postavitev nadomestnega bloka 6 moči 600 mw v te šoštanj

Transcription

POSTAVITEV NADOMESTNEGA BLOKA 6
MOČI 600 MW
V TE ŠOŠTANJ
NOVELIRANI INVESTICIJSKI PROGRAM
Rev. 4
18. Avgust 2011
Vrsta študije:
Novelirani investicijski program
Revizija št.:
4
Projekt št.:
TEŠ/B6-IP-8/2011
Naslov študije:
POSTAVITEV NADOMESTNEGA BLOKA 6 MOČI 600 MW V TE
ŠOŠTANJ
Investitor:
Termoelektrarna Šoštanj d.o.o.
Naslov:
Cesta Lole Ribarja 18, 3325 Šoštanj, Slovenija
Direktor projekta:
mag. Miran Žgajner
Namestnik direktorja
projekta:
mag. Branko Debeljak
Odgovorna oseba za izdelavo investicijskega programa: mag. Miran Žgajner
Koordinator izdelave: Marko Štrigl
Izdelovalci:
mag. Jože Lenart
mag. Branko Debeljak
Jožefa Guzej
Drago Skornšek
Irena Šlemic
Zvonko Božič
V sodelovanju s strokovnimi službami TEŠ in HSE
Datum izdelave: avgust 2011
Direktor
mag. Simon TOT
Nadzorni svet družbe Termoelektrarna Šoštanj d.o.o. je Novelirani investicijski program,
revizija 4 (NIP 4) obravnaval na svoji 59. seji, dne 18.08.2011 in sprejel naslednja sklepa:
SKLEP:
Na podlagi preučitve Noveliranega investicijskega programa »Postavitev nadomestnega
bloka 6 moči 600 MW v TE Šoštanj«, revizija 4, predstavitve poslovodstva in izdelovalcev
noveliranega investicijskega programa, preučitve recenzije noveliranega investicijskega
programa ter predstavitve recenzenta ter na podlagi zaključkov strokovne komisije, ki jo je
imenoval direktor družbe, nadzorni svet Termoelektrarne Šoštanj d.o.o. ugotavlja, da je
Noveliran investicijski programa »Postavitev nadomestnega bloka 6 moči 600 MW v TE
Šoštanj«, revizija 4, izdelan v skladu s predpisano metodologijo (Uredba o enotni
metodologiji za pripravo in obravnavo investicijske dokumentacije na področju javnih
financ; Uradni list RS, št. 6/06, 54/10) in v skladu s pripombami in priporočili, ki izhajajo iz
sklepov, sprejetih na 130. redni seji Vlade RS dne 14.4.2011.
SKLEP:
Nadzorni svet Termoelektrarne Šoštanj d.o.o. daje soglasje k Noveliranemu investicijskemu
programu »Postavitev nadomestnega bloka 6 moči 600 MW v TE Šoštanj«, revizija 4.
Vsebina:
Stran:
1.
UVOD................................................................................................................................ 8
1.1
1.2
POVZETEK IZDELANE INVESTICIJSKE DOKUMENTACIJE.................................... 10
POVZETEK KLJUČNIH POSTAVK NOVELIRANEGA INVESTICIJSKEGA
PROGRAMA, REVIZIJA 4 ................................................................................................ 17
2.
POVZETEK NOVELIRANEGA INVESTICIJSKEGA PROGRAMA REVIZIJA 4 ............. 32
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
INVESTITOR ...................................................................................................................... 32
OSNOVNI PODATKI O INVESTICIJI.............................................................................. 32
KRATEK OPIS INVESTICIJE ........................................................................................... 36
PREDRAČUNSKA VREDNOST INVESTICIJE IN VIRI FINANCIRANJA .................. 37
UČINKI INVESTICIJE ....................................................................................................... 42
PREDSTAVITEV IN RAZLAGA REZULTATOV ........................................................... 45
3.
PODATKI O INVESTITORJU ......................................................................................... 46
3.1
3.2
SPLOŠNA INFORMACIJA O INVESTITORJU ............................................................... 46
PROIZVODNJA ELEKTRIČNE IN TOPLOTNE ENERGIJE TER PORABA
GORIVA .............................................................................................................................. 50
POSLOVNI REZULTAT INVESTITORJA ....................................................................... 51
3.3
4.
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
4.7
4.8
4.9
5.
ANALIZA TRGA IN TRŽNIH MOŽNOSTI TER RAZLOGI ZA INVESTICIJSKO
NAMERO ....................................................................................................................... 54
PROIZVODNJA IN PORABA ELEKTRIČNE ENERGIJE V SLOVENIJI ..................... 55
TRG SISTEMSKIH STORITEV......................................................................................... 57
ANALIZA TRŽNIH RAZMER Z VIDIKA INVESTICIJE ............................................... 61
GIBANJE CEN PRIMARNIH ENERGENTOV V PRIMERJAVI S CENO
ELEKTRIČNE ENERGIJE ................................................................................................. 63
TRG EMISIJSKIH DOVOLILNIC ..................................................................................... 65
GIBANJE RAZMERJA CEN ELEKTRIČNE ENERGIJE PEAK/BASE.......................... 73
GIBANJE CENE PREMOGA ............................................................................................. 74
RAZMERE PO NESREČI V JEDRSKI ELEKTRARNI FUKUSHIMA ........................... 75
PREDVIDENE PRODAJNE CENE ELEKTRIČNE ENERGIJE IN EMISIJSKIH
KUPONOV V ŽIVLJENJSKI DOBI BLOKA 6 ................................................................ 77
ANALIZA MOŽNIH TEHNOLOGIJ ................................................................................. 80
5.1. TEHNOLOŠKE MOŽNOSTI ............................................................................................. 80
5.2 IZBRANA VARIANTA ...................................................................................................... 84
6.
TEHNIČNO - TEHNOLOŠKA ANALIZA ......................................................................... 85
6.1
6.2
6.3
6.4
6.5
6.6
6.7
6.8
6.9
6.10
6.11
6.12
6.13
KOTLOVSKO POSTROJENJE .......................................................................................... 87
TURBOAGREGAT S POMOŽNIMI SISTEMI ................................................................. 89
KONDENZATNI SISTEM ................................................................................................. 91
REGENERATIVNI GRELNIKI, NAPAJALNI REZERVOAR IN NAPAJALNE
ČRPALKE ........................................................................................................................... 92
TOPLOTNA POSTAJA ...................................................................................................... 92
HLADILNI SISTEM ........................................................................................................... 92
ČIŠČENJE DIMNIH PLINOV ............................................................................................ 93
OSKRBA S PREMOGOM .................................................................................................. 94
OBDELAVA PRODUKTOV .............................................................................................. 94
OSKRBA Z VODO ............................................................................................................. 95
ELEKTROTEHNIKA ......................................................................................................... 96
VODENJE BLOKA ............................................................................................................. 99
GRADBENI DEL .............................................................................................................. 100
7.
ZAGOTAVLJANJE SUROVIN IN ENERGIJE............................................................... 109
7.1
7.2
OSKRBA S SUROVINAMI ............................................................................................. 109
CENA SUROVIN .............................................................................................................. 116
8.
POTREBNO ŠTEVILO ZAPOSLENIH .......................................................................... 117
8.1
ŠTEVILO ZAPOSLENIH Z INVESTICIJO IN BREZ .................................................... 118
9.
ANALIZA LOKACIJE ................................................................................................... 119
9.1
9.2
LOKACIJA NAPRAV ...................................................................................................... 119
UPRAVNI POSTOPEK .................................................................................................... 120
10.
VPLIVI NA OKOLJE ..................................................................................................... 121
10.1
10.2
10.3
10.4
10.5
10.6
SPLOŠNO ......................................................................................................................... 121
VARSTVO ZRAKA .......................................................................................................... 121
VARSTVO VODA ............................................................................................................ 122
ODPADNI PRODUKTI .................................................................................................... 124
ZAŠČITA OKOLICE PRED HRUPOM ........................................................................... 126
VPLIV NA KRAJINSKI IZGLED TER KULTURNE, ZGODOVINSKE IN
NARAVNE ZNAMENITOSTI ......................................................................................... 126
11.
12.
TERMINSKI PLAN GRADNJE...................................................................................... 127
PREDRAČUNSKA VREDNOST INVESTICIJE IN VIRI FINANCIRANJA ..................... 128
13.
LASTNA CENA PROIZVEDENE ELEKTRIČNE ENERGIJE IN IZRAČUN
UPRAVIČENOSTI INVESTICIJE .................................................................................. 138
13.1
13.2
13.3
13.4
13.5
13.6
13.7
13.8
VHODNI PODATKI ......................................................................................................... 138
LASTNA CENA ELEKTRIČNE ENERGIJE NA PRAGU TEŠ ..................................... 139
IZRAČUN PRIHODKOV IN STROŠKOV ...................................................................... 140
LIKVIDNOST PROJEKTA .............................................................................................. 141
FINANČNO-TRŽNA UČINKOVITOST ......................................................................... 142
EKONOMSKA MERILA.................................................................................................. 145
RAZVOJNA MERILA ...................................................................................................... 145
POSLOVANJE TEŠ Z INVESTICIJO.............................................................................. 145
12.1 PREDRAČUNSKA VREDNOST INVESTICIJE ............................................................ 128
12.2 VIRI FINANCIRANJA ..................................................................................................... 132
12.3 IZRAČUN KREDITNIH OBVEZNOSTI ......................................................................... 134
14.
ANALIZA OBČUTLJIVOSTI IN TVEGANJ ................................................................... 158
15.
16.
VIRI ............................................................................................................................... 168
PRILOGE ...................................................................................................................... 169
14.1 ANALIZA OBČUTLJIVOSTI .......................................................................................... 158
14.2 ANALIZA TVEGANJ ....................................................................................................... 161
Postavitev nadomestnega bloka 6 moči 600 MW v TEŠ - Novelirani investicijski program, rev. 4, 18.08.2011
1. UVOD
Trg električne energije postaja vse bolj kompleksen, tako z vidika ponudnikov, časovne
dinamike odjema in varovanja okolja, kot tudi s ciljem zagotavljanja vzdržne rasti energetske
dejavnosti in vsega gospodarstva, nacionalnega in globalnega. S pospešenim vlaganjem in
subvencioniranjem obnovljivih virov se veča tudi zahteva po zanesljivih proizvodnih sistemih,
ki omogočajo stabilnost elektroenergetskega sistema. Sledenje sodobnim usmeritvam na
področju energetike je bilo ključno pri koncipiranju nadomestnega bloka 6 Termoelektrarne
Šoštanj d.o.o. (blok 6 TEŠ).
Glavni razlog za novo nadomestno enoto Blok 6 TEŠ je v dotrajanost obstoječih proizvodnih
enot (blokov) v Termoelektrarni Šoštanj (TEŠ), saj te obratujejo z zastarelo tehnologijo, ki
sčasoma ne bo več izpolnjevala minimalnih zahtev za tovrstne enote. Za presojo o smiselnosti
investicije je ključnega pomena energetska lokacija z vso potrebno infrastrukturo za odvod
električne energije, kakor tudi naklonjenost prebivalcev. Danes je ne samo v Sloveniji, temveč
tudi širše nemogoče pridobiti novo energetsko lokacijo v relativno kratkem času (pet let).
TEŠ danes zagotavlja približno 1/3 proizvodnje električne energije v Republiki Sloveniji in
njegova vloga je zaradi specifičnosti obratovanja, ki se prilagaja potrebam
elektroenergetskega sistema in potrošnikov, skoraj nezamenljiva. Moč obstoječih premogovnih
enot je 695 MW, kar je dobrih 15 % več od nadomestnega bloka 6.
S postavitvijo nove nadomestne enote na premogovno kurjavo (Blok 6) se bodo zaradi
uporabe najnovejše (BAT) tehnologije bistveno zmanjšale obremenitve okolja z emisijami
toplogrednega plina CO 2 in drugimi emisijami in to z doseganjem bistveno višjega
energetskega izkoristka nove enote.
Ključni cilji investicije so:
• ohraniti proizvodnjo električne energije na lokaciji TEŠ z uporabo domačega premoga
• proizvodnja električne energije cca. 3.500 GWh ob cca. 30% nižji porabi premoga 1
• znižati emisijski faktor (kg CO 2 / kWh) z 1,25 na 0,87
• znižati stroškovno/lastno ceno električne energije za več kot 20 EUR/MWh
• doseči donosnost na lastniški kapital najmanj v velikosti 10 %
• v povezavi s Premogovnikom Velenje zagotoviti nadaljnji obstoj energetike v Šaleški dolini
• izpolniti podnebne zaveze v okviru EU
• doseči interno stopnjo donosa (ISD), ki bo večja od 7 %
V NIP 4 so vključene tudi vse zahteve in predlogi, ki izhajajo iz dopisov in sklepov Ministrstva
za gospodarstvo Republike Slovenije in Vlade Republike Slovenije. Še posebej smo upoštevali
sklepe 130. redne seje Vlade RS z dne 14. 4. 2011, na kateri je vlada pod točko III.-8A
sprejela med drugim naslednji sklep:
•
Glede na visoko stopnjo tveganja projekta in ob upoštevanju visoke izpostavljenosti
države kot lastnice HSE do projekta izgradnje bloka 6 TEŠ, je Vlada Republike
Slovenije pripravljena prevzeti dodatno tveganje z izdajo državnega poroštva za projekt
bloka 6 TEŠ v višini 440 mio EUR pod pogojem, da bo investitor v novem
investicijskem programu, ki bo upošteval vse stroške projekta (vključno s stroški
razgradnje objektov blokov, 4,5 in 6 in plinskih turbin po izteku življenjske dobe), s
temeljito analizo sposobnosti doseganja cene premoga 2,25 EUR/GJ, kakor tudi
temeljito analizo vseh ostalih vhodnih parametrov investicije, dokazal, da so izpolnjeni
Znižanje je predvideno glede na ponderirani povprečni izkoristek obstoječih proizvodnih enot TEŠ (blok 3,4
in 5), kateri je med 32,5-33,0 %. V primerjavi z blokom 6, katerega maksimalni izkoristek je cca 43 %,
predstavlja to cca. 30 % znižanje
1
8
vsi pogoji za doseganje donosnosti projekta, ki naj bi bili predpisani s sektorsko politiko
za področje energetike.
V skladu z Uredbo o enotni metodologiji za pripravo in obravnavo investicijske dokumentacije
na področju javnih financ novelacija investicijskega programa sicer ni nujna, saj je investicija
že v teku, njena cena pa se tudi ni povečala za več kot 20 %, kot predpisuje 6. člen Uredbe.
Novelacija investicijskega programa je pripravljena zaradi naslednjih razlogov:
•
•
•
•
•
•
realna ocenitev stroškov pogodbe za dobavo glavne tehnološke opreme
sprememba vrednosti gradbenih objektov
sprememba v obsegu opreme po paketih
spremenjeni pogoji financiranja in posledično stroški financiranja
vključitev stroškov razgradnje vseh enot v ekonomiko projekta
podrobnejša opredelitev vseh parametrov premoga
in zahtev vlade.
V času izdelave NIP 4 je doživel objavo in začetek javne obravnave predlog Nacionalnega
energetskega programa (predlog NEP), ki bo začrtal smeri razvoja slovenske energetike do
leta 2040. V predlog NEP je vključen tudi projekt nadomestnega bloka 6 TEŠ. V analitičnem
delu predloga NEP so prikazane tudi cene električne energije in emisijskih kuponov CO 2 v
prihodnjih obdobjih. V izogib razpravam o korektnosti cen smo v izračun ekonomske
upravičenosti investicije v blok 6 vključili predvidene cene iz predloga NEP.
9
1.1
POVZETEK IZDELANE INVESTICIJSKE DOKUMENTACIJE
Za začetek izdelave investicijske dokumentacije, ki je v skladu z Uredbo o enotni metodologiji
za pripravo in obravnavo investicijske dokumentacije na področju javnih financ (Uradni list RS
60/2006) in spremembami in dopolnitvami objavljenimi v Uradnem listu RS 54/20100, štejemo
Predinvesticijsko zasnovo iz julija 2005, ki je sledila Dokumentu identifikacije investicijskega
projekta iz maja 2005. Na podlagi teh dokumentov in študij je bil pripravljen Investicijski
program, april 2006. Novembra 2006 je bila izdelana že revizija 1. Marca 2009 je bila
zaključena izdelava Noveliranega investicijskega programa revizija 2, kateri je na zahtevo
lastnika oktobra 2009 sledila revizija 3. Revizijo 3 je revidirala družba CEE d.o.o.
Na podlagi študij, pripomb Vlade Republike Slovenije, Ministrstva za gospodarstvo in Agencije
za upravljanje naložb v državni lasti, predvsem pa zaradi zahtev Nadzornih svetov TEŠ d.o.o.
in HSE d.o.o., je v skladu z zgoraj citirano Uredbo, člen 6, pripravljena revizija 4.
V tem poglavju prikazujemo povzetke osnovnega investicijskega programa, vključno z vsemi
revizijami. Posebno pozornost smo namenili povzetku revizije 4, kjer tudi podrobneje
prikazujemo razlike po posameznih postavkah predračunske vrednosti v primerjavi z revizijo 3.
Najpomembnejši del je vključitev realne ocene pogodbeno sprejete eskalacije v predračunsko
vrednost po tekočih cenah v reviziji 4.
1.1.1 POVZETEK PREDINVESTICIJSKE ZASNOVE
V predinvesticijski zasnovi (julij 2005) sta bili za nov blok obravnavani in med sabo
primerjani enoti moči 500 MW in 600 MW, ki sta na trgu dosegljivi in že preizkušeni s
parametri procesa, ki omogočajo doseganje visokega izkoristka ter s tem povezane nizke
specifične emisije CO 2 in ustrezne prodajne cene električne energije.
Enota kot gorivo uporablja premog iz Premogovnika Velenje. Zaradi uskladitve proizvodnje
električne energije iz nove enote z razpoložljivim premogom po podatkih Premogovnika
Velenje za načrtovani odkup je bila kurjava za varianto moči 600 MW predvidena z mešanico
lignita in uvoženega črnega premoga. Delež črnega premoga se spreminja v odvisnosti od
razpoložljive količine lignita, ne prekorači pa 6% (utežno) skupne količine premoga. Pri varianti
z močjo 500 MW je predvidena uporaba samo velenjskega lignita.
Za obe enoti (moči 500 MW in 600 MW) je bila izračunana ekonomika investicije v 40 letnem
obdobju obratovanja pri prodajni ceni električne energije 10,5 SIT/kWh (43,75 EUR/MWh) in
ceni velenjskega lignita 26,2 EUR/tono ter 22,9 EUR/tono.
Kazalci ekonomike investicije so naslednji:
Pri ceni premoga 26,2 EUR/t:
- lastna cena električne energije:
- doba vračila investicijskih vlaganj
- neto sedanja vrednost (6%-disk. stopnja):
- interna stopnja donosnosti:
Pri ceni premoga 22,9 EUR/t:
- lastna cena električne energije:
- doba vračila investicijskih vlaganj
- neto sedanja vrednost (6%-disk. stopnja):
- interna stopnja donosnosti:
500 MW
600 MW
SIT/kWh
let
mio SIT
%
8,57
25
-11.556
5,2
8,45
24
-4.058
5,7
SIT/kWh
let
mio SIT
%
7,79
22
11.412
6,8
7,84
21
17.813
7,1
10
1.1.2 POVZETEK INVESTICIJSKEGA PROGRAMA
Investicijski program (april 2006) je obravnaval postavitev bloka z izbrano tehnologijo prašne
kurjave z nadkritičnimi parametri pare (270 bar, 600/610°C) v tako imenovani tehniki BoA
(Betriebsoptimierte Anlagen) in z močjo 600 MW na sponkah generatorja.
1.1.2.1. PREDRAČUNSKA VREDNOST INVESTICIJE
Stalne cene
Tekoče cene
Porast
000 EUR
92.292,9
000 EUR
100.320,0
%
8,70 %
9.176,7
9.756,7
6,32 %
Hladilni stolp
16.224,2
17.647,5
8,77 %
GPO
44.380,4
48.323,3
8,88 %
Čiščenje dimnih plinov
7.514,2
8.153,3
8,51 %
Dimnik
7.250,0
7.932,9
9,42 %
Pomožni objekti
5.900,4
6.452,9
9,36 %
Strojno tehnološka oprema
1.847,1
401.222,9
2.052,9
435.280,8
11,14 %
8,49 %
Kotel s pomožno opremo
195.577,1
211.965,0
8,38 %
Turboagregat s pomožno opremo
97.850,0
106.049,2
8,38 %
Gradbena dela
Pripravljalna dela
Zaključna dela
95.500,0
103.753,8
8,64 %
Priprava vode
3.050,0
3.342,5
9,59 %
Transport premoga
3.764,2
4.144,2
10,10 %
Obdelava produktov
3.732,1
4.108,8
10,09 %
Elektro oprema
1.750,0
43.400,0
1.917,9
46.960,0
9,60 %
8,20 %
Energetska oprema
29.700,0
32.141,3
8,22 %
Sistem vodenja
Ostalo
13.700,0
61.740,0
14.818,8
66.606,3
8,17 %
7,88 %
Stroški investitorja
19.500,0
20.936,7
7,37 %
42.240,0
598.655,8
45.669,6
649.167,1
8,12 %
8,44 %
38.305,0
42.210,0
10,19 %
636.960,8
691.377,1
8,54 %
Čistilna naprava odpadnih voda
Inženiring dobavitelja
Skupaj
Stroški financiranja
Predračunska vrednost
Za enoto je bila izračunana ekonomika investicije v 40-letnem obdobju obratovanja pri prodajni
ceni električne energije 43,75 EUR/MWh in ceni velenjskega lignita 23,18 EUR/tono oziroma
2,25 EUR/GJ. Kazalci ekonomike investicije so :
Povprečna lastna cena električne energije
Doba vračila investicijskih vlaganj
Neto sedanja vrednost pri 6%-ni diskontni stopnji
Interna stopnja donosnosti
Relativna neto sedanja vrednost
34,25 EUR/MWh
16 let
88,97 mio EUR
7,5 %
0,19
11
1.1.3 POVZETEK NOVELIRANEGA INVESTICIJSKEGA PROGRAMA (REV. 1)
Investitor je novembra 2006 objavil Periodično informativno obvestilo za izbiro sposobnih
ponudnikov za dobavo glavne tehnološke opreme za blok 6 moči 600 MW. Na podlagi prejetih
prijav je naročnik priznal sposobnost kandidatoma Alstom Power Centrales ter Siemens AG v
konzorciju s Hitachi Power Europe in Siemens Ljubljana. Aprila 2007 je naročnik obema
kandidatoma poslal razpisno dokumentacijo za dobavo in montažo glavne tehnološke opreme.
Naročnik je prejeti ponudbi ovrednotil in kot ustrezno ocenil ponudbo podjetja Alstom, ki je bila
podlaga za izdelavo novelacije IP (rev. 1, september 2007).
Investitor se je odločil za novelacijo investicijskega programa predvsem zaradi:
• spremembe časovnega programa izvedbe del
• povečanja predračunske vrednosti objekta
• spremenjene strukture in pogojev financiranja
Stanje na trgu energetske opreme visoke zahtevnosti, kakršna je predvidena za blok 6, se je
bistveno spremenila. Možen termin zaključka objekta bi bil šele novembra 2014 pod pogojem,
da naročnik čim prej sklene pogodbo o rezervaciji dobave. V skladu s tem je bil korigiran
terminski plan v noveliranem investicijskem programu (rev. 1).
Konjuktura na trgu je povzročila rast cen jekla in jeklenih izdelkov, posebej pa visokozahtevne
energetske opreme, zaradi majhnega števila usposobljenih izvajalcev. V obdobju od decembra
2005 (osnova cen za IP) do julija 2007, ki je bil osnova cene za noveliran IP, se je specifična
cena tovrstne opreme podražila s cca. 950 EUR/kW na cca. 1.450 EUR/kW. Zaradi povečanja
višine posojil in povišanja obrestnih mer so se povečali tudi stroški financiranja tako, da se je
predračunska vrednost objekta po stalnih cenah spremenila s 637,0 mio EUR na 953,9 mio
EUR.
ceni električne energije 70 EUR/MWh in ceni velenjskega lignita 2,25 EUR/GJ.
1.1.3.1. PREDRAČUNSKA VREDNOST INVESTICIJE
Stalne cene
000 EUR
93.575,5
Pripravljalna dela
Gradbena dela GPO
1. Gradbena dela
Hladilni stolp
%
Tekoče cene
Porast
9,8 %
000 EUR
105.315,3
%
12,5 %
10.094,2
1,1 %
10.560,5
4,6 %
48.818,6
5,1 %
54.969,9
12,6 %
9.900,0
1,0 %
11.188,1
13,0 %
Gradbena dela ostalo
2. Oprema z montažo
24.762,8
775.800,0
2,6 %
81,3 %
28.596,7
870.681,2
15,5 %
12,2 %
GTO
654.000,0
68,6 %
731.636,5
11,9 %
RDP
99.159,6
10,4 %
113.414,0
14,4 %
Priprava in čiščenje vode
5.520,0
0,6 %
6.394,2
15,8 %
Transport premoga
4.328,6
0,5 %
5.014,1
15,8 %
Obdelava produktov
4.291,8
0,4 %
4.971,5
15,8 %
GIS 400 kV
3. Ostalo
8.500,0
84.544,6
0,9 %
8,9 %
9.250,8
94.662,6
8,8 %
12,0 %
20.670,0
2,2 %
22.676,3
9,7 %
SKUPAJ
63.874,6
953.920,1
6,7 %
100 %
71.986,3
1.070.659,2
12,7 %
12,2 %
12
Kazalci ekonomike investicije so:
39,6 EUR/MWh
14,7 let
NSV pri 6%-ni diskontni stopnji
502,3 mio EUR
ISD
11,1 %
RNSV
0,79
1.1.4 POVZETEK NOVELIRANEGA INVESTICIJSKEGA PROGRAMA (REV.2)
Novelirani investicijski program (revizija 2, marec 2009) je obravnaval postavitev bloka z
izbrano tehnologijo prašne kurjave z nadkritičnimi parametri pare (270 bar, 600/610°C) v tako
imenovani tehniki BoA (Betriebsoptimierte Anlagen) in z močjo 600 MW na sponkah
generatorja.
Razlogi za novelacijo so bili:
• podražitev glavne tehnološke opreme
• Prestavitev roka izvajanja in zaključka del
• sprememba vrednosti gradbenih objektov
• sprememba v obsegu opreme po paketih
• spremenjeni pogoji financiranja in posledično stroški financiranja
ceni električne energije 70 EUR/MWh in ceni velenjskega lignita 2,25 EUR/GJ.
1.1.4.1 PREDRAČUNSKA VREDNOST INVESTICIJE
Tekoče cene
Stalne cene
000 EUR
%
000 EUR
Porast
Gradbena dela
96.896,2
7,2 %
102.923,6
6,2 %
Pripravljalna dela
11.700,0
0,9 %
11.830,5
1,1 %
GPO
54.207,2
4,0 %
58.073,8
7,1 %
Hladilni stolp
13.194,0
1,0 %
13.841,9
4,9 %
Ostali objekti
17.795,0
1,3 %
19.177,4
7,8 %
1.010.062,3
75,2 %
1.072.793,0
6,2 %
GTO
878.592,0
65,4 %
931.689,5
6,0 %
RDP
97.176,4
7,2 %
104.147,2
7,2 %
Priprava vode
5.796,0
0,4 %
6.336,5
9,3 %
Transport premoga
4.545,0
0,3 %
4.903,5
7,9 %
Obdelava produktov
4.506,4
0,3 %
4.917,1
9,1 %
11.446,5
0,9 %
12.476,7
9,0 %
8.000,0
0,6 %
8.322,6
4,0 %
22.116,9
1,6 %
23.214,6
1,6 %
22.116,9
1.129.075,5
1,6 %
84,1 %
23.214,6
1.198.931,3
5,0 %
84,2 %
213.662,7
15,9 %
225.624,2
5,6 %
1.342.738,2
100 %
1.424.555,4
6,1 %
Oprema
Hladilni sistem
GIS 400 kV
Ostalo
Skupaj
SKUPAJ
13
Kazalci ekonomike investicije so:
Neto sedanja vrednost pri 7%-ni diskontni stopnji
Interna stopnja donosnosti
Relativna neto sedanja vrednost
41,7 EUR/MWh
16 let
237,8 mio EUR
9,11 %
0,29
14
1.1.5 POVZETEK NOVELIRANEGA INVESTICIJSKEGA PROGRAMA (REV. 3)
Novelirani investicijski program (revizija 3, oktober 2009) je obravnaval postavitev bloka z
izbrano tehnologijo prašne kurjave z nadkritičnimi parametri pare (270 bar, 600/610°C) v tako
imenovani tehniki BoA (Betriebsoptimierte Anlagen) in z močjo 600 MW na sponkah
generatorja.
Razlogi za novelacijo so bili:
• sprememba investicijske vrednosti:
o znižanje pogodbene vrednosti glavne tehnološke opreme bloka 6
o znižanje vrednosti za napravo za razžveplanje dimnih plinov bloka 6
o sprememba načina evakuacije električne energije
•
povečanje predvidene prodajne cene električne energije s 70 EUR/MWh na 71,5
EUR/MWh
•
vključitev celotnih stroškov emisijskih kuponov za emisije CO 2 po letu 2012
•
skrajšanje gradnje s 63 mesecev na 60 mesecev.
•
sprememba stroškov financiranja v času gradnje na osnovi spremenjenih izhodišč v zvezi
s strukturo in dinamiko virov financiranja.
ceni električne energije 71,5 EUR/MWh in ceni velenjskega lignita 2,25 EUR/GJ.
1.1.5.1 PREDRAČUNSKA VREDNOST INVESTICIJE
Tekoče cene
Stalne cene
000 EUR
Gradbena dela
%
000 EUR
Sprememba
78.857,2
7,14 %
83.697,3
6,14 %
6.852,0
0,62 %
6.865,8
0,20 %
GPO
48.137,2
4,36 %
51.491,1
6,97 %
Hladilni stolp
11.304,0
1,02 %
11.811,1
4,49 %
Pripravljalna dela
Ostali objekti
12.564,0
1,14%
13.529,4
7,68 %
Oprema
908.240,9
82,28 %
963.950,2
6,13 %
GTO
694.973,0
62,96%
737.330,3
6,09 %
GTO montaža
89.000,0
8,06 %
95.489,9
7,29 %
Predhodna dela
25.000,0
2,26 %
24.586,6
-1,65 %
RDP
75.970,0
6,88 %
81.176,4
6,85 %
Priprava vode
4.832,0
0,44 %
5.281,0
9,29 %
Transport premoga
3.483,0
0,32 %
3.755,8
7,83 %
Obdelava produktov
3.536,4
0,32 %
3.857,5
9,08 %
Hladilni sistem
11.446,5
1,04 %
12.472,8
8,97 %
Ostalo
10.116,9
0,92 %
10.410,6
2,90 %
10.116,9
0,92 %
10.410,6
2,90 %
Skupaj
997.215,0
90,34 %
1.058.058,2
6,10 %
106.579,8
9,66 %
111.782,3
4,88 %
1.103.794,8
100,00 %
1.169.840,5
5,98 %
SKUPAJ
15
Kazalci ekonomike investicije so naslednji:
Povprečna prodajna cena električne energije
71,5 EUR/MWh
55,83 EUR/MWh
17 let
17,0 mio EUR
ISD
7, 17 %
RNSV
0,022
Kazalnik relativne koristnosti
1,008
Zaradi spremenjenih virov financiranja je bil k NIP, rev. 3 v novembru 2009 pripravljen še
dodatek 1, ki je upošteval te spremembe.
1.1.5.2 PREDRAČUNSKA VREDNOST INVESTICIJE DODATEK 1 K NIP, REV. 3
Tekoče cene
Stalne cene
000 EUR
Gradbena dela
Pripravljalna dela
%
000 EUR
78.857,2
7,03 %
Sprememba
83.697,3
6,14 %
6.852,0
0,61 %
6.865,8
0,20 %
GPO
48.137,2
4,29 %
51.491,1
6,97 %
Hladilni stolp
11.304,0
1,01 %
11.811,1
4,49 %
Ostali objekti
12.564,0
1,12%
13.529,4
7,68 %
Oprema
908.240,9
80,99 %
963.950,2
6,13 %
GTO
694.973,0
61,97 %
737.330,3
6,09 %
GTO montaža
89.000,0
7,94 %
95.489,9
7,29 %
Predhodna dela
25.000,0
2,23 %
24.586,6
-1,65 %
RDP
75.970,0
6,77 %
81.176,4
6,85 %
Priprava vode
4.832,0
0,43 %
5.281,0
9,29 %
Transport premoga
3.483,0
0,31 %
3.755,8
7,83 %
Obdelava produktov
3.536,4
0,32 %
3.857,5
9,08 %
Hladilni sistem
11.446,5
1,02 %
12.472,8
8,97 %
Ostalo
10.116,9
0,90 %
10.410,6
2,90 %
10.116,9
0,90 %
10.410,6
2,90 %
997.215,0
88,93 %
1.058.058,2
6,10 %
Skupaj
SKUPAJ
124.185,7
11,07 %
131.058,9
5,53 %
1.121.400,6
100,00 %
1.189.117,1
6,04 %
16
1.2 POVZETEK
KLJUČNIH
POSTAVK
INVESTICIJSKEGA PROGRAMA, REVIZIJA 4
NOVELIRANEGA
1.2.1 RAZLOGI ZA IZDELAVO NOVELIRANEGA INVESTICIJSKEGA
PROGRAMA
Poleg utemeljitev za izdelavo NIP 4 v predhodnih poglavjih so razlogi za novelacijo še:
•
•
•
•
•
•
realna ocenitev stroškov pogodbe za dobavo glavne tehnološke opreme
sprememba vrednosti gradbenih objektov
sprememba v obsegu opreme po paketih
spremenjeni pogoji financiranja in posledično stroški financiranja
vključitev stroškov razgradnje vseh enot v ekonomiko projekta
podrobnejša opredelitev vseh parametrov premoga
Posamezne pozicije so podrobneje obrazložene v točki 1.2.4
Novelirani investicijski program "Postavitev nadomestnega bloka 6 moči 600 MW v
Termoelektrarni Šoštanj" je izdelan v skladu z določili "Uredbe o enotni metodologiji za
pripravo in obravnavo investicijske dokumentacije na področju javnih financ" (Ur. list RS št.
60/2006), upoštevaje specifičnost infrastrukturnega značaja investicije. Termoelektrarna
Šoštanj je obvezana izdelati investicijski program v skladu s 3. členom te metodologije, ki
predpisuje obvezno uporabo le-te v primeru, da se za zagotovitev virov financiranja investicije
(del kredita EIB) zahteva državno poroštvo. Glede na to, da je za kredit EIB v vrednosti 440
mio EUR predvideno državno poroštvo, je uporaba te metodologije nujna.
Vsi izračuni v investicijskem programu so narejeni na osnovi podatkov iz že izdelane
dokumentacije, podatkov proizvajalcev opreme ter na osnovi podatkov pristojnih strokovnih
služb Termoelektrarne Šoštanj (TEŠ) in Holdinga Slovenske elektrarne (HSE).
Pri ekonomskih izračunih so bila upoštevana tudi Navodila za uporabo metodologije pri
izdelavi analize stroškov in koristi za investicijske projekte, ki jih je pripravila Evropska
Komisija. Evropska komisija v »Navodilih za uporabo metodologije pri izdelavi analize stroškov
in koristi«
(http://ec.europa.eu/regional_policy/sources/docgener/guides/cost/guide2008_en.pdf)
predlaga 5,5 % diskontni faktor za investicije, ki imajo močne sinergijske učinke med katere po
vsebini nedvomno sodi tudi blok 6. Vendar se navedeni diskontni faktor uporablja le za
investicije v državah, v katerih razvitost ne dosega 90 % povprečnega BDP na prebivalca v
Evropski uniji, torej v manj razvitih evropskih državah. Za države, ki omenjeno povprečje
dosegajo, se predlaga 3,5 % diskontni faktor, za Slovenijo in ostale države, ki tega povprečja
še ne dosegajo, se torej predlaga 5,5 % diskontni faktor. Glede na to, da je Slovenija po
svojem BDP zelo blizu omenjeni meji, je tudi uporaba nižjega diskontnega faktorja (3,5 %)
povsem razumna. Nesporno dejstvo je, da je lastnik (RS) deležen vseh ostalih ugodnosti
povezanih s sinergijskimi učinki projekta ( davek od dobička, prihodki iz naslova CO 2 taks,
prihodki iz naslova izdane garancije, visoka zaposlenost in s tem bistveno manjši strošek z
naslova socialnih transferjev, … ). Vse omenjene in tudi druge pozitivne učinke je tako v obzir
vzela tudi Evropska komisija pri določanju diskontnih faktorjev in posledično kot faktor, ki je
nevtralen za državo, določila stopnjo 3,5 % oziroma 5,5 %.
Finančne in ekonomske izračune obeh metodologij podajamo v nadaljevanju.
17
1.2.2 PRIMERJAVA PREDRAČUNSKE VREDNOSTI (stalne cene)
NIP rev. 4 (avgust 2011)
Dodatek 1 k NIP rev. 3
(oktober 2009)
Sprememba
000 EUR
000 EUR
000 EUR
Gradbena dela
74.868,2
67.553,2
7.315,0
Pripravljalna dela
20.485,7
6.852,0
13.633,7
GPO
34.663,3
48.137,2
-13.473,9
Ostali objekti
10.680,7
12.564,0
-1.883,3
8.507,6
0,0
8.507,6
530,9
0,0
530,9
Oprema
964.273,6
919.544,9
44.728,7
GTO
699.156,3
694.973,0
4.183,3
GTO eskalacija
9.372,6
0,0
9.372,6
GTO montaža
97.205,9
89.000,0
8.205,9
Rezervacijska pogodba
25.000,0
25.000,0
0,0
RDP
78.553,0
75.970,0
2.583,0
Priprava vode
7.515,9
4.832,0
2.683,9
Transport premoga
4.986,9
3.483,0
1.503,9
Obdelava produktov
13.000,1
3.536,4
9.463,7
Hladilni sistem
23.338,1
22.750,5
587,6
Tehnološke povezave
1.989,4
0,0
1.989,4
Priključitev na EES RS
3.446,7
0,0
3.446,7
0,0
10.116,9
708,8
Ostalo
708,8
34.107,5
23.990,6
27.563,2
10.116,9
17.446,3
6.544,3
0,0
6.544,3
1.073.249,4
997.215,0
76.034,4
122.678,7
124.185,7
-1.507,0
1.195.928,1
1.121.400,7
74.527,4
Upravna stavba
Ostalo
Ostalo
Zavarovanje
Skupaj
SKUPAJ
Od tega:
Stroški garancij HSE (000 EUR)
6.166,6
0,0
Dodatek 1 rev. 3 = dodatek 1 k novelirani IP oktober 2009
rev. 4 = novelirani IP avgust 2011
18
1.2.3 PRIMERJAVA PREDRAČUNSKE VREDNOSTI (tekoče cene)
NIP rev. 4 (avgust 2011)
Dodatek 1 k NIP rev. 3
(oktober 2009)
Sprememba
000 EUR
000 EUR
000 EUR
Gradbena dela
75.969,3
71.886,3
4.083,0
Pripravljalna dela
20.569,7
6.865,8
13.703,9
GPO
35.342,0
51.491,1
-16.149,1
Ostali objekti
11.000,0
13.529,4
-2.529,4
8.507,6
0,0
8.507,6
550,0
0,0
550,0
1.063.120,7
975.761,4
87.359,3
GTO
699.434,0
694.973,0
4.461,0
GTO eskalacija
100.056,5
42.357,3
57.699,2
GTO montaža
100.000,0
95.489,9
4.510,1
25.000,0
24.586,6
413,4
RDP
82.053,0
81.176,4
876,6
Priprava vode
7.700,0
5.281,0
2.419,0
Transport premoga
5.100,0
3.755,8
1.344,2
Obdelava produktov
13.500,0
3.857,5
9.642,5
Hladilni sistem
24.047,2
24.283,9
-236,7
2.000,0
0,0
2.000,0
3.500,0
0,0
3.500,0
Ostalo
730,0
0,0
730,0
Ostalo
35.106,9
10.410,6
24.696,3
28.337,8
10.410,6
17.927,2
6.769,1
0,0
6.769,1
1.174.196,9
1.058.058,3
116.138,6
Upravna stavba
Ostalo
Oprema
Zavarovanje
Skupaj
SKUPAJ
128.550,2
131.058,9
-2.508,7
1.302.747,0
1.189.117,2
113.629,8
Od tega:
Stroški garancij HSE (000 EUR)
6.540,8
0,0
Dodatek 1 rev. 3 = dodatek 1 k novelirani IP oktober 2009
rev. 4 = novelirani IP avgust 2011
19
1.2.4 POJASNILO ODSTOPANJ MED DODATKOM 1 K NOVELIRANEMU
INVESTICIJSKEMU PROGRAMU (NIP 3), OKTOBER 2009 IN NIP 4,
AVGUST 2011
Večina povečanih vlaganj je bila znanih že ves čas izvajanja investicije. Do sedaj so bili ti
stroški večinoma pripoznani v okviru letnih planov podjetja, sedaj pa so prikazani kot del
investicije, kakor je to pri takšnih investicijah tudi običajno.
1.2.4.1
GRADBENA DELA
1.2.4.1.1 Pripravljalna dela
Povečanje za 13.703.900 EUR izhaja iz dejstva, da v prvotni oceni niso bili vključeni naslednji
stroški:
•
•
•
•
•
•
•
Sanacija transportne infrastrukture za izredne prevoze – TEŠ je v skladu s pogodbo
podpisano z Alstomom dne 27.6.2008 dolžan pripraviti infrastrukturo (železnica ali
cesta), po kateri bodo lahko pripeljali tovor izrednih dimenzij (generator stator in
energetski transformator). Zaradi velikih dimenzij in teže bo pred in med izvedbo
transporta potrebno narediti sanacije, ojačitve ter dodatna podpiranja in korekcije
transportne poti. Ocenjeni strošek sanacije je 6.000.000 EUR;
Platoji za montažo – NIP 3 tega ni zajemal, investitor pa je te platoje dolžan zagotoviti
v skladu s pogodbo z Alstomom. Vrednost paketa je ocenjena na 1.253.000 EUR;
Dodatna parkirna mesta ob trgovini TUŠ in ob železnici, ki v NIP 3 niso bila zajeta in
so ocenjena na 400.000 EUR
Krožišče – vstop z glavne ceste na gradbišče – v NIP 3 ni bilo predvideno, je pa nujno
potrebno za izvajanje transporta na gradbišče in lažjo manipulacijo velikega števila
izrednih transportov, saj se bo s tem ublažilo prometne težave v času gradnje.
Strošek je ocenjen na 500.000 EUR;
Rušenje hiš na Aškerčevi, odstranitev katerih je nujno potrebna za pripravo prostora
za pripravo gradbiščnih platojev. Strošek je ocenjen na 70.000 EUR;
Celotna priprava gradbišča – v okviru gradbenega dovoljenja je predvidena določena
organizacija gradbišča, ki jo mora pripraviti naročnik in jo predati izvajalcem na
razpolago. V tem obsegu so predvidene ureditve platojev, gradbiščne ograje,
električnih in vodovodnih instalacij, ter dostopnih cest. Ocenjena vrednost je
4.500.000 EUR
Dodatna dela na urejanju hribine: zaradi specifičnosti tal so bila potrebna dodatna
dela pri urejanju hribine. Strošek dodatnih del je ocenjen na 980.900 EUR
Predvideno povečanje:
13.703.900 EUR
1.2.4.1.2 Glavni pogonski objekt
Zmanjšanje stroškov v višini 16.149.100 EUR izhaja iz dejstva, da so se cene gradbenih del
zaradi svetovne krize v zadnjem obdobju zmanjšale za cca. 30%.
