJEĆIH TERMOELEKTRANA I TERMOELEKTRANA - TOPLANA U REPUBLICI SRBIJI

U periodu do 2012. godine ne može se očekivati nastavak iskazanog trenda poboljšanja eksploatacionih karakteristika postojećih termoelektrana kao u periodu 2000 - 2008. godine, jer će se aktivnosti rehabilitacije sprovoditi na blokovima koji su u boljem stanju u odnosu na stanje blokova koji su dosada obuhvaćeni projektima produženja radnog veka.

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

Realno tehničko stanje postojećih termoenergetskih kapaciteta na kraju 2008. godine zahteva nastavak povećanih remontnih radova i tekućeg održavanja u odnosu na uobičajeni obim i sadržinu, sprovođenje rehabilitacije i modernizacije kapaciteta, uključujući i realizaciju projekata iz zaštite životne sredine.

I pored navedenih pozitivnih uticaja realizovanih rehabilitacija blokova, kao i očekivanih unapređenja sprovođenjem planiranih zahvata, ne sme se zanemariti činjenica da je prosečna starost termoelektrana 29 godina. Zbog toga kod ocene tehničkog stanja kapaciteta JP EPS-a, treba imati u vidu, pre svega, starost kapaciteta (Prilog 7.1) i zastarelost tehnologije, tako da će i nakon predviđenih rehabilitacija i modernizacija tehničko stanje proizvodnih kapaciteta i dalje zaostajati u odnosu na elektroenergetske sisteme razvijenih evropskih zemalja.

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

1) rehabilitacija i modernizacija TE Nikola Tesla A6 (nastavak započetih aktivnosti iz 2008. u 2010. godini) i

2) rehabilitacija i modernizacija TE Kostolca B i podizanje nominalne snage (od 2010. godine).

Na drugim termoelektranama se takođe predviđaju određeni nestandardni remontni zahvati, kao, na primer, oni na: TE Nikola Tesla B2 (zamena parovoda dogrejane pare i zagrejača vode 1 i 2, rekonstrukcija elektrofilterskog postrojenja u 2009. godini), TE Kolubara A3 (završetak aktivnosti za dovođenje bloka na nominalnih 65 MW u 2009. godini), TE Kolubara A5 (zamena ovešenja na parovodima u 2009. godini), TE Nikola Tesla A3-A5 (rekonstrukcija mlinova od 2009 - 2012. godine) i TE Kostolac A (rekonstrukcija sistema za transport pepela i šljake od 2009 - 2011. godine).

7.2.1. Rehabilitacija i modernizacija TE Nikola Tesla A6

Drugi deo projekta rehabilitacije i modernizacije bloka TE Nikola Tesla A6 predviđen je za 2010. godinu i u značajnoj meri se može porediti sa projektom predviđenim na bloku TE Nikola Tesla A4, a vezano za turbopostrojenje, kao i rekonstrukciju elektrofilterskog postrojenja. Slično stanje opreme, kao i slične, značajno pogoršane tehničke i pogonske karakteristike bloka definišu praktično iste ciljeve i zahvate, sa očekivanim istim efektima. Jedina značajna razlika je što je u slučaju bloka A6 predviđeno podizanje nominalne snage bloka sa 308,5 do nivoa 348,5 MW sa povišenjem stepena korisnosti ekonomski opravdanim zahvatima.

Kao i na drugim blokovima u TENT A3-5 i i na ovom bloku se predviđa izgradnja postrojenja za odsumporavanje dimnih gasova i rekonstrukcija sistema transporta i odlaganja pepela i šljake.

7.2.2. Rekonstrukcija mlinova na TE Nikola Tesla A3-A5

Jedan od značajnijih projekata koje treba sprovesti do 2012. godine je rekonstrukcija 16 od 18 mlinova uglja (rekonstrukcija 2 mlina je već realizovana) na TE Nikola Tesla A3, A4 i A5 koja će poboljšati karakteristike postojećih mlinova (finoće mlevenja i povećanje kapaciteta mlinova sa sadašnjih 78 t/h na projektovanu vrednost od 95 t/h). Po osnovu poboljšanja rada rekonstruisanog ložnog uređaja očekuje se značajno povećanje stepena korisnosti kotlova i smanjenje gubitaka u šljaci i letećem pepelu, kao i u izlaznim dimnim gasovima (zbog poboljšanja procesa sagorevanja i razmene toplote). Ovakav zahvat treba da dovede, pri proizvodnji iste količine električne energije, do smanjenja potrošnje uglja za ova tri bloka od skoro tri stotine hiljada tona godišnje, čime će se znatno smanjiti količina pepela i šljake na deponiji, emisija gasova i emisija čvrstih čestica u atmosferu. Projekat čija je vrednost oko 38 miliona evra će se finansirati zajednički iz kredita KfW IV i sredstava EPS-A, a realizacija je predviđena u periodu 2009 - 2012. godine.

7.2.3. Rehabilitacija i modernizacija TE Kostolac B1 i B2

Rehabilitacija ovih blokova biće sprovedena 2010. i 2011. godine sa značajnim zahvatima na kotlovskom postrojenju i elektrofilteru (rekonstrukcija), turbopostrojenju, parovodima (kompletna zamena parovoda sveže i dogrejane pare), elektroenergetskoj opremi, sistemu merenja, regulacije i upravljanja, arhitektonsko-građevinskim objektima. Zahvati predviđeni u cilju poboljšanja prihvatljivosti uticaja blokova na životnu sredinu i zadovoljenja emisionih normi za postojeće termoblokove predviđaju i uvođenje sistema za redukciju emisije azotnih oksida i izgradnju postrojenja za odsumporavanje dimnih gasova (početak aktivnosti 2012. godine, puštanje u pogon 2014. godine). Procenjeni troškovi koji se odnose na opremu i radove koji će biti realizovani u toku remonta 2010 - 2011. godine na samim blokovima iznose oko 200 miliona evra.

7.2.4. Povlačenje postrojenja iz pogona

Nasuprot navedenim merama za poboljšanje efikasnosti rada, predviđa se povlačenje iz pogona najstarijih i najneekonomičnijih parnih blokova EPS-a, a to su TE Kolubara A1 - A4 (ukupne nomimalne snage 161 MW, a stvarno raspoložive oko 120 MW), starosti od 45 do 50 godina i dosadašnjeg angažovanja od 255000 do 330000 radnih sati. Ovi blokovi rade sa specifičnom potrošnjom toplote od preko 16000 kJ/kWh, što dovodi do negativnih ekonomsko-finansijske pokazatelja rada, uz ugroženu pogonsku sigurnost rada i bezbednost osoblja i opreme i veoma izražen negativni uticaj na životnu sredinu. Zbog neisplativosti daljih značajnijih ulaganja u povećanje efikasnosti rada i povećanje nivoa sigurnosti posle 2012. godine, predviđeno je povlačenje iz pogona ova četiri bloka do 2014. godine, pri čemu se do 2012. godine predviđa povlačenje blokova A1, A2 i A4.