Razpisati je še potrebno dvigala in gradbene instalacije, ki se ocenjujeta na 5.342.000 EUR in
sta že upoštevani v oceni celotne vrednosti paketa glavni pogonski objekt (35.342.000 EUR).
Preostala razlika med sklenjeno pogodbo z izbranim izvajalcem v višini 24.560.291 EUR in
oceno je predvidena za pokrivanje stroškov, ki bodo nastali zaradi dejstva, da je razpis narejen
na osnovi PGD popisov. Že dalj časa se v sodelovanju z Alstomom izdeluje PZI dokumentacija
in pričakovano prihaja do sprememb, ki bodo vplivale na dopolnitev in spremembe PGD
20
popisov. Prav tako pred izdelavo PGD projektov ni bilo izvedenih dovolj geoloških vrtin, da bi
se lahko predvidela tehnologija izkopov. Ker se dela na izkopih že izvajajo, skupaj z
geomehanikom ugotavljamo, da bodo bistvene spremembe nastale pri varovanju izkopov, še
posebej v območju hladilnega stolpa bloka 4, kjer obstaja nevarnost posedanja zaradi črpanja
vode. Ugotavljamo tudi, da se pri izkopih pojavlja 5. kategorija izkopov, ki v popisih PGD ni bila
predvidena. Prav tako ni bilo mogoče predvideti, koliko ton jeklenih sider bo potrebno vgraditi.
Predvideno znižanje :
16.149.100 EUR
1.2.4.1.3 Nova upravna stavba
V investicijsko vrednost je vključena vrednost nove upravne stavbe, ki je bila zgrajena zato,
ker je bilo potrebno staro upravno stavbo porušiti, saj je stala na mestu, kjer je predviden blok
6. V NIP 3 ta investicija ni bila vključena in znaša glede na dejansko vrednost investicije
8.507.597 EUR
8.507.957 EUR
1.2.4.1.4 Ostali objekti
Zaradi svetovne gospodarske krize so se stroški gradbenih del v zadnjem obdobju znižali za
cca. 30 %, kar je potrjeno tudi s ceno pogodbe za gradbena dela glavnega pogonskega
objekta. Vrednost paketa je zaradi navedenega vzroka smiselno znižana.
Predvideno znižanje :
2.529.400 EUR
1.2.4.1.5 Ostalo
V NIP 3 niso bili upoštevani:
•
•
•
zunanji supernadzor kakovosti materialov – ocena 250.000 EUR
geodetski nadzor – ocena 200.000 EUR
geomehanski nadzor – ocena 100.000 EUR
Zunanji supernadzori so na tovrstnih zahtevnih objektih nujno potrebni, ker moramo zagotoviti
kakovost vgrajenih materialov v objekt (betoni in betonska armatura). Poskrbeti je potrebno
tudi za ustrezne geodetske kontrole, ker se bo na ključnih pozicijah predaja vršila med
gradbeniki in izdelovalci opreme, kar mora biti tudi geodetsko usklajeno. Ti stroški pa niso
zajeti v stroških investitorja.
Predvideno povečanje :
550.000 EUR
21
1.2.4.2
GLAVNA TEHNOLOŠKA OPREMA
1.2.4.2.1 SPREMEMBE NA POGODBI GTO
Povečanje za 4.461.000 EUR izhaja iz dejstva, da v prvotni oceni niso bile vključene naslednje
postavke:
• Sprememba tipa visokotlačnega grelnika. V okviru optimiranja opreme in cene za
dobave kotlovske opreme smo se odločili, da zamenjamo vertikalne kolektorske
visokotlačne nagrevalnike s horizontalnimi s cevno ploščo, ki so sicer starejše
zasnove, a ne vplivajo na pogoje obratovanja kotla. Z zamenjavo smo dosegli
prihranek 1.039.000 EUR.
•
Sprememba izboljšanja tehnologije zaradi zahtev Okoljevarstvenega dovoljenja (OVD).
Naročnik Termoelektrarna Šoštanj d.o.o. je dne 7.10.2006 objavila razpis za dobavo
Glavne tehnološke opreme bloka 6. Pogodba je bila po zaključku pogajanj podpisana
27.6.2008. V obsegu dobav po Pogodbi za dobavo glavne tehnološke opreme za blok
6 je dobavitelj obvezan dobaviti DeNOx napravo z dvema ravninama katalizatorjev in
eno rezervno ravnino. V času podpisa pogodbe in do prejetja Okoljevarstvenega
dovoljenja, so veljala določila iz uredb (Uredba o emisiji snovi iz nepremičnih virov
onesnaževanja, Uredba o emisij snovi iz velikih kurilnih naprav) po katerih je bil
dovoljen izpust iz nepremičnih virov oziroma velikih kurilnih naprav v ozračje 200
mg/Nm3 NOx (suhi, 6% O 2 ), kar je tudi pogodbena garancijska vrednost.
Termoelektrarna Šoštanj d.o.o. je dne 16.2.2011 od Ministrstva za okolje prejela
Okoljevarstveno dovoljenje (OVD) v katerem je dopustna vrednost emisije dušikovih
oksidov v zrak za kurilno napravo VKN6 (kotel – N54) 150 mg/Nm3 (suhi, 6% O 2 ). Za
uresničitev te zahteve je potrebno na rezervno ravnino namestiti module katalizatorjev,
predvideti še dodatne izpihovalce ter preveriti zmogljivosti uparjalnika in črpalk na
bloku, kot tudi na objektu skladiščenja amoniačne vode. Ocenjen strošek
okoljevarstvenih zahtev je 2.500.000 EUR.
•
Nabava rezervnih delov. Nabava rezervnih delov v okviru glavne pogodbe ima kar
nekaj prednosti, ki jih je ob dani možnosti smotrno izkoristiti. Dejavnike, ki govorijo v
prid nabavi rezervnih delov v okviru glavne pogodbe lahko razdelimo v tri skupine:
kontinuiran proces zagonski preizkusov, vzdrževanje med garancijsko dobo in
ekonomski dejavniki.
Dejavniki prve skupine so pomembni zlasti zato, ker v vsakem času zagonskih
preizkusov zagotavljajo nabor kritičnih rezervnih delov, s čimer omogočajo nemoten
potek aktivnosti zagonskih preizkusov in s tem dokončanje projekta v določenih
terminskih in finančnih okvirjih. Običajno namreč dobavitelj glavne opreme uporablja
rezervne dele iz kritičnega nabora in jih nato nadomešča z novimi, zlasti kadar gre za
dele z daljšim rokom dobave.
Med garancijskim obratovanjem in po preteku garancijske dobe je ključnega pomena,
da so ob morebitnih težavah in zaustavitvah na voljo rezervni deli (zlasti tisti z daljšim
rokom dobave) in nestandardni strojni deli, ki jih ni mogoče dobiti drugje kot pri
proizvajalcu opreme. Le zagotovljeni rezervni deli namreč omogočajo takojšnjo
sanacijo in odpravo morebitnih težav s kar najkrajšim možnim izpadom proizvodnje.
Posebno pozornost je potrebno nameniti materialu za tlačni del kotla, saj je dobavni rok
nekaterih jekel (Super 304H, 7CrMoVTiB10-10, VM12 SHC, HR3C) relativno dolg,
zaradi toplotnih in mehanskih obremenitev, pa teh jekel ni mogoče nadomeščati z
drugimi materiali.
Običajna praksa ob sklepanju pogodb je, da so v obsegu dobave zajeti tudi določeni
rezervni deli za katere dobavitelj meni, da so potrebni za vsaj 2-letno obratovanje.
22
Rezervne dele lahko razdelimo v različne skupine: deli, ki jih je potrebno zamenjati
zaradi obrabe, strateški rezervni deli in priporočeni rezervni deli, za katere dobavitelj
predvideva možnost uporabe v garancijskem obratovanju. Prednosti vključevanja
rezervnih delov v osnovno pogodbo sta predvsem nižja cena, saj se rezervni deli
štejejo v kvoto k napravi, in zagotovljena kakovost, saj gre za originalne rezervne dele.
Ob upoštevanju zgoraj napisanega menimo, da je nabava rezervnih delov v okviru
glavne pogodbe utemeljena in bo pripomogla k boljši realizaciji projekta v določenih
časovnih in finančnih okvirjih, ter boljšemu in hitrejšemu vzdrževanju po preteku
garancijske dobe in s tem krajšim morebitnim izpadom proizvodnje zaradi odprave
morebitnih okvar. Ocenjen strošek nabave rezervnih delov je 3.000.000 EUR.
4.461.000 EUR
1.2.4.2.2 ESKALACIJSKA FORMULA
V Pogodbi za dobavo glavne tehnološke opreme, podpisani dne 27.6.2008 je bila določena
eskalacijska formula, po kateri se ob spremembi kalkulativnih elementov te formule lahko
spremeni pogodbena cena. V NIP 3 je bil namesto določitve eskalacijskega dodatka na
pogodbeno ceno v skladu s to formulo, upoštevan dodatek, ocenjen skladno z napovedmi o
inflacijskih pričakovanjih, ki je znašal 42.357.300 EUR. Glede na realno gibanje pogodbenih
indeksov so ocene v zvezi z višino eskalacije bistveno narasle. Zaradi vsebine eskalacijske
formule, ki je bistveno v korist dobavitelja je lastnik TEŠ-a sprožil dodatna pogajanja o omejitvi
te formule. Rezultat pogajanj je bil dogovor podpisan v januarju 2011, s katerim se je 18,5%
pogodbene cene fiksiralo ter izvzelo iz obračuna eskalacije in se ne eskalira več. Zraven tega
je investitor sprožil tudi pogajanja z dobaviteljem, s katerimi je dosegel, da se bo določila
kapica na eskalacijo. Rezultat pogajanj je kapica, ki ne bo presegla 100.056.500 EUR. Ne
glede na vsa prizadevanja investitorja, da bi se izrazito slab vpliv eskalacije čim bolj omejil, je
dodatek k že načrtovanemu dodatku k investicijski vrednosti še vedno 57.699.200 EUR.
Ocenjen rezultat pogajanj o vsebini eskalacijske formule pa je prihranek, ki je ocenjen na cca.
35.000.000 EUR. Brez pogajanj o vsebini eskalacijske formule, bi slednja po oceni investitorja
lahko dosegla cca. 135.000.000 EUR.
Predvideno povišanje:
57.699.200 EUR
1.2.4.2.3 MONTAŽA
Podlaga za oceno vrednosti montažnih del za glavno tehnološko opremo je dokument
»Erection Cost Definition« in podatkih podjetja Alstom o potrebnem številu monterjev, podan
po mesečnem angažiranju na primerljivih projektih. Iz mesečne dinamike izhaja, da je za
montažo glavne tehnološke opreme potrebno opraviti približno 3.150.000 ur. Ob povprečni
ceni ure monterja, ki znaša 18 EUR, ki je bila upoštevana v NIP 3, je torej vrednost dela
znašala 56.700.000 EUR. Ostalih 23.300.000 EUR so predstavljali stroški mehanizacije,
specialnega orodja, delovnih odrov, montažnega materiala in ureditve gradbišča. 9.000.000
EUR je predstavljalo stroške zavarovanja bloka 6, ki so sedaj prikazani pod ostalimi stroški.
Skupaj torej 89.000.000 EUR. Zaradi novih pridobljenih ocen, ki temeljijo tudi na povečani
konjunkturi te dejavnosti, smo v NIP 4 ceno ure monterja povišali z 18 na 22 EUR. To pomeni,
da se vrednost dela v znesku celotnih montažnih del poveča za 12.600.000 EUR, tako da je
nova ocenjena vrednost za montažna dela 69.300.000 EUR. Po pregledu statistike izvedenih
objektov in podatkih montažnih podjetij znaša delež dela običajno cca. 70% stroškov celotne
montaže, ostalih 30% stroškov pa predstavljajo stroški mehanizacije, specialnega orodja,
delovnih odrov, montažnega materiala in ureditve gradbišča, zato ocenjujemo, da so v NIP 3
23
navedeni stroški ocenjeni prenizko. Ocenjujemo, da je vrednost tega dela montaže okoli
30.700.000 EUR. Celotni stroški montaže z upoštevanjem dela in vseh nujnih spremnih
aktivnosti so ocenjeni na 100.000.000 EUR. Naša ocena montaže se je tako povečala za
20.000.000 EUR, ker pa se je iz te postavke izločilo zavarovanje in je bila upoštevana
določena rast montažnih del že v »Dodatku 1 k NIP, rev. 3 (oktober 2009)«, zato je v tem NIP
4 predvideno povečanje samo v vrednosti 4.510.100 EUR.
4.510.100 EUR
1.2.4.2.4 REZERVACIJSKA POGODBA
Nastala razlika je rezultat upoštevanja časovne vrednosti denarja (diskontiranja vrednosti
plačil).
1.2.4.3
413.400 EUR
RAZŽVEPLANJE DIMNIH PLINOV (RDP)
1.2.4.3.1 SPREMEMBA TEHNOLOGIJE
Naročnik TEŠ je dne 8.3.2008 objavila razpis za dobavo Naprave za razžveplanje dimnih
plinov bloka 6. Pogodba je bila po zaključku dvostopenjskih pogajanj podpisana dne
22.6.2009. V obsegu dobav po pogodbi št. RDP – 01 je dobavitelj dolžan dobaviti pet
obtočnih črpalk in pet razpršilnih ravnin z razpršilnimi šobami. V času od podpisa pogodbe do
prejetja Okoljevarstvenega dovoljenja je veljala zakonodaja (Uredba o emisiji snovi iz
nepremičnih virov onesnaževanja, Uredba o emisij snovi iz velikih kurilnih naprav) po kateri je
bil dovoljen izpust iz nepremičnih virov oziroma velikih kurilnih naprav 200 mg/ Nm3 SO2 (
suhi, 6% O 2 ) v ozračje, kar je tudi pogodbena garancijska vrednost. Ta zakonodaja je še
vedno veljavna.
TEŠ je dne 16.2.2011 od Ministrstva za okolje prejela Okoljevarstveno dovoljenje, v katerem je
dopustna vrednost emisije žveplovih oksidov izraženih kot SO 2 v zrak za kurilno napravo
VKN6 (kotel – N54) 100 mg/Nm3 (suhi, 6% O 2 ). V pripravi razpisne dokumentacije in v končni
ponudbi pogodbe št. RDP-01 je TEŠ že predvidela prostor za dodatno črpalko in dodatno
razpršilno ravnino z šobami. Za doseganje tako strogih emisijskih dopustnih vrednosti bo
potrebno poleg dodatne obtočne črpalke in razpršilne ravnine izvesti še dodatne ukrepe:
povišati pralnik za 0,8 m, spremeniti višino razpršilnih ravnin, izdelati stenske obroče,
predvideti možnost dodajanja aditivov. Predvidena sprememba obsega naslednje sklope:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
obtočna črpalka, pretok 11.500 m3/h, tlačna višina 19 m, el. motor 1300 kW
sesalni (DN 1400) in tlačni (DN 1200) del obtočnega cevovoda
armature in kompenzatorji
razpršilni cevovod iz materiala Alloy 31
Alloy 59 obloga za povišanje pralnika
stenski obroči
sito na sesalnem cevovodu
elektro oprema in sistem vodenja, vključno z merilno periferijo
storitve (projektiranje PZI, delavniška dokumentacija, QC dokumentacija in kontrola
izvedbe v fazi izdelave in montaže, nadzor nad montažo, testiranje, spuščanje v
pogon, šolanje skrb za garancijski čas, garancijske meritve, zavarovanje gradbišča,
bančne garancije, ipd.)
24
2.500.000 EUR
1.2.4.3.2 ESKALACIJA
V 3. členu pogodbe št. RDP – 01 z naslovom Pogodbena cena je tudi eskalacijska formula za
izračun razlike v ceni, ki izhaja iz spremembe kalkulativnih elementov (strošek dela, strošek
materiala). Pogodba je bila podpisana v času nizkih cen plemenitih kovin. Od podpisa
pogodbe do danes so cene teh konstantno rastle, rast stroška dela pa je bila zanemarljiva.
Naši izračuni eskalacije so kazali, da bom strošek eskalacije znašal cca 7.000.000 EUR. Z
dobaviteljem so bila izvedena dodatna pogajanja o ukinitvi eskalacijske formule, pri čemer
znaša strošek te ukinitve cca. 3.500.000 EUR. Z navedeno izločitvijo se je tako izločilo
tveganje sprememb kalkulativnih elementov eskalacijske formule. Določena eskalacija je bila
upoštevana že v »Dodatku 1 k NIP, rev. 3 (oktober 2009)«, zato je v tem NIP rev. 4
predvideno povečanje samo v vrednosti 876.600 EUR.
876.000 EUR
1.2.4.3.3 DODATNA DELA
V času pridobivanja končne ponudbe za dobavo naprave za razžveplanje dimnih plinov na
bloku 6 so bili nekateri deli tehnoloških sklopov zgolj ocenjeni zaradi pomanjkanja podatkov na
ostalih paketih, ki se navezujejo na RDP 6 (Transport stranskih produktov - vakuumski tračni
filtri in mešalnica), po pridobitvi PGD dokumentacije tudi za ostale pakete pa je bilo možno vso
tehnologijo natančneje definirati. V tem pogledu je bilo potrebno spremeniti črpalke produkta in
izvedbo kompresorjev transportnega zraka.
1.2.4.4
83.000 EUR
HLADILNI SISTEM
Hladilni stolp je zaradi prostorske stiske lociran na JZ delu novega bloka 6, na platoju, ki bo od
platoja glavne tehnološke opreme dvignjen za približno 5 m in bo pridobljen z odkopom
hribine. Sestava zemljine je zelo heterogena, poleg tega pa poteka tektonska cona s predrtimi
sloji tal po sredini temeljnega obroča v smeri S - J, kar je navedeno tudi v geomehanskih
poročilih. Ugotovljeno je bilo, da je glede na sestavo in nosilnost zemljine, obremenitve in
konstrukcijske zahteve hladilnega stolpa (predvsem lupine) ter ob upoštevanju Eurocode
(potres, ipd.), smernice VGB R610, poročila o Potresnih parametrih, vetra in drugih vplivov,
predvideno temeljenje po IP za naš primer neustrezno.
V času projektiranja faze PGD se je rešitev temeljenja usklajevala med geomehanikom,
projektantom-statikom in revidentom.
Skladno z odločitvijo glede odvoda dimnih plinov v hladilni stolp (standard tehnik pri
novozgrajenih termoelektrarnah) se je na osnovi Imisijske študije vpliva na okolico in Poročila
o vplivih na okolje morala povečati višina hladilnega stolpa.
Prvotna višina po IP iz leta 2007, ki je znašala 129,7m (nad koto +365.000) se je zvišala na
162 m (nad koto +365.000), kar je v tolerancah zahtev iz OPPN-ja in znotraj zahtev Imisijske
študije.
V tem smislu se je povečala lastna masa zunanje konstrukcije hladilnega stolpa, ki nato v
kombinaciji z vetrom, temperaturo in predvsem potresom vpliva na večje vertikalne in
horizontalne obremenitve.
Na osnovi dodatnih geomehanskih raziskav je bilo ugotovljeno, da je zemljina v severnem
predelu hladilnega stolpa slabo nosilna, zato je bila izbrana rešitev s piloti premera 118 cm,
dolžine 30 m.
25
Za tako zahtevno konstrukcijo kot je hladilni stolp, in spričo dejstva, da imamo opravka z zelo
heterogeno zemljino, ki se spreminja, je bila predlagana izvedba testnega pilota, ki je bil
realiziran v avgustu 2010. Po izvedbi vertikalnega preizkusa testnega pilota je bilo ugotovljeno,
da je zemljina bolje nosilna, kot je bilo to empirično izračunano na osnovi podatkov
pridobljenih iz geomehanskih raziskav, zato je bil podan predlog, da se prvotno predvideni
piloti dolžine 30 m skrajšajo na 18 m.
Na podlagi zgornjih sprememb je prišlo do povečanja stroškov iz naslova temeljenja. Dejstvo
je, da je predviden hladilni stolp zelo zahteven in občutljiv gradbeni objekt (debelina lupine je
na določenem delu debela le 18 cm), ki mora brezhibno funkcionirati celo življenjsko dobo
bloka 6. Obremenitve so velike, zato lahko v primeru slabega oziroma neprimernega
temeljenja pride do posedkov, s tem pa do razpok na lupini, kar bo ob vlažni (stene so
omočene) in deloma agresivni (dimni plini) atmosferi pospešilo propadanje betona in armature.
Sanacija takšnih poškodb je problematična, dolgotrajna in draga.
Vsled zgoraj opisanih tehničnih dejstev je temeljenje hladilnega stolpa spremenjeno glede na
opisano v razpisni dokumentaciji in stroškovno ovrednoteno v sklenjeni pogodbi. Zaradi nujne
spremembe temeljenja hladilnega stolpa je bilo opravljeno novo ovrednotenje temeljenja na
osnovi dokumentacije PZI. V zvezi s temi dodatnimi deli so nastali dodatni stroški v višini
1.167.186 EUR, ki pa so še vedno v okvirih tekočih cen iz NIP 3, tako da je klub tej spremembi
investicijska vrednost paketa še vedno malenkost nižja.
Predvideno znižanje:
1.2.4.5
236.700 EUR
PRIPRAVA VODE
Povečanje stroškov na tem paketu izhaja predvsem iz dejstva, da je bil objekt skladiščenja
amonijačne vode prvotno predviden v okviru ekološke sanacije (prigraditev DeNOx) bloka 5 in
bi se izvedel že pred obratovanjem bloka 6 v času rednega remonta bloka 5 v letošnjem letu
(2011). V nadaljevanju bi objekt služil tako bloku 5, kot tudi bloku 6. Predvidena cena novega
objekta za skladiščenje amonijačne vode je 2.300.000 EUR.
Del povečanja gre na račun podrobnejših popisov pri projektiranju PGD, glede na popise iz
IDP, ki so bili osnova za investicijski program.
1.2.4.6
2.419.000 EUR
TRANSPORT PREMOGA
Vzroki za povečanje stroškov na tem paketu izhajajo iz odločitve da se stroški predelave
obstoječega transportnega sistema od PE24 do PE05, ki je bila predvidena v okviru remonta
bloka 4, izvedejo v obsegu del bloka 6. Ocenjena vrednost predelave je 500.000 EUR.
Ostali vzroki za povečanje cene so:
• Izdelava podrobnih popisov za dokumentacijo PGD v skladu s katerimi so bile
pridobljene informativne ponudbe, ki so služile kot osnova za oceno vrednosti
investicije. Na rednih sestankih med projektanti in inženirji TEŠ so se dogovarjale
rešitve za končno stanje na paketu Transport premoga, ki pa so v nekateri delih
odstopale od rešitev iz IDP, saj so se v kasnejšem procesu projektiranja pokazale
dodatne potrebe.
• V skladu s študijo požarne varnosti in elaboratom eksplozijske ogroženosti, je
potrebno vsa presipna mesta na transportu premoga z vso pripadajočo opremo izvesti
v ex. izvedbi.
• Vključitev gradbenih instalacij v tehnološki del.
26
•
•
•
•
•
V IDP ni bil upoštevan vpliv transportnih mostov na presipno postajo 6 UED 01, zato
je bilo treba ponovno izdelati statično analizo, ki je predvidela dodatne ojačitve iz
betona in jekla. Prav tako je bila ponovno izdelana statika za vse ostale jeklene
konstrukcije, kar je doprineslo k povečanju cene.
Jekleni mostovi so izvedeni v pralni izvedbi.
V PGD je bilo potrebno po ponovnih preračunih povečati moč transporterjev premoga.
Potrebna je bila vgradnja dveh tračnih tehtnic, ki sta bili izpuščeni v IDP.
Jeklo in električni material sta se od izdelave IDP bistveno podražila.
1.2.4.7
1.344.200 EUR
OBDELAVA PRODUKTOV
Povečanje stroškov na tem paketu izhaja iz sprememb, ki so bile narejene v fazi priprave PGD
dokumentacije. Ocena stroškov v NIP 3 temelji na IDP, ki ni vseboval podrobnih popisov in
dejanskih količin. V kasnejši fazi projektiranja so se pokazale potrebe po spremembi projekta,
ki so nujno potrebne za varno in zanesljivo obratovanje bloka 6, in sicer:
•
•
•
•
•
•
•
Izdelava podrobnih popisov za dokumentacijo PGD v skladu s katerimi so bile
pridobljene informativne ponudbe, ki so služile kot osnova za oceno vrednosti
investicije. Na rednih sestankih med projektanti in inženirji TEŠ so se kasneje
dogovarjale rešitve za končno izvedbo paketa Transport stranskih produktov bloka 6,
ki pa so v nekateri delih odstopale od rešitev iz IDP.
Po ponovnem preračunu bilanc proizvodnje stranskih produktov, je bilo potrebno
povečati obstoječi cevni transporter s premera 200 mm na premer 250 mm, kar
pomeni, da se poveča sposobnost transporta za več kot 50 %, hkrati pa tudi količina
traku. Prav tako je zaradi tega bilo potrebno spremeniti izvedbo iz IDP, po kateri se je
trak le priključil na obstoječega v bližini bloka 4. V novi izvedbi se cevni transporter
presipa na obstoječi cevni transporter iz bloka 4 v območju bloka 5, pri čemer je
potrebno upoštevati, da je zaradi spremembe premera na cevnem transporterju iz
bloka 6 potrebno spremeniti tudi cevni transporter iz bloka 4, ki se nadaljuje naprej do
prehodne deponije (Tako je namesto 300 m zamenjati 1300 m cevnega transporterja).
V obeh primerih se zaradi spremembe premera spreminja tudi konstrukcija izvedbein
poveča moč pogonov.
Izvedena je bila večja sprememba krožnega cevovoda sadre iz RDP 6. V času
projektiranja RDP 6 še ni bilo dovolj podatkov o transportu stranskih produktov, zato
rešitev iz IDP ni bila ustrezna. Sistem mora omogočati paralelno obratovanje dveh
vakuumskih filtrov, za to pa je potrebno podaljšati krožni vod iz RDP do vakuumskih
filtrov nad silosom sadre.
V IDP je bil upoštevan samo en tračni filter, v PGD pa sta zaradi 100% obratovalne
rezerve upoštevana dva vakuumska filtra, kar posledično prinaša tudi spremembo
jeklene konstrukcije v prostoru vakuumskih filtrov.
V IDP niso bile vključene strojne instalacije za pnevmatski transport pepela do silosa
pepela. Projektantska ocena tega dela je 2.500.000 EUR.
Vključitev gradbenih instalacij v tehnološki del.
Zaradi potrebe po hitrem nižanju nivoja v rezervoarju produkta, večjemu dodajanju
deleža dehidrirane sadre stabilizatu (v skladu z STS certifikatom za stabilizat.
Pridobljeni STS certifikat zahteva, da je potrebno vso sadro (suspenzijo in dehidrirano)
zmešati s pepelom v homogeno mešanico, kar je možno izvesti le z mešanjem v
mešalu. Zato je bilo treba spremeniti obstoječi koncept odvzemanja dehidrirane sadre
iz silosa sadre. Doziranje dehidrirane sadre neposredno na cevni trak je bilo potrebno
ukiniti, namesto tega pa omogočiti transport te sadre v mešalo, ki se nahaja pod
silosom pepela.
27
•
•
•
•
Večji rezervoar sadre in večje črpalke za sadro.
Ponovni izračun bilanc stranskih produktov je pokazal, da je za zanesljivejše
obratovanje treba povečati mešala, kar pomeni tudi povečanje moči pogonov.
Zaradi povečanja deleža suhe sadre je bil dodan transporter do mešala v mešalnici.
Jeklo in električni material sta se od izdelave IDP bistveno podražila.
1.2.4.8
9.642.500 EUR
TEHNOLOŠKE POVEZAVE
Na projektu se je vršilo naročanje opreme po določenih funkcionalnih sklopih. Med temi
celotami nastajajo lise, ki niso pogodbeno pokrite, zato je treba poskrbeti za dodatna naročila,
da se bodo posamezni funkcionalni sklopi lahko povezali v celoto. V tej dodatni postavki so
mišljene strojne in elektro povezave med posameznimi objekti in napravami.
1.2.4.9
2.000.000 EUR
PRIKLJUČITEV NA ELEKTROENERGETSKI SISTEM RS
Naročnik Termoelektrarna Šoštanj d.o.o. do sedaj še ni objavila razpisa za dobavo opreme za
priključitev blokov na EES RS, to pa zato, ker še ni bilo točno določeno, kako se bo blok 6
dejansko priključil na EES RS. To je tudi razlog zakaj strošek do sedaj ni bil prikazan. Po
izvedbi študije Priklop blokov 4, 5 in 6 na prenosno omrežje Slovenije in dogovora z ELES
d.o.o. smo prišli do zaključka, da bo blok 6 sam priključen na obstoječe 400 kV prenosno
omrežje preko novega GIS stikališča.
Zaradi tega je za potrebe priključitve bloka 6 na EES RS (na 400 kV prenosno omrežje)
potrebno zgraditi in dobaviti naslednjo opremo:
• nov objekt GIS stikališča
• kabelsko kineto med blok transformatorjem 06BAT10 in zgradbo GIS stikališča
• 400 kV GIS polje s kabelskim priklopom proti blok transformatorju 06BAT10 in SF6/zrak
končniki proti 400 kV DV TEŠ - Podlog
• 400 kV kabelsko povezavo med 400 kV GIS poljem ter transformatorjem 06BAT10 s
kabelskimi končniki
• omare vodenja, zaščite in števčnih meritev v GIS stikališču za 400 kV GIS polje bloka 6
1.2.4.10
3.500.000 EUR
OSTALO
V prvotnih ocenah niso bili upoštevani:
•
•
strojni supernadzor tlačnega dela kotla, parovodov in tlačnih posod ocena 380.000 EUR
strojni supernadzor jeklenih konstrukcij in kanalov – ocena 350.000
EUR
Zunanji supernadzori so na tovrstnih zahtevnih objektih nujno potrebni, ker je treba zagotoviti
kvaliteto vgrajenih materialov v objekt (železa, cevi, opreme itd). Predvideno je da večino
prevzemov opravi osebje naročnika in inženirja, ker pa določenih strokovnih znanj ni, bodo po
28
pogodbi najeti zunanji strokovnjaki, ki imajo ustrezno znanje in opremo. Ti stroški pa niso
zajeti v stroških investitorja.
1.2.4.11
730.000 EUR
STROŠKI INVESTITORJA
Povečanje za 17.927.200 EUR izhaja iz dejstva, da v prvotni oceni niso bili v celoti vključeni
sledeči stroški:
• Projektiranje glavnega pogonskega objekta je bilo ocenjeno prenizko,
zdaj pa je na podlagi izkušenj s podobnimi objekti ocenjeno na realno
vrednost, ki znaša 1.900.000 EUR.
• Tudi inženiring je bil v celoti podcenjen. Ker pa je objekt zelo zahteven
so storitve inženiringa nujno potrebne in so sedaj ocenjene po
izkušnjah s podobnih objektov. Ocenjeno na 6.000.000 EUR.
• Stroški energetskih surovin za čas testiranja v višini 2.700.000 EUR v
prvotni oceni niso bili vključeni.
• Zaradi zahtevnosti in dokazovanja je bilo opravljenih veliko študij in
elaboratov ter pridobljeno veliko število mnenj, ki jih v tolikšnem obsegu
ni mogel nihče predvideti, so pa povečali stroške naročnika.
• Predvidena so dodatna sredstva za supernadzor in sicer v višini
600.000 EUR
• Dodatno smo ovrednotili tudi stroške za zunanje svetovalce, ki jih bomo
na projektu v prihodnosti še potrebovali.
• Povečano je tudi pravno in ekonomsko svetovanje pri pridobivanju
finančnih virov (kredit EIB in EBRD). Potreba po tem bo tudi v fazi
črpanja teh virov.
• Vplive na okolje je potrebno še posebej dobro nadzorovati zato smo jih
še dodatno ovrednotili. Na projektu je veliko tudi mednarodne uradne
korespondence, zato potrebujemo tudi zunanje prevajalce, ki smo jih
dodatno stroškovno ovrednotili, saj obseg prevajanj presega
načrtovane stroške.
• Stroški izdanih garancij matične družbe HSE v prvotni oceni niso bili
vključeni, ocenjeni pa so na 6.540.800 EUR.
1.2.4.12 ZAVAROVANJE
Stroški zavarovanja gradbišča so bili prvotno upoštevani v postavki montaže in so bili ocenjeni
na 9.000.000 EUR, a so sedaj skladno s prakso prikazani v okviru ostalih stroškov. Za
zavarovanje izgradnje bloka 6 je bila podpisna zavarovalna pogodba v vrednosti 6.769.100
EUR, kar pomeni znižanje stroškov zavarovanja za 2.230.900 EUR. Ker so stroški
zavarovanja v tabeli pod točko 1.2.3 prikazani posebej, in ne v okviru stroškov montaže, kot je
bilo v NIP 3, se ti stroški izkazujejo kot povišanje.
Predvideno povišanje:
1.2.4.13
6.769.100 EUR
STROŠKI FINANCIRANJA
Stroški financiranja so ocenjeni nižje od tistih v NIP 3. Vzrok za to je predvsem zamik pri
črpanju kreditov in nižje dosežene marže pri Evropski banki za obnovo in razvoj (EBRD).
29
Glede na NIP 3 je spremenjena tudi dinamika črpanja kreditov. Zaradi zamika pri izdaji
državnega poroštva je tako za večino odlivov v letu 2011 predviden kredit EBRD.
Predvideno znižanje:
2.508.700 EUR
30
1.2.5 PRIMERJAVA VIROV FINANCIRANJA
1.2.5.1 STALNE CENE
NIP 4
000 EUR
Dodatek 1 k NIP 3
1. Lastniški viri
445.939,1
37,3 %
000 EUR
412.693,0
•
TEŠ
129.807,9
10,9 %
124.185,7
11,1 %
•
HSE
316.131,2
26,4 %
288.507,3
25,7 %
2. Kredit EIB
550.000,0
46,0 %
523.514,1
46,7 %
3. Kredit EBRD
200.000,0
16,7 %
185.193,6
16,5 %
1.195.939,1
100,0 %
1.121.400,6
100,0 %
Skupaj
%
%
36,8 %
1.2.5.2 TEKOČE CENE
NIP 4
1. Lastniški viri
Dodatek 1 k NIP 3
000 EUR
469.747,0
%
36,1 %
000 EUR
439.117,1
%
36,9 %
•
TEŠ
144.819,3
11,1 %
131.058,9
11,0 %
•
HSE
324.927,7
24,9 %
308.058,2
25,9 %
2. Kredit EIB
550.000,0
42,2 %
550.000,0
46,3 %
3. Kredit EBRD
200.000,0
15,4 %
200.000,0
16,8 %
83.000,0
6,4 %
1.302.747,0
100,0 %
1.189.117,1
100,0 %
4. Krediti skupine HSE
Skupaj
Glede na podražitev investicije je bilo potrebno zagotoviti dodatne vire v skladu s sklenjenima
pogodbama z EBRD in EIB. V skladu s tema pogodbama mora matična družba HSE zagotoviti
vire financiranja v primeru podražitve investicije. Na podlagi napisanega so v virih financiranja
povečani lastni viri TEŠ in HSE, poleg tega pa bo HSE v okviru skupine zagotovil še dodatne
vire v obliki kreditov.
Potencial skupine HSE omogoča, da se delež lastniških virov poveča za predvideno vrednost.
Poleg tega ima skupina HSE na voljo dovolj likvidnih sredstev, da zagotovi kredit znotraj
skupine HSE. Za tak kredit znotraj skupine HSE bo podpisana tudi kreditna pogodba.
31
2. POVZETEK
NOVELIRANEGA
PROGRAMA REVIZIJA 4
INVESTICIJSKEGA
2.1 INVESTITOR
Investitor:
Termoelektrarna Šoštanj, d.o.o.,
Cesta Lole Ribarja 18, Šoštanj
Matična številka:
5040388
Šifra dejavnosti:
35.112 Proizvodnja elektrike v TE in JE
Banka investitorja:
Nova LB d.d., Ljubljana
UniCredit banka, Ljubljana
Banka Koper, Koper
Nova Kreditna Banka Maribor, Maribor
2.2 OSNOVNI PODATKI O INVESTICIJI
Ime projekta:
Postavitev nadomestnega bloka 6 moči 600 MW v Termoelektrarni
Šoštanj
Vodenje investicije: mag. Miran Žgajner
Lokacija:
Na območju TEŠ je primeren in razpoložljiv prostor za postavitev objektov nove nadomestne
enote 6 na območju med hladilnim stolpom bloka 4 in starimi enotami od 1 do 3, na mestu,
kjer so bili hladilni stolpi blokov 1- 3, parkirišča in upravna zgradba.
Namen investicije:
Zadržati obseg proizvodnje električne energije z uporabo domačega premoga s pomočjo
najmodernejših tehnologij.
Izbrana tehnologija:
V fazi predhodnih del, katerih ugotovitve so podane v poglavju 5 je TEŠ obdelal aktualne
tehnologije proizvodnje električne energije s kurjenjem premoga, ki bi prišle v poštev za
uporabo v novi enoti blok 6. Za najprimernejšo je bila izbrana tehnologija prašne kurjave z
nadkritičnimi parametri pare (275 bar, 600/610°C) v tako imenovani tehniki BoA
32
Cilji investicije:
•
•
•
•
•
•
•
•
ohraniti proizvodnjo električne energije na lokaciji TEŠ z uporabo domačega premoga,
proizvesti cca. 3.500 GWh električne energije ob za cca. 30% nižji porabi premoga 2,
znižati emisijski faktor (kg CO 2 / kWh) z 1,25 na 0,87,
znižati stroškovno/lastno ceno električne energije za več kot 20 EUR/MWh
doseči donosnost na lastniški kapital najmanj v velikosti 10 %
v povezavi s Premogovnikom Velenje zagotoviti nadaljnji obstoj energetike v Šaleški dolini,
izpolniti podnebne zaveze v okviru EU
doseči interno stopnjo donosa (ISD), ki bo večja od 7 %
Terminski plan realizacije investicije:
• izbor dobavitelja GTO in podpis pogodbe o rezervaciji
• podpis pogodbe GTO
• podpis pogodbe RDP
• podpis NTP za GTO
• gradbeno dovoljenje za GTO
• zaključeno pogodbeno poskusno obratovanje
september 2007
junij 2008
junij 2009
december 2009
marec 2011
november 2014
Življenjska doba projekta: 40 let
Razlogi za investicijo:
• Interes Republike Slovenije je, da delujemo kot samostojen regulacijski blok v okviru
ENTSO-E, zato moramo imeti enote, ki so sposobne zagotavljati sekundarno regulacijo, ki
se je ne da zakupiti v drugem regulacijskem bloku. Blok 6 v TEŠ to lahko zagotavlja v
okviru tehnoloških možnosti.
• Blok 6 v TEŠ bo priklopljen na 400 kV omrežje in bo pomembno prispeval k stabilnosti
sistema kot druga podporna točka za zadovoljivo napetost (poleg NEK).
• Z vidika zagotavljanja zanesljive in kakovostne oskrbe z električno energijo po letu 2015
Slovenija nima veliko alternativ (še posebej, če upoštevamo sistemske storitve sekundarne
regulacije). Glede na fazo, v kateri je projekt blok 6, je ta praktično edini, ki ga lahko
realiziramo do leta 2015.
• Potreba po sistemskih storitvah bo naraščala zaradi usmeritev elektroenergetike, ki
predvideva povečanje moči obnovljivih virov električne energije. Ti viri (predvsem vetrne in
sončne elektrarne) ne morejo nuditi sistemskih storitev ampak povečujejo potrebo po njih. S
tem se povečuje tudi pomen velikih agregatov, ki so zaenkrat nenadomestljivi.
• Za državo je pomembna raznolikost proizvodnih virov in energentov, predvsem pa
energetska neodvisnost.
Znižanje je predvideno glede na ponderirani povprečni izkoristek obstoječih proizvodnih enot TEŠ
(blok 3,4 in 5), kateri je med 32,5 % in 33,0 %. V primerjavi z blokom 6, katerega maksimalni izkoristek
je cca 43 %, predstavlja to cca. 30 % znižanje.
2
33
2.2.1 ORGANIZACIJSKA STRUKTURA PROJEKTA
Pri oblikovanju nove projektne organiziranosti v začetku leta 2011 so bila upoštevana
opozorila, navedena v okviru skrbnega pregleda podjetja Poyry, ki opozarja na šibkost
projektne skupine in dvomi v zmožnost strokovnega pariranja izjemno močni skupini glavnega
izvajalca Alstoma.
Organizacijska struktura projekta je razvidna iz sheme v nadaljevanju. Posamezni organi
organizacijske strukture imajo naslednje pristojnosti:
Projektni svet
Projektni svet vodi direktor TEŠ, vendar pa v njem niso več le sodelavci TEŠ oziroma tisti, ki
so že tako ali tako vključeni v posamezne organe projekta. Vloga projektnega sveta je sedaj
razširjena in se ukvarja z širšimi vidiki projekta (z odnosi z lokalnimi skupnostmi, ekologijo,
odnosi do državnih institucij), redno spremlja potek projekta preko poročil projektne skupine ter
se seznanja s težavami in možnimi zastoji na projektu. Projektni svet lahko tudi oblikuje
predloge korektivnih ukrepov. Vanj so oziroma bodo poleg sodelavcev vključeni tudi
predstavniki lastnika (HSE) in posrednega lastnika (AUKN), oblikovalci sektorske politike
(Ministrstvo za gospodarstvo oziroma Direktorat za energijo) predstavniki Ministrstva za okolje
in prostor ter predstavniki lokalne skupnosti (usklajen predlog občin Velenje, Šoštanj in
Šmartno ob Paki). V projektni svet se bodo po presoji vključili tudi predstavniki civilne
iniciative, predvsem tiste s področja ekologije. Vsekakor gre za posvetovalni organ, ki daje
možnost deležnikom da se vključijo v projekt in so o njem tudi informirani.
Koordinacijski odbor projekta blok 6 TEŠ (KOP)
KOP vodi direktor TEŠ, v njem pa so še direktor projekta, namestnik direktorja projekta,
predstavnik odbora za aktivni nadzor in člani, ki jih imenuje direktor s posebnim sklepom. KOP
obravnava poročila projektne skupine in se opredeljuje do vprašanje, ki jih ni bilo mogoče rešiti
v projektni skupini oziroma presegajo njene pristojnosti.
Projektna skupina (ključno operativno telo za izvedbo investicije, ki zastopa in izvaja interese
investitorja)
Projektna organiziranost sledi sodobnim načelom in pokriva vsa potrebna področja.
Oblikovana je tako, da bo lažje slediti Zakonu o graditvi objektov in temelji na FIDIC. V
organizacijski strukturi je večji poudarek na vodenju projekta s stani naročnika in s stani
inženirja. Kljub temu pa smo pri oblikovanju nove projektne organiziranosti sledili stari,
predvsem v zgornjem delu, zato, da ne porušimo tistih dosedanjih organov in postopkov, ki so
dobro delovali.
Skupina za financiranje
Skupino je s sklepom imenoval direktor TEŠ. V skupini so sodelavci TEŠ in HSE, podporo pa
ji nudijo zunanji sodelavci pravne in finančne stroke. Naloga skupine je zagotoviti optimalno
financiranje, predvsem pa sproti ocenjevati tveganja na področju financiranja.
34
Tabela 2.1: Organizacijska struktura projekta
35
2.3 KRATEK OPIS INVESTICIJE
Zahteve po ekonomsko in ekološko racionalnejši proizvodnji električne energije v TEŠ nujno
privedejo do potrebe po zamenjavi obstoječih enot z novim blokom. Ob tem je potrebno
opozoriti na starost in dotrajanost obstoječih objektov. Investicija v blok 6 je investicija v
nadomeščanje obstoječe proizvodnje in je namenjena ohranitvi delovnih mest in
prestrukturiranju Premogovnika Velenje. Investicija omogoča, da Premogovnik Velenje
zagotovi dovolj lastnih sredstev za svoje prestrukturiranje. S tem se izognemo nepotrebnim
neposrednim vlaganjem Republike Slovenije v prestrukturiranje Premogovnika Velenje.
V fazi predhodnih del, ugotovitve katerih so podane v poglavju 5, je TEŠ obdelal aktualne
Nov objekt bo lociran zahodno od obstoječih enot, na platoju, ki se je sprostil po odstranitvi
hladilnih stolpov blokov 1, 2 in 3, ter stare upravne stavbe. Postavljen bo z osjo v smeri V- Z, s
strojnico ob bloku 1 ter bunkerskim delom, kotlovnico, elektrofiltrom in razžveplalno napravo v
zahodni smeri proti Šoštanju. Hladilni stolp stoji južno od bloka, vkopan v hrib.
Za gorivo se bo uporabljal premog iz bližnjega Premogovnika Velenje. V kotlovske bunkerje se
bo transportiral po rekonstruiranih obstoječih trakovih bloka 4 in novozgrajenih trakovih do
bloka 6.
Za oskrbo s hladilno vodo se bo razširil obstoječi vtočni objekt na reki Paki in dogradila nova
dekarbonizacija. Za demineralizirano vodo bo skrbela obstoječa kemijska priprava vode.
Produkti zgorevanja in razžveplanja (pepel, sadra in žlindra) se bodo tržili v gradbeništvu,
višek pa bo predelan v stabilizat in uporabljen za sanacijo rudniških ugreznin. TEŠ že sedaj
uspešno trži odpadne produkte. Povpraševanje po pepelu, sadri in žlindri je večje, kot so
razpoložljive količine. Že danes TEŠ realizira cca. 1 mio EUR prihodkov iz tega naslova, zato
se ocenjuje, da bo trženje odpadnih produktov uspešno tudi v prihodnje.
Blok 6 bo obratoval brez izpustov odpadnih voda. To bo doseženo z recirkulacijo in čiščenjem
tehnoloških voda ter njihovo ponovno uporabo. V reko Pako se bo izpuščala samo kaluža
hladilnega stolpa, ki pa v celoti ustreza okoljevarstvenim pogojem za izpust v vodotok. Trde
odpadke čiščenja voda bo prevzel pooblaščeni odjemalec – koncesionar.
Enota bo ustrezala vsem pogojem varstva okolja po predpisih EU. Zaradi omejitve vplivov
hrupa bodo naprave postavljene v zaprte objekte z ustrezno zaščito za dušenje hrupa.
Ob napravi je predviden prostor za postavitev naprav za izločanje CO 2 iz dimnih plinov (CO 2
Capture and Storage – CCS Ready), če bodo predpisi v bodočnosti to zahtevali in če bo
shranjevanje CO 2 komercialno sprejemljivo.
Podrobnejši opis investicije je v nadaljevanju.
36
2.4 PREDRAČUNSKA
FINANCIRANJA
VREDNOST
INVESTICIJE
IN
VIRI
Predračunska vrednost investicije
Stalne cene
Tekoče cene
000 EUR
000 EUR
Gradbena dela
74.868,2
75.969,3
Pripravljalna dela
20.485,7
20.569,7
GPO
34.663,3
35.342,0
Ostali objekti
10.680,7
11.000,0
8.507,6
8.507,6
530,9
550,0
Oprema
964.273,6
1.063.120,7
GTO
699.156,3
699.434,0
GTO eskalacija
9.372,6
100.056,5
GTO montaža
97.205,9
100.000,0
25.000,0
25.000,0
RDP
78.553,0
82.053,0
Priprava vode
7.515,9
7.700,0
Transport premoga
4.986,9
5.100,0
Obdelava produktov
13.000,1
13.500,0
Hladilni sistem
23.338,1
24.047,2
1.989,4
2.000,0
3.446,7
3.500,0
Ostalo
708,8
730,0
Ostalo
34.118,6
35.106,9
27.574,3
28.337,8
6.544,3
6.769,1
1.073.260,4
1.174.196,9
122.678,7
128.550,2
1.195.939,1
1.302.747,0
6.166,6
6.540,8
Upravna stavba
Ostalo
Zavarovanje
Skupaj
SKUPAJ
Od tega:
Stroški garancij HSE
37
Predračunska vrednost EUR/kW
3
1.788,7
od tega:
Pripravljalna dela
34,1
Oprema z montažo in gradbenimi deli
1.731,9
42,2
Viri financiranja
Tekoče cene
Stalne cene
000 EUR
1. Lastniški viri
445.939,1
37,3 %
000 EUR
469.747,0
•
TEŠ
129.807,9
10,9 %
144.819,3
11,1 %
•
HSE
316.131,2
26,4 %
324.927,7
24,9 %
2. Kredit EIB
550.000,0
46,0 %
550.000,0
42,2 %
3. Kredit EBRD
200.000,0
16,7 %
200.000,0
15,4 %
0,0
0,0 %
83.000,0
6,4 %
1.195.939,1
100,0 %
1.302.747,0
100,0 %
4. Kredit skupine HSE
Skupaj
%
%
36,1 %
Zaradi znanih dejstev o višini kreditov EIB in EBRD so vrednosti obeh kreditov predstavljene v
enaki višini tako po stalnih kot tudi po tekočih cenah. Razlika v vrednosti investicijskih
vrednosti med obema metodološkima pristopoma (stalne cene - tekoče cene) je tako
zagotovljena s stani kreditov skupine HSE, kakršno bo tudi stanje v realnosti.
2.4.1 PODROBNA RAZČLENITEV DEL, OPREME IN STORITEV
GRADBENA DELA
Pripravljalna dela
Med pripravljalna dela sodijo vsa zemeljska in gradbena dela, potrebna za pripravo gradbišča
za izvedbo gradnje temeljev hladilnega stolpa, glavnega pogonskega objekta in ostalih
objektov. Vanje so vključeni vsi stroški: za potrebne odkupe zemljišč, rušitve objektov (hiš,
Elkroja, stare upravne stavbe nadstrešnic itd), ureditev zahodnega uvoznega platoja in
krožišča, za pripravo platoja za izgradnjo hladilnega stolpa, za ureditev montažnih platojev
(P0, P1, P2, P3, P4 itd), ureditev transportnih poti in izboljšanje prometne infrastrukture v
Sloveniji za potrebe izrednih transportov.
GPO (Glavni Pogonski Objekt)
Pred predvidenim začetkom montaže glavne tehnološke opreme je treba zgraditi gradbeni del
pogonskega objekta. Glavni pogonski objekt je sestavljen iz stojnice, betonskega bunkerskega
dela, kotlovnice in objekta za razžveplevanje dimnih plinov. V obseg pogonskega objekta
sodijo tudi gradbene strojne inštalacije, gradbene elektro inštalacije in ustrezna dvigala.
3
Tako imenovani »Over Night Costs«, ki se uporabljajo za primerjavo investicij in zato v stroških na
enoto niso upoštevani stroški financiranja in vpliv inflacije
38
Ostali objekti
Za potrebe obratovanja bloka 6 je treba zgraditi objekte transporta premoga, transporta
produktov (pepela, sadre in žlindre) in priprave vode, silos aditiva, silos pepela, silos žlindre ter
rezervoarje amonijeve vode (za potrebe DENOX naprave), objekt GIS stikališča, objekte
zunanje ureditve in tehnološke povezave.
Nova upravna stavba
V investicijsko vrednost je vključena vrednost nove upravne stavbe, zgrajene zato, ker je bilo
treba staro upravno stavbo porušiti, saj je stala na mestu, predvidenem za blok 6.
Ostalo
Pri izvedbi gradbenih del je potrebno zagotoviti še zunanji supernadzor kvalitete materialov,
geodetski nadzor in geomehanski nadzor. Z zunanjim supernadzorom si zagotovimo kvaliteto
vgrajenih materialov v gradbeni objekt (betoni in betonska armatura), z geodetskim nadzorom
pa uskladimo gradbena dela z opremo.
OPREMA
Glavna Tehnološka Oprema (GTO)
Glavna tehnološka oprema predstavlja glavnino opreme potrebne za obratovanje bloka in
potrebno opremo za zagotavljanje garantiranih parametrov bloka. GTO je razdeljen na
naslednje sklope:
a) Turboagregat s pomožno opremo
• parna turbina
• generator
• regenerativno gretje napajalne vode in kondenzata
• hladilni sistem
• toplotna postaja
• čiščenje kondenzata
• pomožne naprave turboagregata
• vzdrževalne naprave in oprema
b) Kotel s pomožno opremo
• tlačni sistem kotla
• cevovodi
• napajalne črpalke
• kurjava
• zračno-dimni trakt
• DENOX naprava
• nosilne jeklene konstrukcije kotla in kotlovnice
• pomožne naprave kotla
• vzdrževalne naprave in oprema
• podesti in stopnišča
c) Sistem vodenja
• glavni sistem vodenja (DCS)
• lokalni sistemi vodenja
• periferna oprema
39
d) Elektroenergetski razvod
• 400 kV oprema
• blok transformator
• transformator blokovne lastne rabe
• transformator splošne lastne rabe
• energetski razvod
• ozemljitve
e) Storitve dobavitelja
• koordinacija na mejah paketa
• izdelava projektne in tehnične dokumentacije
• montaža in montažni nadzor
• zagonski preizkusi in pogodbeno poskusno obratovanje
• izvedba garancijskih meritev
• zagotavljanje kakovosti
• šolanje naročnikovega osebja
• servis v času garancijske dobe
RDP
Za potrebe razžveplanja dimnih plinov je treba postaviti napravo za razžveplanje dimnih
plinov. RDP je razdeljen na naslednje sklope:
a) Tehnološka oprema
• pralnik s pomožno opremo
• dimovodni kanali
• priprava absorbenta
• odvajanje sadre
• izpraznilni sistem
• pomožne naprave RDP
b) Jeklene konstrukcije, streha in fasade
• nosilne jeklene konstrukcije
• podesti in stopnišča
• streha in fasade
c) Sistem vodenja
• glavni sistem vodenja (DCS)
• lokalni sistemi vodenja
• periferna oprema
d) Elektro oprema
• SN - naprave 10 kV
• NN – razvod
e) Storitve dobavitelja
• koordinacija na mejah paketa
• izdelava projektne in tehnične dokumentacije
• montaža in montažni nadzor
• zagonski preizkusi in pogodbeno poskusno obratovanje
• izvedba garancijskih meritev
• zagotavljanje kakovosti
• šolanje naročnikovega osebja
40
•
servis v času garancijskega roka
Priprava vode
Blok 6 bo za potrebe priprave demineralizirane vode lahko uporabljal obstoječe naprave v
TEŠ, za pripravo dekarbonatizirane vode pa bo treba zgraditi nov reaktor skupaj z vsemi
pomožnimi napravami. Glavni sklopi naprav so:
• dekarbonatizacija
• filtracija hladilne vode
• vtočni objekt surove vode
• čiščenje odpadnih voda
Transport premoga
Za oskrbo bloka s premogom se bo uporabljal obstoječi transportni sistem blokov 1 – 4, ki ga
bo treba delno preurediti, povečati zmogljivost in dograditi vse potrebne dodatne naprave.
Obdelava produktov
V sklopu opreme za obdelavo produktov so zajeti naslednji sistemi:
• transportni sistemi pepela
• transportni sistemi sadre
• transportni sistemi žlindre
• silosi EF pepela
• silosi sadre
• silosi žlindre
Hladilni sistem
Za izvedbo sistema za hlajenje opreme na bloku 6 je treba zgraditi hladilni stolp in montirati
vso potrebno opremo v hladilnem stolpu in povezavo do glavne tehnološke opreme. V sklopu
opreme za hladilni sistem so povečini zajeti naslednji sistemi:
• odvod dimnih plinov
• razpršilni sistem v hladilnem stolpu
• hladilni cevovodi z armaturami
• hladilne črpalke z elektro opremo
Na projektu se je oprema naročala po določenih funkcionalnih celota, ker pa med njimi
nastajajo področja, ki niso pogodbeno pokrita, je potrebno poskrbeti za dodatna naročila, da
se bodo lahko posamezne funkcionalne celote povezale v končno celoto. Z elektro in strojnimi
tehnološkimi povezavami zagotovimo povezave med posameznimi objekti in napravami.
Priključitev na EE sistem RS
Za potrebe priključitve bloka 6 na elektroenergetski sistem RS smo prišli do zaključka, da bo
blok 6 sam priključen na obstoječi 400 kV daljnovod in sicer preko novega GIS stikališča. V
sklopu priključitve bloka 6 je zajeta naslednja oprema:
• 400 kV GIS polje
• 400 kV kabelska povezava
• vodenja, zaščite ter števčnih meritev v GIS stikališču
41
Ostalo
Pri izvedbi gradbenih del je treba zagotoviti še zunanji supernadzor kvalitete in sicer tlačnega
dela kotla, parovodov, tlačnih posod, jeklenih konstrukcij in kanalov.
OSTALO
Tu so zajeti vsi ostali potrebni stroški za gradnjo bloka 6 kot so:
• projektiranje
• nadzor nad kvaliteto
• gradbeni nadzor po ZGO
• inženiring
• študije in dokumentacija
• energetske surovine do pričetka proizvodnje električne energije (preizkusi)
• stroški zavarovanja bloka 6 za čas gradnje,
• strokovne ocene,
• zunanji svetovalci,
• svetovanje po pravnem, ekonomskem in tehničnem področju,
• prevodov
2.5 UČINKI INVESTICIJE
Za izračun učinkov investicije smo uporabili scenarije cen električne energije in cen emisijskih
kuponov CO 2 , kot so predvidene v predlogu NEP. Ker predlog NEP predvideva le cene
električne energije in emisijskih kuponov CO 2 do leta 2030, smo za obdobje od 2030-2054
uporabili enako spremembo obeh postavk, kot je povprečje spremembe v celotnem obdobju
za katerega ima predlog NEP napovedane cene. Poleg spremembe obeh v predlogu NEP
predvidenih postavk, smo z ustreznimi indeksi povečali tudi stroške vseh postavk, ki jih ima
TEŠ v času trajanja projekta (stroški premoga, stroški dela, stroški aditivov, itn.).
Pri pripravi programa je bilo več možnih alternativnih scenarijev glede vhodnih podatkov za
izračun ekonomičnosti investicije in vsaka varianta ima tako pozitivne kot negativne lastnosti.
Na podlagi primerjav različnih scenarijev smo se tako odločili, da je najprimerneje uporabiti
scenarije cen iz predloga NEP.
Finančno-tržni učinki:
Finančno tržni učinki so pripravljeni v skladu z Uredbo o enotni metodologiji za pripravo in
obravnavo investicijske dokumentacije na področju javnih financ (http://www.uradnilist.si/1/objava.jsp?urlid=200660&stevilka=2549), ki predpisuje, da je potrebno za investicije, ki
se financirajo v skladu s to uredbo, upoštevati 7 % diskonti faktor.
ISD
15 let
83,6 mio EUR
7,59 %
RNSV
0,108
1,027
Donosnost na lastniški kapital (ROE)
13,6 %
42
Za izračun finančno tržne učinkovitosti je bil sestavljen ekonomski tok projekta, ki zajema
obdobje izvedbe projekta in 40-letno obdobje poslovanja (ekonomska doba projekta). Prilive
ekonomskega toka sestavljajo prihodek od prodaje električne in toplotne energije, prihodek od
prodaje pepela in sadre ter prihodek iz naslova sistemskih storitev, odlive ekonomskega toka
pa vrednost investicije (brez stroškov financiranja), stroški poslovanja (brez amortizacije in
stroškov financiranja) in davek na dobiček, ki bi ga projekt ustvaril. Uporabljena je diskontna
stopnja 7%. Izračunani so naslednji ekonomski kazalci:
a) Doba vračila investicijskih vlaganj: 15 let
Doba vračila investicijskih vlaganj je čas (obdobje, izraženo s številom let), v katerem
ustvarjena prosta denarna sredstva pokrijejo investicijske stroške. To je doseženo takrat, ko
postane ekonomski tok naložbe v kumulativi pozitiven. Ekonomska doba projekta mora biti
torej daljša od dobe vračila investicijskih vlaganj, sicer iz ekonomskega toka ni mogoče
razbrati pravilnega rezultata. Glede na to, da je ekonomska doba projekta 40 let, je kazalnik
dobe vračanja investicijskih vlaganj krepko pozitiven.
b) Neto sedanja vrednost (diskontni faktor - 7%): 83,6 mio EUR
Pri tej metodi investicijske izdatke in donose diskontiramo na začetni termin (t 0 ), ko nastopijo
prvi investicijski izdatki. S tem, ko jih diskontiramo, ustrezno vključimo časovno komponento,
tako da so zneski donosov in investicijskih izdatkov v različnih časovnih enotah primerljivi.
Nato od vsote diskontiranih donosov odštejemo investicijske izdatke.
NSV=S D t /(1+r)t-S I t /(1+r)t
NSV= neto sedanja vrednost
D t =donos v obdobju t
I t = investicijski izdatek v obdobju t
t=obdobje (mesec, leto ...) 1,2,3 ... n
r= diskontna stopnja
Diskontna stopnja izraža stopnjo zahtevanega donosa. Pozitivna neto sedanja vrednost kaže,
da so donosi večji od investicijskih izdatkov. Negativna neto sedanja vrednost kaže, da pri
uporabljeni diskontni stopnji (zahtevanem donosu) vsota donosov ni dovolj velika, da bi se z
njo nadomestili investicijski izdatki.
Če ocenjujemo eno samo investicijo, je investicija sprejemljiva, če je neto sedanja vrednost
večja od 0. Če ocenjujemo več investicij, potem izberemo tisto, pri kateri je neto sedanja
vrednost največja, pod pogojem, da je večja od 0.
Problem, ki nastopa pri uporabi metode neto sedanje vrednosti, je izbor ustrezne diskontne
stopnje. Višina diskontne stopnje namreč bistveno vpliva na višino NSV. Pri enakih donosih in
enaki vrednosti investicijskih izdatkov bo NSV večja, če uporabimo nižjo diskontno stopnjo, in
manjša, če uporabimo višjo diskontno stopnjo. Draga Stepko pravi, da “po zahodni teoriji –
diskontna stopnja izraža subjektivne časovne preference med sedanjo in bodočo potrošnjo in
investitorjevo ocenjevanje prihodnjih donosov v sedanjosti. Praktično pa investitorji ne poznajo
diskontnih mer, v resnici jih niti ne poskušajo spoznati.". Zato predlaga kot diskontno stopnjo
bodisi obrestno mero, po kateri investitor lahko dobi posojilo za financiranje naložbe (če
naložbo financira s tujimi viri), bodisi donos, ki bi ga lahko dosegla, če bi finančna sredstva
plasirala v finančno naložbo (če financira naložbo z lastnimi viri).
Po drugi teoriji, “firme uporabljajo tehtano povprečje stroškov kapitala kot zahtevano stopnjo
donosa.” Posledično, ker je neto donos kapitala firme že zmanjšan za stroške financiranja,
obresti oz. stroški kapitala ne smejo biti vključeni v neto finančni tok, iz katerega se računa
NSV.
43
Pri tem je treba upoštevati tudi tveganost naložbe. Povprečni donos kapitala družbe je po
strukturi donos različnih investicijskih projektov iz preteklosti, ki imajo vsak svojo stopnjo
tveganja.
Glede na to, da bolj ali manj poznamo stroške dolžniških virov financiranja, lahko na podlagi
uporabljenega diskontnega faktorja določimo pričakovano donosnost lastniškega kapitala.
WACC= D EBRD *S EBRD +D EIBA *S EIBA + D EIBB *S EIBB +D KHSE *S KHSE +D LV *S LV
Pri navedenem izračunu imajo kratice naslednje pomene:
D EBRD - delež kredita EBRD v celotni vrednosti investicije
S EBRD - strošek kredita EBRD
D EIBA - delež kredita EIB A v celotni vrednosti investicije
S EIBA - strošek kredita EIB A
D EIBB - delež kredita EIB B v celotni vrednosti investicije
S EIBB - strošek kredita EIB B
D KHSE - delež kredita HSE v celotni vrednosti investicije
S KHSE - strošek kredita HSE
D LV - delež lastniških virov v celotni vrednosti investicije
S LV - strošek lastniških virov
Ob pričakovanem 7 % tehtanem strošku kapitala (diskontnem faktorju) je tako pri scenariju
cen iz predloga NEP strošek/donosnost lastniškega kapitala višji od 13 %, kar je sorazmerno
zelo visoka donosnost na lastniški kapital in presega donosnost primerljivih projektov.
Sektorska politika RS za energetske projekte, ki je v pripravi, naj bi zahtevala 9 % donosnost
na lastniški kapital. Ob uporabi te zahtevane donosnosti bi bil strošek kapitala okoli 6 % in s
tem tudi potrebni diskontni faktor.
c) Interna stopnja donosnosti: 7,59 %
Interna stopnja donosa je tista diskontna stopnja, pri kateri je neto sedanja vrednost enaka 0.
Matematično to lahko izrazimo s formulo:
∑ Dt/(1+r)t = ∑ It/(1+r)t
v kateri je tista r, pri kateri navedena enačba velja, interna stopnja donosa. Interna stopnja
donosa nam pove tudi višino obrestne mere, ki jo lahko plača investitor za posojilo, ne da bi
utrpel izgubo, če vso naložbo financira s posojilom.
Interno stopnjo donosa uporabimo tako,da jo primerjamo z zahtevano stopnjo donosa. Interna
stopnja donosa mora biti vedno višja od zahtevane stopnje donosa.
d) Relativna neto sedanja vrednost: 0,108
Relativna NSV meri neto donos na enoto investicijskih stroškov. Izračunamo jo iz razmerja
med NSV in sedanjo vrednostjo investicijskih stroškov in pomeni primerjavo med vsoto vseh
diskontiranih neto prilivov (NSV) in vsoto diskontiranih investicijskih stroškov.
e) Kazalnik relativne koristnosti: 1,027
Kazalnik relativne koristnosti je razmerje med sedanjo vrednostjo vseh koristi projekta in
sedanjo vrednostjo stroškov. Da je naložba upravičena, mora biti kazalnik večji od 1.
44
f) Donosnost na vloženi kapital (ROE): 13,6 %
Mera je enaka čistemu dobičku, ki ga delimo z lastniškim kapitalom. Donos na kapital je
izražen v odstotkih. Uporabljen je kot univerzalen znak učinkovitosti podjetja oziroma pove,
koliko dobička podjetje lahko ustvari glede na vire, ki mu jih zagotavljajo njegovi delničarji.
Lastniški kapital pomeni vrednost premoženja skupine, ki pripada lastnikom matičnega
podjetja.
Pri izbrani varianti je projekt sprejemljiv. Doba vračila investicijskih vlaganj je krajša od
življenjske dobe projekta, neto sedanja vrednost (NSV) je pozitivna, interna stopnja donosnosti
(ISD) je višja od povprečne cene virov financiranja, relativna neto sedanja vrednost (RNSV) je
pozitivna, kazalnik relativne koristnosti je večji od 1, donosnost na lastniški kapital pa je višja
kot pri primerljivih projektih in tudi presega donosnost, ki naj bi bila predpisana v Sektorski
politiki RS za energetske projekte (9 %).
Ekonomski učinki:
Ekonomsko vrednotenje izhaja iz predpostavke, da je treba vložke projekta opredeliti na
podlagi njihovih oportunitetnih stroškov. Ekonomska analiza je narejena na podlagi
družbenega vidika. Za izhodišče ekonomske analize upoštevamo denarne tokove iz finančne
analize.
Kot je že bilo opisno v poglavju 1.2 so bila pri izračunih upoštevana Navodila za uporabo
metodologije pri izdelavi analize stroškov in koristi za investicijske projekte, pripravljena s stani
Evropske Komisije. Evropska komisija v »Navodilih za uporabo metodologije pri izdelavi
analize stroškov in koristi«
(http://ec.europa.eu/regional_policy/sources/docgener/guides/cost/guide2008_en.pdf).
Rezultati izračuna:
Ekonomska NSV pri 5,5%-ni diskontni stopnji
15 let
356,8 mio EUR
ISD
7,59 %
RNSV
0,449
1,096
13,6 %
2.6 PREDSTAVITEV IN RAZLAGA REZULTATOV
Pri izbranem scenariju je projekt sprejemljiv. Doba vračila investicijskih vlaganj je krajša od
življenjske dobe projekta, neto sedanja vrednost (NSV) je pozitivna, interna stopnja donosnosti
(ISD) je višja od povprečne cene virov financiranja, relativna neto sedanja vrednost (RNSV) je
pozitivna, kazalnik relativne koristnosti je večji od 1, donosnost na lastniški kapital pa je višja
kot pri primerljivih projektih in tudi presega donosnost, ki naj bi bila predpisana v Sektorski
politiki RS za energetske projekte (9 %).
Podrobnejša obrazložitev rezultatov je podana v poglavju 13.5.
45
3. PODATKI O INVESTITORJU
3.1 SPLOŠNA INFORMACIJA O INVESTITORJU
3.1.1 STATUS IN DEJAVNOST INVESTITORJA
Termoelektrarna Šoštanj, d.o.o. je družba z omejeno odgovornostjo z enim družbenikom, to
je Holding Slovenske elektrarne d.o.o. Družbenik je 14. 2. 2006 sprejel Akt o ustanovitvi
družbe z omejeno odgovornostjo, ki je v celoti nadomestil predhodno družbeno pogodbo.
Sprememba registracije družbe je bila izvedena dne 20.3.2006. Termoelektrarna Šoštanj je
vpisana v sodni register pri Okrožnem sodišču v Celju pod št. reg. vložka 1/00522700. Sedež
družbe je Cesta Lole Ribarja 18, Šoštanj. Termoelektrarna Šoštanj je povezana v skupino
Holding Slovenske elektrarne d.o.o. s sedežem v Ljubljani, Koprska ulica 92.
Osnovni podatki o družbi:
Ime družbe
Skrajšano ime družbe
Organizacijska struktura
Glavna dejavnost družbe
Sedež družbe
Registracija
Znesek osnovnega kapitala (31.12.2010)
Matična številka
ID številka za DDV
TRR
Spletna stran
Direktor družbe
Lastniška struktura TEŠ
TEŠ d.o.o.
Družba z omejeno odgovornostjo
35.112 Proizvodnja elektrike v TE in JE
35.300 Oskrba s paro in vročo vodo
Cesta Lole Ribarja 18, 3325 Šoštanj, Slovenija
Družba je vpisana pri okrožnem sodišču v Celju,
številka registrskega vložka 1/00522700
203.480.559 EUR
5040388
SI92189903
Nova Ljubljanska banka
UniCredit banka
Banka Koper
Nova kreditna banka Maribor
www.te-sostanj.si/
mag. Simon TOT
100 % Holding Slovenske elektrarne d.o.o.
46
3.1.2 ORGANIZACIJSKA SHEMA TERMOELEKTRARNE ŠOŠTANJ – stanje na dan 31.12.2010
TEŠ
Nadzorni svet
Direktor
Sektor tehnika in vzdrževanje
Sektor obratovanja
Svetovalec direktorja
Splošno kadrovski sektor
Ekonomski sektor
Strojno podrocje
Bloki 1 do 3
Služba varstva pri delu
Kadrovska služba
Kontroling
Elektro podrocje
Blok 4 in blok 5
Služba za kakovost
Služba izobraževanja
Financna služba
Gradbeno podrocje
Transport premoga
Služba poslovne informatike
Splošna služba
Komercialna služba
Priprava vode
Služba za projekte
Menza
Racunovodstvo
Kontrola tehnoloških procesov
Predstavnik vodstva za okolje
Samostojni referati
Samostojna delovna mesta
Služba za investicije
Poslovni sekretariat
47
3.1.3 ORGANI UPRAVLJANJA
Upravljanje družbe poteka v skladu z veljavnimi pravnimi normami, Aktom o ustanovitvi družbe
z omejeno odgovornostjo Termoelektrarna Šoštanj d.o.o., ki ga je sprejela HSE d.o.o. kot edini
družbenik družbe Termoelektrarne Šoštanj d.o.o. (zadnja veljavna verzija je z dne 23.3.2011)
ter v skladu z dobro poslovno prakso. V skladu z Aktom o ustanovitvi poteka upravljanje preko
družbenika in organov družbe, in sicer sta to nadzorni svet in direktor.
Družbenik:
Skladno z določili ZGD družbenik samostojno odloča o naslednjih vprašanjih:
• spremembah in dopolnitvah akta o ustanovitvi družbe
• sprejemu temeljev poslovne politike in razvojnem načrtu družbe
• sprejemu letnega poročila, če nadzorni svet letnega poročila ni potrdil ali če direktor in
nadzorni svet prepustita odločitev o sprejemu letnega poročila družbeniku
• poslovnem načrtu družbe
• uporabi bilančnega dobička
• podelitvi razrešnice direktorju in nadzornemu svetu
• delitvi in prenehanju poslovnih deležev
• spremembah osnovnega kapitala družbe
• statusnih spremembah in prenehanju družbe
• izvolitvi in razrešitvi članov nadzornega sveta družbe
• imenovanju revizorja družbe
• postavitvi prokurista in poslovnih pooblaščencev in
• drugih zadevah v skladu s predpisi in aktom o ustanovitvi.
Družbenik ne more odločati o vprašanjih vodenja poslov, razen če to zahteva direktor v primeru,
da nadzorni svet zavrne soglasje za določeno vrsto posla.
V skladu s 526. členom ZGD–1 družbenik svoje odločitve vpisuje v knjigo sklepov.
Nadzorni svet:
Nadzorni svet sestavlja 6 članov: 4 člani zastopajo interese lastnika in jih imenuje in razrešuje
lastnik, 2 člana pa zastopata interese zaposlenih ter se imenujeta in razrešujeta v skladu z
Zakonom o sodelovanju delavcev pri upravljanju. Nadzorni svet je bil razširjen v marcu 2011 in
sicer zaradi zahteve Evropske banke za obnovo in razvoj (EBRD), da je v nadzorni svet družbe
vključen tudi z njene strani imenovan predstavnik, ki bo predstavljal interese banke in druge
zunanje skupnosti. Člani nadzornega sveta so imenovani za dobo štirih let in so po preteku
mandata lahko ponovno imenovani. V skladu z Aktom o ustanovitvi ima nadzorni svet naslednje
pristojnosti:
• nadzoruje vodenje poslov družbe
• preveri sestavo letnega poročila in predlog za uporabo bilančnega dobička
• o rezultatih preveritve letnega poročila sestavi pisno poročilo za družbenika
• potrjuje letno poročilo oziroma navede pripombe nanj
• daje mnenje k temeljem poslovne politike in razvojnemu načrtu družbe
• daje soglasje k poslovnemu načrtu družbe
• predlaga družbeniku sprejem sklepov iz njegove pristojnosti oziroma daje mnenje k
predlogom za sprejemanje sklepov družbenika, danih s strani direktorja
• imenuje in odpokliče direktorja družbe
• daje soglasje na posle direktorja v skladu z aktom o ustanovitvi
• sklene pogodbo o zaposlitvi z direktorjem
• sprejeme poslovnik o delu nadzornega sveta
• lahko zahteva poročila o drugih vprašanjih
48
Nadzorni svet lahko opravlja tudi druge naloge v skladu s predpisi in sklepi družbenika.
Člani nadzornega sveta so:
• mag. Janez Keržan, predsednik
• dr. Dean Besednjak, namestnik predsednika
• dr. Vladimir Malenković, član
• Aljoša Tomaž, član
• Franc Rosec, član - predstavnik delavcev
• Branko Sevčnikar, član - predstavnik delavcev
Direktor:
Družbo vodi, zastopa in predstavlja direktor, ki ga imenuje nadzorni svet na podlagi javnega
razpisa za dobo štirih let. Po poteku mandata je direktor lahko ponovno imenovan. V skladu z
določilom Akta o ustanovitvi direktor ne sme brez soglasja nadzornega sveta sklepati poslov ali
sprejemati odločitev, ki se nanašajo na:
• sklepanje pravnih poslov in najemanje posojil, ki presegajo 333.834,08 EUR za isti predmet
poslovanja v tekočem poslovnem letu
• odsvajanje in zastavljanje nepremičnin
• kapitalske naložbe družbe v drugih pravnih osebah
• pričetek posamezne investicije, kjer predvidena vrednost presega 100.000,00 EUR (zaradi
potreb po usklajenem strateškem razvoju skupine HSE)
• pričetek posamezne investicije s področja informatike, kjer predvidena vrednost presega
50.000,00 EUR (zaradi potreb po usklajenem razvoju informatike v skupini HSE), po
pridobljenem mnenju vodje službe informatike pri družbeniku
Direktor družbe je mag. Simon TOT, kateremu je mandat pričel teči 11.11.2010.
Odbor za tveganja:
Družba ima vzpostavljen odbor za tveganja, ki spremlja in ocenjuje vsa potencialna tveganja v
podjetju. Odbor za tveganja vodi mag. Jaroslav Vrtačnik.
Sindikat družbe in svet delavcev:
V družbi delujeta sindikat in svet delavcev. Sindikat družbe TEŠ vodi Branko Sevčnikar, svet
delavcev pa Janko Lihteneker.
3.1.4 ŠTEVILO IN KVALIFIKACIJSKA STRUKTURA ZAPOSLENIH
V Termoelektrarni Šoštanj je za nedoločen čas zaposlenih 460 delavcev. Število in
kvalifikacijska struktura po sektorjih je naslednja:
ŠTEVILO IN KVALIFIKACIJSKA STRUKTURA ZAPOSLENIH
Stanje z dne 31.12. 2010
Stopnja
izobrazbe
Sektor
Tehnika in vzdrževanje
Obratovanje
Ekonomski sektor
Splošno kadrovski sektor
Štabne službe
Skupaj
I-III
16
39
2
4
61
IV
69
47
8
12
1
137
V
68
79
12
10
1
170
VI
24
13
2
3
5
47
VII
15
3
8
5
14
45
Skupaj
192
181
32
34
21
460
49
3.2 PROIZVODNJA ELEKTRIČNE IN TOPLOTNE ENERGIJE TER
PORABA GORIVA
3.2.1 PROIZVODNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE NA PRAGU TEŠ (GWh)
B1-3
B4
B5
PT51
PT52
SKUPAJ
2006
539,8
1.399,5
1.809,4
2007
562,7
1.600,5
1.593,1
3.748,7
3.756,3
2008
354,1
1.499,7
1.906,9
59,5
29,8
3.850,0
2009
391,4
1.215,2
1.909,1
121,9
115,3
3.753,0
2010
286,7
1.489,5
1.961,9
101,1
107,0
3.946,3
3.2.2 PROIZVODNJA TOPLOTNE ENERGIJE (GWh)
TP1
TP2
SKUPAJ
2006
71,1
354,2
425,3
2007
73,3
326,0
399,3
2008
2009
34,0
374,8
408,8
2010
29,3
359,4
388,6
58,8
348,3
407,1
Toplotna energija se proizvaja za potrebe daljinskega ogrevanja Šaleške doline. Instalirana moč
toplotnih postaj je skupaj 272 MW in s toploto oskrbuje približno 33.000 gospodinjstev. Skupna
dolžina napeljave daljinskega ogrevanja je več kot 162 km.
3.2.3 PORABA PREMOGA (000 t)
B1-3
B4
B5
SKUPAJ
2006
672,6
1.429,8
1.889,5
3.991,9
2007
707,3
1.749,1
1.616,2
4.072,6
4
2008
455,2
1.634,0
1.948,5
4.037,7
2009
500,5
1.308,2
2.014,2
3.822,9
2010
364,2
1.542,9
2.044,3
3.951,4
3.2.4 PORABA BIOMASE (000 t)
SKUPAJ B1-5
2008
86,1
3.2.5 PORABA PLINA (000 Sm3) 5
SKUPAJ
2008
26.058,1
2009
68.992,0
2010
60.874,9
V tabeli so podatki porabe premoga za toplotno in električno energijo.
Dobavitelj plina je edini možni v Sloveniji in sicer je to Geoplin. TEŠ ima z njim podpisano pogodbo o
dinamiki prodaje do leta 2015.
4
5
50
3.3 POSLOVNI REZULTAT INVESTITORJA
3.3.1 IZKAZ POSLOVNEGA IZIDA
v 000 EUR
Postavka / leto
Prihodki iz poslovanja
Finančni prihodki
Ostali prihodki
PRIHODKI SKUPAJ
Stroški materiala
Stroški storitev
Amortizacija
Stroški dela
Rezervacije
Drugi poslovni odhodki
Obresti
Drugi finančni odhodki
Ostali odhodki
ODHODKI SKUPAJ
Odloženi davki
Davek iz dobička
POSLOVNI IZID – DOBIČEK
2010
247.387
11
64
247.462
154.614
18.283
32.360
18.928
382
16.203
1.246
231
30
242.277
(256)
1.239
4.202
2009
236.951
194
200
237.345
157.292
15.988
28.839
18.607
542
14.022
1.907
2
2
237.201
(8)
97
55
2008
256.644
293
3
256.940
153.737
17.031
26.560
17.397
306
17.540
3.891
9
245
236.716
(17)
2.168
18.039
Poslovanje TEŠ temelji na Dolgoročni pogodbi o nakupu premoga, zakupu moči in nakupu
električne energije, ki je bila podpisana septembra 2004 med TEŠ, HSE in Premogovnikom
Velenje. S podpisom pogodbe so bili dogovorjeni medsebojni odnosi, ki bodo veljali za obdobje
2005-2015. Poleg tega so družbe že podpisale pogodbo, ki definira pogodbeni odnos za
obdobje od 2015-2027. V pogodbah so določene osnovne in dodatne količine premoga v GJ, ki
jih bo TEŠ nabavila pri Premogovniku Velenje, HSE kot kupec, pa bo vso proizvedeno
električno energijo v TEŠ kupil po cenah, ki bodo dogovorjene z letnimi pogodbami. V skladu z
dolgoročno pogodbo TEŠ od Premogovnika Velenje kupuje premog za proizvodnjo elektrike in
toplote. Tudi cena premoga je določena z letnimi pogodbami s Premogovnikom Velenje.
V letu 2008 je s prigradnjo plinskih turbin na blokih 4 in 5 Termoelektrarna Šoštanj prvič
uporabila nov energent - plin, električna energija pa je bila proizvedena tudi iz biomase. Vsa
proizvedena električna energija je bila na osnovi dolgoročne pogodbe prodana HSE-ju.
51
3.3.2 BILANCA STANJA
Postavka / leto
44.107
48
5.887
541.317
348.575
17.233
2009
468.171
405.865
17.919
387.147
214
149
436
58.948
202
12.142
1.761
44.840
3
3.358
468.171
344.373
22.189
v 000 EUR
2008
404.351
319.861
22.150
296.908
213
162
428
73.737
202
11.545
0
61.942
48
10.753
404.351
258.860
26.990
23.472
146.245
5.792
33.749
64.501
3.359
44.026
66.766
7.709
2010
541.317
478.424
13.553
463.989
60
130
692
57.006
202
12.649
SREDSTVA
Dolgoročna sredstva
- neopredmetena OS
- opredmetena OS
- dolgoročne finančne naložbe
- dolgoročne poslovne terjatve
- odložene terjatve za davek
Kratkoročna sredstva
- sredstva za odtujitev (prodajo)
- zaloge
- kratkoročne finančne naložbe
- kratkoročne poslovne terjatve
- denarna sredstva
Aktivne časovne razmejitve
OBVEZNOSTI DO VIROV SREDSTEV
Kapital
Rezervacije in dolgoročne pasivne časovne
razmejitve
Dolgoročne obveznosti
Kratkoročne obveznosti
Kratkoročne pasivne časovne razmejitve
V letu 2008, 2009 in 2010 se je zaradi dokapitalizacije in dobička v poslovnem letu povečal
kapital družbe. Obračunana amortizacija od opredmetenih osnovnih sredstev ni zadoščala za
nova investicijska vlaganja, zato so bili najeti dolgoročni krediti pri poslovnih bankah za nova
investicijska vlaganja. Zaradi najemanja novih kreditov za investicije so se povečale dolgoročne
obveznosti. Investicijska vlaganja se odražajo v povečanju vrednosti dolgoročnih sredstev.
3.3.3 VREDNOST OSNOVNIH SREDSTEV
SEDANJA VREDNOST OSNOVNIH SREDSTEV (stanje na dan 31.12.2010)
Postavka
Zemljišče
Oprema
Gradbeni objekti
Investicije v teku
Dani predujmi
SKUPAJ
Sedanja vrednost
3.712
193.655
38.574
157.659
70.389
463.989
%
0,80 %
41,74 %
8,31 %
33,98 %
15,17 %
100,00 %
Amortizacijska
stopnja
1,3 %-47 %
1,28 %-5 %
% odpisanosti
81,4 %
81,4 %
52
3.3.4 DOLGOROČNE FINANČNE OBVEZNOSTI INVESTITORJA
stanje na dan 31.12.2010
v 000 EUR
Leto
2012
2013
2014
2015
2016
2017
SKUPAJ
Glavnica
10.273
8.331
1.389
1.389
1.389
694
Obresti
861
401
164
110
56
8
23.465
1.600
53
4. ANALIZA TRGA IN TRŽNIH MOŽNOSTI TER RAZLOGI ZA
INVESTICIJSKO NAMERO
TEŠ predstavlja največjo elektrarno tako v sistemu HSE kot tudi v slovenskem
elektroenergetskem sistemu (EES), tako po letni proizvedeni količini električne energije kakor
tudi po inštalirani moči. Od leta 2003 do 2010 znaša povprečna letna proizvodnja elektrarne
preko 3.700 GWh. S povprečnim deležem proizvodnje električne energije v Sloveniji, ki je skoraj
35-odstoten predstavlja pomemben energetski steber za zanesljivo oskrbo Slovenije z
električno energijo. Podatki o proizvodnih enotah v TEŠ in proizvodnji TEŠ je podana v Tabelah
4.1 in 4.2.