7.3. PROJEKTI IZGRADNJE NOVIH TERMOELEKTRANA I TERMOELEKTRANA - TOPLANA REPUBLIKE SRBIJE

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

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

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

Primena i različita rešenja više sistemskih zakona na problematiku zajedničkog investiranja u elektroenergetski sektor zahtevaju iznalaženje rešenja na državnom nivou ili putem izmene i usklađivanja propisa ili putem definisanja uslova, načina i dinamike ostvarivanja Strategije razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine i stimulisanja investiranja u energetski sektor.

Imajući u vidu napred navedeno, uz uvažavanje prioriteta definisanih u Strategiji razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine kada su u pitanju novi termoenergetski objekti u Republici Srbiji u periodu do 2012. godine, ovaj program predviđa, pre svega, sprovođenje sledećih aktivnosti:

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

(1) izgradnja novih termoenergetskih postrojenja na kolubarski lignit;

(2) izgradnja termoenergetskih postrojenja sa kotlovima sa sagorevanjem u fluidizovanom sloju lignita niske toplotne moći;

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

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

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

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

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

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

7.3.2. Izgradnja termoenergetskih postrojenja na kolubarski lignit

Kao najznačajniju aktivnost od navedenih potrebno je istaći projekte izgradnje termoenergetskih postrojenja na kolubarski lignit, kako na osnovu finansijske vrednosti samih projekata, tako i na osnovu njihovog ključnog značaja za energetski sistem Republike Srbije i regiona.

Na osnovu dosadašnjih analiza i pripremljene dokumentacije, donete su odluke o sprovođenju aktivnosti na istovremenoj realizaciji projekata izgradnje TE Kolubara B i TE Nikola Tesla B3.

a) Projekat dovršetka izgradnje započetih blokova Kolubara 2x350 MW

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

b) Projekat izgradnje savremenog novog bloka nominalne snage oko 700 MW sa natkritičnim parametrima na lokaciji TE Nikola Tesla B

Ovakvo postrojenje je u skladu sa savremenim konceptom koji se u najvećoj meri primenjuje za gradnju novih blokova u Evropi. Odlikuje se visokim stepenom korisnosti i zadovoljenjem najviših evropskih ekoloških standarda. Investiciono-tehnička dokumentacija za izgradnju bloka TE Nikola Tesla B3 analizirala je izgradnju bloka snage 744 MW (na pragu 686 MW), sa neto stepenom korisnosti od približno 40 %. Osnovna investicija je veća nego u slučaju projekta TE Kolubara B (na nivou 900 miliona EUR), ali niži eksploatacioni troškovi i sprovedene analize pokazuju da je i ova investicija opravdana, odnosno da su svi parametri rentabilnosti objekta pozitivni.

Uporednom realizacijom i završetka TE Kolubara B (2x350 MW) i izgradnje novog bloka TE Nikola Tesla B3 snage 700 MW, jedan kapacitet od 700 MW bi zadovoljio očekivani rast potrošnje, a drugi predstavljao zamenski kapacitet za stare, neefikasne i ekološki neprihvatljive jedinice. Izgradnja novog kapaciteta je dugoročno ekonomski isplativija od ulaganja u ekološku opremu na neefikasnim postrojenjima i omogućava racionalnije raspolaganje ograničenim rezervama uglja. Sirovinska baza kolubarskog ugljenog basena raspolaže dovoljnim količinama uglja odgovarajućeg kvaliteta koji može, uz odgovarajuća investiciona ulaganja, da podrži ovakav razvojni trend proizvodnje električne energije koji je u skladu sa osnovnim principima održivog razvoja (energetska i ekološka efikasnost). Takođe, analize i očekivani trendovi razvoja potrošnje i potencijala proizvodnih kapaciteta, ukazuju na opravdanost ovakvog pristupa. Pri tome, posebno treba imati u vidu:

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

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

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

U tom smislu, JP EPS je započeo aktivnosti za, sa jedne strane, završetak započete TE Kolubara B, a sa druge strane, izgradnju novog bloka na lokaciji TE Nikola Tesla B, čiji bi ulazak u pogon mogao biti posle 2013. godine. Pri tome je imajući u vidu ostvarivanje proizvodnih ciljeva utvrđenih Strategijom razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine, radi oživljavanja investicionih aktivnosti koje su u neposrednoj funkciji povećanja proizvodnje i snabdevanja kupaca električnom energijom, realizacija ovih projekata predviđena modelom zajedničkog ulaganja EPS-a sa strateškim partnerom, pri čemu JP EPS stavlja na raspolaganje sredstva (objekte i opremu) koji su već izgrađeni, odnosno nabavljenu opremu, a strateški investitori ulažu kapital, te srazmerno uloženom kapitalu stiču učešće u vlasništvu, čime se obezbeđuju sredstva za realizaciju projekata. Istovremeno ovakav način rešavanja finansiranja ova dva projekta predstavlja značajan korak u otvaranju tržišta električne energije, odnosno uključivanje u to tržište velikih nezavisnih proizvođača električne energije sa sedištem u zemlji.

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

Podržavajući ovakav pristup JP EPS-a Vlada Republike Srbije je na sednici od 11.12.2008. godine donela zaključak kojim se prihvata informacija o aktivnostima za realizaciju zajedničkih ulaganja JP EPS i strateških partnera radi izgradnje TE Kolubara B i TENT B3, čime su se stekli uslovi za započinjanje dva nezavisna postupka izbora strateških partnera za realizaciju ovih projekata. Na osnovu predviđene dinamike realizacije projekata potrebno je do kraja 2009. godine odabrati najbolje ponuđače na tenderskim procedurama za izbor strateških partnera, nakon čega bi se nastavilo sa realizacijom samih projekata.

7.3.2.1. Izgradnja termoenergetskih postrojenja na kostolački lignit

Na osnovu dosadašnjih analiza i sagledavanja procenjuje se da će u periodu do 2015. godine započeti izgradnja trećeg bloka u TE Kostolac B čija će snaga i dinamika izgradnje biti definisani studijom opravdanosti do kraja maja 2010. godine.

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

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

Sprovedene analize su pokazale da će, razvojem kolubarskog rudarskog basena i otvaranjem novih otkopnih polja, doći do porasta učešća niskokvalitetnih ugljeva toplotne moći ispod 5300 kJ/kg, koji je prisutan kako u rezervama kopova koji su u radu, tako i u budućim kopovima RB Kolubara. Niskokvalitetni ugalj se otkopava (ili se može otkopavati) pri redovnom procesu proizvodnje uglja za termoelektrane, ali se ne može, bez prethodnog mešanja, sagorevati u postojećim kotlovima sa sagorevanjem uglja u sprašenom stanju. Jedna od mogućih opcija primene takvog uglja za proizvodnju električne energije je njegovo korišćenje u kotlovima sa sagorevanjem u CFS. Značajne količine niskokvalitetnog uglja (procenjene su geološke rezerve od 170 miliona t u kolubarskom basenu) dovele su do potrebe da se za njihovo efikasno i ekološki prihvatljivo sagorevanje predvidi izgradnja posebnog postrojenja. Preliminarne analize rađene za postrojenje reda snage 200 MW su pokazale da sagorevanje niskokvalitetnog uglja ima opravdanost, i to kao pitanje od strateškog značaja za razvoj kolubarskog ugljenog basena.