Enota
Blok 1 (zaustavljen)
Blok 2 (zaustavljen)
Blok 3
Blok 4
Blok 5
PT 5/1
PT 5/2
SKUPAJ
SKUPAJ (brez B1 in B2)
Inštalirana
moč
MW
30
30
75
275
345
42
42
839,0
779,0
Moč na pragu
MW
Leto pričetka
obratovanja
Predvideno leto
zaustavitve
25
25
55
248
305
41,9
41,9
741,8
691,8
1956
1960
1960
1972
1977
2008
2008
2010
2010
2015
2015
2027
2027
2027
Tabela 4.1: Podatki o proizvodnih enotah TEŠ
Leto
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Proizvodnja TEŠ (GWh)
na generatorju
na pragu
3.962
3.464
4.044
3.550
4.139
3.641
4.269
3.749
4.268
3.756
4.359
3.850
4.244
3.753
4.460
3.946
Proizvodnja v Sloveniji (GWh)
7
10.637
10.787
10.483
10.536
10.422
11.330
11.703
11.728
6
% TEŠ
32,6 %
32,9 %
34,7 %
35,6 %
36,0 %
34,0 %
32,1 %
33,6 %
Tabela 4.2: Proizvodnja električne energije v TEŠ in delež v proizvodnji Slovenije
Termoelektrarna je vezana na izrabo velenjskega lignita kot primarnega energenta za
proizvodnjo električne energije. Povprečna letna poraba premoga v obdobju 2003- 2010 je
znašala 4.100 tisoč ton. Posledica rabe premoga pa je obremenjevanje atmosfere z emisijami
ogljikovega dioksida. Zaradi okoljskih vidikov, predvsem pa zavez Slovenije do Kjotskega
protokola, se izvaja velik pritisk na zmanjšanje porabe premogov v procesih pridobivanja
končnih oblik energije. Tako na eni strani želimo zanesljivo domačo proizvodnjo električne
energije, po drugi strani pa smo omejeni z okoljskimi zahtevami.
Nedavne projekcije deleža premoga v evropski proizvodnji električne energije so sicer kazale na
zmanjševanje, vendar bo najverjetneje nedavna nesreča v jedrski elektrarni na Japonskem
povzročila povečanje deleža premoga v bodočih projekcijah. Poleg tega statistični podatki
kažejo, da je po letu 2000 prišlo do povečanja proizvodnje električne energije pri obstoječih
6
Upoštevana je polovica proizvodnje Nuklearne elektrarne Krško (NEK)
Upoštevana je v letu 2003 podpisana meddržavna pogodba, ki prenese polovico lastništva in tudi
proizvodnje na HEP, in se začne izvajati sredi aprila leta 2003.
7
54
premogovnih elektrarnah. Poglavitni razlog za nastale razmere vidimo v hitrejšem naraščanju
porabe električne energije, pomanjkanju novih proizvodnih kapacitet in boljših izkoristkih.
Navkljub tendencam po zmanjšanju porabe premogov v EU pa npr. Nemčija še vedno ostaja
največja država proizvajalka in tako v energetski sistem odda največ električne energije iz tega
primarnega vira.
4.1 PROIZVODNJA
SLOVENIJI
IN
PORABA
ELEKTRIČNE
ENERGIJE
V
Kot je razvidno iz tabele 4.3, je v letih po osamosvojitvi rast proizvodnje električne energije
močno zaostajala za rastjo porabe, kar postavlja Slovenijo v položaj neto uvoznice električne
energije. Bilanca se je v letu 2009 popravila, kar gre v največji meri pripisati zmanjšanju
gospodarske aktivnosti in s tem porabe električne energije zaradi svetovne finančne in
gospodarske krize. Izboljšanje energetske bilance v letu 2009 gre na eni strani pripisati občutno
manjšemu odjemu velikih neposrednih odjemalcev, po drugi strani pa smo bili v tem letu priča
dobri hidrologiji in s tem nadpovprečno visoki proizvodnji električne energije v hidroelektrarnah.
Poraba se je v letu 2010 nekoliko popravila in ocenjujemo, da se bo v prihodnjih letih skupaj s
postopnim okrevanjem gospodarstva ta trend rasti porabe še nadaljeval.
Leto
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Proizvodnja (GWh)
7
10.637
10.787
10.483
10.536
10.422
11.330
11.703
11.728
Poraba (GWh)
12.365
12.671
13.064
13.375
13.507
12.798
11.426
12.355
Bilanca (GWh)
-1.728
-1.884
-2.581
-2.839
-3.085
-1.468
+0.277
-0.627
Tabela 4.3: Proizvodnja in poraba električne energije v Sloveniji
Tako kot rast porabe je v predrecesijskih letih naraščala tudi konica porabe v Slovenji, kar je
prikazano v tabeli 4.4. Ta je v skladu z gibanjem rasti porabe električne energije dosegala svoj
maksimum v letu 2007, s prihodom recesije pa se je tudi konica odjema znižala. Za prihodnja
leta pričakujemo, da bo glede na pričakovano rast porabe rasla tudi konica porabe, s čimer bo
rastla potreba po zagotavljanju moči za potrebe slovenskega trga.
Leto
Vrednost konice
(MW)
Datum
Ura
Dan v tednu
2003
1,923
11. dec
18 h
Četrtek
2004
1,991
14. dec
19 h
Torek
2005
2,043
24. nov
19 h
Četrtek
2006
2,075
26. jan
19 h
Četrtek
2007
2,060
19. dec
19 h
Sreda
2008
1,963
10. jan
19 h
Četrtek
2009
1,912
17. dec
18 h
Četrtek
2010
1,940
16. dec
18 h
Četrtek
Tabela 4.4: Gibanje konične obremenitve v Sloveniji
55
Na spodnjem zemljevidu podajamo elektroenergetske bilance nekaterih evropskih držav v letu
2010. Če pričnemo na zahodu, vidimo, da imajo Španija, Francija in Nemčija izrazito pozitivno
bilanco, kar gre pripisati mnogim proizvodnim enotam. V Franciji veliko večino električne
energije proizvedejo v nuklearnih elektrarnah, medtem ko v Nemčiji poleg nukleark velik delež
električne energije proizvedejo premogovne elektrarne. V Italiji, ki je dolgoletna neto uvoznica
električne energije, prevladujoči del električne energije proizvedejo v plinskih elektrarnah, kar se
odraža tudi v visokih cenah električne energije v tej državi. To izkorišča tudi Slovenija, ki
poskuša s svojim geostrateškim položajem kar najbolje izkoristiti razlike v ceni električne
energije v Italiji in v državah JV Evrope. Države bivše Jugoslavije, razen Slovenije, namreč
zaenkrat še niso vključene v trgovanje z emisijskimi dovolilnicami, kar zmanjšuje njihove
okoljske standarde in s tem omogoča proizvodnjo električne energije z nižjimi stroški.
Pričakovati je, da se bodo v primeru implementacije trgovanja vseh emisijskih dovolilnic v EU
tudi te države morale vključiti v trgovalne sheme oziroma se prilagoditi EU zakonodaji, kar bo
posledično povečalo njihovo stroškovno ceno. Kot pomembni izvoznici električne energije v JV
delu Evrope je treba izpostaviti še Romunijo in Bolgarijo, ki v veliki meri pokrivata minuse v
energetski bilanci ostalih evropskih držav.
Slika 4.1: Energetske bilance evropskih držav v letu 2010
*podatki za Italijo, Belgijo in Švico so le do vključno meseca novembra
Svetovna in evropska tendenca danes in v prihodnosti bo izgradnja velikih pasovnih proizvodnih
objektov z inštalirano električno močjo tudi več kot 1000 MW po enoti (sodobne in okolju bolj
prijazne fosilne enote, predvideni nuklearni program, ipd.), pri čemer se izkorišča filozofija
ekonomije obsega. Pospešena izgradnja novih proizvodnih zmogljivosti bo zahtevala precejšnja
investicijska sredstva, nove elektrarne pa bodo zgrajene le ob pogoju ekonomske uspešnosti,
kar pomeni, da bo morala tržna cena pokrivati vse njihove stroške.
Za Slovenijo kot neto uvoznico električne energije je smiselno iskati optimalne tehnično
ekonomske razvojne rešitve. Cilj proizvodnje električne energije je pretvarjanje primarnih oblik
energije v električno z doseganjem čim višjih izkoristkov in posledično zmanjševanje specifične
porabe na proizvedeno MWh električne energije ter emisij toplogrednih plinov in ostalih vplivov
na okolje. Razvoj tehnologije termo blokov je omogočil nove rešitve, ki so za nadomestitev
obstoječih blokov TEŠ optimalne. To je rešitev, ko z novim blokom z boljšim izkoristkom
povečamo skupni izkoristek TEŠ in hkrati zmanjšamo specifično okoljsko obremenitev s CO 2 .
56
Z izgradnjo bloka 6 v TE Šoštanj se uresničujejo naslednji cilji:
• ohranjevanje proizvodnje električne energije na lokaciji TEŠ z uporabo domačega premoga
• proizvodnja električne energije cca. 3.500 GWh ob cca. 30% nižji porabi premoga 8
• znižanje emisijskega faktorja (kg CO 2 / kWh) s 1,25 na 0,87
• znižanje stroškovne/lastne cene električne energije za 20 EUR/MWh
• doseganje donosnost na lastniški kapital najmanj v velikosti 10 %
• v povezavi s Premogovnikom Velenje zagotavljanje nadaljnjega obstoja energetike v Šaleški
dolini
• izpolnjevanje podnebnih zavez v okviru EU
• doseči interno stopnjo donosa (ISD), ki bo večja od 7 %
Še pred postavitvijo novega 600 MW bloka v Šoštanju bo po približno petih desetletjih
dokončno prenehal z obratovanjem blok 3, medtem ko sta bloka 1 in 2 že izven obratovanja.
Novi blok 6 bo nadomestil tudi blok 4 in blok 5, s tem da bo blok 5 ostal kot hladna rezerva
oziroma bo obratoval glede na potrebe sistema, a le do maksimalne proizvodnje 1.055 GWh.
Glavnino proizvodnje bloka 6 bomo prodali na domačem trgu, z izvozom in uvozom električne
energije preko slovenskih meja pa bomo podobno, kot to počnemo že sedaj, optimizirali
proizvodni portfelj.
Veleprodajno ceno na trgu električne energije določa zadnji »mejni« prodani MW energije v
določeni uri. Glede na pričakovano elektroenergetsko bilanco Slovenije v naslednjih letih, ko se
pričakuje, da bo Slovenija kljub vplivu recesije ostala neto uvoznica električne energije, bo ceno
v Sloveniji zaradi dobrih čezmejnih prenosnih zmogljivosti določal trg kontinentalne Evrope.
Tehnične možnosti obratovanja bloka 6 bodo omogočale fleksibilno obratovanje, kar pomeni, da
bo dosežena prodajna cena nad ceno pasovne energije. Glede na opravljeno analizo znaša
prodajna cena bloka 6 več kot 7 % nad ceno pasovne energije.
4.2 TRG SISTEMSKIH STORITEV
Električna energija je zelo netipično blago, saj je ni moč shranjevati, razen v razmeroma
majhnih količinah, in jo je zato potrebno proizvesti praktično v tistem hipu, kot se pojavi potreba.
Električno energijo prenašamo po elektroenergetskih omrežjih, ki morajo zadostiti številnim
povsem tehničnim pogojem kot so vzdrževanje enake frekvence med omrežji, vzdrževanje
zadostnih napetostnih razmer, vzdrževanje zadostnih rezerv za nepredvidene izpade
proizvodnih enot itd., da bi bil prenos sploh možen. Prenos električne energije po omrežjih je
zato potrebno spremljati in upravljati v realnem času, kar je naloga sistemskih operaterjev
prenosnih omrežij (SOPO). Vire, ki jih morajo imeti sistemski operaterji prenosnih omrežij v ta
namen na razpolago, imenujemo sistemske storitve. Zagotoviti, tudi finančno, jih morajo vsi
uporabniki elektoenergetskih omrežij preko plačila omrežnine. Najbolj pomembna sistemska
storitev, ki jo znotraj EES Slovenije sistemskemu operaterju SOPO zagotavlja TEŠ in ki jo bo
tudi v prihodnosti zagotavljal novi blok 6, je sekundarna regulacijska rezerva. Za razumevanje
pomena TEŠ blok 6 je nujno nekoliko natančneje opisati pomen sistemskih rezerve.
Znižanje je predvideno glede na ponderirani povprečni izkoristek obstoječih proizvodnih enot TEŠ (blok
3,4 in 5), kateri je med 32,5-33,0 %. V primerjavi z blokom 6, katerega maksimalni izkoristek je cca. 43 %,
predstavlja to cca. 30 % znižanje
8
57
Sistemske rezerve
Po metodologiji elektroenergetskega omrežja UCTE, v katerega spada tudi EES Slovenije,
ločimo primarno, sekundarno in terciarno regulacijo.
Primarna regulacija je avtomatična regulacija natoka delovnega sredstva na turbine (vode v
hidroelektrarnah, pregrete pare na turbinah v termoelektrarnah na premog, zemeljski plin ali
kurilno olje) glede na spremembo omrežne frekvence. Proizvodni objekti imajo takšne primarne
regulatorje in ti ne smejo biti blokirani. Primarna regulacija je izredno hitra, saj deluje v času od
nekaj sekund do največ 15 s. V kolikor je odstopanje sistemske frekvence majhno, primarna
regulacija proizvodnih enot sama stabilizira frekvenco.
Sekundarna regulacija je vodena iz centra sistemskega operaterja prenosnega omrežja glede
na stanje sistemske frekvence in glede na odstopanja pretokov na mejah opazovanega
omrežja. Nastopi po akciji primarne regulacije in znova povrne sistemsko frekvenco na
nominalno vrednost 50 Hz v času od 15 s do 15 min. Zaradi kratkega časa, v katerem mora biti
realizirana, jo lahko nudijo samo nekatere hidroelektrarne in pa nekatere obratujoče
termoelektrarne (zato se imenuje tudi vroča rezerva). Aktiviranje sekundarne regulacije
omogoča povrnitev primarnih regulatorjev v referenčno stanje.
Terciarna regulacija je prav tako vodena iz centra sistemskega operaterja prenosnega omrežja.
Časovni interval proženja je tukaj največji, saj ta regulacija nastopi v času od 15 min naprej. Za
to regulacijo so primerne hidroelektrarne z velikimi regulacijskimi bazeni, pa tudi hitre plinske
turbine v odprtem ciklu, ki jih je mogoče zagnati iz hladnega stanja v času 15 min. Terciarna ali
minutna regulacija pride v poštev pri neplaniranem izpadu večjih proizvodnih enot (ki lahko traja
več ur ali pa tudi več dni), ko potrebujemo nove proizvodne zmogljivosti za vnovično izenačenje
proizvodnje in porabe in s tem povrnitev sistemske frekvence na nominalno vrednost.
Aktiviranje terciarne regulacije omogoča povrnitev sekundarnih regulatorjev v referenčno stanje
oziroma, natančneje povedano, nudi dodatne proizvodne vire, tako da je možno bolj
ekonomično razporediti zagotavljanje sekundarne regulacijske rezerve v sistemu.
Proženje primarne, sekundarne in terciarne regulacije si praviloma časovno sledi v pravkar
omenjenem zaporedju. Aktivacija sekundarne regulacijske rezerve sprosti primarno regulacijsko
rezervo in aktivacija terciarne regulacijske rezerve sprosti (oziroma omogoča bolj ekonomično
razporeditev med proizvodnimi objekti) sekundarno regulacijsko rezervo. SOPO mora torej imeti
praktično v vsakem trenutku na razpolago zahtevani obseg sekundarne regulacijske rezerve.
Primarno regulacijsko rezervo so dolžne zagotavljati same (domače) proizvodne enote, medtem
ko mora sekundarno in terciarno regulacijsko rezervo zagotavljati SOPO.
Terciarno
regulacijsko rezervo je mogoče delno tudi pogodbeno zakupiti iz uvoza (iz drugih EES), medtem
ko je sekundarno regulacijsko rezervo mogoče zagotavljati samo v domačem sistemu.
Trg sekundarne regulacijske rezerve
Z električno energijo je mogoče trgovati šele tedaj, ko so zagotovljene tudi sistemske storitve.
Sistemske storitve zagotavlja SOPO. Tudi v liberaliziranem okolju električne energije ostaja
prenosno omrežje v veliki meri monopolna državna dejavnost, vendar je pogojno mogoče
govoriti tudi o trgu sistemskih storitev.
Način zagotavljanja sekundarne regulacijske rezerve v Sloveniji je opredeljen v Sistemskih
obratovalnih navodilih, ki so skladna z navodili UCTE. Na trgu sekundarne regulacijske rezerve
v Sloveniji imamo enega samega kupca, to je SOPO, ki ima pravico zahtevati od tistih domačih
proizvodnih enot, ki so za to tehnološko usposobljene, sodelovanje pri zagotavljanju
sekundarne regulacijske rezerve. Z izbranimi podjetji sklene komercialne pogodbe o nakupu
58
sekundarne regulacijske rezerve. V Sloveniji nudijo sekundarno regulacijsko rezervo
termoelektrarne in določene hidroelektrarne, predvsem veriga HE na Dravi. Ker mora SOPO
zagotavljati sekundarno regulacijsko rezervo v vsakem trenutku, imajo zanj bloki TEŠ prednost
pred hidroelektrarnami in črpalnimi elektrarnami, saj je prispevek slednjih še odvisen od
trenutnih pretokov v koritih rek.
4.2.1 ZAHTEVE IN ZAGOTAVLJANJE POMEMBNIH SISTEMSKIH STORITEV
BLOKA 6 TEŠ
Elektroenergetski sistem (EES) mora delovati zanesljivo v vseh obratovalnih stanjih ne glede na
omejitve. Za zanesljivo in kakovostno oskrbo z električno energijo skrbi sistemski operater
prenosnega omrežja, ki pri zagotavljanju sigurnega obratovanja EES uporablja naslednje
sistemske storitve, ki jih nudijo elektrarne:
•
•
•
•
•
•
regulacijo frekvence in moči (primarno, sekundarno in terciarno)
regulacijo napetosti
pokrivanje odstopanj dejanskih izmenjav regulacijskega območja od načrtovanih
vrednosti
zagon agregata brez zunanjega napajanja
pokrivanje izgub, ki nastanejo v prenosnem omrežju
razbremenjevanje omrežja
V primeru motenj v sistemu imajo pomembno vlogo sistemske rezerve. V elektroenergetskem
sistemu mora biti v vsakem trenutku na razpolago zadostna rezerva moči za potrebe primarne,
sekundarne in terciarne regulacije frekvence, ki jo mora zagotoviti sistemski operater
prenosnega omrežja. Rezerva moči za regulacijo frekvence je namenjena zagotavljanju
ravnotežja med proizvodnjo in porabo električne energije v EES.
Pretežni del sistemskih storitev zagotavljajo proizvodnje enote, ki so v obratovanju in večinoma
delujejo znotraj področja, ki ga pokriva sistemski operater.
Premogovne enote v TEŠ že danes predstavljajo pomemben steber rezervnih moči EES,
predvsem blok 4 in blok 5. Poleg ostalih storitev sta enoti vključeni tudi v avtomatsko
sekundarno regulacijo frekvence in moči in tako zagotavljata sistemu najpomembnejši delež teh
moči. Z zaustavitvijo starih enot bo njihovo breme morala prevzeti nova enota - blok 6 TEŠ.
4.2.1.1
ZAGOTAVLJANJE REZERVNE MOČI
FREKVENCE IN MOČI BLOKA 6 TEŠ
ZA
PRIMARNO
REGULACIJO
Sodelovanje vsake enote pri rezervni moči za primarno regulacijo je v skladu s Sistemskimi
obratovalnimi navodili za prenosno omrežje obvezujoče.
Sistemski operater mora v skladu s pravili ENTSO-E zagotoviti moč za odpravo neravnotežja
(poraba-generacija), ki je proporcionalna odstopanju frekvence.
Maksimalni razpoložljivi primarni regulacijski obseg se mora aktivirati v kvazistacionarnem
odstopanju frekvence 200 mHz.
Primarna regulacijska rezerva mora biti izkoristljiva najkasneje v 15 s, rezervna moč pa mora
biti na razpolago 15 min po aktiviranju.
59
Minimalno območje za primarno regulacijo mora biti vsaj ±2 % nazivne moči posameznega
agregata. Po drugi strani je zahteva za nastavitev statike turbinskega regulatorja pri
termoelektrarnah na premog 6 %, kar predstavlja največji potrebni obseg.
Tabela 4.5 predstavlja obseg rezervne moči bloka 6 TEŠ za primarno regulacijo frekvenca –
moč.
Tabela 4.5: Obseg rezervne moči za primarno regulacijo bloka 6 TEŠ
Enota
BLOK 6 TEŠ
Minimalni obseg rezervne moči
za primarno regulacijo (MW)
±11
Maksimalni obseg rezervne moči
za primarno regulacijo (MW)
±37
4.2.1.2 SODELOVANJE BLOKA 6 TEŠ PRI ZAGOTAVLJANJU REZERVNE MOČI ZA
SEKUNDARNO REGULACIJO FREKVENCE IN MOČI
Zagotavljanje rezervne moči za sekundarno regulacijo je tržna kategorija.
Sekundarna regulacija skrbi za avtonomnost EE sistemov, medsebojno povezanih v
interkonekcijo UCTE. To se doseže z odpravljanjem odstopanj med proizvodnjo in porabo v
tistem sistemu, ki je ravnotežje povzročil. S tem se odstopanje frekvence zaradi delovanja
primarne regulacije izniči (vpliv statike), izmenjave moči na interkonekcijskih povezavah se
vrnejo na dogovorjene vrednosti, obseg rezerv za primarno regulacijo pa se ponovno sprosti.
Sekundarna regulacija frekvence se mora aktivirati najkasneje po 30 sekundah in končati
najkasneje po 15 minutah.
Elektrarne se s stališča sodelovanja v sekundarni regulaciji razlikujejo po:
• velikosti rezervne moči
• hitrosti odziva, ki ga dosežejo v sekundarni regulaciji
V mešanih hidro-termo sistemih je optimalno, da regulacijske potrebe pokrijejo hidroelektrarne.
Pri nas so le-te omejene z zmožnostjo: pretočno akumulacijo in hidrološkimi pogoji. To pomeni,
da morajo breme regulacije prevzeti tudi TE, predvsem tiste, ki so za takšne naloge
usposobljene in predvsem tehnološko primerne. V TEŠ sta to B4 in B5. Ti dve enoti pokrijeta do
50 % potrebne rezervne moči za sekundarno regulacijo v EES.
Po zaustavitvi oziroma manjšem obsegu proizvodnje iz obstoječih enot bo blok 6 prevzel breme
sodelovanja v avtomatski sekundarni regulaciji frekvence. Enota je tehnično-tehnološko
ustrezno načrtovana in bo z optimizacijo vitalnih sklopov zagotavljala ustrezne časovne
prirastke moči – gradiente.
V Tabeli 4.6 so predstavljeni maksimalni prispevki bloka 6 pri zagotavljanju sistemske rezerve
za sekundarno regulacijo.
Tabela 4.6: Maksimalni prispevek bloka 6 TEŠ pri zagotavljanju rezervne moči za
sekundarno regulacijo
Enota
Blok 6 TEŠ
Maksimalni obseg rezervne moči
za sekundarno regulacijo (MW)
±45
60
4.2.1.3 REZERVNA MOČ ZA TERCIARNO REGULACIJO IN MINUTNA REZERVA
Terciarna regulacija delovne moči ali minutna rezerva je namenjena pokrivanju rezervne moči
za sekundarno regulacijo in mora biti aktivirana v 15 minutah, kar pomeni, da jo v naših
razmerah nudijo prvenstveno le hitre plinske turbine, črpalne elektrarne in pogojno lahko drugi
bloki v obratovanju.
Za blok 6 se ne predvideva, da bi nudil minutno rezervo sistemu.
4.2.1.4 OSTALE SISTEMSKE STORITVE
Blok 6 TEŠ bo poleg omenjenega opravljal tudi pomembne naloge na področju zagotavljanja
regulacije jalove energije na nivoju 400 kV omrežja, tako primarne, sekundarne in terciarne
regulacije napetosti, in tako omogočal primernost napetostnega profila za izmenjavo moči med
sistemi.
4.3 ANALIZA TRŽNIH RAZMER Z VIDIKA INVESTICIJE
Slika 4.2: Čezmejne prenosne zmogljivosti
Slovenski veleprodajni trg z električno energijo je dobro povezan s sosednjimi trgi in preko njih z
ostalimi trgi v Evropi. Glede na vrednosti čezmejnih prenosnih zmogljivosti je mogoče iz Avstrije
uvoziti 900 MW, iz Hrvaške 900 MW in iz Italije 180 MW moči, kar skupaj znese 1980 MW. Iz
tega lahko sklepamo, da je trg podvržen konkurenčnim razmeram, ceno na slovenskem
veleprodajnem trgu pa določajo cene električne energije na sosednjih trgih.
61
Glede na vrednosti čezmejnih prenosnih zmogljivosti prikazanimi na sliki 4.3 je mogoče v
Avstrijo izvoziti 7,9 TWh, v Hrvaško 7,9 TWh in v Italijo 4,2 TWh, kar skupaj znese 20 TWh
energije.
Slika 4.3: Višina NTC na slovenskih mejah
Velikost trga električne energije, na katerega lahko slovenski proizvajalci plasirajo svojo
proizvodnjo, je enaka slovenski porabi in možnemu izvozu na sosednje trge. Glede na to, da bo
s pričetkom obratovanja bloka 6 prišlo do zaustavitve blokov 3 in 4, bo dejansko blok 6 le
nadomestil obstoječe bloke, ki gredo iz obratovanja. Ob trenutni negativni slovenski bilanci
električne energije in visokih NTC vrednostih na slovenskih mejah za izvoz električne energije
na sosednje trge, plasiranje količin električne energije proizvedene v bloku 6 tako z vidika
količin kot z vidika moči ne bo predstavljalo težav.
Zaradi dobre povezanosti Slovenije z evropskimi trgi, ima torej glavno vlogo pri določanju
veleprodajne cene električne energije v Sloveniji, najlikvidnejši trg električne energije v Evropi,
to je borza EEX v Nemčiji. Na njej se poleg trgovanja za dan v naprej trguje tudi s
standardiziranimi terminskimi pogodbami za dobavo električne energije. Gibanje cen teh
terminskih pogodb pa poleg dejanske proizvodnje in porabe električne energije, ki sta glavna pri
oblikovanju cene na dnevnem trgu, oblikuje tudi gibanje cen primarnih energentov, (nafta, plin,
premog) in CO2 kuponov, katerih korelacija s pogodbami za dobavo električne energije se skozi
čas in cenovne nivoje spreminja.
62
4.4 GIBANJE CEN PRIMARNIH ENERGENTOV V PRIMERJAVI S CENO
ELEKTRIČNE ENERGIJE
100
100
Gibanje cene pasovne električne energije za dobavo v letu v naprej in nafte Brent
90
90
Cena [€/MWh]
70
70
60
60
50
50
40
40
30
30
4.1.2005
Cena [€/sodček]
80
80
20
4.7.2005
4.1.2006
4.7.2006
4.1.2007
4.7.2007
4.1.2008
pas (y+1)
4.7.2008
4.1.2009
4.7.2009
4.1.2010
4.7.2010
4.1.2011
BRENT €/sodček
Slika 4.4: Gibanje cene pasovne električne energije za dobavo v letu v naprej in nafte
Brent
V letu 2005, ko so se energenti zaradi očitnega zaostrovanja situacije v katero so se v vojni v
Iraku ujele ZDA, ki so največja svetovna porabnica nafte, so se skladno s ceno nafte dražile tudi
terminske pogodbe za dobavo električne energije. Ta rast se je skokovito nadaljevala tudi v
začetku leta 2008, ko je bil svetovni gospodarski cikel še v fazi konjunkture in je cena nafte
zaradi hitre rasti porabe na Kitajskem, Indiji in Braziliji ter navala investitorjev v špekulativne
nakupe terminskih pogodb za dobavo nafte, hitro porastla. Kmalu, zatem, ko se je počasi kazala
veličina največje svetovne gospodarske krize po letu 1929 in ko je cena nafte strmoglavila na
okoli 40 $/sodček, pa je podobno usodo doživela tudi cena terminske pogodbe z električno
energijo. Če pogledamo trenutne razmere, ko se cena nafte zaradi nemirne situacije na
Bližnjem Vzhodu, giblje že zelo blizu najvišjim videnim cenam v letu 2008, medtem ko si je cena
električne energije opomogla dosti manj, vidimo velik trenutni razkorak med obema krivuljama.
Glede na gibanje obeh krivulj v preteklosti je v prihodnosti pričakovati zbližanje obeh krivulj.
63
Gibanje cene električne energije in viškov plina za pasovno dobavo v letu v naprej na borzi EEX
45
90
40
80
35
70
30
60
25
50
20
40
15
30
Cena NCG [€/MWh]
Cena [€/MWh]
100
10
2.7.2007
2.1.2008
2.7.2008
2.1.2009
2.7.2009
2.1.2010
EEX base (y+1)
2.7.2010
2.1.2011
NCG (y+1)
Slika 4.5: Gibanje cene električne energije in viškov plina za pasovno dobavo v letu
vnaprej
Podobno kot cena nafte je cena viškov plina v Nemčiji (Net Connect Germany) dosegla najvišjo
ceno v juniju 2008, ko je znašala okoli 42 €/MWh. Cena plina NCG je nato v drugi polovici leta
zaradi velikega padca porabe industrijskih odjemalcev strmoglavila. V celotnem letu 2009 in v
začetku 2010 je bilo v Evropi viškov plina zaradi gospodarskega zastoja še vedno v izobilju,
njihova padajoča cena pa je imela velik vpliv tudi na padanje cen dolgoročnih pogodb za
dobavo električne energije. Spomladi leta 2010 so se razmere med povpraševanjem in ponudbo
na trgu plina stabilizirale in cena plina se je začela ponovno gibati v večji korelaciji s ceno nafte,
ki pa je, kot vidimo iz prejšnjega diagrama, v začetku leta 2010, bila že bistveno višja kot ob
vrhuncu gospodarske krize. Zaradi dejstva, da je korelacija med ceno nafte in plinom
zgodovinsko gledano zelo velika, in ker je cena nafte v zadnjem obdobju močno porastla, je
temu trendu v zadnje pol leta sledila cena plina. Tako je cena viškov plina, podobno kot cena
nafte v zadnjem obdobju rastla hitreje kot cena električne energije.
100
Gibanje cene pasovne električne energije in premoga za dobavo v letu v naprej na borzi EEX
90
5
80
4
70
3
60
2
50
1
40
30
2.5.2006
Cena [€/GJ]
Cena [€/MWh]
6
0
2.11.2006
2.5.2007
2.11.2007
2.5.2008
2.11.2008
EEX base (y+1)
2.5.2009
2.11.2009
2.5.2010
2.11.2010
CIF ARA (y+1) [€/GJ]
Slika 4.6: Gibanje cene pasovne električne energije in premoga za dobavo v letu vnaprej
Cena premoga je podobno kot ostali primarni energenti dosegla svoj vrhunec (5,5 €/GJ) poleti
2008, nato pa v naslednjih mesecih padla na vrednosti iz leta 2006. Najmočnejši vpliv na
oblikovanje cene premoga na svetovnih trgih ima vsekakor povpraševanje po premogu s
64
Kitajske in iz Indije, ki skupaj porabita kar okoli 60 % letne porabe premoga, medtem ko znaša
poraba držav evropske unije približno 15 % svetovne porabe. Gospodarstvi Kitajske in Indije sta
svetovno gospodarsko krizo preživeli skoraj brez prask in povpraševanje po premogu iz
njunega naslova še vedno raste. Temu primerno se oblikujejo tudi cene premoga na trgu, ki že
od začetka leta 2009 bolj ali manj konstantno rastejo. Razlog za nekoliko hitrejšo rast od jeseni
2010 pa gre pripisati tudi motnji na ponudbeni strani na trgu premoga, saj so dogodki, kot so
bile poplave v Avstraliji in močno monsunsko deževje v Indoneziji, vplivali na zmanjšanje le-te.
4.5 TRG EMISIJSKIH DOVOLILNIC
Evropska trgovalna shema z emisijskimi dovolilnicami (ETS), ki je stopila v veljavo leta 2005,
velja za največjo multi-nacionalno shemo trgovanja z emisijami na svetu in je del obsežnega
načrta znižanja emisij toplogrednih plinov v državah evropske unije. ETS združuje pod svojim
okriljem več kot 12.000 naprav, ki pri svojem delovanju porabljajo fosilna goriva in v atmosfero
emitirajo toplogredne pline. Veliki onesnaževalci, vključeni v ETS, so zavezani k rednemu
merjenju in poročanju o dejanskih izpustih ter k vsakoletni predaji emisijskih dovolilnic v številu,
ki ustreza dejanskim izpustom plinov v ozračje. Za vsako tono izpuščenega ogljikovega dioksida
v ozračje mora onesnaževalec državi predati eno emisijsko dovolilnico.
V shemo so vključena tako podjetja iz energetskega sektorja, ki veljajo za največje
onesnaževalce, kot tudi podjetja iz ostalih industrijskih panog, ki prispevajo pomemben del
izpustov (podjetja iz jeklarske in kemične industrije ter papirnice in cementarne). V prvem ali t.i.
pred-kjotskem obdobju, ki je trajalo od leta 2005 do 2007, so države emisijske dovolilnice
dodeljevale brezplačno. V drugem ali t.i. kjotskem obdobju, ki je v veljavi od leta 2008 do 2012,
so dovolilnice prav tako dodeljene brezplačno, vendar jih je občutno manj kot v prvem obdobju.
V tretjem ali t.i. post-kjotskem obdobju, ki bo trajalo od leta 2013 do 2020, bo industrijski sektor
še vedno del dovolilnic prejel brezplačno, energetska podjetja (razen izjem v nekaterih državah)
pa bodo morala celotno količino kupiti na dražbah.
Omejeno število izdanih emisijskih dovolilnic znotraj ETS in možnost trgovanja z le-temi ima
učinek, da se s tem mehanizmom doseže znižanje emisij tam, kjer je to ekonomsko najbolj
učinkovito. Z uvedbo trgovalne sheme pa se je na trgu električne energije pojavi nov pomemben
dejavnik, ki je temeljito spremenil način ponujanja električne energije proizvedene iz fosilnih
goriv.
Količine dodeljenih in emitiranih emisij v ozračje
Ponudba emisijskih dovolilnic je določena z državnimi načrti razdelitve emisijskih kuponov za
posamezno trgovalno obdobje posamezne države članice. Ti določajo obseg delitve v
posamezni državi članici, povpraševanje pa je v neposredni povezavi z obsegom proizvodnje v
industriji in s tem posledično v energetskem sektorju. Sektor proizvodnje električne energije in
toplote predstavlja vseskozi najpomembnejšega igralca na strani povpraševanja, ki posredno
določa dinamiko na trgu emisij. Količine potrjenih emisij ogljikovega dioksida v ozračje v letu
2009, ki jih podajamo v Tabeli 4.7, utemeljujejo pomembno vlogo energetskega sektorja na tem
trgu, saj predstavljajo emisije v tem sektorju preko 73 odstotkov vseh emisij. Razmeroma visok
delež energetskega sektorja v letu 2009 je deloma posledica finančne in gospodarske krize, saj
se je recesija v železarski in gradbeni industriji poznala bolj kot v energetskem sektorju. Po
napovedih analitskega oddelka Deutsche Bank bo v letu 2010 delež emisij energetskega
sektorja zavzemal dobrih 72 odstotkov celotnih emisij.
65
Tabela 4.7: Količine potrjenih emisij v letu 2009
Vsako leto v začetku aprila so znani okvirni podatki o dejanskih emisijah toplogrednih plinov v
ozračje za posamezno državo. V Tabeli 4.8 podajamo podatke o izpustih znotraj ETS za
pretekla leta, iz katere je razviden višek dovolilnic znotraj prvega obdobja, medtem ko je bilo v
prvem letu drugega obdobja dovolilnic premalo, v letu 2009 pa je zaradi recesije nastal višek
dovolilnic. Za leto 2010 podajamo samo oceno količin, saj vse države še niso sporočile končnih
podatkov o izpustih toplogrednih plinov.
Tabela 4.8: Alocirane in potrjene emisije od 2005 do 2010
Ob trenutni gospodarski sliki, ko je okrevanje evropske ekonomije še razmeroma nestabilno, je
sila nehvaležno napovedovati končno bilanco emisij. Je pa res, da bo morebitne dodatne
izpuste enostavno pokriti z emisijskimi dovolilnicami, ki izhajajo iz naslova fleksibilnih kjotskih
mehanizmov, kot sta Clean Development Mechanism (CDM) in Joint Implementation (JI), ki
generirata enote Certified Emission Reduction (CER) in Emission Reduction Unit (ERU). Ocene
o celotni količini CER dovolilnic izdanih v drugem obdobju se namreč gibljejo okrog 830 Mt,
medtem ko bi naj bila v istem obdobju količina ERU dovolilnic 205 Mt.
Trg emisijskih dovolilnic
S tem ko je količina dodeljenih emisijskih dovolilnic znotraj ETS omejena na količino, ki je nižja
od predvidenih potreb, so postavljeni pogoji za to, da imajo te dovolilnice vrednost oziroma
ceno. V sistemu Cap and Trade je dejavnikov, ki vplivajo na ceno emisijskih dovolilnic, več, v
osnovi pa jih lahko razdelimo na kratkoročne in dolgoročne. Glede na to, da je energetski sektor
prevladujoč porabnik emisijskih dovolilnic, so vplivni dejavniki močno povezani s proizvodnjo in
porabo električne energije. Med kratkoročne dejavnike uvrščamo temperaturo, hidrološke
razmere, obseg proizvodnje električne energije iz obnovljivih virov, cene primarnih energentov
in ponudbo emisijskih dovolilnic, ki izhajajo iz fleksibilnih kjotskih mehanizmov. Med dolgoročne
dejavnike štejemo makroekonomske kazalce, spremembe zakonodajnih okvirov, tehnološki
napredek ter posodobitve evropskega proizvodnega parka.
Vrednost dovolilnic ima pomemben vpliv na poslovne odločitve gospodarskih subjektov. Nihanje
cen emisijskih dovolilnic spreminja variabilne stroške elektrarn in sili upravljavce naprav k
prilagajanju obratovanja tržnim razmeram. Dolgoročno stabilna in dobro napovedljiva cena
emisijskih dovolilnic je potrebna investitorjem, ki pri izračunih in odločitvah za vstop v nove
investicije potrebujejo jasno in zanesljivo oceno tovrstnega stroška.
66
Z emisijskimi dovolilnicami je mogoče trgovati preko posebnih trgovalnih platform oz. OTC trga,
ali na bolj organiziran način, ki poteka na različnih borzah. Namen obeh trgov je, da se na enem
mestu sreča čim večje število kupcev in prodajalcev. Glede na to, da je pri trgovanju z
emisijskimi dovolilnicami preko OTC trga prisotno kreditno tveganje in tveganje zaradi
nedobave, nam drugi, manj tvegani način trgovanja omogočajo različne borze. S trgovanjem
preko borze se izognemo kreditnemu tveganju, saj se pri transakciji med kupca in prodajalca
postavi klirinška hiša, ki garantira za dosledno izvedbo posameznega posla. Med
najpomembnejše borze z emisijskimi dovolilnicami v Evropi spadajo European Climate
Exchange (ECX), Bluenext, European Energy Exchange (EEX) in Nordpool. Zares likvidni sta le
pariški Bluenext, kjer se opravi večina dnevnega trgovanja (trgovanje s takojšnjim plačilom z
gotovino) ter londonska ECX, kjer se trguje s terminskimi pogodbami.
Razmere na trgu emisij
Poleg energetskega sektorja so največji onesnaževalci še jeklarska, kemična in gradbena
industrija. Ker so ti sektorji močneje podvrženi konjunkturnim nihanjem, se je obseg
gospodarske aktivnosti v teh sektorjih ob nastopu recesije močno zmanjšal in je mnogim
podjetjem ostal višek emisijskih dovolilnic. V večini primerov so te dovolilnice prodali na trgu in
na ta način ustvarili pozitivni denarni tok ter si nekoliko popravili letne poslovne izkaze.
Najnovejše ocene o izpustih kažejo na to, da se je proizvodna aktivnost v letu 2010 v vseh
sektorjih, najbolj pa v jeklarstvu, precej dvignila.
Energetska podjetja v nekaterih manj razvitih državah znotraj ETS bodo imela v tretjem
obdobju, ki bo trajalo od leta 2013 do 2020, pravico do brezplačne dodelitve emisijskih
dovolilnic, s čimer bi naj v teh državah preprečili nenaden dvig cen električne energije za
gospodinjstva ter pomagali domačemu energetskemu sektorju k lažjemu prehodu k okolju
prijaznejšim tehnologijam. Države, ki izpolnjujejo zahtevane kriterija za tovrstno izjemo so
Bolgarija, Ciper, Češka, Estonija, Madžarska, Latvija, Litva, Malta, Poljska in Romunija. Količina
brezplačno dodeljenih emisijskih dovolilnic v letu 2013 ne sme preseči 70 odstotkov celotnih
emisij potrebnih za pokritje proizvodnje električne energije za domače porabnike, do leta 2020
pa mora s postopnim zniževanjem ta odstotek pasti na nič.
Nakupi energetskega sektorja za obdobje po letu 2012
Energetska podjetja, ki ne bodo prejela brezplačnih dovolilnic za potrebe po letu 2012, izvajajo
nakupe dovolilnic v skladu z dinamiko prodaje električne energije. Ker dražb dovolilnic s strani
držav članic še nekaj časa ni pričakovati, sektor energetike kupuje dovolilnice od aktualnih
prodajalcev, ki pa so predvsem iz vrst industrije. Tako predstavljajo nakupi sektorja energetike
za potrebe po letu 2012 podporo trenutni ceni dovolilnic.
Cena emisijskih dovolilnic
Na sliki 4.7 predstavljamo potek gibanja cene električne energije za leto vnaprej na borzi EEX in
promptne cene emisijskih dovolilnic na borzi Bluenext od začetka kotacije v juniju 2005 do
danes. Z izjemo druge polovice leta 2006 in leta 2007 je vseskozi prisotna močna pozitivna
korelacija med obema produktoma.
67
Slika 4.7: Gibanje cene emisijskih dovolilnic in cene električne energije
68
V predkjotskem obdobju je cena doživela več radikalnih premikov. Prvi močan padec cen se
je zgodil v letu 2006, ko so bili objavljeni prvi podatki o dejanskih emisijah znotraj sheme za
leto 2005, kjer se je pokazalo, da obstaja občuten presežek dovolilnic. Ker pravila ETS niso
dovoljevala prenosa dovolilnic iz prvega v drugo obdobje, je bil padec cene neizogiben. Ob
ugodni gospodarski konjunkturi si je cena v mesecih po objavi podatkov še nekoliko
opomogla, vendar je v zadnjem letu predkjotskega obdobja postalo povsem jasno, da je
razdeljenih dovolilnic preveč, kar je imelo za posledico njihovo popolno razvrednotenje, cena
pa je pristala pri 0,01 €.
Glede na to, da bo dovolilnice iz trenutnega obdobja (2008 - 2012) mogoče prenesti v
naslednje obdobje oz. bo omogočen t.i. »banking«, je zaman pričakovati, da bi se cena
podobno kot v prvem obdobju popolnoma sesedla kljub občutnemu tekočemu presežku
dovolilnic. Je pa res, da je po dosegu najvišje cene blizu 29 €/t v sredini leta 2008 ob pričetku
finančne in gospodarske krize cena dovolilnic pričela močno padati.
V skladu z gibanjem cen emisijskih dovolilnic se giblje tudi cena električne energije, saj so
proizvajalci pripravljeni prodati dodatno MWh le ob predpostavki, da pokrijejo vse variabilne
stroške,tj. stroške za gorivo in od uveljavitve evropske trgovalne sheme tudi stroške nakupa
emisijskih dovolilnic.
Nedavna naravna nesreča na Japonskem in hude težave v jedrski elektrarni Fukushima, ki
so povzročile val zapiranj in napovedi o »stress testih« nukleark po Evropi, so cene
emisijskih dovolilnic ponovno dvignile. V primeru, da bo proizvodnja električne energije v
jedrskih elektrarnah močno upadla, bo treba manjkajočo energijo med drugim proizvesti v
elektrarnah na fosilna goriva, kar bo imelo za posledico višje izpuste toplogrednih plinov.
Napovedi prihodnjih cen emisijskih dovolilnic
Ne glede na to, da shema predstavlja dodatno obremenitev industrije v že tako zaostrenih
gospodarskih razmerah, so evropski politiki očitno odločeni nadaljevati začrtano pot k
nizkoogljični družbi, saj se bo z letom 2012 shemi pridružil še letalski sektor, kar bo še
povečalo likvidnost trga dovolilnic.
Trenutne razmere v industrijskem in energetskem sektorju napovedujejo emisijskim
dovolilnicam obdobje višje volatilnosti cen, kot smo je bili vajeni v preteklih dveh letih. Ne
glede na razplet nesreče, ki se je zgodila v japonski nuklearki Fukushima je jasno, da bodo
nekatere starejše evropske jedrske centrale morale prenehati z obratovanjem, ideje o
renesansi jedrske energije v Evropi pa bodo za nekaj časa potihnile. Kakor kažejo napovedi
investicijskih bančnikov, bo to tudi eden od razlogov, zaradi katerega lahko v prihodnosti
pričakujemo višje cene emisijskih dovolilnic in posledično tudi dražjo električno energijo.
69
4.5.1 GEOLOŠKO SHRANJEVANJE CO 2
Direktiva 2009/31 Evropskega parlamenta in Sveta z dne 23. aprila 2009 o geološkem
shranjevanju ogljikovega dioksida dopolnjuje 9/a člen Direktive 2001/80/ES z naslednjo
vsebino:
Upravljavci vseh kurilnih naprav z nominalno električno močjo 300 MW ali več, za katere je
bilo prvotno gradbeno dovoljenje (ali, če takega postopka ni bilo, prvotno obratovalno
dovoljenje) izdano po začetku veljavnosti Direktive 2009/31/ES, morajo oceniti, ali:
•
•
•
so na voljo primerne lokacije za shranjevanje CO 2
so tehnično in ekonomsko izvedljive transportne zmogljivosti
je tehnično in ekonomsko izvedljiva naknadna vgradnja naprav za zajem CO 2
Če so ti pogoji izpolnjeni, lahko pristojni državni organ izda zagotovilo, da termoenergetski
objekt razpolaga s primernim prostorom za kasnejšo prigradnjo opreme, ki je potrebna za
zajemanje in stiskanje CO 2 .
Termoelektrarna Šoštanj, TE-TOL Ljubljana, Premogovnik Velenje, Termoelektrarna
Trbovlje, HSE, Ministrstvo za gospodarstvo in Ministrstvo za okolje in prostor so ustanovili
projekt ZETePO (Zmanjševanje emisij toplogrednih plinov v post-kjotskem obdobju), v okviru
katerega sta bili doslej izdelani dve projektni nalogi, ena pa še poteka . Doslej so bile v okviru
HSE izdelane naslednje študije:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
»Poraba premoga in emisije CO 2 v TEŠ v letu 1986« (izdelal HSE, marec 2004);
»Vpliv variant razdelitve pravic do emisije toplogrednih plinov v obdobju 2008 - 2012
na delovanje družb v sestavi HSE« (Elektroinštitut Milan Vidmar, marec 2006);
»Podpora pri pridobivanju pravic do emisije TGP v obdobju 2008 - 2012 in
vključevanje prožnih mehanizmov v poslovno prakso HSE« (Elektroinštitut Milan
Vidmar, januar 2007);
»Analiza variant obratovanja in tehnološke prenove s stališča emisij toplogrednih
plinov in dušikovih oksidov TE Trbovlje v sestavi Holdinga Slovenske elektrarne«
(Elektroinštitut Milan Vidmar, november 2007);
»Možnosti zajemanja in skladiščenja CO 2 v termoenergetskih objektih«
(Elektroinštitut Milan Vidmar, julij 2007);
»Raba tal, spremembe rabe tal in gozdarstvo – izbor in priprava metodologij ter
izračun ponorov CO 2 v Sloveniji« (Gozdarski inštitut Slovenije, september 2007);
»Operacionalizacija CDM aktivnosti in analiza potenciala v Republiki Makedoniji«
(Inštitut za energetiko, oktober 2007);
»Energetsko-podnebni paket in HSE« (Inštitut za energetiko, september 2008);
»Možnosti zajema in shranjevanja CO 2 iz bloka 6 Termoelektrarne Šoštanj«
(Elektroinštitut Milan Vidmar, maj 2010);
»Capture Ready - možnosti zajemanja ogljika iz premogovnih kurilnih naprav v
povezavi s projektnimi rešitvami na B6 TEŠ« (Elek svetovanje, maj 2011).
V okviru konzorcijskega projekta ZET e PO sta bili doslej končani dve projektni nalogi, tretja bo
končana septembra 2011:
•
•
•
»Implementacija ETS in CCS zakonodaje v slovenski pravni red« (Elektroinštitut
Milan Vidmar, februar 2011);
»Razvoj tehnologij zajema CO 2 « (Elek svetovanje, oktober 2010);
»Možnosti za geološki skladiščenje CO 2 v Sloveniji in izven Slovenije«, ki bo končana
in naročniku predana septembra 2011 (Geološki zavod Slovenije, Univerza v Ljubljani
– NTF, Oddelek za geotehnologijo in rudarstvo, HGEM, Nafta-Geoterm Lendava,
ERICo).
70
Blok 6 bo povprečno letno emitiral 2,65 mio ton CO 2 in v pričakovani življenjski dobi cca. 106
mio ton CO 2 . Ker bodo takrat, ko bodo naprave za zajem CO 2 komercialno dostopne in
ekonomsko upravičene, na blok 6 verjetno naknadno prigrajene naprave za zajem, je treba
rezervirati prostor, potreben za:
•
•
•
•
•
•
•
napravo za zajem CO 2
modifikacije na toku dimnih plinov zaradi dodatnih tlačnih izgub
dodatne vode dimnih plinov med RDP in napravo za zajem
večje zahteve po ventilatorju dimnih plinov
modifikacijo in prilagoditev parne turbine
oskrbo zajema z reagentom in potrebno energijo
rokovanje in shranjevanje odpadnih snovi
Prostorske zahteve in razporeditev opreme za zajem CO 2 so:
Slika 4.8: Prostorske zahteve za zajem CO 2
71
Ker sta možni lokaciji za kasnejšo postavitev naprav za zajem in kompresijo CO 2 dve, ju v
tem dokumentu opredeljujemo kot rezervirani lokaciji za morebitno kasnejšo prigradnjo
naprav za zajem CO 2 .
Slika 4.9: Možne lokacije za prigradnjo naprav za zajem CO 2
72
4.6 GIBANJE
RAZMERJA
PEAK/BASE
CEN
ELEKTRIČNE
ENERGIJE
Gibanje razmerja cen za »peak« (8:00 do 20:00 od ponedeljka do petka) in »base« (0:00 do
24:00 od ponedeljka do nedelje) je odvisno od mejnih stroškov proizvodnje v času »peak« in
»base« ur. Ker so proizvodne zmogljivosti v času »peak« ur bolj zasedene, so v večjem
obsegu angažirane proizvodne enote z visokimi mejnimi stroški je mejna cena v teh urah
bistveno višja kot v »off-peak« urah. Na spodnjih slikah je prikazano gibanje cene za »peak«
in »base« energijo od leta 2005 dalje.
140
130
Gibanje cene električne energije za base in peak za dobavo v letu v naprej na borzi EEX
120
Cena [€/MWh]
110
100
90
80
70
60
50
40
2.1.2007
2.7.2007
2.1.2008
2.7.2008
2.1.2009
Base (y+1)
2.7.2009
2.1.2010
2.7.2010
2.1.2011
Peak (y+1)
Slika 4.10: Gibanje cene električne energije za base in peak za dobavo v letu v naprej
Poleg gibanja samih cen »peak« in »base« energije je pomembno tudi razmerje med obema
produktoma. Na spodnji sliki 4.11 je prikazano gibanje razmerja med produktoma, od leta
2005 dalje. Od leta 2009 smo priča padanju tega razmerja, kar je posledica znižanja porabe
električne energije zaradi zastoja v industrijski proizvodnji na eni strani, na drugi strani pa
smo priča čedalje večjemu obsegu proizvodnje električne energije iz obnovljivih virov, kjer
gre v prvi vrsti izpostaviti proizvodnjo električne energije iz sončnih elektrarn, ki obratujejo le
znotraj »peak« ur.
1,70
Razmerje peak/base za pogodbo za dobavo v letu v naprej na borzi EEX
1,60
Razmerje
1,50
1,40
1,30
1,20
1,10
2.1.2007
2.7.2007
2.1.2008
2.7.2008
2.1.2009
2.7.2009
Razmerje Peak/Base
2.1.2010
2.7.2010
2.1.2011
Slika 4.11: Razmerje peak/base za pogodbo za dobavo v letu vnaprej
73
30000
Inštalirana moč [MW]
25000
20000
15000
10000
5000
0
2000
2001
2002
2003
2004
Inštalirana moč solarnih elektrarn (MW)
2005
2006
2007
2008
2009
2010*
Inštalirana moč veternih elektrarn (MW)
Slika 4.12: Inštalirana moč vetrnih in solarnih elektrarn v Nemčiji (Vir Point Carbon in
BMU)
*podatki do junija 2010
4.7 GIBANJE CENE PREMOGA
Gibanje cene dolgoročne pogodbe za dobavo premoga CIF ARA
5,5
Cena [€/GJ]
4,5
3,6 €/GJ
3,5
2012
3,7 €/GJ
3,8 €/GJ
2013
2014
2,5
1,5
2.5.2006
1.12.2006
13.7.2007
20.2.2008
23.9.2008
6.5.2009
4.12.2009
13.7.2010
11.2.2011
Cena premoga CIF ARA [€/GJ]
Slika 4.13: Gibanje cene dolgoročne pogodbe za dobavo premoga CIF ARA v letu v
naprej s cenami terminskih dobav premoga za leta 2012 - 2014
Na zgornjem diagramu je predstavljeno gibanje cene dolgoročne pogodbe za dobavo
premoga v letu vnaprej v severnoevropskih pristaniščih, vendar pa je treba dodati, da je
treba k tej ceni prišteti še strošek prevoza premoga do elektrarn samih. Iz zgornjega
diagrama je videti, da je cena premoga, podobno kot ostali primarni energenti, dosegla svoj
vrhunec (5,5 €/GJ) poleti 2008, nato pa je v naslednjih mesecih padla na vrednosti iz leta
2006. Najmočnejši vpliv na oblikovanje cene premoga na svetovnih trgih ima vsekakor
povpraševanje po premogu s Kitajske in iz Indije, ki skupaj porabita kar okoli 60 % letne
porabe premoga, medtem ko znaša poraba držav evropske unije približno 15 % svetovne
74
porabe. Gospodarstvi Kitajske in Indije sta svetovno gospodarsko krizo preživeli skoraj brez
prask in povpraševanje po premogu iz njunega naslova še vedno raste. Temu primerno se
oblikuje tudi cena premoga na svetovnem trgu, ki že od začetka leta 2009 bolj ali manj
konstantno raste. Razlog za nekoliko hitrejšo rast od jeseni 2010 pa gre delno pripisati motnji
na ponudbeni strani trga premoga, saj sta bili ob koncu lanskega leta dve največji svetovni
izvoznici premoga, Avstralija in Indonezija prizadeti s poplavami in močnim monsunskim
deževjem, kar je vplivalo na zmanjšanje proizvodnje premoga. Poleg tega je na povečano
ceno premoga vplivala tudi zelo mrzla zima v Evropi in s tem povečano povpraševanje po
premogu. Na drugi strani pa je na rast povpraševanja po premogu po nedavni nesreči v
nuklearni elektrarni Fukushima vplivalo tudi povečano povpraševanje tako z Japonske kot
tudi iz nekaterih drugih držav, v katerih se je obudilo vprašanje o varnosti jedrskih objektov.
Tukaj lahko v ospredje postavimo Evropsko Unijo z Nemčijo, kjer je nasprotovanje jedrski
energiji največje. Eventualno predčasno zaprtje nekaterih evropskih jedrskih objektov bi
pomenilo, da bodo morale v prihodnosti države izpad proizvodnje električne energije poleg
načrtovanega povečanja pridobivanja električne energije iz obnovljivih virov nadomestiti tudi
s povečano rabo fosilnih goriv (predvsem plina in premoga), kar lahko še poveča
povpraševanje po fosilnih gorivih. Ob trenutnih visokih cenah premoga na svetovnih trgih in
sorazmerno nizkih stroških ladijskega prevoza se že pojavljajo težnje proizvajalcev premoga
iz ZDA za izvoz premoga v Evropo.
Nadaljnji razvoj cen premoga bo v veliki meri odvisen od razvoja cen ostalih energentov
predvsem nafte, saj so, dolgoročno gledano, energenti med seboj substituti.
4.8 RAZMERE PO NESREČI V JEDRSKI ELEKTRARNI FUKUSHIMA
Po nesreči v jedrski elektrarni Fukushima se je zaupanje v jedrski proizvodni park v Evropi
zamajalo. Najbolj radikalno so se na nesrečo odzvali v Nemčiji, kjer so preventivno za
obdobje treh mesecev zaustavili sedem elektrarn za izvedbo preventivnih pregledov.
Zaustavljene jedrske elektrarne v Nemčiji
Biblis A
GKN-I Neckar
KKI-1 Isar
KKP-1 Philippsburg
KKU Unterweser
KKB Brunsbüttel
KKK Krummel
SKUPAJ
Moč (MW)
1167
785
878
890
1345
771
1260
Lastnik
RWE
EnBW
EON
EnBW
EON
VF, EON
VF, EON
7096
Slika 4.14: Preventivno zaustavljene jedrske elektrarne v Nemčiji
Zaradi zaustavitve jedrskih elektrarn in vse glasnejših napovedih po predčasni zaustavitvi
vseh jedrskih elektrarn v Nemčiji je pričela cena električne energije tako na dnevnem kot tudi
na trgu dolgoročnih pogodb močno naraščati.
75
62
Gibanje cene pasovne električne energije za dobavo v letu 2012
base 2014
Cena [€/MWh]
60
base 2013
58
56
54
base 2012
52
18.4.2011
11.4.2011
4.4.2011
28.3.2011
21.3.2011
14.3.2011
7.3.2011
28.2.2011
21.2.2011
14.2.2011
7.2.2011
31.1.2011
24.1.2011
17.1.2011
10.1.2011
3.1.2011
50
Slika 4.15: Gibanje cene električne energije za base za dobavo v letu v letu 2012 ter
trenutna cena terminskih pogodb za dobavo pasovne energije v letih 2013 in 2014
(Vir: EEX)
Nadaljnje gibanje cen na veleprodajnem trgu kontinentalne Evrope bo odvisno od odločitve
nemške vlade glede usode jedrskega parka, razvoja dogodkov na globalnem trgu
energentov in razvoja trga z emisijskimi dovolilnicami CO2.
Možni so trije scenariji razvoja gibanja cen električne energije:
1. Nemčija in ostale države EU se bodo odločile za radikalno omejitev proizvodnje
jedrskih elektrarn, cene energentov bodo še naprej močno naraščale, evropska
komisija se bo odločila za znižanje emisij CO 2 v obsegu – 30 %. V tem primeru bomo
hitro priča rekordnim cenam za dobavo električne energije, ki smo jim bili priča v
začetku leta 2008.
2. Nemčija se bo odločila za postopen izhod iz jedrske opcije, izpad proizvodnje v
jedrskih elektrarnah bodo postopoma nadomeščali s premogovnimi in plinskimi
elektrarnami ter z obnovljivimi viri električne energije. Cene energentov bodo ostale
visoke, pri politiki glede evropske trgovalne sheme pa ne bo sprememb. V primeru
takšnega scenarija pričakujemo zmerno rast cen električne energije v prihodnjih letih.
3. Javno mnenje bo znova naklonjeno jedrskih elektrarn, odvila pa se bo nova jedrska
renesansa. Izdatno se bo financiralo obnovljive vire električne energije, ukinila se bo
tudi trgovalna shema z emisijami CO 2 . Na podlagi učinkovitejše rabe električne
energije ne bo rasti porabe, to se bo odrazilo v večjih presežnih proizvodnih
zmogljivostih. Na podlagi znatnega presežka ponudbe nad povpraševanjem bo cena
električne energije padla.
Ocenjujemo, da je najverjetnejši scenarij 2, po katerem bodo cene električne energije v
prihodnjih letih rastle.
76
Postavitev nadomestnega bloka 6 moči 600 MW v TEŠ - Novelirani investicijski program, rev. 4
4.9 PREDVIDENE PRODAJNE CENE ELEKTRIČNE ENERGIJE IN
EMISIJSKIH KUPONOV V ŽIVLJENJSKI DOBI BLOKA 6
Napovedovanje prodajne cene električne energije in cene emisijskih kuponov je zahtevno, če
ne celo nemogoče za obdobje 40 let. Vsekakor je treba upoštevati obstoječe stanje na trgu,
kratkoročna predvidevanja, dosedanje trende in dolgoročne razvojne ocene za zagotavljanje
trajnostnega razvoja gospodarskega okolja in družbe kot celote. Naša država vedno bolj
postaja del širšega gospodarskega prostora, proizvodnja in trženje električne pa vedno bolj
normalna gospodarska dejavnost. Ukrepi države na področju spodbujanja proizvodnje iz
obnovljivih virov in učinkovite rabe energije bodo zagotovo povzročili večanje porabe
električne energije na račun ostalih vrst energije oz energentov. To bo prispevalo k dvigu
cene električne energije. Negotovost napovedovanja cen je lepo razvidna tudi v točki 4.8., ki
kaže na hitro odzivnost sektorja energetike v primeru nepredvidenih dogodkov.
Na podlagi tržnih analiz in gibanj smo v NIP 3 in tudi finančnih modelih NIP 3 iz konca leta
2009 upoštevali kot možno dosegljivo poprečno prodajno ceno električne energije 71,5 € za
MWh ob vključeni ceni emisijskih kuponov 20 € na tono CO 2 . Predvidena prodajna cena je
bila izražena za proizvodnjo v predvidenem razmerju prodaje iz Bloka 6 med pasom in »
peak«-om.
Za izračun učinkov investicije smo v NIP 4 zaradi zgoraj navedenih zadržkov uporabili
scenarije cen električne energije in cen emisijskih kuponov CO 2 , kot so predvidene v
predlogu NEP. Predlog NEP je že več kot mesec dni v razpravi in do sedaj tako strokovna,
kot laična javnost nista imeli pripomb na projekcijo cen električne energije in emisijskih
kuponov. Predvidene cene je izračunala zunanja institucija (Inštitut Jožef Štefan) na podlagi
modelov in če kaj, potem lahko rečemo, da ta institucija prav gotovo nima ne materialnega
ne moralnega interesa, da bi prikrojila projekcije cen željam posameznikov ali interesnih
skupin. Ker NEP predvideva le cene električne energije in emisijskih kuponov CO 2 do leta
2030, smo za obdobje od 2030 - 2054 uporabili enako spremembo obeh postavk, kot je
povprečje spremembe v celotnem obdobju, za katerega ima predlog NEP napovedane cene.
Poleg spremembe obeh v predlogu NEP predvidenih postavk smo z ustreznimi indeksi
povečali tudi stroške vseh postavk, ki jih ima TEŠ v času trajanja projekta (stroški premoga,
stroški dela, stroški aditivov …).
Pri pripravi programa je bilo tako več možnih alternativnih scenarijev glede vhodnih podatkov
za izračun ekonomičnosti investicije in vsak scenarij je imel tako pozitivne kot negativne
lastnosti. Na podlagi primerjav različnih scenarijev smo se odločili, da je najprimerneje, tudi
zaradi njegove avtoritativnosti, uporabiti scenarije cen iz NEP.
Z uporabo navedenih izhodišč se kar najbolj izognemo razpravam o korektnosti cen v
izračunu ekonomske upravičenosti investicije bloka 6. V nadaljevanju podajamo tabelo 4.10.,
ki prikazuje prodajne cene električne energije iz premoga in cene emisijskih kuponov, kot so
do leta 2030 navedene tudi v NEP in kot smo jih do leta 2054 upoštevali pri izračunu
ekonomičnosti investicije.
Iz slike 4.16. pa je razvidno razmerje med ceno električne energije in ceno emisijskih
kuponov do leta 2054, kakor tudi predvidena korelacija med cenami teh dveh kategorij.
.
77
Tabela 4.10 Prodajna cena električne energije in cena emisijskih kuponov
Cena elektrike iz premoga (EUR/MWh)
Cena emisijskega kupona (EUR/t)
2015
73,83
2016
74,90
2017
75,97
2018
77,04
2019
78,11
2020
79,18
2021
80,90
2022
82,67
2023
84,47
22,30
22,96
23,65
24,07
24,50
24,93
25,37
25,82
26,79
2024
86,31
2025
88,19
2026
89,55
2027
90,94
2028
92,35
2029
93,79
2030
95,24
2031
97,08
2032
98,96
27,79
28,82
29,90
31,01
32,17
33,37
34,62
35,89
37,21
2033
100,87
2034
102,82
2035
104,81
2036
106,84
2037
108,90
2038
111,01
2039
113,16
2040
115,34
2041
117,57
38,58
40,00
41,48
43,01
44,59
46,23
47,94
49,70
51,53
2042
119,85
2043
122,16
2044
124,53
2045
126,93
2046
129,39
2047
131,89
2048
134,44
2049
137,04
2050
139,69
53,43
55,40
57,44
59,55
61,75
64,02
66,38
68,83
71,36
2051
142,39
2052
145,14
2053
147,95
2054
150,81
73,99
76,71
79,54
82,47
78
160,0
140,0
120,0
100,0
80,0
60,0
40,0
20,0
Cena EE (EUR/MWh)
2054
2053
2052
2051
2050
2049
2048
2047
2046
2045
2044
2043
2042
2041
2040
2039
2038
2037
2036
2035
2034
2033
2032
2031
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
0,0
Cena Emisijskega kupona (EUR/t)
Slika 4.16: Gibanje cene EE in emisijskih kuponov CO 2 v življenjski dobi projekta
79
5. ANALIZA MOŽNIH TEHNOLOGIJ
5.1. TEHNOLOŠKE MOŽNOSTI
Glede na razpoložljiv energetski vir, to je lignit iz Premogovnika Velenje, so v nadaljevanju
predstavljene možnosti za proizvodnjo električne energije z uporabo premogovnih tehnologij, ki
so trenutno na voljo na svetovnem trgu in so bolj ali manj komercialno uspešne. Tehnologije, ki
so še povsem v razvojni fazi oz. v fazi pilotnih izvedb, niso zajete.
Premogovne tehnologije lahko v grobem razdelimo na:
• prašno kurjavo (PCC – pulverised coal combustion)
• kurjavo v lebdeči plasti (FBC – fluidised bed combustion) - atmosfersko in tlačno
• uplinjanje premoga (IGCC – integrated gasification combined cycle)
5.1.1. PRAŠNA KURJAVA
Prašna kurjava je najbolj razširjena tehnologija v obstoječih termoelektrarnah, istočasno pa je
največ aplikacij te tehnologije tudi pri novih termoelektrarnah. Osnovni princip TE na prašno
kurjavo je ostal isti kot pri obstoječih, razvoj je šel predvsem v smeri optimizacije tehnološkega
procesa s ciljem doseganja čim višjega izkoristka postrojenja.
Za doseganje čim višjih izkoristkov je potrebno »dvigniti« parametre sveže pare, kar pa je
možno z uporabo nadkritičnih parametrov. Danes glavnina razvoja prašne kurjave poteka v
smeri uporabe kotlov z nadkritičnimi parametri, kjer pa nastopijo omejitve pri materialih zaradi
višjih temperatur in tlakov delovnega medija. Posledično je velik oz. največji poudarek na
razvoju materialov za uporabo pri povišanih parametrih delovnega medija, poleg tega pa tudi na
optimizaciji regulacije delovnega procesa.
V zadnjem času zgrajene termoelektrarne na lignitno kurjavo dosegajo izkoristke do 43 % oz.
45 % v primeru uporabe črnega premoga za postavitev na "celini" s klasičnim zaprtim hladilnim
sistemom ter hladilnim stolpom, medtem ko termoelektrarne, postavljene ob obali s pretočnim
hladilnim sistemom, lahko glede na lokacijo oz. temperaturo hladilne vode dosegajo za približno
2 do 3 % boljše izkoristke od navedenih.
Slika 5.1: Shema TE s kotlom na prašno kurjavo:
80
Za povečanje izkoristka TE se izvajajo določeni ukrepi, med katerimi so najpomembnejši:
• zvišani parametri sveže pare (največji delež prirastka), posledično to pomeni razvoj
novih materialov
• uvedba dodatnega ponovnega pregrevanja pare
• povečanje izkoristka turbine
• zmanjšanje tlačnih izgub (konstrukcija ter postavitev postrojenja)
• izraba odpadne toplote (znižanje temperature dimnih plinov na vstopu v dimnik oz.
hladilni stolp)
• znižanje tlaka kondenzacije
• optimizacija delovnega procesa
• pri lignitih v bodoče predsušenje zaradi velike vsebnosti vlage (BoA+)
Na področju lignitne kurjave dosegajo najboljše rezultate termoelektrarne z uporabo t.i.
tehnologije BoA (Betribsoptimierte Anlage), ki je rezultat optimiranja obstoječih procesov in
opreme klasične termoelektrarne s prašno kurjavo.
Danes so tako dosegljivi parametri sveže pare 300 bar/620˚ C, razvoj pa gre v smeri ultranadkritičnih parametrov in sicer 375 bar/700˚ C, kar pa je še v razvojni fazi. Po predvidevanjih
bodo ti parametri dosegljivi za komercialne aplikacije po letu 2015 (glavna ovira je razvoj
ustreznih materialov do stopnje tržne cene).
Izkoristki starejših TE s prašno kurjavo dosegajo povprečne vrednosti okoli 33 - 36 %, novejše
enote z nadkritičnimi parametri pa dosegajo izkoristke v območju od 42 – 45 %, najnovejše s še
višjimi parametri pare pa tudi do 47 % (odvisno od vrste uporabljenega premoga in lokacije).
5.1.2 KURJAVA V LEBDEČI PLASTI
Pri kurjavi v lebdeči plasti gre za princip vzdrževanja plasti premoga v kotlu s pomočjo
vpihavanja zgorevalnega zraka s spodnje strani kurišča. Zrak se vpihuje s tolikšno hitrostjo, da
plast premoga in pepela v kurišču lebdi.
Razlikujemo zgorevanje v stacionarni lebdeči plasti (za manjše enote do max. 150 MW) in
krožeči lebdeči plasti (uporablja se tudi izraz vrtinčno zgorevanje oz. zgorevanje v vrtinčni
plasti), kjer je trenutno največja delujoča enota 300MW (JAE Jacksonville USA, 2 enoti) v fazi
gradnje pa je enota velikosti 460MW (Lagisza Poljska) z nadkritičnimi parametri (prva enota z
nadkritičnimi parametri).
Osnovne značilnosti kotla/elektrarne na kurjavo v lebdeči plasti :
• z vpihavanjem zgorevalnega zraka s spodnje strani kurišča nastane plast premoga v
kurišču, ki lebdi; debelina plasti je odvisna od hitrosti vpihovanega zraka oz. načina
zgorevanja (stacionarna ali krožeča plast)
• pri stacionarni plasti so hitrosti vpihovanega zraka 1 - 3 m/s, višina plasti je okoli 1m, pri
krožeči plasti so hitrosti vpihovanega zraka 4 - 6 m/s, debelina plasti pa okoli 3m
• kotli so primerni predvsem za zgorevanje premogov z veliko vsebnostjo pepela in
premogov slabše kvalitete, možno je tudi mešanje premogov različnih kvalitet; kot gorivo
se lahko uporablja tudi druge vrste nizkokaloričnih goriv, npr. biomasa in odpadki
• premog je zmlet v relativno grobe delce velikosti okoli 3 mm in se dozira direktno v
kurišče
• pri krožeči lebdeči plasti delci premoga lahko krožijo skozi kurišče in preko ciklonov
nazaj v kurišče od 10 do 50 -krat, kar pripomore k boljšemu zgorevanju glede na daljši
zadrževalni čas v kurišču
• zgorevanje poteka pri temperaturah 800 - 900˚ C
• zaradi relativno nizke temperature zgorevanja pri tem ne nastajajo termični NOx-i, kar
pripomore k nižjim emisijam le-teh, negativni učinek pa so povečane emisije N 2 O
• zaradi nizke temperature zgorevanja se uporabljajo primarni ukrepi za zmanjševanje
emisij SO 2 z doziranjem absorbenta (fino mleti apnenec) direktno v zgorevalno komoro
oz. se lahko primeša med premog že pred vstopom v kurišče
• uporaba v kotlih s podkritičnimi parametri sveže pare; prva TE z nadkritičnimi parametri
81
•
•
•
•
je 460 MW, Lagisza, Poljska
dodatna postrojenja za zmanjševanje emisij SO 2 (RDP) in emisij NO x (SCR) v osnovi
niso potrebna, izjemoma v primerih strožje regulative ter v primeru uporabe premogov z
visoko koncentracijo žvepla
mlini (drobilci) za pripravo premoga so manj zahtevni
v primerjavi s prašno kurjavo nastane več stranskih produktov (ki jih je potrebno
odlagati) zaradi višjega razmerja Ca/S (od 2 - 7, pri PCC 1,02)
v ciklonih za ločevanje delcev premoga iz dimnih plinov in vračanja le-teh nazaj v kurišče
prihaja do znatnih toplotnih izgub, enako prihaja do toplotnih izgub s povečanimi
količinami pepela, kot je navedeno v prejšnji alineji
Slika 5.2: Shema TE s kotlom z zgorevanjem v krožeči lebdeči plasti:
Najboljše TE s kotli za zgorevanje v krožeči lebdeči plasti dosegajo izkoristke na nivoju
moderne TE s kotlom na prašno kurjavo s podkritičnimi parametri sveže pare, t.j. v razponu 38 –
40 %.
Moči teh TE so danes v razponu 100 - 300 MW (JAE Jacksonville USA, 2 x 300).
S ciljem doseganja boljših izkoristkov je šel razvoj vrtinčne kurjave predvsem v smeri
zgorevanja pod tlakom, pri čemer pa so danes v uporabi predvsem kotli s stacionarno plastjo.
Zaradi zgorevanja pod tlakom, ki je v območju 10 - 20 bar, je v sistem dodana plinska turbina, ki
izkorišča dimne pline iz kotla.
Osnovne značilnosti zgorevanja v plasti pod tlakom:
• zaradi tlaka v kurišču se pojavi problem doziranja premoga na vstopu v kotel (doziranje v
obliki paste skupaj z absorbentom – pomešano z do 25 % vode), enak problem nastopi
pri odstranjevanju pepela in dimnih plinov iz kotla s ciljem vzdrževanja tlaka v kotlu
• razmerje moči PT : PLT je ~ 80 : 20
• višina plasti v kurišču 3 - 4 m
• večina obstoječih enot je izvedena s stacionarno lebdečo plastjo (PBFBC) z močjo pod
80 MW e
• pod tlakom sta zgorevanje in prenos toplote intenzivnejša, zaradi tega so za enako moč
gabaritne mere postrojenja manjše
• vse enote je prvotno izdeloval ABB Carbon in sicer modulno kot modul P200 (200 MW t ,
80 MW e ) in P800 (800 MW t , 350 MW e ) kasneje ga je prevzel Alstom Power, ki pa je
proizvodnjo ustavil in trži samo še licenco
82
•
•
dosega boljše izkoristke zaradi kombinirane proizvodnje s plinsko turbino
plinske turbine so posebne izvedbe, prirejene za vroče dimne pline in zahtevajo dodatno
čiščenje plinov pred turbino
Današnje postavitve termoelektrarn s kotli z zgorevanjem v lebdeči plasti pod tlakom dosegajo
izkoristke največ od 33,5 % do 42 %. Zadnjo vrednost je dosegla elektrarna Karita na
Japonskem z močjo 350 MW e , ki uporablja nadkritične parametre sveže pare (241 bar/565˚
C/593˚ C).
5.1.3 KOMBINIRAN PROCES Z UPLINJANJEM PREMOGA
Pri tej tehnologiji uporabe premogov za proizvodnjo električne energije gre pravzaprav za
kombiniran plinsko-parni proces, kjer v uplinjevalniku premoga kot produkt uplinjanja nastaja
plin, ki je sestavljen predvsem iz CO in H 2 (t.i. syngas ali kohlegas) in se uporablja za
zgorevanje v plinski turbini. Uplinjanje poteka v kontrolirani atmosferi z minimalno prisotnostjo
zraka/kisika. Proizveden plin je treba pred vstopom v plinsko turbino očistiti nečistoč. Zaradi
problematike čiščenja plina pri visokih temperaturah je treba slednjega ohladiti v t.i. hladilniku
plina na okoli 400˚ C (prve enote tudi do 50˚ C), kar ima za posledico nižanje izkoristka.
Para se proizvaja v postopku hlajenju uplinjevalnika, v hladilniku plina in v utilizatorju (HRSG)
na izpušne pline iz plinske turbine.
Osnovne značilnosti kotla/elektrarne z uplinjanjem premoga ter kombiniranim procesom:
• v uporabi so tri vrste uplinjevalnikov in sicer v mirujoči plasti (grude premoga), v lebdeči
plasti (premog zdrobljen v delce velikosti 3-6 mm) in uplinjevalnik s premogom v prahu
(entrained flow)
• razmerje moči PLT : PT je ~ 70 : 30
• uplinjanje z vpihavanjem zraka (Japonska) ali kisika (USA, EU), možno tudi para
• daljši zagonski čas kot pri prašni kurjavi, zato bolj primerne za obratovanje v pasu
• pred plinsko turbino je treba plin ohladiti zaradi čiščenja le-tega
• primerno tudi za uporabo premogov slabše kvalitete kot tudi ostalih goriv npr. odpadki,
biomasa (podobno kot pri zgorevanju v lebdeči plasti)
• kontrola emisij SO x in NO x je integrirana v sam uplinjevalnik ali pa v okviru čiščenja
proizvedenega plina
• moči so omejene tudi z možnostjo transporta velikih uplinjevalnikov, ki so dejansko
tlačne posode (sestavljanje na mestu postavitve ni možno)
Slika 5.3: Shema TE z uplinjanjem premoga ter kombiniranim procesom
83
Današnja postrojenja z uplinjanjem premoga dosegajo izkoristke v povprečju 43 % ter max.
moči do 350 MW e .
Z nadaljnjim razvojem na področju višjih vstopnih temperatur v plinsko turbino, povečevanja
parametrov sveže pare (ultra nadkritični) in na področju čiščenja vročega sintetičnega plina, je
možno pričakovati zvišanje izkoristkov vse do 52 %.
5.2 IZBRANA VARIANTA
Pri pregledu razpoložljivih premogovnih tehnologij za izbor najoptimalnejše variante so bile
upoštevane sledeče predpostavke:
• potreba izhodna neto moč postrojenja - min 500 MW
• izkoristek postrojenja
• razpoložljivost in razširjenost na trgu
• cena postrojenja
• možnost nadaljnjega razvoja
Primerjava osnovnih parametrov obstoječih tehnologij, katerih osnova je leto 2005, ko je bila
analiza tehnologij pripravljena, je razvidna iz sledeče tabele:
Najboljša razpoložljiva
tehnologija (BAT)
Razpon
moči
(MWe)
Prašna kurjava črnega
premoga z
300 - 1000
nadkritičnimi parametri
sveže pare (PCC z USC)
Zgorevanje premoga v
krožeči lebdeči plasti
50 - 300
(CFBC)
Zgorevanje premoga v
lebdeči plasti pod tlakom
<400
(PFBC)
Kombiniran proces
uplinjanja premoga
<350
(IGCC)
Osnovni
izkoristek
(%)
Investicijski
Razpoložljivost stroški v letu 2005
($/kW)
46
največja
~1000
40
velika
1000 - 1100
42
srednja
1300 - 1900
45
srednja
1500 - 2000
Vir: Študija Decon-a za Evropski parlament Implementing Clean Coal Technologies – Need of Sustained Power Plant Equipment Supply for Secure Energy Supply
S postavitvijo zahteve, da je neto moč postrojenja minimalno 500 MW, je investitor TEŠ že leta
2005 določil tehnologijo nadomestnega bloka 6.
Ob upoštevanju vsega navedenega tehnologiji zgorevanje v lebdeči plasti in uplinjanje premoga
niso bili prepoznani kot primerni predvsem zaradi dejstva, da tako velikih enot na trgu še ni oz.
so šele v razvojni fazi in sta kot taki neprimerni za aplikacijo v TEŠ. Tudi s stališča izkoristka sta
ti dve tehnologiji nekonkurenčni prašni tehnologiji, čeprav se uplinjanje približuje prašni kurjavi,
vendar tu nastopi predvsem problem referenčnih aplikacij v praksi (večina TE z uporabo
uplinjanja premoga je tako ali drugače v demonstracijski fazi), zaradi česar ta tehnologija še ni
zrela za komercialno uporabo. V prid prašni tehnologiji je govorilo tudi dejstvo, da so specifični
stroški izgradnje ostalih dveh tehnologij višji (vrtinčna kurjava) oz. znatno višji (uplinjanje). Z
vidika razširjenosti oz. uporabe na trgu zaseda prašna tehnologija omenjenih 90 %, kar je bil
dodaten argument v prid tej tehnologiji.
Glede na vse navedeno in na realno stanje na področju tehnike ter razširjenosti oz. uporabo v
praksi je bila po oceni investitorja TEŠ izbira kotla s prašno kurjavo za bodoči blok 6 edina
smiselna z upoštevanjem najnovejših dosežkov tehnike na tem področju.
84
6. TEHNIČNO - TEHNOLOŠKA ANALIZA
Zahteve po ekonomsko in ekološko racionalnejši proizvodnji električne energije v TEŠ nujno
privedejo do potrebe po zamenjavi obstoječih enot z novim blokom.
V fazi predhodnih del, katerih ugotovitve so podane v poglavju 4, je TEŠ obdelal aktualne
Nov objekt bo lociran zahodno od obstoječih enot na platoju, ki se je sprostil po odstranitvi
hladilnih stolpov blokov 1, 2 in 3 ter stare upravne stavbe. Postavljen bo z osjo v smeri V - Z, s
strojnico ob bloku 1 ter bunkerskim delom, kotlovnico, elektrofiltrom in razžveplalno napravo v
zahodni smeri proti Šoštanju. Hladilni stolp stoji južno od bloka, vkopan v hrib.
Kot gorivo se bo uporabljal premog iz bližnjega Premogovnika Velenje. V kotlovske bunkerje se
bo transportiral po rekonstruiranih obstoječih trakovih bloka 4 in novozgrajenih trakovih do bloka
6.
Za potrebe oskrbe s hladilno vodo se bo razširil obstoječi vtočni objekt na reki Paki in dogradila
nova dekarbonizacija. Za demineralizirano vodo bo skrbela obstoječa kemijska priprava vode.
Produkti zgorevanja in razžveplanja (pepel, sadra in žlindra) se bodo tržili v gradbeništvu, višek
pa bo predelan v stabilizat in uporabljen za sanacijo rudniških ugreznin. TEŠ že sedaj uspešno
trži odpadne produkte. Povpraševanje po pepelu, sadri in žlindri je večje, kot so razpoložljive
količine. Že danes TEŠ realizira cca. 1 mio EUR prihodkov iz tega naslova, zato se ocenjuje, da
bo trženje odpadnih produktov uspešno tudi v prihodnje.
Blok 6 bo obratoval brez izpustov odpadnih voda. To bo doseženo z recirkulacijo in čiščenjem
tehnoloških voda in njihovo ponovno uporabo. V reko Pako se bo izpuščala samo kaluža
hladilnega stolpa, ki pa v celoti ustreza okoljevarstvenim pogojem za izpust v vodotok. Trde
odpadke čiščenja voda bo prevzel pooblaščeni odjemalec – koncesionar.
Enota bo ustrezala vsem pogojem varstva okolja po predpisih EU. Zaradi omejitve vplivov hrupa
bodo naprave postavljene v zaprte objekte z ustrezno zaščito za dušenje hrupa.
Ob napravi je predviden prostor za postavitev naprav za izločanje CO 2 iz dimnih plinov (CO 2
Capture and Storage – CCS Ready), če bodo predpisi v bodočnosti to zahtevali in če bo
shranjevanje CO 2 komercialno sprejemljivo.
85
Osnovni podatki enote:
Moč (generator)
Lastna raba
Moč na pragu
Spec. poraba
Sveža para
Ponovno pregreta para
Temperatura napajalne vode
Tlak kondenzacije
Temperatura dimnih plinov na izstopu iz kotla
Področje moči obratovanja
Sprememba obtežbe
Gorivo: Lignit Premogovnik Velenje
Masni tok
Kurilnost
Pepel
Vlaga
Žveplo
Emisije:
SO x
NO x
CO
prah
CO 2 (100 % moč)
Hrup
MW
MW
MW
kJ/kWh
kg/s
bar/°C
bar/°C
°C
mbar
°C
%
MW/min
t/h
kJ/kg
%
%
%
mg/nm3
mg/nm3
mg/nm3
mg/nm3
t/h
dB(A)
600
54,5
545,5
8.451
420,7
275/600
56/610
290
42
145
42 - 100
12
440,3
10.470
16,7
37,5
1,41
< 100
< 150
< 250
< 20
473,8
< 48 na meji TE
Kotel
Turbina
Število regenerativnih grelnikov
Daljinsko ogrevanje
Benson, stolpne izvedbe
tridelna, z enojnim ponovnim pregrevanjem
9+1
inštalirano
120 MW
povprečno pozimi
80 MW
povprečno poleti
30 MW
Generator
hlajen z vodo/vodikom
727 MVA
Blok transformator
21/410
kV
710 MVA
Napajalne črpalke
3 x 50 %, elektromotorni pogon
Kurjava
prašna, tangencialna, NO x optimirani gorilniki
Vžigna kurjava
kurilno olje
Mlini za premog - ventilatorski mlini 8 x N250 (1 x rezerva)
SCR-DeNO x , elektrofilter, mokro pranje DeSO x
Odvod dimnih plinov
nedogreti v hladilni stolp
Hladilni sistem
hladilni stolp z naravnim vlekom
Priprava hladilne vode
dekarbonatizacija, lamelni reaktor
Obdelava produktov
predalava v stabilizat za sanacijo rudarskih ugreznin
prodaja sadre in pepela (do 50 % količine)
86
6.1 KOTLOVSKO POSTROJENJE
6.1.1 OSNOVNI TEHNOLOŠKI PODATKI
Tip kotla
Kotel na premog z enkratnim prisilnim pretokom, nadkritičnimi parametri sveže pare in enojnim
ponovnim pregrevanjem pare.
Izvedba
Stolpni kotel z ogrevalnimi površinami v enem vleku, kvadratnem preseku kurišča in v viseči
izvedbi.
Način regulacije
Modificiran drsni tlak v območju obremenitev od 42 do 100 %.
Kurjava
Tangencialna kurjava: predvidoma z 8 gorilniki na premogov prah, razporejenimi v dveh
ravninah. Kurjava in dovod zgorevalnega zraka bosta dimenzionirana tako, da bo zgorevanje
kar najbolj učinkovito in v največji meri preprečena tvorba škodljivih dušikovih oksidov.