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

Imajući u vidu dosadašnje aktivnosti, započeta je izrada investiciono-tehničke dokumentacije višeg nivoa (prethodna studija opravdanosti sa generalnim projektom) za projekat izgradnje postrojenja sa kotlom sa CFS za sagorevanje niskokvalitetnog uglja iz kolubarskog basena koja treba da uključi analize izbora snage i lokacije potencijalnog bloka i koja će uvažiti aktivnosti na projektovanju novih otkopnih polja.

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

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

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

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

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

3) realizacija aktivnosti za uvođenje novih savremenih gasnih tehnologija u proizvodnju električne energije i toplote u industrijskim preduzećima i sistemima daljinskog grejanja.

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

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

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

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

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

1) sagledavanje nacionalnih potencijala za korišćenje visoko efikasne kogeneracije;

2) određivanje nacionalnih ciljeva (definisanje i praćenje realizacije);

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

4) definisanje kriterijuma za određivanje povlašćenih proizvođača;

5) izrade efikasnih administrativnih procedura

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

Nadalje, u najkraćem roku potrebno je sagledati mogućnosti da se kroz programe jačanja energetske efikasnosti značajno smanji potrošnja energije za zagrevanje stambenih i javnih prostora, kako bi se obezbedili uslovi za socijalno održivu i ekonomski racionalnu eksploataciju kogenerativnih postrojenja.

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

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

Rekonstrukcija TE-TO Novi Sad u kombinovano postrojenje sa gasnom i parnom turbinom ili izgradnja novog gasno-parnog bloka na istoj lokaciji treba da obezbedi konkurentnost i profitabilnost postrojenja u uslovima tržišnog poslovanja i normalnog pariteta cena goriva i energije. U prethodnom periodu razmatrano je nekoliko varijanti rekonstrukcije postojeće TE-TO Novi Sad u gasno-parno postrojenje, uz korišćenje postojeće opreme, koje su upoređene sa izgradnjom novog gasno-parnog bloka uz korišćenje postojeće lokacije i infrastrukture. Došlo se do zaključka da je ekonomski najisplativija izgradnja novog kogeneracijskog gasno-parnog bloka velike snage i energetske efikasnosti. Naime, prethodna studija sa varijantnim rešenjima na nivou generalnog projekta pokazala je da se gradnjom visokoekonomičnog gasno-parnog kogeneracijskog postrojenja veće instalisane snage stvaraju uslovi za proizvodnju električne i toplotne energije po cenama koje se mogu realizovati na tržištu, odnosno koje su niže od cene uvozne električne energije i cene toplotne energije u lokalnim gradskim toplanama.

Ključni razlozi za realizaciju projekta ugradnje novog gasno-parnog bloka TE-TO Novi Sad su:

1) visok stepen iskorišćenja uvoznog prirodnog gasa u procesu kogeneracije električne i toplotne energije kao i u kondenzacionom režimu rada;

2) relativno niski investicioni i kapitalni troškovi u odnosu na energetska postrojenja koja koriste druga fosilna goriva (ugalj, mazut);

3) mogućnost racionalnog korišćenja postojeće infrastrukture na lokaciji;

4) kratak rok izgradnje novog postrojenja (do 3 godine) saglasno zadovoljenju rastućih potreba ees;

5) izrazito niski fiksni troškovi eksploatacije savremenih gasno-parnih postrojenja;

6) ispunjavanje najstrožih ekoloških standarda (značajno niža emisija ugljen-dioksida u odnosu na druga fosilna goriva i dr.).

Ekonomski najpovoljniji rezultati ostvarili bi se kroz izgradnju savremenog visokoefikasnog gasno-parnog postrojenja ukupne snage iznad 450 MWe, i visokim stepenom korisnog dejstva u proizvodnji električne energije od preko 58%, uz mogućnost izdvajanja do 300 MWt toplote s minimalnim faktorom umanjenja električne snage u kombinovanom režimu rada i ukupnom toplotnom efikasnošću od preko 82%.

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

Realizacija ovog projekta predviđa učešće inostranog strateškog partnera EPS-a, na sličan način kako je to predviđeno kod izgradnje termoenergetskih postrojenja na kolubarski lignit. U ovaj projekat je kao lokalni partner uključen Grad Novi Sad, kao nosilac javnog interesa u oblasti snabdevanja toplotnom energijom.

Tendersku proceduru koja će rezultirati izborom strateškog partnera za realizaciju projekta je potrebno sprovesti u toku 2009. godine, nakon čega bi se nastavilo sa realizacijom samog projekta. Projekat treba realizovati do 2012. godine. Vlada Republike Srbije je na sednici od 19.03.2009. godine donela zaključak kojim se prihvata informacija o konceptu privlačenja strateškog partnera za projekat TE-TO Novi Sad, čime se stekao jedan od osnovnih preduslova za izbor strateškog partnera u toku 2009. godine. Pored završetka navedenih aktivnosti na realizacije projekta rekonstrukcije TE-TO Novi Sad, u narednom periodu trebalo bi sprovesti aktivnosti za izradu dokumentacije koja bi sagledala tehnološka rešenja, konfiguraciju postrojenja, prostorne mogućnosti, investicije, energetsku i ekonomsku efikasnost, ekološke efekte, jedinične snage i dinamiku realizacije projekata rekonstrukcije preostale dve TE-TO na prirodni gas u vlasništvu JP Elektroprivreda Srbije (Zrenjanin i Sremska Mitrovica) i u skladu sa rezultatima analiza doneti odgovarajuće odluke vezane za samu realizaciju projekata.

7.3.3.2. Izgradnja novih postrojenja na gas za proizvodnju električne energije

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

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

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

7.3.4. Grejanje Beograda iz termoenergetskog postrojenja

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

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

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

7.3.5. Laboratorija za ispitivanje termoenergetskih postrojenja

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

Mašinski fakultet iz Beograda i JP Elektroprivreda Srbije će izraditi Program izgradnje Laboratorije do kraja 2010. godine. Procenjuje se da je ukupna investicija oko 2,2 miliona evra, a vreme potrebno za realizaciju je do kraja 2012. godine.