Tlačni sistem
Tlačni sistem kotla obsega grelnik vode, uparjalnik, pregrevalnike in ponovne pregrevalnike.
Osnovni parametri so:
Pretok sveže pare
Tlak sveže pare
Temperatura sveže pare
Tlak ponovno pregrete pare
Temperatura ponovno pregrete
Temperatura napajalne vode v kotel
kg/s
bar
°C
bar
°C
°C
420,7
275
600
56
610
290
6.1.2 SPLOŠEN OPIS
Izbrana stolpna izvedba kotla, pri kateri je celoten tlačni del obešen zgoraj na nosilno
konstrukcijo kotla ima v primerjavi z ostalimi izvedbami kotlov vrsto prednosti, med drugimi:
• manjši volumen
• manjšo tlorisno površino
• manjšo maso
• možnost večjih gradientov obremenitev
Kurišče bo imelo kvadratni presek, kar omogoča optimalno izbiro števila in moči gorilnikov ter
njihovo razporeditev, da dobimo čimbolj enakomerno zgorevanje in prenos toplote. Napajanje
kotla bo zagotovljeno s tremi napajalnimi črpalkami, gnanimi z elektromotorji preko
hidrodinamičnih sklopk, ki omogočajo regulacijo vrtljajev.
Kot gorivo je predvidena uporaba domačega lignita iz Premogovnika Velenje.
Za bloke s kotlovskimi postrojenji, kot je ta, se je v svetu za najprimernejšo izkazala regulacija z
drsnim oz. modificiranim drsnim tlakom, kjer se tlak sveže pare spreminja z obremenitvijo.
87
6.1.3 TLAČNI SISTEM
Tlačni sistem sestavljajo:
• grelnik vode
• stenski uparjalnik
• izločevalnik vode
• pregrevalnik pare
• ponovni pregrevalnik pare
• vezni cevovodi in sistem hlajenja pare
• armatura kotla
• zagonski sistem
Visoki parametri pare zahtevajo uporabo ustreznih materialov, predvsem avstenitnih in
martenzitnih jekel, ki so bili v preteklih letih razviti in testirani za te namene.
6.1.4 KURJAVA
Bunkerji premoga, dodelilniki
Za oskrbo s premogom je predvidenih osem bunkerjev za premog v betonski izvedbi, ki bodo
nameščeni v stavbi bunkerjev med strojnico in kotlovnico. Za odvzem premoga je predvidenih
osem dodelilnikov, ki bodo izvedeni kot tračni transporterji z elektromotornim pogonom s
frekvenčnimi regulatorji. Zaradi prostorskih omejitev so štirje dodelilniki dvodelni.
Mlini
Za mletje premoga je predvidenih 8 ventilatorskih mlinov, nameščenih na koti ±0 m z
neposrednim vpihovanjem premogove mešanice v kotel. Za dimenzioniranje mlinov bo
upoštevan premog s kurilnostjo 9.200 kJ/kg in 40 % vlage. Potrebna zmogljivost mlinov bo
približno 72 t/h. Pri polni moči bo mogoče kotel oskrbovati s sedmimi mlini. Tako je vedno vsaj
eden v rezervi, kar omogoča ustrezno sprotno vzdrževanje. Pogon mlinov bo izveden z
elektromotornim pogonom in hidravlično sklopko.
Za sušenje premoga in hlajenje mlinov se bodo uporabljali vroči dimni plini iz kurišča in
recirkulirani hladni dimni plini. Ti se bodo odvzemali iz kanalov dimnih plinov za ventilatorjema
vleka in se s pomočjo dveh ventilatorjev po posebnih kanalih dovajali v vod primarnega
zgorevalnega zraka.
Gorilniki
Zgorevanje premoga bo potekalo s pomočjo 8 gorilnikov, ki bodo razvrščeni tangencialno v
dveh ravninah po obodu. Vsak mlin bo oskrboval svoj gorilnik v eni navpični smeri. Gorilniki
bodo imeli podstehiometrijsko zgorevanje in dodatni dovod zgorevalnega zraka v zgornjem delu
kurišča. Za vžigno kurjavo je predvideno lahko kurilno olje. Zmogljivost vžigne kurjave bo 25 %
zmogljivosti prašne. Za skladiščenje in oskrbo se bodo uporabile obstoječe naprave v TEŠ.
6.1.5 ZRAČNO-DIMNI TRAKT
Sistem oskrbe z zgorevalnim zrakom bo izveden v dveh progah. Zrak za zgorevanje bosta
zagotavljala dva aksialna ventilatorja podpiha, ki ga bosta zajemala bodisi na prostem ali iz
kotlovnice pod njenim stropom, kar se bo reguliralo z ustreznimi loputami.
Ventilatorja bosta nameščena na koti ±0 m. Za regulacijo količine zraka bosta opremljena s
sistemom za spreminjanje položaja rotorskih lopatic.
Pred vstopom v kotel se bo zrak v dveh regenerativnih grelnikih zraka ogrel s toploto vročih
dimnih plinov. Vsaj 85 % zraka v kotel mora biti dovedeno kontrolirano preko grelnika zraka. Od
tod se bo zrak po dveh kanalih dovajal v krožni kanal in od tam kot primarni v povratne jaške k
88
mlinom, kot sekundarni h gorilnikom in kot zgornji zrak neposredno v kurišče nad gorilniki
(Ausbrandluft). Na dogorevalno rešetko bo voden samo vroč zrak.
Za potrebe ogrevanja zraka pozimi bosta v linijo svežega zraka pred regenerativnima
grelnikoma nameščena tudi parna grelnika zraka.
Za odvod dimnih plinov bosta skrbela dva aksialna ventilatorja vleka. Nameščena bosta za
elektrofiltroma, in sicer v posebni stavbi, ki bo služila kot zaščita pred hrupom.
Ventilatorja bosta opremljena z regulacijo količine dimnih plinov s spreminjanjem položaja
rotorskih lopatic. Za regulacijo temperature v prebiralniku mlina sta predvidena dva
recirkulacijska ventilatorja ohlajenih dimnih plinov. Ohlajene dimne pline bosta vračala v vod
primarnega zgorevalnega zraka.
Sistem zapornih loput v kanalih bo v primeru okvare v sistemu ali želje po varčnem obratovanju
omogočal obratovanje bloka samo z eno linijo zrak-dimni plini v območju od 42 do 60 % polne
moči.
6.1.6 NOTRANJI ODVOD ŽLINDRE
Za zmanjšanje izgub z nezgorelim premogom bo pod lijakom kotla nameščena dvodelna
dogorevalna rešetka s hidravličnim pogonom.
Pod dogorevalno rešetko bo nameščen mokri iznašalnik žlindre, izveden kot verižni transporter
s strgali. Za hlajenje padajoče žlindre z rešetke se bo uporabljala mehansko očiščena surova
voda. Onesnažena voda se bo iz iznašalnika odvajala v čistilno napravo odpadnih voda.
6.2 TURBOAGREGAT S POMOŽNIMI SISTEMI
6.2.1 TURBINA
Turbina bo aksialna, odjemno kondenzacijska, z enojnim ponovnim pregrevanjem pare. Izhaja
iz serije novejših turbin z ločenim visokotlačnim (VT), srednjetlačnim (ST) in dvema
nizkotlačnima (NT) okrovoma. Nameščena bo na koti +15 m na posebnem podstavku –
turbinski mizi, ki bo podprta z vzmetmi in ločena od ostale konstrukcije stavbe.
Gred turbine bo vležajena z radialnimi drsnimi ležaji med posameznimi okrovi ter na obeh
koncih, le med VT in ST delom bo radialno aksialni ležaj, ki bo prenašal tudi aksialne
obremenitve.
Visokotlačni del turbine
Vstopni parametri sveže pare znašajo 600° C in 275 bar. Ohišje turbine je sestavljeno iz
notranjega in zunanjega ohišja, ki je z vzdolžnim spojem ločeno v dva dela, spodnjega in
zgornjega. Z vzdolžnem spojem je ločeno tudi notranje ohišje. Polovici sta spojeni s posebnimi
ojačitvenimi obroči. Takšna oblika omogoča manjše mase in kratke zagonske čase.
Srednjetlačni del turbine
V srednjetlačni del turbine vstopa ponovno pregreta para s temperaturo 610° C in tlakom 56
bar. Srednjetlačni del je izveden kot dvojček (tok pare se na vstopu razdeli v dva toka) v
dvojnem okrovu, ki je sestavljen iz notranjega in zunanjega ohišja. Ohišji sta dvodelni, ločeni z
vzdolžnim spojem v zgornji in spodnji del.
89
Nizkotlačni del turbine
Para v NT turbini ekspandira do tlaka 42 mbar(abs) v kondenzatorju. Za zagotovitev ustreznega
izstopnega preseka bosta vgrajena dva NT dela turbine. Tudi nizkotlačni del je t.i. dvojček, kjer
je dvokrilna turbina zaprta v dvojnem okrovu, sestavljenem iz zunanjega in notranjega dvojnega
ohišja, ki sta z vzdolžnim spojem ločena v zgornji in spodnji del.
6.2.2 GENERATOR
Generator bo trifazni, dvopolni, turbo tipa s cilindričnim rotorjem, ki bo s turbino povezan le
preko sklopke. Hlajen bo z vodikom, ta pa s hladilno vodo iz glavnega hladilnega sistema.
Stator generatorja bo neposredno hlajen z vodo. Natančnejši opis generatorja je v poglavju
5.11.2.
6.2.3 POMOŽNI SISTEMI TURBINE
6.2.3.1 REGULACIJA IN ZAŠČITA
Zaščitni sistem ščiti turboagregat pred pojavi, ki bi lahko povzročili poškodbe ali celo lom. Zajete
so meritve za nadzor vibracij, temperatur v ležajih, temperatur oz. raztezkov ohišij, gredi in
druge. Sistem meritev za zaščite je zasnovan po principu 2 od 3. Turbinska regulacija ima
vgrajen elektro-hidravlični regulator, ki skrbi za zanesljivo in nemoteno delovanje turbine v
celotnem območju obremenitev.
Hitrozaporni in regulacijski ventili
Ker je izbrana regulacija z modificiranim drsnim tlakom, zadostujeta po dva hitrozaporna –
regulacijska ventila pred VT in ST delom turbine. Ventili so kombinirani tako, da sta v enem
ohišju združena regulacijski in hitrozaporni ventil z ločenima pogonoma s hidravličnima
servomotorjema. Zapiranje hitrozapornih ventilov je z vzmetjo, ki zapre dovod pare v turbino,
kakor hitro pade tlak hidravlične tekočine.
Nizkotlačna obtočna postaja
Para, ki je turbina ne more prevzeti, se preko NT obtočne postaje odvede v kondenzator.
Zmogljivost postaje je dimenzionirana na 2 x 35 % količine pare. Presežki pare se pojavijo
običajno ob zagonih, izpadih in hitrih zaustavitvah. Odpiranje in zapiranje NT obtočne postaje
krmili sistem vodenja bloka - DCS.
Visokotlačna obtočna postaja
Visokotlačna varnostno reducirna postaja po potrebi svežo paro reducira in hladi ter zagotavlja
hlajenje ponovnih pregrevalnikov pare pri zagonih in nenadnih izpadih turbine. Dimenzionirana
je na 110 % količino pare, zaradi česar sta z varnostnima ventiloma opremljena le parovoda iz
ponovnega pregrevanja. Nameščena je na veznih parovodih med parovodoma sveže pare in
parovodom hladnega dela ponovnega pregrevanja.
90
6.2.3.2 POMOŽNI SISTEMI
Sistem mazalnega olja je namenjen oskrbi turbinskih in generatorskih ležajev z mazalnim oljem
ter pogonu vrtilne naprave rotorja. Za oskrbo ležajev z mazalnim oljem skrbi glavna oljna
črpalka 1 x 100 %, gnana preko glavne turbinske gredi, dve pomožni oljni črpalki 2 x 100 % z
elektromotornima pogonoma. Predvidena je tudi zasilna mazalna črpalka 1 x 40 % na
enosmerni tok. Za dvig rotorja ob zaustavitvah in zagonih bosta nameščeni visokotlačni
zobniški oljni črpalki z elektromotornima pogonoma v izvedbi 2 x 100 %. Napajanje črpalk bo
preko kablov, ki bodo zaradi varnosti položeni v različnih trasah.
Čiščenje olja bo izvedeno s filtri, ki bodo podvojeni, tako da jih bo možno čistiti tudi med
obratovanjem, hlajenje pa z dvema hladilnikoma olje/voda z zmogljivostjo 2 x 100 %. Regulacija
temperature olja bo izvedena z obvodom olja mimo hladilnika.
Sistem hidravličnega olja je namenjen oskrbi hidravličnih regulacijskih sistemov in hidravličnih
pogonov s pogonsko tekočino. Predviden je skupen sistem hidravličnega olja z dvema
elektromotorno gnanima črpalkama (2 x 100 %), skupnim rezervoarjem in dvojnim filtrom.
Zaradi požarne varnosti bosta oljni postaji nameščeni v posebnem prostoru na koti +9,00 m,
oljni vodi bodo nameščeni v posebnih ceveh znotraj turbinskega podstavka, oljni vodi na
turboagregatu pa opremljeni z gasilnim sistemom.
6.3 KONDENZATNI SISTEM
Predviden je dvodelni cevni kondenzator z zbiralnikom kondenzata (hotwell) pod njim. Plašč in
stranski komori so izdelani kot varjena konstrukcija iz jeklene pločevine, cevni snopi in čelne
cevne plošče pa iz nerjavnega jekla.
Kondenzator bo opremljen z napravo za kontinuirano mehansko čiščenje kondenzatorskih cevi.
Za vzdrževanje vakuuma v kondenzatorju in izločanje inertnih plinov iz njega bosta poskrbeli
dve vakuumski črpalki na vodni obroč.
Predvideni sta dve glavni kondenzatni črpalki (2 x 100). Normalno bo delovala le ena črpalka,
druga bo v rezervi in se bo vključila v primeru izpada prve ali dviga nivoja kondenzata v
zbiralniku pod kondenzatorjem.
Visokotlačni kotel zahteva za delovanje visoko kvalitetno vodo, ki se bo med zagonom in
obratovanjem bloka čistila v sistemu za čiščenje kondenzata. Sistem bo dimenzioniran na
zmogljivost 3 x 50 % celotne količine kondenzata (1 x v rezervi za regeneracijo). Sestavljen bo
iz treh enakih linij, kjer posamezno linijo sestavljata mehanski in mešani ionski filter.
Pretok skozi napravo bosta zagotavljali dve črpalki (1 v rezervi), vsaka z zmogljivostjo 100 %
celotne količine kondenzata. Kondenzat iz zbiralnika pod kondenzatorjem bosta črpali skozi
filtre in nato očiščenega do glavne kondenzatne črpalke, ki črpa kondenzat skozi NT grelnike v
napajalni rezervoar.
91
6.4 REGENERATIVNI GRELNIKI,
NAPAJALNE ČRPALKE
NAPAJALNI
REZERVOAR
IN
Za ogrevanje kondenzata je predvidenih pet nizkotlačnih (NT) grelnikov, v katerih se kondenzat
pred vstopom v napajalni rezervoar ogreva z odjemno paro iz ST in NT dela turbine. Grelniki
bodo izvedeni kot cevni prenosniki toplote v varjeni izvedbi iz U-cevi, po katerih se bo pretakal
glavni kondenzat. Grelnika A1 in A2 bosta izvedena kot dvojni grelnik, vdelan v zgornji del
kondenzatorja.
Regenerativno gretje napajalne vode bo potekalo v štirih stopnjah: v VT grelnikih A7, A8, A9 in
hladilniku pare A7a. Ogrevalna para bo vzeta iz odjemov na VT in ST delu turbine ter iz voda
hladnega ponovnega pregrevanja. Grelniki so predvideni v izvedbi z U-cevmi in vodnimi
komorami na spodnji strani.
Volumen napajalnega rezervoarja bo znašal 400 m3, kar bo zagotavljalo nemoteno napajanje
kotla v vseh obratovalnih režimih in njegovo varno zaustavitev. Temperatura oz. tlak v njem se
bosta v normalnem režimu vzdrževala s paro iz odjema na ST delu turbine.
Za razplinjenje je predvidena vgradnja vodoravnega razplinjevalnika, nameščenega neposredno
nad napajalnim rezervoarjem.
Predvidena je vgradnja treh sklopov napajalnih črpalk z zmogljivostjo 3 x 50 %. Vsak sklop je
sestavljen iz:
• predčrpalke
• glavne črpalke
• hidravličnega regulacijskega predležja
• pogonskega elektromotorja
6.5 TOPLOTNA POSTAJA
Za potrebe sistema daljinskega ogrevanja v Šaleški dolini je v okviru bloka 6 predvidena
postavitev nadomestne toplotne postaje (v nadaljevanju TP3) namesto TP1, ki se z zaustavitvijo
blokov 1 - 4 ukinja.
Nazivna toplotna moč TP bo 120 MW, povprečna potrebna toplotna moč pa bo 80 MW v
zimskem in 30 MW v poletnem času. TP bo izvedena s po dvema toplotnima izmenjevalnikoma
para-voda na visokotlačnem in nizkotlačnem nivoju na parni strani in dvema vršnima
izmenjevalnikoma. Odvzem pare za toplotne prenosnike bo iz odjemov A4, A5 in A8 na turbini.
Toplotna postaja bo priključena na obstoječi magistralni toplovod proti Velenju in Šoštanju.
6.6 HLADILNI SISTEM
Odvajanje toplote, ki nastaja v samem krožnem procesu ali kot posledica delovanja raznih
strojev in naprav, bo rešeno s hladilnim sistemom novega bloka. Sistem je v grobem razdeljen
v:
• glavni hladilni sistem in
• sistem obratne hladilne vode (OHV).
Glavni hladilni sistem bo t.i. zaprtega tipa z obtočnim hlajenjem in dekarbonatizirano vodo kot
hladilnim medijem. Sestavljen bo iz:
• hladilnega stolpa
• cevovodov
• dveh obtočnih črpalk
• armatur
• prenosnikov toplote
92
Hladilni stolp z naravnim vlekom je postavljen južno od bloka v hribino. S primernim odkopom
hribine bo dosežen ustrezni dovod hladilnega zraka. Glavne dimenzije stolpa so:
• premer na zgornjem robu temelja
103,00 m
• premer na najožjem delu plašča
56,00 m
• višina plašča
157,00 m
• višina vstopne odprtine za zrak
8,20 m
Osnovni podatki hladilnega sistema:
• pretok hladilne vode
• ogretje vode
• temperatura ohlajene vode
vlagi.
61.000 m3/h
9,0 °C
17,7 °C, pri zunanji temperaturi 10,6° C in 75 %
Poleg kondenzacijske toplote kondenzatorja hladilna voda prevzema še toploto dveh
prenosnikov sistema OHV. Segreta voda glavnega hladilnega sistema se bo ohlajala v
klasičnem hladilnem stolpu na naravni vlek z enojnim pršiščem in lovilnim bazenom.
S sistemom obratne hladilne vode se uporabniki bloka 6 hladijo s kondicionirano
demineralizirano vodo v zaprtem krogotoku. Ta voda se nato v dveh hladilnikih OHV hladi z
vodo iz glavnega hladilnega sistema.
6.7 ČIŠČENJE DIMNIH PLINOV
Zahteve za čiščenje dimnih plinov so prevzete po Okoljevarstvenem dovoljenju za blok 6
(prejeto 16.2.2011), ki predpisujejo naslednje vrednosti (v suhih dimnih plinih pri 6 % O 2 ):
< 100
• SO x
• NO x
< 150
• prah
< 20
Prva stopnja čiščenja se opravi že v kotlu, kjer se iz dimnih plinov izločijo žlindra in grobi pepeli.
Z uporabo modernih gorilnikov s stopenjskim dodajanjem zraka se doseže zgorevanje pri nizki
vsebnosti O 2 , kar zagotavlja nizko vsebnost NO x na izstopu iz kotla (pod 400 mg/nm3, v suhih
dimnih plinih pri 6 % O 2 ).
V dimnem kanalu med kotlom in grelnikom zraka je nameščena naprava za selektivno
katalitično redukcijo NO x . Z doziranjem vodne raztopine amoniaka (NH 4 OH) se v katalizatorjih
doseže razgradnja NO x v N 2 in H 2 O. Emisija NO x bo manjša od 150 mg/nm3 (prikazana kot
NO 2 v suhih plinih pri 6 % O 2 ), koncentracija preostalega amoniaka pa pod 3 ppm. Skladišče
amoniačne vode bo skupno za blok 5 in 6.
V grelniku zraka ohlajeni dimni plini se vodijo v elektrofilter, kjer se izločajo prašni delci. Filter je
dimenzioniran na čiščenje do vsebnosti pod 20 mg/nm3 prahu v dimnih plinih (suhi, 6 % O 2 ). oz.
pod 30mg/nm3 v primeru 60 % moči in delovanja ene linije.
Za elektro filtrom je postavljena naprava za razžveplanje dimnih plinov. Dimenzionirana je za
pretok dimnih plinov 2.100.000 nm3/h, kar ustreza pogojem pri slabem premogu Premogovnika
Velenje, in vsebnost SO 2 pred napravo do 8.200 mg/nm3 (suhi dimni plini pri 6 % O 2 ).
Za najustreznejšo je izbrana tehnologija mokrega pranja dimnih plinov na osnovi apnenca
(CaCO 3 ) in s sadro kot produktom. Očiščeni dimni plini se ne dogrevajo in se vodijo v hladilni
stolp. Naprava obratuje brez odpadne vode. Za potrebni odvod tekočine za vzdrževanje
dopustne koncentracije kloridov in fluoridov zadošča suspenzija sadre, ki se meša s pepelom v
stabilizat.
93
Vakuumski tračni filter (2 x 100 %) bo postavljen neposredno nad silosom sadre. Del sadre bo
oddan v nadaljnjo obdelavo zainteresiranim odjemalcem, del pa se s pepelom in žlindro predela
v stabilizat po Slovenskem tehničnem soglasju (STS) in uporabi za sanacijo rudniških ugreznin.
Aktivni del pralnika bo izveden z oblogo iz nerjaveče pločevine, posoda za suspenzijo je
gumirana. Za zaščito proti emisiji hrupa in proti nizkim temperaturam je vsa oprema čistilne
naprave v zaprti stavbi.
Ventilator vleka bo postavljen med elektrofiltrom in napravo za razžveplanje dimnih plinov, zato
naprava obratuje v nadtlaku. Hitrost dimnih plinov v pralniku je 4 m/s, uporabljene so razpršilne
šobe z dvojnim delovanjem.
V pralniku se dodatno izloči še del pepela ter klorove in fluorove spojine. Na izstopu iz naprave
bodo dosežene naslednje emisijske vrednosti (v mg/nm3, suhi, 6 % O 2 ):
• SO 2
< 70
< 30
• SO 3
• HCl
< 100
• HF
< 15
• prah
< 20
Glede izločanja CO 2 iz dimnih plinov je naprava pripravljena za dograditev čistilne naprave, če
bodo predpisi v bodočnosti to zahtevali. Ob napravi je predviden prostor za postavitev naprav
za izločanje CO 2 iz dimnih plinov na lokaciji obstoječega hladilnega stolpa bloka 4, ki bo po
njegovi zaustavitvi izven funkcije.
6.8 OSKRBA S PREMOGOM
Nova enota bo zasnovana tako, da se bo kot gorivo uporabljal izključno domači premog iz
Premogovnika Velenje. Za oskrbo bloka s premogom se bo uporabljal obstoječi transportni
sistem blokov 1 – 4, ki ga bo potrebno delno preurediti in povečati njegovo zmogljivost na 800
t/h ter zgraditi še nekaj dodatnih naprav. Deponija premoga in odvzemanje premoga z nje ter
transport do vmesnih bunkerjev PE-24 bosta ostala v obstoječi obliki, le presipno postajo PE-05
bo potrebno postaviti na novo, tako da bo z nje dodatno speljana še transportna povezava za
oskrbo nove enote, in sicer dva transportna trakova z zmogljivostjo 2 x 800 t/h (2 x 100 % pri
najslabšem premogu s kurilnostjo 9,4 MJ/kg) do presipne postaje ob novem bloku. Tu se smer
transporta obrne za 90° in nadaljuje z dvema transporterjema enake zmogljivosti, ki ga bosta
dovažala do dveh reverzibilnih transporterjev nad bunkerji, s katerima se bo razporejal v
tamkajšnjih 8 bunkerjev. Vsi transporterji bodo koritasti in pokriti, med njimi ali ob njih pa bo
speljan pohodni podest.
6.9 OBDELAVA PRODUKTOV
Poglavje opisuje obdelavo trdih produktov zgorevanja premoga in razžveplanja dimnih plinov. V
prvo skupino spadajo žlindra izpod kotla, grobi pepel izpred grelnika zraka in elektrofiltrski (EF)
pepel, medtem ko pri postopku razžveplanja kot produkt nastane sadra.
Predvideno je, da se bosta žlindra in grobi pepel skupaj s sadro predelala v stabilizat po
Slovenskem tehničnem soglasju (STS), ki se bo enako kot stabilizat iz obstoječih blokov 4 in 5
uporabila za sanacijo rudniških ugreznin. Žlindra se od iznašalca žlindre transportira v drobilnosejalno postrojenje in po dodatku navlaženega grobega pepela naprej v silos volumna 300 m3.
Iz silosa se z ploščnima dozirnima transporterjema (2 x 100 %) dodaja na transportni trak in
primeša v stabilizat. Elektrofiltrski pepel se bo iz lijakov elektrofiltra s sistemom tlačnih posod
transportiral v silos volumna 2.500 m3. Uporabljal se bo za potrebe utrjevanja sten in
94
zapolnjevanja odprtin v Premogovniku Velenje, za potrebe v gradbeni industriji, ostanek pa se
bo mešal s suspenzijo sadre v stabilizat.
Na vakuumskem tračnem filtru sušena sadra se bo skladiščila v silosu prostornine 3.000 m3 in
uporabljala za potrebe v gradbeništvu, ostanek pa se bo primešal v stabilizat.
Produkti se bodo v obliki stabilizata transportirali s transportnim trakom do obstoječe vmesne
deponije, od tam pa z gradbenimi stroji do rudniških ugreznin.
6.10 OSKRBA Z VODO
6.10.1 ZAGOTAVLJANJE TEHNOLOŠKIH VOD
Nova enota za obratovanje potrebuje naslednje vode:
• demineralizirano vodo za polnjenje in pokrivanje izgub kotla, obratnega hladilnega sistema
in toplotne postaje
• dekarbonatizirano vodo za polnjenje in pokrivanje izgub glavnega hladilnega sistema in
delno naprave za razžveplanje dimnih plinov
• mehansko očiščeno tehnološko vodo za iznašalnik žlindre in ostale pomožne sisteme
• surovo vodo kakovosti pitne vode za pomožne sisteme, ki zahtevajo vodo boljše kakovosti
Obstoječe naprave za pripravo demineralizirane vode so bile pred kratkim modernizirane in
imajo dovolj rezerve v zmogljivosti tudi za novo enoto, ki bo porabila do 40 m3/h
demineralizirane vode.
Obstoječi objekt za zajem, grobo in fino mehansko čiščenje vode bo za potrebe nove enote
razširjen. Od tu se bo mehansko očiščena voda direktno prečrpavala do uporabnikov. Direktna
poraba mehansko očiščene vode je ocenjena na približno 80 m3/h v povprečju.
Za dekarbonatizacijo bo zgrajen novi reaktor v izvedbi 1 x 100 % z zmogljivostjo 1.200 m3/h.
Odločitev za takšno izvedbo je pogojena s tem, da je rezerva v primeru izpada tega reaktorja
zagotovljena iz obstoječih naprav za dekarbonatizacijo. Reaktor bo izveden kot okrogli lamelni
reaktor z mešalom. V sredino se bodo dovajali apneno mleko, železov klorid in flokulanti.
Peščeni filtri za filtracijo glavne hladilne vode bodo nameščeni v glavnem pogonskem objektu.
Imeli bodo sposobnost čiščenja 1100 m3. Vsebnost disperziranih snovi bo pod 2 mg/l.
Dekarbonatizirana voda se bo zbirala v bazenu dekarbonatizirane vode za nadaljnjo uporabo. V
istem objektu bodo postavljene tudi naprave za skladiščenje in pripravo potrebnih kemikalij za
dekarbonatizacijo. Odpadne vode iz procesa dekarbonatizacije bodo zbrane v bazenu blatne
vode in prečrpane v sistem izločanja blata. Blato se bo centrifugah in odvažalo na deponijo.
Izločena voda se bo vračala v reaktor.
Poraba dekarbonatizirane vode (pri zunanji temperaturi 20° C) je ocenjena na:
• do 745 m3/h za pokrivanje izgub izparevanja v hladilnem stolpu
• do 330 m3/h za kaluženje glavnega hladilnega sistema
• do 135 m3/h za napravo za razžveplanje dimnih plinov
• do 15 m3/h za izpiranje peščenih filtrov
Odjem tehnološke vode iz reke Pake oz. Družmirskega jezera bo, upoštevajoč minimalne
rezerve, v povprečju približno 1.300 m3/h. Surova voda kakovosti pitne vode bo zagotovljena iz
obstoječega sistema. Predvidena poraba bo do 20 m3/h.
95
6.10.2 OBDELAVA ODPADNIH VODA
Sistem za obdelavo odpadnih voda bo odstranil suspendirane delce iz vode in očiščeno vračal v
reaktor nove dekarbonatizacije. Suspendirani delci se bodo grobo izločali v usedalniku, v
centrifugi zgoščeno blato pa bo potem prevzel pooblaščeni odjemalec - koncesionar. Na tak
način je predvideno čiščenje naslednjih odpadnih voda:
• vode za izpiranje rotacijskih sit v črpališču
• blatne vode iz reaktorja bloka 6
• blatne vode iz reaktorjev blokov 4 in 5
• vode za izpiranje peščenih filtrov čiščenja hladilne vode
• odpadne vode iz iznašalca žlindre
Za vzdrževanje dopustnega nivoja suspendiranih snovi v hladilni vodi, del katere se kot kaluža
izpušča v vodotok, je predvidena naprava za čiščenje hladilne vode. Postavljena bo v strojnici in
priključena na cevovod za kaluženje hladilnega sistema. Voda se bo filtrirala v peščenih filtrih in
vračala v hladilni sistem. Odpadna voda od izpiranja peščenih filtrov se bo vodila v usedalnik
obdelave odpadnih vod.
6.11 ELEKTROTEHNIKA
TEŠ načrtuje izgradnjo bloka nazivne delovne moči 600 MW. Nazivna navidezna moč
generatorja znaša 727 MVA, blok transformatorja pa 710 MVA. Blok bo na elektroenergetski
sistem RS povezan preko 400 kV stikališča in 400 kV prostozračnega voda. Splošna lastna
raba bloka bo napajana iz 110 kV omrežja.
6.11.1 VKLJUČITEV V ELEKTROENERGETSKI SISTEM RS
Novi blok 6 moči 600 MW bo vključen v 400 kV elektroenergetski sistem RS preko 400 kV
stikališča in 400 kV obstoječega prostozračnega voda. Maksimalna moč bloka 6 na pragu bo
545,5 MW.
Splošna lastna raba bloka 6 bo napajana iz 110 kV obstoječega stikališča. Zagon bloka bo
možen samo preko 400 kV omrežja. V te namen bo uporabljen generatorski odklopnik.
6.11.2 TEHNIČNI OPIS
GENERATOR
• nazivna moč:
• nazivna delovna moč:
• frekvenca:
• nazivni cos (φ):
• nazivna napetost:
• nazivni obrati:
727 MVA
618 MW
50 Hz
0,85
21 kV
3000
Generator bo trifazni, dvopolni, turbo tipa s cilindričnim rotorjem. Izolacija v statorskem in
rotorskem navitju bo razreda F, vendar temperatura pri polni obremenitvi ne bo presegla
razreda B.
Rotor generatorja bo na radialnih ležajih, ki bodo stalno oskrbovani z ležajnim mazalnim in
dvižnim oljem. Hlajenje generatorja bo kombinirano, in sicer rotor bo hlajen z vodikom, stator pa
bo vodno hlajen. Generator s svojim cos (φ) bo izpolnjeval tudi zahteve po jalovi moči v 400 kV
omrežju.
96
STATIČNI VZBUJALNI SISTEM
Vzbujalni sistem generatorja bo omogočal hitri odziv na vse motnje v elektroenergetskem
sistemu v smislu stabilnega obratovanja in zagotavljanja potrebne jalove moči v
elektroenergetski sistem.
Napajanje vzbujanja generatorja bo izvedeno s posebnim vzbujalnim transformatorjem.
Vzbujalni sistem generatorja bo opremljen z dvokanalnim napetostnim regulatorjem, ki bo v
redundantni izvedbi in bo zajemal naslednje funkcije:
• nastavljivo kompenzacijo padca napetosti zaradi reaktivne in delovne moči
• omejitev napetosti
• omejitev vzbujalnega toka
• omejitev statorskega toka
• regulacijo napetosti oziroma cosφ
• stabilizacijo sistemskih nihanj
ELEKTRIČNE ZAŠČITE BLOKA
V sklopu zaščite bloka bodo zajete zaščite generatorja in bloka transformatorja. Zaščita bloka
bo numerična z vgrajenim mikroprocesorjem in modularne izvedbe. Vse zaščitne funkcije bodo
redundantne.
Ob delovanju generatorskih zaščit se bo generator ločil od omrežja. To se bo zgodilo v primeru
notranjih napak v generatorju in stikih z zemljo, zunanjih okvarah na drugih elementih
elektroenergetskega omrežja ali pa pri nenormalnih obratovalnih pogojih.
SINHRONIZATOR
Za sinhronizacijo generatorja z omrežjem bo služila sinhronizacijska naprava. Sinhronizacija
generatorja bo izvršena z odklopnikom v 400 kV stikališču.
BLOK TRANSFORMATOR:
• nazivna moč:
• prestava praznega teka:
710 MVA
21/410 kV ± 8 x 1,25 %
Transformator bo regulacijski, na primarni strani bo možnost nastavljanja prestavnega razmerja,
s sekundarne strani pa bo priključen na generatorske oklopljene zbiralke. Primarna stran bo s
kabli povezana na 400 kV stikališče. Postavljen bo na transformatorskem platoju na prostem.
TRANSFORMATOR BLOKOVNE LASTNE RABE
Za potrebe blokovne lastne rabe bosta uporabljena dva enaka trinavita transformatorja sledečih
podatkov:
• nazivna moč:
70/40/45 MVA
21/10,5 kV ± 8 x 1,25 %
Ker bo transformator regulacijski, bo imel na primarni strani možnost nastavljanja prestavnega
razmerja z odcepi tudi med obratovanjem. Transformator bo opremljen z vso potrebno zaščito,
ki je potrebna za varno delovanje. Transformator bo lociran na transformatorskem platoju na
prostem.
TRANSFORMATOR SPLOŠNE LASTNE RABE
• nazivne moči:
40 MVA
115/10,5 kV ±8 x 1,25 %
Transformator bo povezan na 110 kV omrežje v obstoječem GIS-u preko polja =E03. Izvedba
transformatorja bo za zunanjo montažo. Ker bo transformator regulacijski, bo imel na primarni
97
strani možnost nastavljanja prestavnega razmerja z odcepi tudi med obratovanjem.
Transformator bo opremljen z vso potrebno zaščito, ki je potrebna za varno delovanje.
ENERGETSKI RAZVOD
Pri zasnovi enopolne sheme se je upoštevala potreba po ustrezni obratovalni razpoložljivosti
novega bloka. Napetostni nivoji, ki bodo uporabljeni za potrebe lastne porabe, bodo:
• visoko napetostni 400 KV nivo za oddajo električne energije
• visoko napetostni 110 KV nivo za zagon bloka in napajanje splošnih porabnikov
• srednje napetostni 24 kV nivo generatorskih zbiralk,
• srednje napetostni 10,5 kV nivo, na katerega so priključeni motorji, transformatorji 10,5/0,72
kV
• nizkonapetostna 0,69 kV in 0,4kV nivoja, na katera so priključeni manjši porabniki
• brezprekinitveni sistem napajanja z napetostmi 220VDC, 220VAC in 24VDC, ki je namenjen
za vse tiste tehnološke potrošnike, ki potrebujejo zaradi zahtev tehnologije stalen vir
napetosti in za napajanje merilno regulacijske opreme.
Srednjenapetostni nivo 10,5 kV
Srednjenapetostna razdelitev bo sestavljena iz dveh razdelitev:
• blokovne lastne rabe
• splošne lastne rabe
Blokovna lastna raba služi za napajanje večjih porabnikov, ki so potrebni za normalno
obratovanje bloka in se napaja iz transformatorja blokovne lastne rabe. Razdeljena je na dve
sekciji. Porabniki so razporejeni na obeh sekcijah tako, da ob izpadu ali okvari ene sekcije blok
z zmanjšano močjo obratuje naprej.
Splošna lastna raba služi za napajanje porabnikov, ki so splošnega pomena in morajo delovati
tudi ob izpadu ali zaustavitvi bloka. Splošna lastna raba se napaja iz transformatorja splošne
lastne rabe in je prav tako kot blokovna lastna raba razdeljena na dve sekciji. V primeru okvare
transformatorja blokovne lastne rabe bo možno obratovanje bloka preko splošne lastne rabe.
Za preklop med različnimi možnostmi napajanja na 10 kV nivoju bo skrbela preklopna
avtomatika.
Glavna srednje napetostna razdelitev bo nameščena pod bunkerskim delom samega bloka,
pomožne razdelitve pa bodo postavljene v pomožnih objektih. SN celice bodo oklopljene
izvedbe s tipskimi odklopniki, zaščitnimi in merilnimi napravami.
Nizkonapetostni nivo 0,69kV in 0,4 kV
Nizkonapetostni nivoja bosta 0,69 kV in 0,4 kV. NN razvod bo prav tako razdeljen na več sekcij.
Dovod do sekcij bo izveden preko transformatorjev iz različnih virov iz blokovne in splošne rabe.
S tem bo tudi na tem nivoju poskrbljeno za zanesljivejše delovanje bloka. V primeru okvare
katerega od 10,5/0,72kV/0,4kV transformatorjev je možno sekcijo, ki jo je napajal okvarjeni
transformator, napajati s pomočjo drugega.
Blok 6 bo imel v sklopu celotne lastne rabe tudi svoj dieselski agregat, ki se bo vključil
samodejno z določeno časovno zakasnitvijo ob izpadu napetosti na glavnem 0,69 kV razvodu in
neuspelem avtomatskem preklopu. Glavna nizkonapetostna razdelitev bo nameščena v strojnici
samega bloka, pomožne razdelitve pa bodo postavljene v pomožnih objektih.
Zagotovljena napetost
Za vitalne potrošnike je potrebno zagotoviti napajanje tudi v primeru popolnega izpada 0,69 kV
ali 0,4 kV vira s strani lastne rabe bloka. Zato bodo tehnološko najbolj pomembni potrošniki
priključeni na posebno sekcijo 0,69 kV ali 0,4 kV lastne rabe, ki bo pri normalnem obratovanju
priključena na splošno lastno rabo. V primeru izpada napajalne napetosti pa mora priti do starta
dieselskega agregata.
98
Sistem brezprekinitvenega napajanja
Sistem brezprekinitvenega napajanja služi za napajanje sistemov, ki morajo obratovati tudi pri
popolnem izpadu napetosti. V primeru izpada glavnega vira prevzame napajanje enosmernih
potrošnikov baterija, vse dotlej, dokler ne zažene dieselski agregat. Ta potem prevzame breme
vseh potrošnikov, ki se napajajo iz zagotovljene napetosti in iz sistema brezprekinitvenega
napajanja.
Transformator 10,5/0,72 kV/0,4 kV
Transformatorji za transformacijo napetosti z 10,5 kV na 0,69 kV in 0,4 kV za napajanje
razvodov bodo suhe izvedbe. Izbrane velikost in število transformatorjev je določena glede na
pričakovane obremenitve pri različnih režimih obratovanja. V primeru okvare enega
transformatorja bo drugi lahko prevzel breme okvarjenega drugega.
Transformatorji za napajanje glavnih tehnoloških razvodov bodo nameščeni v transformatorskih
prostorih v objektih novega bloka.
6.12 VODENJE BLOKA
SISTEM VODENJA (DCS)
Distribuirani sistem vodenja (DCS) bo zagotavljal varno obratovanje, ustrezno razpoložljivost in
gospodarno obratovanje ter z visoko stopnjo avtomatizacije majhno potrebo po obratovalnem in
vzdrževalnem osebju. Vodenje bloka zajema celotno napravo, vključno s pomožnimi objekti, ki z
glavnim objektom tvorijo tehnološko celoto.
Glavne naloge sistema vodenja so: avtomatski zagon in zaustavitev bloka, avtomatsko
obratovanje, avtomatska sprememba moči, skočno znižanje moči in omejitev moči pri izpadu
agregatov, avtomatski preklop redundantnih agregatov, udeležba v sekundarni regulaciji
frekvenca / moč, vzdrževanje napetostnih razmer z regulacijo napetosti. Uporabljen bo celovit in
uveljavljen sistem vodenja za termoelektrarne, ki bo skladen z mednarodnimi in VGB standardi.
Sistem vodenja glavnega objekta (DCS) sestoji iz sledečih glavnih komponent: avtomatizacijski
sistem, sistem nadzora in posluževanja, sistem vodila (bus), inženirski sistem in sistem
arhiviranja. Redundance v sistemu vodenja se bodo uporabile za dvig razpoložljivosti celotne
naprave. Preko podatkovne izmenjave z intranetom/procesno mrežo TEŠ bo možen dostop do
trenutnih in arhivskih podatkov centralnega sistema vodenja. Krmiljenje »Fail safe« po
mednarodnih standardih bo uporabljeno za gorilnike, kotlovsko in turbinsko zaščito.
Pomožne naprave bloka s samostojnimi lokalnimi krmiljenji bodo preko perifernega
podatkovnega vodila povezane s sistemom vodenja bloka za prenos podatkov lokalnih krmiljenj
v glavni sistem vodenja.
Nadzor in posluževanje celotnega bloka se bo izvajalo preko monitorjev v komandi bloka.
Predvidena so posluževalna mesta za področje kotla, turbine in vodenja bloka. Posluževanje z
lokalnih mest je predvideno samo za določene pogone.
Iz komande bloka bodo posluževane sledeče naprave:
• kotel
• turboagregat
• generator in stikališče
• naprava za čiščenje dimnih plinov
• pomožne naprave odpepeljevanja, odžlindrevanja, transporta premoga, priprava vode,
toplotna postaja in druge
99
PERIFERNA OPREMA
V sitem vodenja DCS bodo spojene naslednje periferne naprave:
• binarni dajalniki (kontaktni dajalniki nivoja, tlaka, pretoka, temperature)
• analogni dajalniki (uporovni termometri in termoelementi, pretvorniki tlaka, pretoka, nivoja,
položaja, analizni instrumenti)
• nastavitveni pogoni (regulacijski, pogoni odprto-zaprto)
Uporabljeni bodo standardni merilni signali, prednostno z »live zero« signalom. Pri vseh
analognih in binarnih signalih se bo uporabila kontrola signala (merilno območje, prekinitev in
kratek stik na kablu, ipd.) in izvedla priprava signala za nadaljnjo uporabo.
Prednostno se bodo uporabili električni nastavitveni pogoni. Obseg regulacijskih in
nastavitvenih pogonov bo prilagojen visoki stopnji avtomatizacije bloka.