7.4. PROGRAMI I PROJEKTI IZ OBLASTI ZAŠTITE ŽIVOTNE SREDINE TERMOELEKTRANA I TERMOELEKTRANA - TOPLANA U REPUBLICI SRBIJI

Prema paketu zakona o zaštiti životne sredine koji su stupili na snagu krajem 2004. godine, odnosno u 2009. godini, obaveza JP EPS-a je da uskladi rad svojih objekata sa odredbama Zakona do 2015. godine. To znači da će se i po nacionalnim propisima koji se usaglašavaju sa regulativom EU, u novim objektima, kao i u objektima koji se revitalizuju, morati primeniti savremene mere zaštite, odnosno moraće se ugraditi postrojenja za odsumporavanje dimnih gasova i elektrofilteri visoke efikasnosti, primeniti mere smanjenja nastajanja azotnih oksida, ugraditi postrojenja za prečišćavanje otpadnih voda, uvesti nova, sa gledišta zaštite životne sredine, povoljna rešenja transporta i odlaganja pepela i sl.

Sredinom 2009. godine JP EPS je prezentovao Zelenu knjigu Elektroprivrede Srbije u kojoj su prikazane sve planirane aktivnosti iz oblasti zaštite životne sredine u okviru JP EPS u narednom periodu. Očekuje se da će se u okviru EPS-a do 2017. godine potrošiti oko 1,2 milijarde EUR za projekte zaštite životne sredine, od čega najveći deo u termoelektranama i termoelektranama - toplanama. Pri tome treba imati u vidu da će realizacija ovih projekta obezbediti ispunjenje zahteva definisanih zakonskom regulativom, što nesumnjivo predstavlja značajan doprinos za širu društvenu zajednicu. Međutim, činjenica je da realizacija ovih projekata neće dovesti do povećanja proizvodnje električne energije, već do smanjenja proizvodnje (nemogućnost rada termoelektrana u vreme zahvata, kao i povećanje sopstvene potrošnje tokom eksploatacije, pre svega, zbog rada postrojenja za odsumporavanje dimnih gasova) i povećanja proizvodnih troškova električne energije.

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

Po pitanju vazduha:

1) ugradnja opreme za kontinualni monitoring dimnih gasova, smanjenje emisije/imisije i poboljšanje stanja kvaliteta vazduha;

2) rekonstrukcija elektrofiltera u skladu sa EU normama (GVE = 50 mg/m3 za praškaste materije) na blokovima koji se rehabilituju;

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

4) uvođenje postrojenja za odsumporavanje dimnih gasova TE u skladu sa EU normama (GVE = 400 mg/m3 za sumporne okside);

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

6) podržavanje programa toplifikacije iz termoelektrana sa aspekta zaštite životne sredine;

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

8) rekultivacija deponija pepela u skladu sa posebnim programom;

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

Po pitanju voda:

1) smanjenje količine i prečišćavanje otpadnih voda;

2) kontrola kvaliteta ispuštenih voda i praćenje njihovog uticaja na recipijente;

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

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

5) izgradnja postrojenja za prečišćavanje zauljenih otpadnih voda.

Po ostalim pitanjima:

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

2) projekat organizacije i upravljanja zaštitom životne sredine.

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

U tabeli 7.3. daje se paralelno pregled procenjene emitovane količine štetnih materija ukupno za sve TE JP EPS-a na godišnjem nivou (pri radu od 6 000 sati), kao i količine posle modernizacije kojom bi se emisija štetnih materija svih blokova TE EPS-a svela na nivo dozvoljen regulativom EU sa procenjenim potrebnim sredstvima.

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

Određene aktivnosti na rekonstrukciji elektrofiltera TE EPS-a su realizovane i u prethodnom periodu, odnosno izvršena je rekonstrukcija na blokovima sa najvišim emisijama: TE Nikola Tesla A3 (2003. godine - delimična rekonstrukcija), TE Nikola Tesla A5 (2004. godine), A2 (2005. godine), A1 (2006. godine) i A4 (2007. godine), kao i TE Kostolac A2 (2006. godine) i A1 (2007. godine) i njihova emisija je ispod GVE od 50 mg/m3. Predstojeće predviđene aktivnosti prikazane su u tabeli 7.4.

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

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

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

Veći sadržaj sumpora u lignitu iz Kostolačkog ugljenog basena (oko 1,30%) u odnosu na Kolubarski (0,45%) doveo je do odluke da se prvo postrojenje za odsumporavanje dimnih gasova izgradi u TE Kostolac B. Radovi će se obaviti tokom 2009 - 12. godine pod pretpostavkom da se obezbedi sva potrebna dokumentacija (započeta je izrada investiciono-tehničke dokumentacije). Nakon toga postrojenje za odsumporavanje dimnih gasova izgradiće se u TE Nikola Tesla B u periodu 2011 - 13. godine, a zatim slede TE Nikola Tesla A5 i A6 u periodu 2012 - 14. godine i TE Nikola Tesla A3 i A4 2013 - 15. godine. Kada je u pitanju odsumporavanje ostalih blokova TE EPS-a (TE Nikola Tesla A1 i A2, TE Kolubara A5, TE Kostolac A1 i A2 i TE Morava), odluka o njihovom usaglašavanju sa zahtevima zakonske regulative doneće se u zavisnosti od njihovog predviđenog angažovanja u narednom periodu. U tabeli 7.6. data su procenjena finansijska sredstva za izgradnju postrojenja za odsumporavanje.

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

Od mera za smanjenje negativnog uticaja termoelektrana na životnu sredinu treba istaći i projekte rekonstrukcije sistema transporta i odlaganja pepela i šljake primenom unapređene tehnologije (ugušćena pulpa sa odnosom vode i pepela 1:1). Za TE Kostolac B ugovorena je zamena sistema transporta pepela i šljake (ugušćena pulpa 1:1) u iznosu od 21.4 miliona evra finansirana iz kredita EBRD I, pri čemu bi projekat trebao da se završi tokom 2010. godine. Zamena sistema transporta pepela i šljake (ugušćena pulpa 1:1) za TE Nikola Tesla B finansira se donacijom Evropske agencije za rekonstrukciju (EAR) u iznosu od 28.5 miliona evra i trebalo bi da se završi tokom 2010. godine. Zamena sistema transporta pepela i šljake novim sistemom (ugušćena pulpa 1:1) u TE Kostolac A završiće se do kraja 2012. godine i finansiraće se iz kredita KfW IV u iznosu od oko 16 miliona evra. U TE Nikola Tesla A predviđena je zamena sistema transporta pepela i šljake do 2012. godine (investiciona dokumentacija u fazi izrade), pri čemu su potrebna sredstva procenjena na 40 miliona evra i još uvek nije definisan izvor finansiranja. Za TE Kolubara A blok A5 2008. godine ugovorena je zamena sistema transporta pepela i šljake (ugušćena pulpa 1:1) u iznosu od 11,00 miliona evra finansirana iz sredstava fonda za zaštitu životne sredine Republike Srbije pri čemu je projekat trebalo da se završi do kraja 2009. godine. U tabeli 7.7. data su procenjena finansijska sredstva za izgradnju postrojenja za transport i odlaganje pepela i šljake koja su u fazi realizacije.