Kabliranje do perifernih naprav bo preko perifernih razdelilnikov izvedeno direktno v omare
sistema vodenja. Uporabljeni bodo kabli z zaščitnim oklopom pred elektromagnetnimi motnjami.
Periferne naprave izven glavnega objekta bodo spojene preko prenapetostne zaščite. Povezave
s stikalnimi napravami bodo izvedene preko klasičnega točka-točka ožičenja.
6.13 GRADBENI DEL
Objekti in infrastruktura bloka 6 bodo zgrajeni v območju razširjene industrijske cone TEŠ.
6.13.1 STATIČNA PRESOJA
Pri zasnovi konstrukcij in dimenzioniranju so bili v tej fazi projektiranja upoštevani vsi veljavni
tehnični predpisi in standardi, ki veljajo na ozemlju Republike Slovenije, in naslednje podloge:
• podatki o tehnološki opremi
• teže glavnih komponent tehnološke opreme, dobljene od projektanta strojnega dela
• obstoječa geotehnična poročila o raziskavah tal in pogojih temeljenja objektov v TEŠ (od
UL, LMT - prof. Sovinc, april 1974 do ZRMK, junij 1995 in F. Vidic - GEOTEC, maj 1998),
• projektni seizmični parametri za TEŠ
Pri zasnovi temeljenja so bile upoštevane spreminjajoče se geomehanske karakteristike
temeljnih tal od juga proti severu. Podkleteni objekti južno od tako imenovanega odlomnega
roba bodo temeljeni na dobro nosilni laporni podlagi. Vsi težji elementi opreme in nepodkleteni
objekti južno od odlomnega roba bodo temeljeni na utrjenem gramoznem tamponu, ki bo segal
do globine dobro nosilne laporne podlage. Temeljenje objektov in naprav severno od
odlomnega roba bo zahtevnejše zaradi hitro spreminjajočih se pogojev temeljenja. Te razlike
bodo delno kompenzirane z različno debelino dobro komprimiranega gramoznega nasutja.
Debelina nasutja bo predvidoma od 1,0 m na južni strani do 2,5 m na severni strani
posamičnega objekta. Točno debelino bo določil geomehanik pri izkopu. V primeru, da bi se pri
izkopu pokazali slabši geomehanski pogoji, kot so upoštevani, se lahko izvede bonifikacija
terena npr. z JET GROUTING piloti.
Pri vseh temeljih bo potrebno upoštevati podatke o pričakovanih vertikalnih in horizontalnih
deformacijah temeljnih tal.
100
6.13.2 OPISI OBJEKTOV
6.13.2.1 GLAVNI POGONSKI OBJEKT- GPO
Glavni pogonski objekt - GPO sestavljajo strojnica, bunkerski del in kotlovnica. Lokacija
glavnega pogonskega objekta je predvidena na področju zahodno od obstoječih glavnih
pogonskih objektov blokov 1 do 3 in južno od hladilnega stolpa bloka 4na lokaciji, kjer sta stala
hladilna stolpa blokov 1 in 3, ki ju je bilo potrebno porušiti in odstraniti.
Strojnica - UMA
Strojnica leži na vzhodni strani glavnega pogonskega objekta. Zasnovana je kot
armiranobetonski skelet z jekleno predalčno strešno konstrukcijo. Objekt je konstrukcijsko
deloma samostojen in temeljen na vzhodni strani samostojno, na zahodni strani pa je naslonjen
na glavne stebre bunkerskega dela.
Tlorisne dimenzije objekta bodo 94,50 x 47,00 m in višina nad terenom 37,50 m. Kota
temeljenja je 5,80 m pod terenom.
Na koti +15,00 bo nameščena turbina. Turbinski temelj leži na peresih, ki preprečujejo prenos
vibracij na ostalo konstrukcijo. V strojnici je predviden žerjav nosilnosti 1700 kN.
Streha je izvedena s HI - bond ploščo iz lahkega betona z ustrezno hidroizolacijo in zaščito lete. Fasade so obložene s sendvič trapezno pločevino s potrebno toplotno in protihrupno
izolacijo.
Bunkerski del - UHF
Bunkerski del leži med strojnico in kotlovnico in je konstrukcijsko samostojen objekt, na
katerega se konzolno opirajo elementi konstrukcije strojnice na eni strani in kotlovnice na drugi
strani.
Tlorisna velikost bunkerske zgradbe je 94,50 x 11,00 m, višina nad terenom znaša 67,50 m,
medtem ko je kota temeljenja 8,20 m pod terenom. Objekt je temeljen s kombinacijo točkovnih
in pasovnih temeljev.
Konstrukcijsko gre za armiranobetonski skelet z dvema nizoma stebrov na medsebojni razdalji
6,60 m v vzdolžni smeri. Medetažne konstrukcije so armiranobetonske na kotah -4,00, ±0,00,
+7,50, +11,75, +15,00, +21,50 in +42,00 m.
Kota ±0,00, +7,50 in +11,75 so namenjene za elektro opremo. Na koti +11,75 so tudi sanitarije z
garderobami. Na koti +15,00 je komandni prostor in druge naprave za upravljanje. Komandni
prostor je iz požarnovarnostnih razlogov lociran v severnem (krajnem) delu zgradbe.
Med koto +24,375 in +46,75 so bunkerji za premog. Na koti +20 m so dodelilniki premoga. Kota
+46,75 m je namenjena za transport premoga (polnjenje bunkerjev).
Dostop na posamezne etaže je mogoč po obeh stopniščnih stolpih, ki imata poleg stopnic tudi
potrebno dvigalo.
Streha objekta je ravna armiranobetonska plošča z ustrezno hidroizolacijo in se samostojno
odvodnjava.
101
Kotlovnica - UHA
Kotlovnica je zasnovana kot jeklena konstrukcija. Spodnji del objekta z vmesnimi betonskimi
etažami na kotah +0,0 m, +20,06 m, ima streho na koti +70,50 m. Tlorisne dimenzije spodnjega
dela kotlovnice so 78,90 x 67,90 m. Zgornji del objekta od kote +70,50 do vrha kotla (kota
+126,50 m) pa ima tlorisne dimenzije 54,00 x 46,00 m. V sredini je tako spodnji kakor tudi
zgornji del objekta naslonjen na konstrukcijo kotla, ki prevzame tudi vse horizontalne obtežbe.
Klet kotlovnice je na koti -4.5 m. Služi za razne instalacije, cevovode in dostop do temeljev
mlinov in ventilatorjev. Pod kotlom je naprava za odpepeljevanje. Odvodnjavanje kote -4,5 m je
izvedeno z odprtimi kanali, ki vodijo v tehnološko kanalizacijo.
Kota ±0,00 je v armiranobetonski izvedbi. Tu je nameščenih 8 mlinov za premog in ventilatorji
za svež zrak. Temelji mlinov so na peresih, ki preprečujejo prenos vibracij na ostalo betonsko
konstrukcijo.
Streha na koti +70,50 m je prekrita s HI – bond ploščo iz lahkega betona z ustrezno
hidroizolacijo in zaščito le-te. Odvodnjavanje strehe kotla in strehe kotlovnice se izvede z
odtočnimi cevmi ob glavnih stebrih konstrukcije kotla.
Zunanje stene so obložene s »sendvič« trapezno pločevino. Zunanje stene od kote ±0,00 do
kote +15,00 morajo poleg toplotne izolacije omogočati tudi zaščito proti hrupu, ki ga na koti
±0,00 povzročajo mlini.
Poleg lokalnih stopnišč med posameznimi etažami je dostop na posamezne etaže in sam kotel
mogoč po dveh stopniščnih stolpih. Prvi ima višino 57,6 m in služi samo za komunikacijo v
kotlovnici in bunkerskem delu, drugi pa ima višino 135,9 m in služi za dostop na posamezne
podeste kotla.
Elektrofiltri - UHQ
Elektrofiltra sta predvidena med glavnim pogonskim objektom in napravo za razžveplanje.
Jeklena nosilna konstrukcija elektrofiltrov je del opreme in je računana na potres. Temelji so
točkovni in so med seboj povezani s temeljnimi gredami.
Iz elektrofiltrov vodita dimovodna kanala v objekt za razžveplanje. Podporna konstrukcija
dimovodnih kanalov je jeklena na armiranobetonskih temeljih.
Na elektrofiltrskem platoju se v pokritem in zaprtem prostoru dimenzij 15,0 x 62,58 x 11,0 m
nahajajo še ventilatorji vleka. Ventilatorji za recirkulacijo dimnih plinov se nahajajo na koti +27 m
v objektu kotlovnice. Ventilatorji vleka so temeljeni na peresih (vzmeteh). Nosilna konstrukcija
zaprtega prostora ventilatorjev je jeklena. Strešni nosilci so na eni strani naslonjeni na jekleno
nosilno konstrukcijo elektrofiltrov, na drugi strani pa na nosilno konstrukcijo objekta razžveplalne
naprave. Zaprti prostor s sendvič trapezno fasadno oblogo zagotavlja ustrezno zaščito pred
hrupom.
Razžveplalna naprava - UVG
Glavna procesna zgradba je tlorisnih dimenzij 33 x 36 m. Na južni strani se nahaja še stopniščni
stolp z dvigalnim jaškom tlorisnih dimenzij cca. 6 x 6,5 m. Višine zgradbe so različne. Del
zgradbe ima streho na koti +18,30 m, drug del pa na koti cca. +48,70 m. Stopniščni stolp ima
streho na koti cca. +50,00m. Vsi stebri so temeljeni členkasto na koti -0,85 m.
Nosilno jekleno konstrukcijo tvorijo prečni okvirji in vertikalna zavetrovanja. Za potrebe
tehnologije so na različnih višinah izvedene etaže. Razpored posameznih elementov je razviden
102
iz statičnega izračuna. Za okvirje so uporabljeni vroče valjani IPE in HEA profili različnih
dimenzij, za zavetrovanje pa so uporabljene kvadratne cevi različnih dimenzij. Elementi se med
seboj vijačijo. Priključki na temelje so členkasti.
Na severnem delu glavne procesne zgradbe se nahaja AB stopniščni stolp v katerem sta na koti
+1,20 m prostora za transformatorja, na koti +7,00 m je prostor za garderobo, na koti +9,80 m je
prostor za sanitarije, na koti +12,00 pa je predviden prostor za komandno kabino v času
zagonskih poizkusov.
Temeljna plošča pralnika je v osnovi debeline 1,65 m. Dno plošče je na koti -2,50 m, kota
sidranja jeklene konstrukcije procesne zgradbe pa je na - 0,85 m. V točkah A5, B5, A4 in B4 bo
potrebno lokalno odebeliti ploščo za 45 cm, tlorisno pod stebri 2,0 x 2,0 m, zaradi bistvenega
odstopanja velikosti tlačnih sil glede na ostale stebre. Podstavek pod pralnikom in ostalimi
rezervoarji je debeline 2,60 m.
Kompresorska postaja
Kompresorska postaja je sestavni del objektov za razžveplanje dimnih plinov bloka 6. Locirana
je ob elektrofiltrih in je namenjena postavitvi petih kompresorjev. Tlorisne dimenzije objekta so
23.1 x 8.2 m in višina 11 m.
Konstrukcijsko je objekt predviden v armiranobetonski izvedbi, predvsem zaradi zahtev zvočne
zaščite. V objektu bo tudi mostno dvigalo nosilnosti 30 kN. Glavno konstrukcijo predstavljajo
strešna plošča na strešnih nosilcih, stene in pasovni temelji. Kompresorji so temeljeni ločeno na
svojih temeljih.
6.13.2.2 SILOSI
Silos sadre - UVH
V tlorisu je objekt silosa sadre zasnovan kot cilinder zunanjega premera 19,20 m. Cilindru je
tlorisno dodan še pravokotnik za potrebe stopnišča in je dimenzij 5,60 x 5,95 m. Na višini
+33,00 se cilinder spremeni v pravokotnik dimenzij 19,20 x 24,20 m.
Višinsko je objekt razdeljen na štiri nivoje. Najnižji del objekta je na višinski koti -1,85 m in
najvišji del objekta je na koti +44,05 m. Objekt je do kote +33,00 izveden kot monoliten AB
objekt, Nad to koto je zadnja etaža izvedena iz jeklenih profilov in obložena z pločevinastimi
sendvič paneli.
Silos elektrofilterskega pepela - UET02
V tlorisu je objekt silosa žlindre zasnovan kot cilinder zunanjega premera 12,50 m. Cilindru je
tlorisno dodan še pravokotnik za potrebe stopnišča in je dimenzij 5,80 x 2,90 m. Do višine
+25,80 je objekt izveden kot monoliten armirano betonski, do višine 53,30 pa je objekt
predviden v jekleni izvedbi.
Višinsko je objekt razdeljen na štiri nivoje. Najnižji del objekta je na višinski koti -1,85 m, najvišji
del objekta pa na koti + 53,30 m.
Silos žlindre - UET01
V tlorisu je objekt silosa žlindre zasnovan kot cilinder zunanjega premera 9,90 m. Cilindru je
tlorisno dodan še pravokotnik za potrebe dodatnega prostora in je dimenzij 5,10 x 3,65 m. Do
višine +12,50 je objekt izveden kot monoliten armirano betonski, do višine 27,00 je objekt
predviden v jekleni izvedbi.
103
Višinsko je objekt razdeljen na štiri nivoje. Najnižji del objekta je na višinski koti -1,85 m, najvišji
del objekta pa na koti +27,78 m.
6.13.2.3 OBJEKTI ZA TRANSPORT PREMOGA
Transport premoga se izvaja po obstoječem poševnem transportnem mostu. Kot novogradnja je
predviden nov poševni transportni most 6 UED 02, ki poteka od spodnje presipne postaje 6
UED 01 do kotne presipne postaje 6 UED 03. Od kotne presipne postaje je predviden most v
novi bunkerski del, ki bo oprt še na vzdolžno steno strojnice.
Spodnja presipna postaja - 6 UED 01
Tlorisna oblika objekta je pravokotna 15,1 x 14,0 m (osni razmak). Primarna nosilna konstrukcija
je okvirna v obeh smereh in sicer stebri podpirajo etaže na kotah +3,08 m, +9,08 m, +11,88 m in
+17,88 m. V pritličju so med stebri okvirjev izvedene armiranobetonske stene, ki služijo kot
vertikalno povezje in hkrati zagotavljajo povečano togost višine prve etaže, na katero se
priključujeta oba transportna mostova. Priključki glavnih sekundarnih nosilcev tehnološke
opreme pa so predvideni členkasti. Stebri in nosilci so predvideni iz vročevaljanih I profilov (IPE,
HEA), strešne lege in diagonale zavetrovanj pa so predvidene iz profilov škatlastega preseka
(kvadratna cev). Nosilno konstrukcijo etaže na koti +3,08 m predstavlja armiranobetonska
plošča višine 15 cm, ki je zabetonirana na HI-BOND pločevini t = 8mm. Plošča je podprta z
jeklenimi profili, ki potekajo v medsebojnih razmakih manjših od 2,00 m. Jeklena konstrukcija je
prekrita s strešno in fasadno izolacijsko oblogo Streha je izvedena kot dvokapnica z nagibom
cca. 8°. Za kritino strehe in fasadne obloge so predvideni sendvič izolacijski paneli. Objekt je
temeljen plitvo preko sistema pasovnih temeljev, ki so na koti 0,00 povezani s temeljno ploščo.
Med osema A in B pod objektom poteka armiranobetonska kineta, ki je integrirana v temeljno
konstrukcijo. Objekt je temeljen na koti cca. -2,00 m.
Poševni transportni most - 6 UED 02
Most 6UED02 povezuje presipni postaji 6UED01 in 6UED03. Začetek mosta je na višini 4,70 m,
konča pa se na višini 36,30 m. Horizontalna dolžina med skrajnima točkama je cca. 106,8 m.
Most je razdeljen na štiri sekcije. Horizontalna dolžina sekcij je cca. 26 m. Sekcije so z jeklenimi
podporami podprte na betonske temelje. Osna širina mosta je 4,7 m, svetla višina mosta pa
cca. 2,2 m.
Kotna presipna postaja - 6 UED 03
Presipna postaja UED03 je namenjena namestitvi opreme za izvedbo spremembe smeri
transporta. Na njo se opirata mosta UED02 in UED04. Spodnji del do višine +34,0 m je izveden
kot betonska konstrukcija tlorisnih dimenzij 5,00 x 5,00 m. Nad to koto je zaprta jeklena
konstrukcija – nadstrešnica, ki ščiti opremo pred vplivi okolja. Konstrukcija nadstreška se izvede
iz jeklenih profilov. Tlorisna dimenzija nadstreška je 12,0 x 12,0 m in višina 10,0 m. Skupna
višina presipne postaje je 44,00 m nad terenom.
Poševni transportni most - 6 UED 04
Most 6UED04 povezuje presipno postajo 6UED03 in vrh bunkerja rovnega premoga 6UHF.
Začetek mosta je na višini 35,85 m. Konča se na višini 46,0 m. Horizontalna dolžina med
skrajnima točkama je cca. 58,56 m. Most je razdeljen na dve sekciji. Horizontalna dolžina prve
sekcije je cca. 13,56 m in premošča razdaljo med presipno postajo 6UED04 in nosilnim okvirjem
strojnice, kjer je temeljena vmesna podpora. Druga sekcija dolžine cca. 45,0 m pa od podpore
sega do bunkerskega dela. Osna širina mosta je 4,9 m, svetla višina mosta pa cca. 2,2 m.
104
6.13.2.4 TRANSPORT ŽLINDRE – UEU01 IN TRANSPORT PRODUKTA-UEU02
Transport žlindre in produkta se izvaja z cevnimi transportnimi trakovi do obstoječe vmesne
deponije. Nosilno konstrukcijo tvorijo jekleni predalčni nosilci in stebri na armirano betonskih
točkovnih temeljih.
6.13.2.5 TRANSFORMATORSKI PLATO IN STIKALIŠČE
Transformatorski plato - 6UBF
Transformatorski plato zavzema prostor na južni strani glavnega pogonskega objekta,
neposredno pred strojnico. Tu so postavljeni štirje transformatorji: blokovni transformator 400/21
kV, 710 MVA, dva transformatorja lastne porabe 21/10,5 kV, 70/40/45 MVA in rezervni
transformator 115/10,5 kV, 40 MVA.
Temelji transformatorjev so armiranobetonski, v zgornjem delu zgrajeni kot lovilna skleda.
Odvodnjavanje poteka preko oljne jame (oljnega separatorja) kapacitete 100m3, ki je locirana na
zahodni strani temeljev. Med transformatorji je predvidena požarna stena (F 90) višine cca.
8.0m.
Med transformatorskim platojem in 400 kV GIS stikališčem je predvidena pokrita kabelska
kineta notranjih dimenzij 0,90 x 1,5 m oz 1,70 x 2,0 m. Montažni pokrovi kinete bodo
dimenzionirani na težko prometno obtežbo.
Stikališče - UAA
V sklopu izvedbe celotnega objekta bloka 6 TEŠ bo zgrajen objekt GIS stikališča ob obstoječem
400 kV stikališču bloka 5. Objekt stikališča je v tlorisnem smislu pravokotnik dimenzij 18,20 x
12,40 m. Višinsko je objekt razdeljen na dve etaži; klet in pritličje. Najnižji del objekta je na
višinski koti -3,75 m in najvišji del objekta je na koti +11,33 m.
Klet objekta je izvedena iz monolitnega armiranega betona, pritlični del je izveden kot jekleni
skelet in obložen v višini 3,0 m z AB sendvič paneli, pritrjenimi na jekleno nosilno konstrukcijo.
GIS stikališče bo sestavljeno iz 400 kV GIS polja, preko katerega bo blok 6 priključen na 400 kV
daljnovod TEŠ – Podlog, in štirih 220 kV GIS polj. Dve 220 kV transformatorski polji bosta
namenjeni za priključitev blokov 4 in 5, eno daljnovodno polje za priključitev 220 kV daljnovoda
TEŠ – Podlog ter eno merilno polje. Vsi elementi 400 kV in 220 kV GIS stikališča bodo tipske
izvedbe z enakimi tehničnimi karakteristikami, kot se običajno uporabljajo v 400 kV in 220 kV
prenosnem omrežju Slovenije.
Kabel med blok transformatorjem bloka 6 ter 400 kV GIS poljem bo položen na dno kabelske
kinete, prav tako bo s kablom izvedena povezava med 400 kV GIS poljem ter obstoječim
portalom 400 kV daljnovoda. Z 220 kV kabli v kabelski kineti bodo izvedene tudi vse kabelske
povezave med blok transformatorji blokov 4 in 5 in 220 kV GIS stikališčem ter med 220 kV
daljnovodom in 220 kV GIS stikališčem. Povezava med rezervnim transformatorjem in
obstoječim 110 kV GIS stikališčem se bo izvedla s 110 kV kablom, ki bo deloma položen v kineti
skupaj s 400 kV kablom, deloma pa po kabelskih policah na opornem zidu.
V pritličju GIS stikališča bodo poleg stikalnih polj nameščene omare lokalnega vodenja in
zaščite.
105
6.13.2.6 OBJEKTI ZA PRIPRAVO VODE
Črpališče surove vode - UGA
Objekt leži ob cesti Velenje-Šoštanj, ob uvozu v kompleks TEŠ. Navezuje se na obstoječe
črpališče preko katerega je speljan tudi dotok vode. Objekt dovaja vodo v sistem za pripravo
hladilne vode (v dekarbonatizacijo).
Tlorisne dimenzije objekta so približno 14,0 x 8,0 m. Objekt je zasnovan kot AB skelet nad
terenom. Stebri so monolitni AB dimenzij 30/30 cm, med seboj povezani s horizontalnimi AB
vezmi. Streha je izvedena kot ravna AB plošča debeline 20 cm. Pod terenom sega objekt v
globino približno 5,0 m, kjer je zasnova AB. Debeline sten so 40 cm. Objekt je temeljen na
utrjeni tamponski blazini debeline 1,0 m.
Fasada je toplotno izolirana in ometana z mineralnim ometom. Streha objekta je ravna z
minimalnim naklonom, toplotno izolirana ter krita z varjeno hidroizolacijsko folijo.
Objekt dekarbonatizacije - UGB
Objekt stoji severno od obstoječe dekarbonatizacije. Zasnovan je kot AB konstrukcija, ki je z
dilatacijo ločena na dva dela. V tlorisu je objekt zasnovan v obliki črke L tlorisnih dimenzij 12,00
x 16,25 m vzhodni trakt in 23,15 x 11,80 zahodni trakt - Maksimalna višina objekta je na relativni
koti +10,30 m, Glavno nosilno konstrukcijo predstavljajo stene, ki so s ploščami povezane z
notranjimi stebri in nosilci. Debeline sten nad površjem so 20 cm, pod nivojem terena pa 30 in
40 cm. Debelina temeljne plošče znaša 40 in 50 cm.
Konstrukcija je sestavljena iz dveh ločenih delov:
• večji del ima pod nivojem terena bazen dekarbonatizirane vode
• manjši del ima pod nivojem terena črpalke in kompresorsko postajo
Večji del fasade je toplotno izoliran in ometan z mineralnim ometom. Streha objekta je ravna z
minimalnim naklonom, toplotno izolirana in krita z varjeno hidroizolacijsko folijo.
Reaktor - UGL in usedalnik - UGP
Reaktor in usedalnik ležita ob cesti Velenje-Šoštanj ob severnem delu kompleksa TEŠ. V
usedalniku se mehansko očistijo odpadne vode, ki se nato vodijo v reaktor kot surova voda, v
katerem se vrši proces dekarbonatizacije.
Reaktor bo v obliki okroglega bazena, pokrit z jekleno konstrukcijo. Premer reaktorja bo znašal
25 m. Objekt je temeljen na gramozni blazini debeline približno 1,5 m (v primeru, da se izkaže,
da je nosilnost terena slabša od 100 kN/m2 je potrebno teren dodatno utrditi). Streha je
izvedena iz trapezne pločevine.
Reaktor:
- v tlorisu je objekt zasnovan cilinder dimenzij diametra 28,40 m
- maksimalna višina objekta je na relativni koti +12,30 m
Usedalnik
- v tlorisu je objekt zasnovan cilinder dimenzij diametra 17,70 m
- maksimalna višina objekta je na relativni koti +12,30 m
106
6.13.2.7 HLADILNI STOLP - URA
Hladilni stolp je tehnološko–funkcionalna enota, ki je v gradbenem smislu sestavljena iz dveh
ločenih konstrukcijskih sistemov: lupine ali plašča in pršišča.
Plašč hladilnega stolpa je monolitna armiranobetonska lupina, v obliki hiperboloida. Skupna
višina hladilnega stolpa je 162 m, pri čemer je spodnji del, ki je predviden iz poševnih armiranobetonskih stebrov, višine 9,7 m, zgornji del pa je prava lupina hladilnega stolpa. Stebri plašča so
predvideni v armirano-betonski montažni izvedbi. Spodaj so vpeti v AB krožni temeljni venec, na
zgornjem delu pa vpeti v začetni – spodnji – ojačani del lupine.
Temeljenje se izvede na vezno gredo pilotov Benoto Ø118 na koti 361,80.
Hladilni stolp ima predvideno tudi ustrezno signalizacijo za letalski promet ter strelovodno in
ozemljitveno instalacijo.
Pršišče hladilnega stolpa tvorijo armirano betonske konstrukcije (monolitne ali montažne), piloti
in tehnološka oprema, ki služi za razdelitev vode in njeno hlajenje . Temeljenje vertikalnih
podpornih stebrov, podpornih »A« okvirjev za radialne razdelilne kanale tople vode vertikalnega
dovodnega jaška je predvideno na »Benoto« pilotih Ø118, ki so pod dnom bazena povezani z
armirano-betonskimi vezmi.
Tehnološko opremo na pršišču predstavljajo: lovilci kapljic, sistem za distribucijo tople vode in
PVC polnila za izmenjavo toplote.
Lovilni bazen ohlajene vode je predviden iz vodotesnega armiranega betona MB40. Ustrezne
dilatacije bodo izvedene z dilatacijskimi vložki tipa »FRANK«. Tako bo dosežena stalna
vodotesnost bazena.
Iz naprave za razžveplanje dimnih plinov se v hladilni stolp vodi dimovodni kanal, ki je podprt na
podpori v plašču hladilnega stolpa in na centralnem nosilcu stolpa. Kanal je izdelan iz armirane
plastike.
6.13.2.8 OBJEKTI ZA SKLADIŠČENJE AMONIAKA
Skladišče raztopine amoniaka - UTKO1 do UTKO4
Skladišče je zasnovano za dovoz vodne raztopine amoniaka z železniškimi cisternami in
avtocisternami. Lokacija skladišča je predvidena na vzhodni strani elektrarne severno od
razžveplalne naprave bloka 5. Najpomembnejši postroji v okviru skladišča so:
• vagonsko pretakališče - UTK01
• kamionsko pretakališče - UTK02
• črpališče - UTK03
• nadzemni rezervoar za skladiščenje raztopine amoniaka - UTK04
• podzemni drenažni rezervoar za izpraznitev posameznih delov postrojenj
Transportne poti v skladišču so zasnovane tako, da železniška lokomotiva pripelje vlakovno
kompozicijo na območje elektrarne, nadaljnja manipulacija pa se bo izvajala z lokalno
premikalko. Za manipulacijo je predvidena uporaba dveh obstoječih železniških tirov. Prvi, ki
poteka ob hladilnem stolpu bloka 5, je namenjen za odstavljanje polnih vagonov. Drugi, ki
poteka severno od bloka 5, pa za odstavljanje praznih vagonov.
107
Črpališče raztopine amoniaka - UTK 03
Črpališče se bo nahajalo severno od razžveplovalne naprave BLOKA 5 in južno od glavne
prekladalne postaje transporta premoga. Objekt črpališča raztopine amonijaka je klasičen objekt
pravokotne tlorisne oblike tlorisnih dimenzij 10,00 x 10,00 m. Ima samo eno etažo, za 1,50 m
pogreznjeno v teren. Najvišja točka objekta je na koti + 5,40 m.
Rezervoar raztopine amoniaka - UTK 04
Rezervoar raztopine amoniaka je jekleni rezervoar z dvojnim tankom. Sam rezervoar je položen
na armirano betonsko temeljno ploščo. Zunanje dimenzije rezervoarja so: premer 6,50 m in
višina 11,00 m.
108
7. ZAGOTAVLJANJE SUROVIN IN ENERGIJE
7.1 OSKRBA S SUROVINAMI
7.1.1 PREMOG
Za blok 6 je predvidena uporaba premoga iz Premogovnika Velenje. Premogovnik Velenje se je
zavezal do leta 2020 izkopavati okrog 4.000.000 t letno (v tej količini je zavzeta tudi potencialna
količina premoga, potrebna za obratovanje bloka 5), nato se načrtovani izkop premoga znižuje
in od leta 2040 dalje znaša okrog 2.000.000 t letno. Predvidena cena premoga je uporabljena
na podlagi tripartitne pogodbe, sklenjene med HSE, TEŠ in Premogovnikom Velenje. Po tej
pogodbe se je Premogovnik Velenje zavezal, da bo cena premoga leta 2015 2,25 EUR/GJ.
Premogovnik Velenje se je z dopisom z dne 29.1.2009 zavezal, da bo navedena cena (2,25
EUR/GJ) dosežena pri povprečni kurilni vrednosti 10,47 MJ/kg.
Slika 7.1: Bilanca premoga do leta 2054
4500
4000
Količina premoga (000 ton)
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
53
20
51
20
49
20
47
45
20
43
20
41
20
39
20
20
37
20
35
20
33
20
31
20
29
27
20
25
20
23
20
21
20
20
19
20
17
20
15
20
13
20
20
11
0
Leto
Dinamika proizvodnje premoga prikazana v sliki 7.1 je na pogled nenavadna, vendar pa smo pri
proizvodnji premoga in obratovanju nadomestnega bloka 6 TEŠ upoštevali naslednje cilje,
zapisane v dokumentih:
•
•
•
politika prehoda v nizkoogljično družbo po letu 2050
zapiranje Premogovnika Velenje brez posebnega zakona in finančnih subvencij
obratovanje nadomestnega bloka 6 TEŠ v režimu polne moči
Sredi prihodnjega desetletja se bo začela proizvodnja premoga v Premogovniku Velenje
zniževati in se pospešeno znižuje do leta 2041, potem pa ostaja na nivoju 2 mio ton do konca
obratovanja nadomestnega bloka 6 TEŠ. S tem bomo prispevali tudi k uresničevanju ciljev
prehoda v nizkoogljično družbo. Morda bo ta prehod zaradi projekta lahko hitrejši, če bo v
naslednjih dvajsetih letih tehnologija zajema in skladiščenja CO 2 napredovala in bo njena
uporaba tudi komercialno zanimiva. Seveda pa je tudi tu treba poudariti, da prehod v
109
nizkoogljično družbo ne bo mogoč samo z ukrepi na področju proizvodnje električne energije iz
fosilnih goriv, saj večina emisij nastaja na drugih področjih.
Prednost nadomestnega bloka 6 TEŠ je, da že danes začrtamo postopno prenehanje
premogovništva v Šaleški dolini. Dinamika proizvodnje omogoča, da v zadnjih desetih letih
premogovnik posluje na vzdržnem minimumu in lahko temu prilagodi tako kadrovsko strukturo
kot tudi obseg investicij. Trend zmanjševanja obsega jamskih prostorov in avtomatizacija
delovnih procesov ne bosta prispevala zgolj k vzdrževanju dogovorjene cene energenta,
temveč bosta tudi olajšala zapiranje premogovnika. Verjetno bo potrebno v zadnjem desetletju
poslovanja Premogovnik Velenje združiti s TEŠ in tako omogočiti zapiranje premogovne jame
brez posebnega zakona, kot je bil to na primeru Zasavja. Do sedaj je zapiranje RTH
davkoplačevalce stalo (po Zakonih od leta 2000 do danes) okoli 160.000.000 EUR. To je brez
dvoma velika primerjalna prednost tega projekta. Šoštanjska energetska lokacija bo ostala tudi
po letu 2050, danes pa si ne upamo napovedovati, kakšna bo vrsta proizvodnje in iz katerega
energenta bo.
V tem programu začrtana dinamika proizvodnje premoga določa tudi obratovalni režim
nadomestnega bloka 6 TEŠ. Z znižanjem proizvodnje premoga bomo v Šoštanju kljub temu
zagotavljali obratovanje na polni moči zaradi doseganja visokih izkoristkov, znižalo pa se bo
število ur obratovanja.
Karakteristični podatki za lignit so naslednji:
podatek
Vlaga:
Pepel:
Gorljivo:
Žveplo:
Kurilna vrednost:
enota
%
%
%
%
MJ/kg
garancija
37,5
16,7
45,8
1,41
10,47
pas
35,8 - 40,7
13,0 - 20,3
41,5 - 48,9
1,1 - 1,6
9,4 - 11,5
7.1.1.1 RAZPOLOŽLJIVE ZALOGE PREMOGA V PREMOGOVNIKU VELENJE
Elaborati o zalogah se v Premogovniku Velenje izdelujejo že od leta 1960 naprej. V njih se na
osnovi obstoječih in na novo pridobljenih podatkov vsakič znova preračunavajo razpoložljive
količine zalog. Te podatke Premogovnik Velenje vsako leto dostavi republiški Komisiji za
ugotavljanje zalog in virov mineralnih surovin, ki deluje v sklopu Ministrstva za gospodarstvo,
pristojnega za rudarstvo. Način izdelave elaboratov je natančno predpisan v Pravilniku o
klasifikaciji in kategorizaciji zalog in virov mineralnih surovin.
Po podatkih, navedenih v dokumentu „Planiranje proizvodnje in kvalitete premoga za oskrbo
bloka 6 (začetno stanje 1.1.2011)“ (Velenje, 26.11.2010), velja izpostaviti naslednje:
a)
Razvojni načrt Premogovnika Velenje za obdobje 2010 - 2027 je v celoti usklajen z
NIP 3 9 (predpostavke v NIP 4 so skoraj identične, kot v NIP 3), kjer je predvideno
postopno zniževanje proizvodnje, kar omogoča optimalno prilagajanje z vidika
odkopne fronte, delovnih procesov, števila in dolžine jamskih prog in objektov ter
števila zaposlenih. Po tem načrtu se predvideva proizvodnja premoga do leta 2020 v
višini cca. 4,0 mio ton/leto (od tega 3,0 mio ton na leto blok 6), po tem se
proizvodnja postopoma znižuje in v letu 2027 znaša cca. 3,2 mio ton/leto , v letu
2040 pa doseže cca. 2,0 mio ton/leto vse do konca eksploatacije (glej slika 7.3).
b)
Glede na podatke podane v dokumentu „Napoved fizikalno-mehanskih parametrov
in kurilne vrednosti lignita do leta 2028“ (elaborat 02/07-HGS, Velenje, februar 2007)
je mogoče ugotoviti, da je bil leta 2010 dokončan nov koncept dinamike
odkopavanja (elaborat „Koncept razvoja jam Premogovnika Velenje“, številka
9
„Postavitev bloka 6 moči 600 MW v TE Šoštanj-Noveliran investicijski program rev. 3“ (Šoštanj, oktober 2009)
110
c)
elaborata ŠK 001/10, Velenje, 6.5.2010), kjer je pri dinamiki odkopavanja
upoštevano obratovanje bloka 6 v TEŠ. Za zagotavljanje potrebne proizvodnje je
predvideno istočasno obratovanje le dveh odkopov širine preko 200 metrov.
Iz „Potrdila o stanju zalog in virov mineralne surovine“, ki ga je izdalo Ministrstvo za
gospodarstvo, Direktorat za energijo (številka: 3611-3/2010-2, datum: 31.3.2010)
izhaja, da so bile zaloge premoga v Premogovniku Velenje na dan 31.12.2008
naslednje:
Tabela 7.1: Podatki o zalogah v Premogovniku Velenje na dan 31.12.2008
Kategorija zalog
A
B
C1
A+B+C1
VIRI C2
BILANČNE
7.729.050
163.270.950
171.000.000
POGOJNO
BILANČNE
-
ZALOGE (ton)
IZVENBILANČNE
209.000.000
209.000.000
SKUPAJ
ODKOPNE
7.729.050
372.270.950
380.000.000
6.529.000
125.141.000
131.670.000
Vir: Potrdilo o stanju zalog in virov mineralne surovine, Ministrstvo za gospodarstvo, Direktorat za
energijo, 31. marec, 2010
Zaloge A, B in C1 se ugotavljajo s podrobnimi geološkimi raziskavami. Razlikujejo se v odvisnosti od
stopnje raziskanosti in poznavanja kakovosti mineralne surovine v ugotovljene zaloge kategorije Adokazane zaloge, B-raziskane zaloge in C(1)-premalo raziskane zaloge (Pravilnik o klasifikaciji in
kategorizaciji zalog in virov mineralnih surovin, UL RS št. 36/2006, 6.4.2006)
d)
Pri tem je predvidena povprečna kurilnost premoga 10,47 MJ/kg (to je skladno s
podatki, navedenimi v elaboratu 02/07-HGS „Napoved fizikalno-mehanskih
parametrov in kurilne vrednosti lignita do leta 2028“ - glej točko e) v poglavju Kurilna
vrednost premoga v Premogovniku Velenje), delež vlage 35,23 %, pepela 15,87 %,
delež žvepla (skupno) 1,39 % (od tega predstavlja gorljivi del 0,91 % in negorljiv del
0,48 %).
e)
Če upoštevamo, da so odkopne zaloge dne 31.12.2008 znašale 131.670.000 ton,
lahko ugotovimo naslednje:
i.
ii.
iii.
Upoštevajoč, da je proizvodnja premoga na Premogovniku Velenje v letih 2009
in 2010 znašala cca. 4,0 mio ton/leto, je mogoče sklepati, da so odkopne zaloge
konec leta 2010 znašale cca. 123.000.000 ton.
V zvezi z ugotovitvami iz prejšnje točke velja omeniti tudi dokument „Revizija
zalog premoga v Premogovniku Velenje na osnovi konceptualnih rešitev do
zaključka odkopavanja velenjskega odkopnega polja“ (Univerza v LjubljaniNaravoslovno-tehniška fakulteta v Ljubljani, januar 2009). V zaključku tega
dokumenta na strani 22 se navaja: „Po potrjenih konceptih je mogoče iz jam
Premogovnika Velenje pridobiti približno 75 milijonov ton premoga. Iz „vezanih
zalog“ pa bo po obstoječem načinu odkopavanja pridobljenih še približno 49
milijonov ton premoga. Skupaj se torej lahko iz velenjskega dela Premogovnika
Velenje pridobi približno 124 milijonov ton premoga. Pri izračunih zalog
premoga Premogovnika Velenje do konca eksploatacije velenjskega odkopnega
polja je bilo kot izhodišče upoštevano stanje zalog na dan 31.12.2008. Ne
smemo pozabiti tudi dejstva, da je v Šaleški dolini v tako imenovanem
šoštanjskem delu nahajališča še približno 90 milijonov ton premoga, od
katerega bi ga lahko po ocenah izkopali še približno 60 milijonov ton.
Izkoriščanju tega premoga se je Premogovnik Velenje začasno odpovedal. Ob
uporabi konvencionalnih metod odkopavanja in zahtevi po odkopavanju brez
posedanja površine izkoriščanje tega premoga ekonomsko ne bi bilo
upravičeno …“
Če upoštevamo predvideni režim obratovanja bloka 6 v njegovi življenjski dobi
se ocenjuje, da bo treba zagotoviti približno 95.000.000 ton premoga. Pri tem je
v obdobju do leta 2027 predvideno, da bo blok 5 v hladni rezervi z maksimalno
proizvodnjo cca. 1.055 GWh, kar v skrajnem primeru pomeni, da bi bilo za
111
iv.
potrebe B5 treba zagotoviti še cca. 17 mio ton. Iz navedenih podatkov je jasno,
da razpoložljive odkopne zaloge v Premogovniku Velenje zadoščajo za
normalno obratovanje bloka 5 in (zlasti) bloka 6 v TEŠ v predvideni življenjski
dobi.
Kot ilustracija zadostnosti zalog premoga do leta 2054 oziroma do konca
življenjske dobe bloka 6 so podrobnosti, navedene v naslednji sliki. Pri tem je
treba upoštevati, da gre za približne ocene o letnih proizvodnjah, kot tudi to, da
je upoštevano maksimalno obratovanje bloka 5 do leta 2027 v višini do največ
1.055 GWh/leto. Posledično bi bile preostale količine premoga ob koncu
življenjske dobe še večje.
Slika 7.2: Shematski prikaz obratovanja blokov v TEŠ in porabe premoga oziroma stanja zalog
v Premogovniku Velenje
Ob tem velja izpostaviti še naslednje:
Zaradi postavljenih dvomov v zvezi s količino, ceno in (zlasti) kurilno vrednostjo premoga v
odkopnih zalogah je na zahtevo nadzornega sveta družbe HSE d.o.o. opravljena študija
podjetja DMT IMC Montan Consulting iz Nemčije, ki je opravilo neodvisno verifikacijo podatkov
v zvezi s količino, predvideno ceno in kvaliteto premoga v odkopnih zalogah Premogovnika
Velenje in ugotovitve katerega so naslednje:
•
•
•
odkopne zaloge znašajo konec leta 2010 124.000.000 t z bilančnimi rezervami v višini
162.000.000 t in so v skladu z načrtovano proizvodnjo 123.000.000 t od leta 2011 do
leta 2054, pri čemer obstaja možnost še nadaljnjega zmanjšanja odkopnih izgub in
posledično povečanja odkopnih zalog
natančno načrtovanje odkopa napovedane kakovosti premoga in stalni nadzor ter
spremljanje zagotavljajo enako stopnjo kurilne vrednosti tudi pri prihodnji proizvodnji
premoga za mnogo let vnaprej
proizvodni stroški ne kažejo posebnih razlik v primerjavi s podobnimi podzemnimi
eksploatacijami premoga po svetu in obstaja dovolj dokazov, ki kažejo na to, da PV
lahko doseže načrtovano ceno premoga na gigajoul (GJ) energije
Zaključki te študije so potrdili zagotovila Premogovnika Velenje glede količin, kurilne vrednosti in
možnosti doseganje ciljne cene premoga.
112
7.1.1.2 KURILNA VREDNOST PREMOGA V PREMOGOVNIKU VELENJE
Po podatkih navedenih v elaboratu 02/07-HGS „Napoved fizikalno-mehanskih parametrov in
kurilne vrednosti lignita do leta 2028“ (Velenje, februar 2007), velja izpostaviti naslednje:
a.
b.
c.
d.
e.
f.
Napoved kvalitete premoga in ostalih fizikalno-mehanskih in kemijskih parametrov
za odkopavanje v obdobju 2007 do 2028 je izdelana na osnovi dolgoročnih
konceptov odkopavanja „Koncept odkopavanja jame Pesje od k. -40 do dna kadunje
ter stebra CD“ (št. elaborata TK001/06) in „Dopolnitev koncepta odkopavanja
severozahodnega in centralnega dela jame Preloge“ (št. pr.: RP-183/2000 ML).
Vrednosti posameznih parametrov se določajo z mrežo simetričnih točk na
posameznem odkopu in utežnega razmerja po postopku „Klasifikacija ležišča
premoga glede na kurilno vrednost in geomehanske lastnosti hribin“. Vhodni podatki
za obdelavo so bili pripravljeni na osnovi geološke baze podatkov in verificiranih
geoloških profilov: kota krovnine, kota meje kvalitete 7,5 MJ/kg in kota površine.