Tabela 7.7. Postrojenja za transport i odlaganje pepela i šljake u fazi realizacije

PRILOG 7.1.

Tabela 7.8. Osnovni podaci o termoelektranama JP EPS-a

*Počev od juna 1999. godine JP "Elektroprivreda Srbije" nije u mogućnosti da koristi i upravlja termoenergetskim kapacitetima u AP Kosovo i Metohija

Tabela 7.9. Osnovni podaci o termoelektranama - toplanama EPS-a

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

Tabela 7.10. Toplotni konzum Panonskih elektrana

* za potrebe TE-TO Novi Sad
** prema potrebama rafinerije (rafinerija ima svoj izvor)

8. ELEKTRODISTRIBUTIVNI SISTEMI

8.1. OSTVARENJE ELEKTROENERGETSKOG BILANSA U 2008. GODINI

Privredna društva za distribuciju električne energije obavljala su svoju delatnost u periodu januar - decembar 2008. godine u skladu sa važećim propisima, od kojih treba posebno istaći Tarifni sistem za pristup i korišćenje sistema za prenos električne energije ("Službeni glasnik RS", br. 1/07 i 31/07) sa primenom od 01.01.2008. godine i Tarifni sistem za obračun električne energije za tarifne kupce ("Službeni glasnik RS", br. 1/07, 31/07, 50/07, 81/07 i 21/08) sa primenom od 01.03.2008. g. Cena električne energije povećana je 01.08.2008. g. u proseku 8,4%.

Na nivou Republike, elektrodistributivna privredna društva su u periodu januar - decembar 2008. godine vršila isporuku električne energije za 3.426.271 kupaca. Od ukupnog broja kupaca, 89,22% se odnosi na kategoriju "domaćinstvo". Pri tome prodato je 27.639 GWh električne energije, što je 2,47 % više nego u istom periodu prethodne godine, a 2 % manje od planiranog.

Privredna društva za distribuciju električne energije su u periodu januar-decembar 2008. godine preuzela od EPS 32.269 GWh električne energije, što zajedno sa proizvodnjom u sopstvenim elektranama i ostalim nabavkama čini 32.318 GWh raspoložive električne energije, čime je povećana raspoloživa energija 3 % u odnosu na isti period prethodne godine, a u odnosu na planirane veličine manja je za 0,77 %.

Prosečna nabavna cena iznosila je 2,567 din/kWh, a ostvarena prosečna cena svedena na realizovani kWh iznosila je 3,029 din/kWh.

Razlika između raspoložive i prodate električne energije od 4.678 GWh predstavlja gubitak na distributivnoj mreži i on je u odnosu na prethodnu godinu veći 4,78 %, a u odnosu na plan 8,71 %. Ostvareni gubici u odnosu na ukupno preuzetu električnu energiju iznosili su 14,48 %, što je povećanje u odnosu na 2007. g. za 1,97 %, a u odnosu na planirane (13,21) za 9,61 %.

U strukturi prodaje električne energije, prodaja na visokom i srednjem naponu čini 27,90 %, a na niskom naponu prodato je 19.927 GWh ili 72,10 % ukupne prodaje kupcima. Prodaja na visokom naponu povećana je 7 % u odnosu na prethodnu godinu, a prodaja na srednjem naponu povećana je za 2 %. Od ukupne potrošnje na niskom naponu, na potrošnju u domaćinstvima se odnosi 71,82 %. Kategorija "domaćinstvo" učestvuje u ukupnoj prodaji sa 51,79 % i potrošnja u ovoj kategoriji kupaca ima blagu tendenciju rasta u odnosu na prethodne kvartalne periode. Prodaja potrošačima na niskom naponu povećana je 2 % u odnosu na prethodnu godinu, a prodaja potrošačima iz kategorije "domaćinstvo" povećana je za 1 %, dok je 5 % manja od planiranog. Prosečna prodajna cena električne energije iznosila je 4,285 din/kWh bez PDV, odnosno 5,055 dinara sa PDV.

U periodu januar - decembar 2008. godine u kategoriji "domaćinstva" ostvareni su popusti kupcima u skladu sa odlukama Upravnog odbora JP EPS, i iznosili su ukupno 1.247 miliona dinara za ukupno 13.286.167 kupaca, odnosno prosečno mesečno 103 miliona dinara za 1.107.181 kupca. Popust od 5 % za blagovremeno plaćanje računa za utrošenu električnu energiju ostvarilo je kumulativno 12.748.266 kupaca u iznosu od 1.112 miliona dinara, odnosno prosečno mesečno 1.062.356 kupaca sa popustom od 92,7 miliona dinara.

Popusti ostvareni u periodu januar - decembar 2008. g. čine 0,95 % ukupnog prihoda privrednih društava za distribuciju električne energije.

8.2. STANJE MERNE INFRASTRUKTURE, PROCENJENI NIVOI GUBITAKA U ODNOSU NA UKUPNE I VALORIZOVANI IZNOS SREDSTAVA KOJI SE PO TOM OSNOVU ODLIVA

U elektroprivredi Srbije kod elektrodistributivnih kupaca nalazi se oko 3.426.271 merila za prodaju i razmenu električne energije.

Stanje po PD ED je sledeće:

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

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

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

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

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

Ako se procenjuje da ukupni gubici u distributivnoj mreži iznose preko 4.000 GWh (tačnije 4.678.895 MWh za 2008. godinu) i da na tehničke gubitke otpada oko 60% dok su 40% takozvani "komercijalni" gubici i gubici u mernoj infrastrukturi i ostali, što iznosi 1.871.558 MWh. Ako se uzme da su gubici u mernoj infrastrukturi oko 25% od njih, dobija se iznos 467.889 MWh. Preračunato na novac, dolazi se do cifre od preko 15.000.000 EUR. Ovaj iznos se može smatrati za godišnji iznos sredstava koji se po ovom osnovu nepovratno odliva.

8.3. PROGNOZA OČEKIVANOG BROJA STANOVNIŠTVA, RASPOLOŽIVE I ISPORUČENE ELEKTRIČNE ENERGIJE I SNAGE, STRUKTURA GUBITAKA ZA PERIOD 2008 - 2012. GODINE

Podaci o prognozi očekivanog broja stanovništva do 2012. godine preuzeti su iz Memoranduma o budžetu i ekonomskoj i fiskalnoj politici za 2010. godinu sa projekcijama za 2011. i 2012. godinu.

U tabeli 8.1 data je prognoza očekivanog broja stanovnika do 2012. godine po elektrodistribucijama i za Republiku Srbiju.

Procenjeni broj potrošača u budućem periodu do 2012. je dat u tabeli 8.2, a na osnovu podataka iz tabele 8.1 i 8.2 izračunati su i procenjeni podaci o broju stanovnika po domaćinstvu za period do 2012. godine (tabela 8.3).

Statistički podaci o postojećim distributivnim objektima, od naponskog nivoa 110 kV, pa sve do niskonaponske mreže, sa stanjem na dan 31.12.2008. godine, dati su u tabelama 8.1.1, 8.1.2 i 8.1.3. u Prilogu 8.1.

Prognoza potrošnje električne energije do 2012. godine, na nivou svih PD ED i Srbiju u celini data je u tabeli 8.1.4 u Prilogu 8.1.

Prognoza raspoložive i isporučene električne energije, kao i gubitaka električne energije po PD ED i Srbiju u celini do 2012. godine, data je u Prilogu 8.1 (tabele 8.1.5 i 8.1.6.).

Važan segment u ostvarenju Strategije razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine su aktivnosti na smanjenju gubitaka električne energije, kako tehničkih, tako i netehničkih.

Smanjenje tehničkih gubitaka podrazumeva mere kojima se omogućuje optimizacija rada distributivnih elektroenergetskih objekata (u daljem tekstu: EEO) i mere investicionog karaktera izgradnjom novih, kao i rekonstrukcijom i modernizacijom postojećih EEO.

Smanjenje netehničkih gubitaka treba sprovesti u skladu sa jedinstvenim operativnim programom za smanjenje netehničkih gubitaka JP EPS sa posebnim akcentom na:

1) Dodatno angažovanje vezano za otkrivanje neovlašćene potrošnje i neprijavljenih kupaca

2) Prilikom ugradnje kod novih kupaca i u procesu rekonstrukcije postojećih mernih mesta isključivo ugrađivati statička višefunkcijska brojila

3) Gde god za to postoji mogućnost kod novih kupaca i u procesu rekonstrukcije postojećih mernih mesta predvideti izmešteno mesto merenja

4) Izmenom zakonske regulative i tešnjom saradnjom sa državnim organima vezano za tretman neovlašćene potrošnje i neprijavljenih kupaca

Tabela 8.1 Procena broja stanovnika po ED područjima i za Srbiju u celini - period od 2008. do 2012. godine

Tabela 8.2 Procena broja domaćinstava po ED područjima i za Srbiju u celini - period od 2008. do 2012. godine

Tabela 8.3 Procena broja stanovnika po domaćinstvu za ED područja i za Srbiju u celini od 2008. do 2012. godine

a. Komentar kretanja i prognoza energije

U posmatranom petnaestogodišnjem periodu desile su se veoma velike promene u strukturi finalne potrošnje električne energije, kako na nivou Srbije kao celine, tako i po pojedinim ED područjima. Po pravilu došlo je do značajnog opadanja učešća potrošnje na visokom naponu (110 kV) i srednjem naponu (10, 20 i 35 kV) i porasta učešća potrošnje na niskom naponu u ukupnoj potrošnji. Za Srbiju kao celinu, na primer, 1990. godini (poslednjim godinama "normalnog stanja"), potrošnja na visokom (VN) i srednjim (SN) naponima učestvovala je u ukupnoj potrošnji (računajući i gubitke u distribuciji) sa 42,3%, da bi već 1993. godine njeno učešće palo na ~23%, koliko je bilo i 2005. godine. Učešće domaćinstava u ukupnoj potrošnji Srbije poraslo je sa ~40% u 1990. godini na ~55% u 1995. godini, da bi u 2005. godini opalo na 47%. Potrošnja ostalih potrošača na niskom naponu, uključujući i javnu rasvetu rasla je u celom prethodnom petnaestogodišnjem periodu, tako da je njeno učešće u ukupnoj potrošnji poraslo sa 10,5% u 1990. godini na 15,6% u 2005. godini. Kao što se iz tabela vidi, učešće gubitaka u distributivnoj mreži, u energiji isporučenoj na pragu preuzimanja iz prenosne mreže, za Srbiju u celini, poraslo je sa 8,45% u 1990. godini na 14,2% u 2005. godini. Kao što se iz priloženih tabela vidi, u periodu 1990 - 1995. godine, potrošnja u kategoriji domaćinstava rasla je po vrlo visokim godišnjim stopama na svim posmatranim ED područjima. Za Srbiju ta stopa, za taj period, bila je 8,18%, a na nekim područjima je išla i do 14%. Osnovni uzrok takvim kretanjima bila je, najverovatnije, izuzetno niska cena električne energije, što je rezultiralo masovnom preorijentacijom domaćinstava na grejanje električnom energijom. Nedostatak drugih energenata po paritetnim cenama i korišćenje električne energije za dogrevanje tada slabo grejanih stanova priključenih na daljinsko grejanje, dodatno su doprinosili tome. U isto vreme, enormno smanjenje aktivnosti privrednih preduzeća, a često i potpuni prekid njihovog rada, dovelo je do izuzetno velikog pada potrošnje potrošača priključenih na srednji i visoki napon.

U periodu 1995 - 2005. godine došlo je do značajne promene trendova u razvoju potrošnje električne energije (u odnosu na period 1990 - 1995. godine), kako u Srbiji kao celini, tako i na najvećem broju ED područja. U kategoriji domaćinstava, čiji je udeo u ukupnoj potrošnji najveći, došlo je do zaustavljanja daljeg rasta potrošnje i do njenog blagog opadanja. Takav trend je najverovatnije posledica podizanja cena električne energije i promene tarifnog sistema početkom 2002. godine, dostupnosti i drugih energenata za zagrevanje stanova, boljeg rada sistema daljinskog grejanja i činjenice da je u periodu do 1995. godine prelazak domaćinstava na grejanje električnom energijom u najvećoj meri već bio završen. Takođe može se videti da je maksimalna potrošnja prosečnog domaćinstva dostignuta, za Srbiju u celini i na najvećem broju ED područja oko 1995. godine. Oko tada dostignute vrednosti ta potrošnja zadržala se, uz manja kolebanja, do 2000. godine, da bi u narednim godinama, posebno posle donošenja novog tarifnog sistema i porasta cene, počela da blago opada. Dalja kretanja potrošnje u ovoj kategoriji zavisiće od više faktora (cene, gasifikacija, toplifikacija i dr.).

U ovome periodu na najvećem broju područja (izuzetak su područja Zaječara, Leskovca i Vranja), kao i u Srbiji u celini, zaustavljeno je dalje opadanje potrošnje na visokom i srednjem naponu, odnosno zabeležen je njen blagi porast.

U kategoriji "ostalih" potrošača na niskom naponu, uključujući i javno osvetljenje, nastavljen je i u ovome periodu pozitivan trend porasta potrošnje, sa značajnim prosečnim godišnjim stopama rasta. Za Republiku Srbiju u celini ta stopa je iznosila ~4.5%. Ukupna potrošnja na pragu prenosne mreže Srbije (neto potrošnja + gubici u distributivnim mrežama) rasla je u periodu 1995 - 2005. godine po prosečnoj godišnjoj stopi od 1,21%. Treba napomenuti da je dobar deo porasta otišao na gubitke (ma koje vrste da su bili) u distributivnoj mreži. Na području ED Vranje, na primer, ceo porast nabavke između 1995. i 2005. godine otišao je u gubitke. Čak i nešto više, pošto je zabeležen pad neto potrošnje. Samo na području ED Zaječar zabeležen je i u ovome periodu pad isporuke na pragu prenosne mreže, pre svega zbog nastavka opadanja potrošnje na naponskim nivoima 110 kV i 35 kV.

Prognoziranje potreba za električnom energijom i snagom je složen i nezahvalan posao, pri čemu na valjanost prognoze utiče više faktora i statističkih podataka. Ipak, u uslovima stabilnog razvoja društva i privrede u nekoj zemlji, mogu se, korišćenjem matematičkih metoda koje su proverene u prethodnim analizama, dobiti rezultati koji se mogu smatrati pouzdanom osnovom za planiranje razvoja električnih mreža. S obzirom na uslove u kojima se u prethodnih petnaestak godina nalazila Srbija i na činjenicu da prolazi kroz težak i u mnogo čemu neizvestan period tranzicije, čije je trajanje dosta teško predvideti, sagledavanje budućih, posebno dugoročnih, potreba za električnom energijom i snagom u velikoj meri je dodatno otežano. Imajući to u vidu zadovoljavajući rezultati se mogu dobiti izborom linearnog modela za prognozu energije i snage do 2012. godine. U tom smislu korišćen je model prave linije za prognozu, definisan jednačinom:

U ovoj jednačini su:

a i b - koeficijenti koji se određuju na osnovu razvoja potrošnje na posmatranom području u izabranom prethodnom periodu 1990 - 2008.;

t - vreme (godina) za koju se vrednost energije Wt izračunava, pri čemu prva godina izabranog prethodnog perioda nosi broj 1.

b. Komentar kretanja i prognoza snage

U tabeli 8.1.7. Priloga 8.1 su prikazane vrednosti godišnjeg faktora opterećenja po ED područjima i za Republiku Srbiju u celini (m), a u tabeli 8.1.8. vrednosti ekvivalentnog godišnjeg vremena iskorišćenja vršne snage (Tm), po istim područjima. Za period 2008. do 2012. faktor opterećenja računat je prema relaciji:

u kojoj je:

W npod - energija preuzeta na pragu prenosne mreže na posmatranom području (područje ED bez direktnih potrošača, odnosno ukupna isporuka na tome mestu za Srbiju u celini);

P vrpod - vršno godišnje opterećenje ED, odnosno Srbije;

T=8760 h - Vreme od 1 godine u časovima.

Ekvivalentno godišnje vreme iskorišćenja vršne snage računato je po relaciji:

odnosno,

Posle stupanja na snagu novog tarifnog sistema (2002. godine) došlo je do pada vršnog opterećenja na većini područja, i Srbiji u celini. Takođe se dolazi i do boljeg iskorišćenja vršne snage, odnosno do značajnog porasta vrednosti Tm. Ta promena je naročito izražena na područjima ED Beograd i Elektrovojvodine.

Što se tiče prognoze vršne snage, podaci su dobijeni deljenjem prognozirane energije do 2012. godine sa ekvivalentnim vremenima godišnjeg korišćenja vršne snage i nalaze se u tabeli 8.1.9 u Prilogu 8.1. Rezultati su dati po PD ED područjima i Srbiji u celini.

Na nivou Srbije (bez podataka za Autonomnu pokrajinu Kosovo i Metohiju) računato je sa Tm = 5343 časova/godišnje u 2012. godini. Ovaj podatak je preuzet iz studije Instituta Nikola Tesla.

8.4. DINAMIKA REVITALIZACIJE I MODERNIZACIJE ELEKTROENERGETSKIH OBJEKATA DO 2012. GODINE

Dugogodišnja, manja od realno potrebnih ulaganja u distributivnu mrežu dovela su do toga da je veliki broj EEO, posebno u zimskom periodu, bio preopterećen i vrlo često radio iznad tehničkih mogućnosti, što je za posledicu imalo povećane tehničke gubitke, česte kvarove, a potrošači su ostajali bez napajanja električnom energijom u dužim vremenskim periodima.

Analizom rada EEO ranijih godina, očekivanim vekom trajanja ugrađene opreme kao i podataka PD ED iz reference došlo se do relevantnih podataka i realnih podloga koje su korišćene prilikom izbora objekata kod kojih je do 2012. godine, potrebno izvršiti rekonstrukciju, revitalizaciju, proširenje i modernizaciju.

Pregled prognoziranih sredstava za rekonstrukciju i modernizaciju po naponskim nivoima je dat u tabeli 8.4.1, dok je pregled po Privrednim društvima prikazan u tabeli 8.4.2.

Tabela 8.4.1 - Pregled prognoziranih sredstava za rekonstrukciju i modernizaciju po naponskim nivoima u 000 dinara

Tabela 8.4.2 - Pregled prognoziranih sredstava za rekonstrukciju i modernizaciju po privrednim društvima u 000 dinara

Pregled prognoziranih i realizovanih sredstava za rekonstrukciju i modernizaciju eeo po pd ed u 2006. i 2007. godini dat je u tabeli 8.4.3

Tabela 8.4.3 - Pregled prognoziranih i realizovanih sredstava za rekonstrukciju i modernizaciju po privrednim društvima u 2006. i 2007. godini u 000 dinara

8.5. DINAMIKA IZGRADNJE NOVIH ELEKTROENERGETSKIH OBJEKATA DO 2012. GODINE

Kako bi EPS, mogao u najskorije vreme da izađe na tržište električne energije i u deregulisanom tržištu postane konkurentna kompanija, a u cilju kvalitetnog i pouzdanog napajanja kupaca električnom energijom potrebno je, između ostalog, pored rekonstrukcije i modernizacije postojećih objekata izgraditi i nove distributivne EEO svih naponskih nivoa, tim pre što devedesetih godina prošlog veka, zbog niske cene električne energije, sankcija i dr, nije bilo značajnijih ulaganja u distributivne EEO.

U skladu sa ostvarenim bilansima u prethodnih petnaest godina, studijama razvoja distributivne mreže, trendovima porasta stanovništva, trendom porasta potrošnje kod domaćinstva i industrijskih potrošača, stepena opterećenosti i pouzdanosti postojećih EEO, ekoloških zahteva, tehno-ekonomskih analiza, u tabelama 8.5.1 i 8.5.2 daje se pregled potreba za izgradnjom novih distributivnih EEO u periodu 2008 - 2012. godine.

Kao izvor finansiranja predviđaju se sredstva: JP EPS i privrednih elektrodistributivnih društava, krediti Svetske banke, Evropske banke za obnovu i razvoj, krediti poznatih multinacionalnih kompanija, sredstva iz donacije i sredstva kupaca.

Analiza prognoziranih sredstava koja su predviđena za izgradnju novih EEO za period 2008 - 2012. godine je izvršena po naponskim nivoima i po Privrednim društvima.

Tabela 8.5.1 - Pregled prognoziranih sredstava za izgradnju novih objekata po naponskim nivoima u 000 dinara

Tabela 8.5.2 - Pregled prognoziranih sredstava za izgradnju novih objekata po privrednim društvima u 000 dinara

Za period od 2006. godine do 2007. godine su u tabeli 8.5.3 prikazana planirana i realizovana investiciona sredstva za izgradnju novih objekata. Karakteristično je da su pojedina privredna društva imala značajna odstupanja realizovanih i planiranih finansijskih sredstava. Međutim, u ukupnom iznosu odstupanja su bila između 5% i 10%.

Tabela 8.5.3 - Pregled planiranih i realizovanih investicionih sredstava za izgradnju novih objekata po Privrednim društvima u 000 dinara

Za 2006. i 2007. godinu raspolaže se sa preciznim podacima u vezi sa planiranim i realizovanim sredstvima za zamenu postojeće merne infrastrukture. Pregled planiranih sredstava za zamenu merne infrastrukture je prikazan u tabeli 8.5.4.

Što se tiče realizovanih sredstava za zamenu postojećih brojila sa mikroprocesorskim brojilima, realizovano je samo jedan deo u 2007. godini, i to 98.251 brojilo i 2.655 brojila sa daljinskim očitavanjem.

Tabela 8.5.4 - Pregled planiranih sredstava za zamenu merne infrastrukture u 000 dinara

8.6. DINAMIKA ZAMENE POSTOJEĆE MERNE INFRASTRUKTURE

Pregled prognoziranih sredstava i dinamika zamene merne infrastrukture za period 2008. godine do 2012. godine, detaljno je prikazan u tabeli 8.6.1

Tabela 8.6.1 - Prognozirana sredstva i dinamika zamene merne infrastrukture u 000 dinara

8.7. KVANTIFIKACIJA EFEKATA REALIZACIJE PROGRAMA

Predviđenim sredstvima za rekonstrukciju, revitalizaciju, proširenje, modernizaciju postojećih i izgradnju novih EEO postigli bi se sledeći efekti:

1) Povećana stabilnost i pouzdanost EEO;

2) Povećanje postojećih kapaciteta što omogućava nesmetano priključenje novih kupaca na mrežu;

3) Kontinuirano napajanje kupaca kvalitetnom električnom energijom i snagom;

4) Znatno smanjenje broja i vremena trajanja kvarova;

5) Poboljšanje naponskih prilika kod kupaca;

6) Smanjenje tehničkih i netehničkih gubitaka;

7) Smanjenje troškova eksploatacije i održavanja ugradnjom opreme i materijala novih tehnoloških rešenja;

8) Smanjenje troškova modernizacijom i automatizacijom;

9) Poboljšanje ekoloških prilika ugradnjom ekološki prihvatljivih materijala i izgradnjom objekata u skladu sa ekološkim zahtevima.

Na bazi tehno-ekonomskih analiza JP EPS planirana je rekonstrukcija i modernizacija postojećih i izgradnja novih EEO, pa kvantifikacija efekata po tom osnovu nije posebno razmatrana.

U ovom poglavlju ukazuje se na efekte smanjenja tehničkih gubitaka rekonstrukcijom i modernizacijom postojećih i izgradnjom novih EEO u periodu 2008 - 2012. godine, zatim, efekte delimičnog smanjenja netehničkih gubitaka modernizacijom postojećih i izgradnjom novih EEO, kao i smanjenja netehničkih gubitaka zamenom neispravnih mernih uređaja i baždarenjem postojećih nebaždarenih mernih uređaja. U efekte smanjenja tehničkih gubitaka uračunato je i smanjenje gubitaka po osnovu znatno manje sopstvene potrošnje savremenih mernih uređaja čija se ugradnja planira.

Imajući u vidu sve napred izneto, u tabeli 8.7.1 je data kvantifikacija efekata smanjenja tehničkih i delom netehničkih gubitaka u MWh i 000 dinara, za period 2008 - 2012. godine. Treba napomenuti da će efekti biti znatno veći budući da će u narednom periodu prosečna cena biti mnogo veća od 4.28 dinara po kWh, kolika je bila prosečna cena za široku potrošnju u 2008. godini, prema podacima JP EPS.

Kako se JP EPS priprema za otvoren pristup tržištu treba napomenuti da se sve više mora voditi računa i o neisporučenoj električnoj energiji. U tabeli, 8.7.2 u ovom poglavlju, su prikazane uštede koje bi nastale smanjenjem vremena trajanja kvarova za period 2008 - 2012. godine, u odnosu na vreme ostvarenih kvarova u 2005. godini. Treba napomenuti da je, u zavisnosti od kategorije i specifičnosti kupaca, cena neisporučene električne energije veća za 4 do 20 puta od aktuelne cene za isporučenu električnu energiju.

Tabela 8.7.1 - Kvantifikacija efekata zbog smanjenja gubitaka

Tabela 8.7.2 - Uštede usled smanjenja vremena trajanja kvarova za period 2008 - 2012. godine

8.8. PRIKAZ AKTIVNOSTI U PROCESU PREUZIMANJA TRAFO STANICA (TS) 110/H OD JAVNOG PREDUZEĆA "ELEKTROMREŽA SRBIJE"

1) Procenjuje se da su troškovi za ugradnju obračunskog merenja u transformatorskim poljima 110 kV trafostanica 110/x koje JP EPS preuzima od JP EMS, 1.125.000 dinara u proseku po trafostanici. Planirano je preuzimanje 63 TS 110/x kV.

2) Pregled prognoziranih sredstava za daljinsko upravljanje TS 110/x kV koje EPS preuzima od EMS, prva i druga faza, daje se u tabeli 8.8.1.

3) Potrebna sredstva za revitalizaciju, rekonstrukciju i modernizaciju TS 110/X kV koje će EPS preuzeti od EMS biće poznata nakon završetka studije "Ispitivanje, kontrola, analiza i ocena pogonskog stanja opreme, uređaja i instalacija u TS 110/X kV u procesu prelaska iz EMS u EPS", koju za potrebe JP EPS radi Institut "Nikola Tesla".

Tabela 8.8.1 - Pregled prognoziranih sredstava za daljinsko upravljanje TS 110/x kV u 000 dinara

8.9. PRIKAZ POSTOJEĆIH MALIH HIDRO ELEKTRANA (MHE) I PLAN REVITALIZACIJE ISTIH ZA PERIOD 2008. GODINE DO 2012. GODINE

Pregled malih hidroelektrana na konzumnom području privrednih društava za distribuciju je detaljno prikazan u tabeli 8.9.1.

Tabela 8.9.1

PREGLED MHE NA KONZUMNOM PODRUČJU PD ZA DISTRIBUCIJU