Odstopanja so možna v območjih večjih geoloških anomalij in obrobnih pogojev. Ta
območja se dodatno raziščejo pred odkopavanjem.
Fizikalno-mehanski in kemični parametri za posamezne odkope, predele jam, kot
tudi za Premogovnik Velenje kot celoto so izračunani po geometrični metodi, kar
pomeni na osnovi utežnega razmerja, ki je podano v odvisnosti od predvidene
proizvodnje za posamezne odkopne plošče, kjer so odkopne izgube že upoštevane.
Po omenjenem planu in za obravnavano obdobje je predvideno, da se največji delež
proizvodnje zagotovi iz jame Pesje (cca. 68,23 %), temu bi sledil predel PrelogeSever (14,8 %), Preloge-CD (cca. 12,7 %) in najmanj iz predela Preloge-Jug (cca.
9,19 %).
Predvideno je, da se bo iz jame Pesje pridobil premog s povprečno kurilnostjo 10,37
MJ/kg, iz jame Preloge-Južno krilo premog s povprečno kurilnostjo 9,9 MJ/kg, iz
jame Preloge-Sever premog s povprečno kurilnostjo 10,89 MJ/kg in iz jame
Premoge-CD premog s povprečno kurilnostjo 10,92 MJ/kg. Skupna povprečna
kurilnost premoga iz Premogovnika Velenje bo tako znašala 10,47 MJ/kg. V
omenjenem obdobju 2007 - 2028 je predvideno, da se bo pridobilo cca. 85 mio ton
premoga, kurilna vrednost pa bo glede na predvideno kurilno vrednost nihala v
obsegu od -16,88 % do +11,26 %.
Po podatkih navedenih v dokumentu „Planiranje proizvodnje in kvalitete premoga za
oskrbo bloka 6 (začetno stanje 1.1.2011) (Velenje, 26.11.2010), velja poudariti, da je
za načrtovanje odkopavanja na Premogovniku Velenje spodnja meja kurilne
vrednosti 8,4 MJ/kg. Pri tem kurilna vrednost premoga v sloju narašča linearno proti
13 MJ/kg in to od talnine proti krovnini. Za zagotavljanje povprečne kurilne vrednosti
na letni ravni je izjemno pomembna dinamika odkopavanja, s strani uporabnika
(TEŠ) pa so jasno definirane zahteve glede minimalne povprečne letne kurilne
vrednosti premoga kot tudi skupne letne energetske vrednosti.
113
Slika 7.3: Gibanje energetske vrednosti proizvedenega premoga in cene v Premogovniku Velenje
7.1.1.3 CILJNA CENA PREMOGA V PREMOGOVNIKU VELENJE IN UKREPI ZA
DOSEGO LE TE
Premogovnik Velenje se že dlje časa intenzivno pripravlja na zagotavljanje pogojev za ceno
premoga, ki bo omogočala konkurenčno proizvodnjo električne energije v bloku 6 v
Termoelektrarni Šoštanj. V ta namen s stalnimi racionalizacijami optimizira proces proizvodnje
premoga, kar bo pripomoglo k zmanjšanju obsega jame ter števila zaposlenih. V Razvojnem
načrtu je Premogovnik Velenje predvidel postopno zniževanje cene s sedanjega nivoja na 2,25
EUR/GJ v letu 2015. V tem času bodo izpeljani tudi vsi ključni razvojni projekti, ki jih je s
predvidenim gibanjem cene premoga Premogovnik Velenje sposoben izpeljati sam.
Do leta 2020 je v Premogovniku Velenje predvidena proizvodnja premoga v višini cca. 4 mio ton
letno, po tem letu se ta količina postopno zmanjšuje in v letu 2027 znaša cca. 3,2 mio ton, v letu
2040 pa doseže cca. 2 mio ton in tako preko leta 2050. Ceno premoga, ki bo omogočala
konkurenčno delovanje bloka 6, tako že dlje časa načrtuje in je predvidena tako v veljavnem
Razvojnem načrtu Premogovnika Velenje za obdobje 2009 - 2018, kot tudi v izdelanem
Razvojnem načrtu Premogovnika Velenje do leta 2027. Cena bo v letu 2015 dosegla višino 2,25
EUR/GJ. Zaradi konsistentnosti modela, ki jo je nujno potrebno vzpostaviti zaradi uporabljenih
realnih rasti cen, ki so predvidene v predlogu NEP, so tudi na strani premoga uporabljene
realne rasti cen. Stalna cena premoga v začetku leta 2015 bo tako 2,25 EUR/GJ in je
predvidena na enakem nivoju za celotno življenjsko dobo projekta bloka 6. Vendar pa v modelu
sledimo predvidevanjem predloga NEP, ki vključuje realne gospodarske rasti in je zaradi tega
tudi cena premoga nekoliko višja in usklajena z gospodarsko rastjo. Torej ne gre za učinek
povečanja na račun inflacije, ampak za upoštevanje realnih rasti, ki jih predvideva tudi NEP. Ta
način smo uporabili v izogib preveliki poenostavitvi.
114
V smeri nadaljnje stroškovnega optimiziranja se v Premogovniku Velenje odvija več projektov in
programov, predvsem pa so pomembni trije:
•
zmanjševanje števila odkopov zaradi povečevanja širin delujočih odkopov, kjer so v
zadnjih dveh letih prešli s 140- na več kot 200-metrske odkope
•
modernizacija dela na pripravi delovišč, to je pri izdelavi jamskih prog in ostalih potrebnih
jamskih objektov za proizvodnjo premoga. Cilj tega razvojnega programa je poleg
optimizacije stroškov tudi humanizacija delovnih procesov, zagotavljanje varstva pri delu
ter povečanje napredkov, kar seveda prinaša ugodne ekonomske rezultate
•
optimiziranje sistema za transport premoga od jamskih delovišč na površino predvideva
izgradnjo novega izvoznega jaška NOP II, ki bo postavljen v neposredno bližino
proizvodnega procesa in bistveno bližje odkopnim poljem. S projektom novega
izvoznega jaška se bodo bistveno skrajšale transportne poti za prevoz premoga, s tem
pa se bo zmanjšalo tudi skupno število potrebnih jamskih prostorov in s tem povezani
stroški obratovanja in vzdrževanja
V letih, ko je Premogovnik Velenje proizvajal več kot 5 milijonov ton premoga letno, je bilo
odprtih več kot 90 km jamskih prog, skozi katere je potekal tudi sistem transportnih trakov za
transport premoga iz jame na površino. Zaradi zapiranja nekaterih delov (predvsem v vzhodnem
delu šaleške kadunje) se je obseg jamskih prostorov zmanjšal na sedanjih 50 km. Vse te
prostore je potrebno dnevno prezračevati, nadzirati in vzdrževati. Z optimiziranjem se bo v
prihodnjih letih zmanjšal obseg prostorov, izboljšala zanesljivost obratovanja, zmanjšali škodljivi
vplivi na okolje (hrup, prah), predvsem pa bodo nižji stroški obratovanja. Zaradi manjših razdalj
transportiranja premoga se bodo zmanjšale tudi aktivnosti za preprečevanje požarov in s tem
povezana tveganja.
Poleg osnovne dejavnosti proizvodnje premoga se v Premogovniku Velenje intenzivno
usmerjajo tudi v ustvarjanje prihodkov iz dejavnosti izven premogovništva. Število zaposlenih v
procesu proizvodnje premoga se bo še naprej zmanjševalo, tako da bo struktura stroškov tudi v
prihodnje ostala podobna.
V obdobju do leta 2015 Premogovnik Velenje načrtuje intenzivno odprodajo poslovno
nepotrebnih sredstev, ki jih za svoje delovanje ne bo več potreboval. Pomemben delež
predstavlja prodaja zemljišč, ki se bodo sprostila z izgradnjo jaška NOP II. Poleg tega so
aktivnosti usmerjene tudi v povečanje realizacije na tujih trgih, tako na področju JV Evrope kot
tudi širše, kar že nekaj let uspešno uresničuje tako v okviru Premogovnika kot tudi v Skupini PV.
Oboje, povečevanje ostale realizacije in zniževanje stroškov, pa vodi k doseganju cene
premoga 2,25 EUR/GJ v letu 2015.
Tabela 7.2: Cena premoga iz PV v življenjski dobi bloka 6
115
7.1.2 APNENEC
Za potrebe razžveplalne naprave bo potrebno zagotoviti cca. 130.000 t mletega apnenca letno,
odvisno od vsebnosti žvepla v premogu.
V Sloveniji so 4 štirje dobavitelji apnenčeve moke, ki že sedaj dobavljajo aditiv za razžveplalne
naprave bloka 4 in 5. Rezerve v zmogljivosti pri dobaviteljih so na razpolago za povečane
dobave, tudi pripravljenost za vlaganja v povečanje zmogljivosti. Dobava apnenca ne bo
problematična.
7.1.3 AMONIAK
Za potrebe naprave za katalitično redukcijo NO x v dimnih plinih bo potrebno zagotoviti amoniak
(v obliki 24 % amoniačne vode). V Sloveniji ni primernega dobavitelja, surovina je iz uvoza iz
držav EU. Letne količine so cca. 3.600 t. Skladiščenje bo urejeno v centralnem skladišču za
celotno TE.
7.1.4 KEMIKALIJE ZA PRIPRAVO VODE IN ČIŠČENJE ODPADNIH VOD
Za pripravo tehnološke vode in čiščenje odpadnih vod bo treba zagotoviti ustrezne kemikalije.
Le-te se že sedaj nabavljajo za potrebe obstoječe TE, po dograditvi nove enote se bo samo
količina nekoliko povečala. Dobava ni problematična.
7.1.5 KURILNO OLJE
Vžigna kurjava ob zagonu bloka je predvidena z gorilniki na lahko kurilno olje. Blok se bo z njim
oskrboval iz obstoječega rezervoarja TEŠ. Blok 6 bo opremljen dnevnim rezervoarjem volumna
cca. 60 m3 in potrebno inštalacijo za oskrbo oljnih gorilnikov. Letno je predvidenih do 20
zagonov, kar pomeni približno porabo 600 t/leto.
7.2 CENA SUROVIN 10
Premog:
2,25 EUR/GJ
Apnenec:
povprečno 25,5 EUR/t vključno s prevozom do TEŠ
Amoniak:
155,0 EUR/t za 24 % amoniačno vodo, vključno s prevozom
Demi voda:
1,40 EUR/m3, proizvodna cena v TEŠ iz obstoječe kemijske priprave vode
Deka voda:
0,1 EUR/m3, proizvodna cena iz nove dekarbonizacije
Kurilno olje (ELKO):
700 EUR/t
Cene, ki smo jih uporabili v NIP 4, so pridobljene iz obstoječih pogodb TEŠ za zgoraj
navedene surovine.
Predvidene stalne cene ob začetku obratovanja bloka 6. Cene so določene na podlagi obstoječih
pogodb za dobavo vseh potrebnih surovin.
10
116
8. POTREBNO ŠTEVILO ZAPOSLENIH
Za nemoteno obratovanje bloka je potrebno obratovalno osebje, ki neposredno upravlja blok in
je neodvisno od izbire variante/velikosti bloka. To osebje sestavlja:
• osebje neposredno na bloku (vodja bloka, operater za kotlovski del in čistilno napravo,
operater za turbinski del, dežurni ključavničar, dežurni električar, posluževalec kotlovskega
postrojenja, posluževalec turbinskega postrojenja, posluževalec čistilne naprave, transporta
pepela in produkta čistilne naprave)
• osebje priprave vode
• osebje transporta premoga
Upravljanje bloka je neprekinjeno in se izvaja v 5 izmenah, za kar je potrebno (skladno z
obstoječo organizacijsko shemo v TEŠ) 70 delavcev vključno z vodji bloka, priprave vode in
transporta premoga.
Poleg navedenega osebja je za obratovanje bloka potrebno osebje kontrole tehnoloških
procesov (tehnološke vode, energenti, aditivi, stranski produkti), vodstveno osebje
(izmenovodja, vodja obratovanja) in inženirsko osebje obratovanja bloka (inženir obratovanja ter
inženir za nadzor in optimiziranje obratovanja). Navedeno predstavlja 10 oseb in ni vezano na
izmenski režim obratovalnega osebja.
Za nemoteno stalno obratovanje bloka je iz zgoraj navedenega potrebnih 80 oseb, ki so
neposredno vezane na blok.
Pri obratovanju bloka pa nastopi tudi potreba po osebju, ki izvaja t.i. logistično podporo
obratovanju bloka (podporno-servisna in vzdrževalna dela). To osebje je prav tako nujno
potrebno za nemoteno obratovanje bloka, vendar pa ni neposredno vključeno v samo
obratovanje bloka. Tu so zajete predvsem sledeče podporne funkcije:
• štabne
• kadrovsko splošne
• ekonomske
• tehnika in vzdrževanje (inženirji za posamezne sklope strojne in elektro opreme ter
pripadajoče vzdrževalno osebje, gradbeno vzdrževanje)
Skladno z obstoječo organizacijsko strukturo v TEŠ je za potrebe omenjenih služb predvidenih
120 zaposlenih, pri čemer glavnino osebja predstavlja področje tehnike in vzdrževanja (80
oseb), ki zagotavlja vzdrževanje vseh naprav v brezhibnem stanju.
Glede na dejstvo, da se preneha z obratovanjem blokov 1 - 3 pred zagonom bloka 6, se bo
obstoječe obratovalno osebje prerazporedilo na blok 6, zato za obratovanje tega bloka niso
predvidene dodatne zaposlitve. Prav tako se za vse podporne funkcije uporabi obstoječe
osebje, ki že sedaj izvaja ta dela.
Sestava upravljalnega osebja, kot je predvideno zgoraj, je v skladu z obstoječo organizacijsko
strukturo v TEŠ, vendar z združevanjem določenih delovnih mest (npr. operater za kotlovski del
in operater RDP) s ciljem bolj optimalnega obratovanja bloka.
Postavitev novega nadomestnega bloka s predvideno najnovejšo tehnologijo na področju
lignitne kurjave bo predstavljala delno tudi nove prijeme na področju tehnike, za kar bo potrebno
dodatno usposabljanje upravljalnega in vzdrževalnega osebja novega bloka tudi pri izdelovalcih
oz. dobaviteljih opreme.
V času gradnje bloka 6 se bodo vsa gradbeno montažna dela izvajala v okviru pogodbenih del z
dobavitelji opreme, ki bodo zagotavljali tudi vso potrebno osebje za izvedbo teh del.
117
Za posamezna opravila, ki jih bo skladno s pogodbami moral izvesti investitor sam, bo
uporabljeno obstoječe osebje, tako da za nobeno fazo postavitve in obratovanja bloka 6 niso
predvidene dodatne nove zaposlitve.
Predvidenih 200 zaposlenih za obratovanje bloka 6 velikosti 600 MW je povsem v mejah
trenutnega stanja osebja v klasičnih termoelektrarnah na fosilna goriva po svetu.
8.1 ŠTEVILO ZAPOSLENIH Z INVESTICIJO IN BREZ
Število zaposlenih
Z investicijo
Brez investicije
2011
Število zaposlenih
Z investicijo
Brez investicije
2019
Število zaposlenih
Z investicijo
Brez investicije
2027
Število zaposlenih
Z investicijo
Brez investicije
2035
451
447
351
297
260
164
200
2012
421
416
2020
341
278
2028
200
2036
200
2013
396
391
2021
330
257
2029
200
2037
200
2014
396
383
2022
320
241
2030
200
2038
200
2015
396
370
2023
310
223
2031
200
2039
200
2016
396
343
2024
300
203
2032
200
2040
200
2017
371
325
2025
290
189
2033
200
2041
200
2018
366
311
2026
280
177
2034
200
2042
200
V številu zaposlenih brez investicije je upoštevan samo naravni odliv kadrov – torej upokojitve
delavcev.
118
9. ANALIZA LOKACIJE
9.1 LOKACIJA NAPRAV
V predhodnih študijah so bile obravnavane različne možnosti umestitve objektov novega bloka v
razpoložljiv prostor. Edina možna lokacija novega bloka je na mestu hladilnih stolpov blokov 1
do 3, od katerih sta bloka 1 in 2 že zaustavljena, blok 3 pa bo zaustavljen v naslednjih letih.
Možne umestitve se med sabo razlikujejo le v razporeditvi objektov.
Pri izbiri optimalne razporeditve so bili upoštevani zlasti naslednji kriteriji:
• okoljevarstvene zahteve in omejitve
• tehnološki pogoji za nemoteno in učinkovito delovanje nove ter obstoječih enot, ki ostanejo v
obratovanju
• tehnični pogoji izgradnje novih objektov
• dostopnost do objektov za potrebe vzdrževanja in posluževanja
• čim manj moteča vključitev v obstoječe okolje
Variante so označene po orientaciji glavne osi objekta:
sever-jug:
strojnica sloni na hribino na južni strani TE, kotlovnica in objekti čiščenja dimnih
plinov pa se nadaljujejo v severni smeri proti reki Paki
vzhod-zahod: strojnica je postavljena na plato zahodno od bloka 1, kotlovnica in objekti
čiščenja dimnih plinov pa se nadaljujejo v zahodni smeri proti Šoštanju
vzhod-sever: strojnica je postavljena na plato zahodno od bloka 1 (kot v varianti V-Z),
kotlovnica in objekti čiščenja dimnih plinov pa se nadaljujejo v severni smeri proti
reki Paki
Najmanj ugodna je varianta sever-jug, saj zaradi velike dolžine celotnega objekta zasede ves
razpoložljivi prostor med hribino na jugu in cesto Velenje-Šoštanj na severu. Razžveplalna
naprava je postavljena tik zraven ceste, kar je lahko tudi nekoliko sporno.
Prednost variante V-Z je v nedotaknjenem prostoru obstoječih (in morebitnih novih)
infrastrukturnih objektov TE proti reki Paki, slabost pa v nekoliko v hribino odmaknjenem
hladilnem stolpu. Možnost postavitve stolpa na tej lokaciji je preverjena in uresničljiva, obstoječa
cesta v Lokovico pa bo speljana po platoju okoli stolpa.
Prednost variante V-S je v nekoliko ugodnejši postavitvi hladilnega stolpa, slabosti so pa v težjih
notranjih komunikacijah (vzdrževanje) in potrebni prestavitvi infrastrukturnih objektov, za katere
pa ostane zelo malo prostora.
V vseh primerih je transformatorski plato postavljen ob hribino zaradi lažje priključitve na
stikališče in daljnovod 400 kV.
Na podlagi razprav je bila kot najboljša možna izbrana t.i. postavitev Vzhod-Zahod, kjer je
strojnica postavljena na plato zahodno od bloka 1, kotlovnica, objekti čiščenja dimnih plinov se
nadaljujejo v zahodni smeri proti Šoštanju, hladilni stolp pa je odmaknjen v hribino.
Prednost takšne razporeditve je namestitev objektov v ravninskem delu, razen hladilnega
stolpa, ki bo odmaknjen v hribino na plato, dvignjen za približno 5 m. To sicer nekoliko podraži
gradnjo, a zato v ravninskem delu severno od novega objekta ostane več prostora za nadaljnji
razvoj TE.
Objekti bodo takorekoč prislonjeni pod hrib na južni strani in njihov izgled tako manj moteč.
Širjenje hrupa bo delno omejeno z naravnimi ovirami (hribina, obstoječi in novi objekti) ter
izgradnjo protihrupnih zaščit.
119
Ena od prednosti te izvedbe je tudi v razporeditvi objektov in tehnološke opreme, ki je tako
rekoč klasična. Pomeni, da je dobro preverjena, obvladovana in optimizirana, zato je lahko
cenovno ugodnejša, ponuja pa jo širši krog dobaviteljev.
9.2 UPRAVNI POSTOPEK
Investitor mora ob gradnji bloka 6 upoštevati veljavno zakonodajo in zatečeno stanje na
področju graditve zahtevnih energetskih objektov v Republiki Sloveniji.
Po Zakonu o prostorskem načrtovanju (UL RS 33/07) ter Uredbi o vrstah prostorskih ureditev
državnega pomena (UL RS 95/07 in 102/08) sodi graditev bloka 6 v prostorske ureditve
državnega pomena. Za tak poseg je predvidena izdelava državnega prostorskega načrta
(DPN). Država je postopek izdelave prostorskih aktov prenesla na občino Šoštanj. Po dogovoru
s pristojnimi ministrstvi je bila sprejeta ločena obravnava objektov znotraj obstoječe industrijske
cone TEŠ od objektov, ki sodijo izven tega območja.
Prostorska ureditev za izgradnjo bloka 6 je tako urejena z dvema podrobnima občinskim
prostorskima načrtoma (OPPN). OPPN za ureditev skupnega pomena za blok 6 TEŠ s
spremljajočimi objekti je bil sprejet septembra 2007 in objavljen v Ul RS 88/07, OPPN za
ureditev skupnega pomena za dimnik in hladilnik bloka 6 TEŠ pa je bil sprejet junija 2008 in
objavljen v Ul RS 64/08.
TEŠ je poleg zgoraj omenjenih Okoljskih podrobnih prostorskih načrtov za gradnjo bloka 6 do
sedaj pridobil vsa potrebna soglasja resornih ministrstev. Ključna med njimi so:
a.)
b.)
c.)
d.)
e.)
f.)
g.)
h.)
i.)
j.)
k.)
l.)
m.)
n.)
o.)
p.)
q.)
r.)
s.)
Energetsko dovoljenje za 600 MW blok 6 izdano s stani MG
21.5.2006
Blok 6 s 600MW v Resoluciji o nacionalnih Razvojnih projektih Vlade RS 12.10.2006
Skupščina HSE (Vlada RS), razvojni načrt HSE, potrditev 600MW bloka 6 7.12. 2006
Soglasje MG za kredit EIB 350mio EUR
27.6.2007
Začetno soglasje MF za kredit EIB 350 mio EUR
3.7.2007
»No objection Letter« Vlade RS/MF za kredit EIB - 350mio EUR«
11.7.2007
Končno soglasje MF za kredit EIB 350 mio EUR
21.9.2007
Okoljevarstveno soglasje izdano s strani MOP
11.11.2009
»No objection Letter« Vlade RS/MF za kredit EIB 440 + 110 mio EUR
18.3.2010
Soglasje MG za kredit EIB 440 + 110mio EUR
29.3.2010
Začetno soglasje MF za kredit EIB 440 + 110mio EUR
7.4.2010
Končno soglasje MF za kredit EIB 440 + 110 mi EUR
14.4.2010
Soglasje MG za kredit EBRD 200 mio EUR
2.4.2010
Začetno soglasje MF za kredit EBRD 200 mio EUR
7.6.2010
Pismo podpore Vlade RS/MG o podpori za EBRD 200 mio EUR
21.6.2010
Končno soglasje MF za kredit EBRD 200 mio EUR
31.12.2010
Okoljevarstveno dovoljenje izdano s strani MOP
16.2.2011
Gradbeno dovoljenje za hladilni stolp bloka 6 izdano s strani MOP
16.3.2011
Gradbeno dovoljenje za blok 6 izdano s strani MOP
16.3.2011
120
10. VPLIVI NA OKOLJE
10.1 SPLOŠNO
Nova enota bo kot gorivo uporabljala lignit iz Premogovnika Velenje. Enota je zasnovana tako,
da negativni vplivi obratovanja nove enote na okolje v nobenem primeru ne bodo večji od
dovoljenih. Za varstvo zraka je to 100 mg SO x /nm3, 150 mg NO x /nm3, 20 mg prahu/nm3 in
250 mg CO/nm3. (Okoljevarstveno dovoljenje za blok 6 z dne 16.6.Ur.l. RS št. 46/02 in št.
84/02, LCPD 2001/80/EC).
Upoštevano je načelo najboljšega možnega vključevanja preverjenih naprav, ki izpolnjujejo
vse zahteve o dopustnih obremenitvah. S prigraditvijo čistilnih naprav in še drugimi tehničnimi
ukrepi bo nova enota izpolnila pogoje za pridobitev okoljevarstvenega dovoljenja v skladu z
IPPC direktivo.
Emisijske vrednosti za novo enoto so v nadaljevanju prikazane za obratovanje enote 6.650 ur
letno (računano na polno moč).
10.2 VARSTVO ZRAKA
10.2.1 EMISIJA PRAŠNIH DELCEV
Emisija prašnih delcev iz nove enote bo dosegala emisijske koncentracije pod 20 mg/nm3 izza
elektrofiltra oz. pod 20 mg/nm3 na izstopu iz razžveplalne naprave in ne bo presegla 35,4 kg/h
ali 235 t/leto. Emisije prašnih delcev iz ostalih pomožnih naprav (silos apnenčeve moke, silos
pepela, silos sadre, transportne naprave) bodo usklajene z veljavnimi predpisi za tovrstne
naprave. Trenutne dovoljene emisijske koncentracije prašnih delcev za obstoječe naprave so
50 mg/nm3.
10.2.2 EMISIJA ŽVEPLOVIH OKSIDOV
V novi enoti se bo uporabljal lignit iz Premogovnika Velenje, ki bo ob uporabi razžveplalne
naprave omogočal obratovanje v skladu s predpisi za tovrstne velike kurilne naprave. Emisijske
koncentracije bodo pod 100 mg SO x /nm3. Emisija SO 2 iz nove enote bo do 235 kg/h ali do
1.562 t/leto. Trenutne dovoljene emisijske koncentracije žveplovih oksidov za obstoječe
naprave so 400 mg/nm3.
10.2.3 EMISIJA DUŠIKOVIH OKSIDOV
V novi enoti je predvidena tehnologija, ki zagotavlja emisijske koncentracije pod 400 mg
NO x /nm3 na izstopu iz kotla. Med kotlom in grelnikom zraka je predvidena DeNOx naprava, ki
bo vsebnost NO x reducirala pod predpisanih 150 mg/nm3. Pri teh koncentracijah bo emisija
dušikovih oksidov do 352 kg/uro ali 2.341 t/leto. Trenutne dovoljene emisijske koncentracije
dušikovih oksidov za obstoječe naprave so 500 mg/nm3.
10.2.4 EMISIJA OGLJIKOVEGA MONOKSIDA
Pri kotlovskih napravah na prašno kurjavo doseganje predpisane mejne emisijske koncentracije
CO ni problematično. V obratovanju enote novega objekta mejna emisijska koncentracija CO, ki
znaša 250 mg/nm3, ne bo presežena. Emisija CO bo do 170 kg/h ali pod 1.130 t/leto.
121
10.2.5 EMISIJA PLINASTIH ANORGANSKIH SPOJIN
Za kotlovske naprave s termično močjo nad 300 MW je z uredbo omejena emisija klora,
vodikovega fluorida in amoniaka. Predpisane mejne emisijske koncentracije amonijaka so v
skladu z OVD (Okoljevarstveno dovoljenje za blok 6 z dne 16.6.Ur.l. RS št. 46/02 in št.
84/02, LCPD 2001/80/EC) naslednje:
•
za NH 3 :
30 mg/nm3 (suho, O 2 = 6 %).
10.2.6 EMISIJA OGLJIKOVEGA DIOKSIDA
Glede na današnje stanje emisij iz obstoječih enot TEŠ bo s pričetkom obratovanja nove enote
emisija ogljikovega dioksida (CO 2 ) ostala na enaki ravni, saj se količina zgorelega premoga ne bo
povečala, znižala pa se bo relativna emisija CO 2 , izkazana kot kg CO 2 /kWh.
Od sedanjih vrednosti nad 1,20 kg CO 2 /kWh bo po dograditvi bloka 6 padla specifična emisija
pod 0,9 kg CO 2 /kWh, kar predstavlja relativno znižanje za cca. 35 %.
Skupna emisija CO 2 na bloku 6, upoštevajoč predvideno porabo garancijskega premoga,
sproščeni CO 2 iz razžveplalne naprave in porabo ELKO za zagone, bo pri 6.650 obratovalnih
urah (preračunano na polno obtežbo) 3.150.459,8 ton letno. Specifična emisija bo znašala pod
0,9 kg CO 2 /kWh oddane električne energije.
V programu je upoštevan nakup emisijskih kuponov CO 2 skladno z določili okoljske zakonodaje
v EU in v Sloveniji. Skladno z veljavno zakonodajo in osnutkom NEP smo predvideli del
brezplačnih emisijskih kvot, ki so dodeljene zaradi proizvodnje toplote. V analizi občutljivosti je
dodana tudi analiza za primer spremembe cene emisijskih kuponov.
10.3 VARSTVO VODA
10.3.1 ODPADNE VODE
Obratovanje načrtovane nove enote bo povezano z nastajanjem določene količine odpadnih
vod. Glavni viri odpadnih voda so:
Odpadne vode iz čiščenja hladilne vode:
• vode od izpiranja rotacijskih sit
• gošče od dekarbonatizacije
• vode od izpiranja filtrov čiščenja hladilne vode
Odpadne vode iz proizvodnega procesa bloka:
• vode od regeneracije filtrov čiščenja kondenzata
• voda iz iznašalca žlindre
• voda iz obdelave produktov (žlindra, pepel)
• kalužne vode
Odpadne vode iz proizvodnega procesa razžveplanja dimnih plinov:
• filtrat vakuumskega filtra
Odpadne vode (občasne) pranja in čiščenja:
• pranje naprav pred remontom ali večjih popravilih
• pranje tal
• izpiranje elektrofiltra in ostalih naprav
• čiščenje reaktorja in peščenih filtrov
122
Vsi viri stalnih odpadnih vod so zajeti v zaprte krogotoke in se vodijo nazaj v tehnološki proces,
bodisi brez čiščenja ali po predhodni obdelavi. Iz naprav bloka 6 tako ni odpadnih voda, ki bi se
vračale v Pako. Izjema je samo kaluža hladilnega sistema, vendar ta voda ni onesnažena in se
brez zadržkov lahko izpušča v vodotok.
Občasne odpadne vode se bodo zbrale v zadrževalniku in prečrpale, bodisi v čiščenje odpadnih
voda (če bo njihova onesnaženost to dopuščala) bodisi v zaprti krogotok voda za močenje
deponije pepela (proti zapraševanju okolice). V procesu čiščenja hladilne vode nastale odpadne
vode se vodijo v usedalnik čiščenja odpadnih vod, po čiščenju pa se vračajo v reaktor za
pripravo hladilne vode.
Odpadne vode, ki nastajajo v procesu čiščenja kondenzata (regeneracija in izpiranje filtrov
čiščenja kondenzata), se odvajajo v nevtralizacijski bazen, kjer prihaja do mešanja kislih in
alkalnih odpadnih voda. Z dodajanjem NaOH ali HCl se doseže predpisana pH vrednost, ki
ustreza za ponovno uporabo te vode v procesu razžveplanja dimnih plinov.
Voda iz obdelave produktov (žlindra, pepel) se bo vračala v iznašalec žlindre. Odpadne vode iz
iznašalca žlindre in umazane vode iz različnih izpustov in pranj, ki se pojavljajo redno, se
bodo odvajale v čiščenje odpadnih voda.
Čiščenje odpadnih voda vključuje sistem zbiranja odpadnih voda v zadrževalnih bazenih, ter
izločanje suspendiranih snovi v usedalniku in filterski preši. Nastalo blato bo prevzel
pooblaščeni prevzemnik, očiščena voda pa se v celoti vrača v proces priprave hladilne vode.
Filtrat vakuumskega filtra se v celoti vrača v razžveplalno napravo.
10.3.2 UKREPI ZA ZAŠČITO VODOTOKOV IN PODTALNICE
Novi termoenergetski objekt je zasnovan tako, da se v obratovanju bloka kapljevine pretakajo le
v zaprtih sistemih, in zato v kotlovnici, turbinskem delu ali razžveplalni napravi ni nobenih
nekontroliranih izpustov. V času remontov se odpadne vode pranja in čiščenja odvajajo v
zadrževalni bazen in naprej v proces čiščenja odpadnih voda.
Na različnih mestih v okviru tehnološkega procesa se bodo pojavljali predvsem naslednji možni
onesnaževalci vodnih virov:
• turbinsko olje
• transformatorsko olje
• regulacijska tekočina
• kisline in lugi
• suspenzija iz procesa razžveplanja
Zbiranje suspenzije, ki bi se znotraj objektov razžveplanja utegnila pojaviti v času remontov ali
zaradi morebitnih netesnosti, bo urejeno z zbirnimi kanali, ki vodijo v posamezne drenažne jame.
Za praznjenje pralnika dimnih plinov in ostalih procesnih posod v sklopu razžveplalne naprave
je predviden poseben rezervoar za izpraznitev s prostornino 5.000 m3. Zagotovljeno je vračanje
vseh zbranih kapljevin nazaj v proces.
Za vse elektroenergetske oljne transformatorje in ostale agregate, ki vsebujejo večje količine
olja, velja, da bodo opremljeni z zlivnimi lijaki z odvodom v nepropustne oljne jame. Na področjih,
kjer je nevarnost onesnaženja meteornih ali drugih vod z oljem ali maščobami, bodo vsi izpusti
v kanalizacijo speljani preko oljnih separatorjev.
Pretakališča kemikalij bodo izvedeni skladno z veljavnimi predpisi in opremljena z lovilnimi
bazeni za primer razlitja. Vse kinete po platoju z nevarnimi snovmi bodo v vodotesni izvedbi.
123
Odvod meteornih vod je predviden v kanalizacijski sistem, odvod fekalne vode pa bo speljan v
centralno čistilno napravo.
10.4 ODPADNI PRODUKTI
10.4.1 PEPEL, ŽLINDRA IN SADRA
Odpadni produkt iz klasičnega kotla na prašno kurjavo nastopa v obliki pepela, ki je trdni
odpadni produkt zgorevanja in zapušča kurišče kot žlindra in kot leteči pepel v toku dimnih
plinov. Žlindro, ki jo je potrebno predhodno ohladiti z vodo, se izpod kurišča s transportnimi
trakovi odvaja v silos žlindre ter od tam kasneje primeša v stabilizat. Leteči pepel se iz dimnih
plinov izloči v elektrofiltrih. Izpod elektrofiltrov ga je potrebno transportirati v silos pepela, od
tam pa se bo prodajal uporabnikom oziroma primešaval v stabilizat.
Izvedba kotla s premogovno kurjavo zahteva čiščenje dimnih plinov na napravi za razžveplanje
dimnih plinov. Načrtovan je mokri kalcitni postopek, kjer v procesu vezave žveplovih oksidov
nastaja sadra, ki se bodisi suši in prodaja ali pa skupaj z elektrofiltrskim pepelom in žlindro
predela v stabilizat. Proces razžveplanja bo voden tako, da v končnem produktu vsebnost
kalcijevega sulfita (CaSO 3 x ½ H 2 O) ne bo presegala vrednosti 0,7 – 1 % v suhi tvarini.
Pepel, žlindra in sadra se bodo predelali v stabilizat, enako kot na obstoječih blokih 4 in 5 in se
skladno s Slovenskim tehničnim soglasjem (STS) uporabili za zapolnjevanje rudniških ugreznin.
Glede na povprečno izbran premog bodo količine produktov:
• elektofiltrski pepel in žlindra (suho)
do 75 t/h oz. 498.750 t/leto
• sadra (suha)
do 34 t/h oz. 226.100 t/leto
Pri obratovanju 6.650 ur bo letna skupna količina suhih produktov 724.850 t (z upoštevanjem
dodane vode za vlaženje pa 865.000 t, od tega 638.500 t za odlaganje). Del produktov bo
prodan uporabnikom, preostala količina pa bo v obliki stabilizata na razpolago za zapolnjevanje
rudniških usedlin.
Običajna sestava sadre po mokrem kalcitnem postopku (% v suhi tvarini):
Produkt
CaSO 4 x 2 H 2O
CaSO 4 x 1/2 H 2O
Leteči pepel
Kalcit (CaCO 3 )
Silikati, siderit, magnezit, fluorid, hematit, glina
Enote
%
%
%
%
%
Običajne
vrednosti
91 - 96
0,7 - 1,0
0,1 - 2
maks. 5
maks. 5
Razžveplalna naprava novega objekta bo zasnovana tako, da se del suspenzije produkta
odvodnjava na tračnem filtru z namenom, da se pridobi določeno količino sadre v uporabni
obliki, za preostalo suspenzijo produkta pa je predvideno mešanje s pepelom in žlindro v
stabilizat.
Glede na sedanje izkušnje lahko predvidimo prodajo približno 85.000 ton elektrofiltrskega pepela
letno, prodajo sadre pa bi bilo možno zagotoviti v količinah do 125.000 t/letno.
124
10.4.2 PRIČAKOVANA KVALITETA IZLUŽENIH VODA
Med pomembnejše vplive, ki jih deponirane snovi lahko imajo na okolje, uvrščamo možnost
onesnaževanja površinskih voda in podtalnice. Potencialni vpliv na površinske vode in
podtalnico se močno zmanjša z ustreznim načinom deponiranja.
Deponijski prostor bo imel ločen sistem za odvajanje izcednih vod in vod, ki se bodo zbirale na
aktivnih površinah deponije. V usedalniku prečiščene vode se bodo preko sistema črpalk
uporabile za namakanje deponije.
Površinskim vodam bo z ločenim sistemom kanalov preprečen vdor v telo deponije v
maksimalni možni meri.
Za nadzor nad deponiranjem in preprečevanjem prekomernega vpliva na okolje je predviden
tudi monitoring na deponiji, ki zajema:
• stalen monitoring vsebnosti trdih delcev v ozračju, radioaktivnosti, meteoroloških pogojev
• geodetsko opazovanje deponije
• spremljanje kakovosti voda
10.4.3 RADIOAKTIVNO SEVANJE
Tako kot velja, da je izvor slednih kovin v izcednih vodah v vsakem primeru elektrofiltrski pepel,
je tudi morebitna problematika radioaktivnega sevanja na odlagališču neposredno odvisna od
lastnosti pepela oz. premoga. Smatramo, da meritve in analize radioaktivnosti na obstoječem
odlagališču predstavljajo dobro osnovo za oceno vplivov na okolje.
V TEŠ so se izvajale meritve radioaktivnosti na odlagališču pepela. Meritve so vključevale:
• določanje vsebnosti radioaktivnih snovi v vzorcih pepela
• določanje vsebnosti radioaktivnih snovi odvzetih na deponiji
• meritve hitrosti doze na deponiji
• določanje vsebnosti radona v zraku
Na osnovi rezultatov meritev vsebnosti radioaktivnih izotopov (U-238, Ra-226, Pb-210, Ra-228,
Th-228) v vzorcih pepela je bilo zaključeno, da aktivnost odvzetih vzorcev pepela ne presega
vrednosti, ki so predpisane.
Običajna koncentracija radona (Rn-222) v dnevnem času na prostem je 5 Bq/m3. Vse izmerjene
koncentracije radona na deponiji, razen koncentracije radona v zajetju izpuha iz razpoke na
deponiji, so bile v območju običajnih koncentracij v zaprtih prostorih. Poprečna letna efektivna
ekvivalentna doza zaradi vdihavanja radona v zaprtih prostorih je ca 0,9 mSv/h. Dejanska doza
zaradi vdihavanja Rn-222 in njegovih potomcev na deponiji pepela je nekajkrat manjša, kot je
med bivanjem v zaprtem prostoru. Dogaja pa se, da je izhajanje radona iz pepela na nekaterih
mestih na odlagališču (razpoke) znatno večje, kot je izhajanje iz tal v okolici odlagališča.
Na osnovi rezultatov meritev radioaktivnosti na deponiji pepela lahko sklepamo, da pri
zgorevanju premoga nastaja pepel, ki odložen na deponiji z vidika radioaktivnosti ne predstavlja
posebne nevarnosti za okolico.
125
10.5 ZAŠČITA OKOLICE PRED HRUPOM
V Termoelektrarni Šoštanj se redno izvajajo meritve hrupa v okolju. Meritve so narejene v
skladu z Uredbo o hrupu v naravnem in življenjskem okolju (Ur. l. RS št. 45/95) in Pravilnikom o
prvih meritvah in obratovalnem monitoringu za vire hrupa ter o pogojih za njegovo izvajanje (Ur.
l. RS št. 70/96, 45/02). Ocena obremenjenosti okolja kaže, da termoelektrarna pri najbližjih za
hrup občutljivih objektih povzroča čezmerne obremenitve okolja s hrupom v dnevnem in
nočnem času in bo potrebno izvesti nekatere zaščitne ukrepe, ki so že planirani.
Lokacija načrtovane nove enote je na robu naseljenega območja, zato ocenjujemo, da spada
področje elektrarne v IV območje naravnega ali življenjskega okolja, meji pa na III. območje.
Uredba o hrupu v naravnem in življenjskem okolju (Ur. l. RS št. 66/96) za III. območje določa,
da mejne ravni hrupa (nočna raven Ln, in dnevna raven Ld) ne smejo presegati 45 dBA. Temu
ustrezno bo izvedena protihrupna zaščita načrtovanih objektov in naprav.
Protihrupna zaščita bo pri novi enoti izvedena na dveh nivojih. Prvi nivo predvideva uvedbo
protihrupnih zaščitnih ukrepov na samih izvorih hrupa. Hrupni agregati bodo obdani z zaščitnimi
ohišji ali nameščeni v ustrezne protihrupne komore ter po potrebi opremljeni z dušilci zvoka.
Zniževanje ravni hrupa na samem izvoru je pomembno tudi s stališča zagotavljanja ustreznih
razmer na delovnih mestih.
Drugi nivo protihrupne zaščite je namestitev pretežnega dela opreme v zaprte objekte.
Predvidena je fasada z dvojno profilirano pločevino in vmesno izolacijo, ki predstavlja učinkovito
zvočno in toplotno izolacijo. Dimni kanali bodo izolirani speljani v napravo za razžveplanje, od
tam pa v hladilni stolp. Posebna pozornost bo posvečena protihrupni izvedbi hladilnega stolpa.
10.6 VPLIV NA KRAJINSKI IZGLED TER KULTURNE, ZGODOVINSKE
IN NARAVNE ZNAMENITOSTI
Postavitev nove nadomestne enote predstavlja pomemben poseg v krajinski prostor Šaleške
doline. Izgledu krajine v dolini dajejo svoj pečat obstoječi objekti Termoelektrarne Šoštanj. V
bližini TEŠ se nahajajo tudi objekti premogovnika. Našteti objekti so locirani v ravnini ob Paki
med magistralno železniško progo Celje-Velenje in hribino. V tem delu doline se nahajajo skoraj
izključno objekti, ki so povezani s proizvodnjo električne energije, zato območje lahko označimo
kot industrijsko. Postavitev novega nadomestnega termoenergetskega objekta ne predstavlja
bistvene spremembe kvalitete in izgleda območja.
Nova enota je predvidena na platoju med obstoječo bivšim blokom 1 in zahodno mejo
industrijske cone TEŠ. Novi, sodobno oblikovani objekti bodo izvedeni s fasadami iz kvalitetne
mikrolinirane pločevine, nekateri pa so delno ali v celoti predvideni v armiranobetonski izvedbi.
Vtis velikosti objektov in povezavo z ozadjem bo možno ublažiti z izborom ustreznih barvnih
odtenkov. Ker je v ozadju brežina, višina novih objektov ne bo izrazito moteča. Pri načrtovanju
tovrstnih objektov se je običajno potrebno podrediti tehnološkim zahtevam, ki narekujejo
posamezne tehnične rešitve in s tem posege v prostor. Načrtovani objekti bodo arhitektonsko
oblikovani tako, da se bodo vključili v industrijski značaj kompleksa.
126
11. TERMINSKI PLAN GRADNJE
Celotni terminski plan gradnje je podan v Prilogi 1.
Pomembnejši termini so:
•
•
•
•
•
•
Izbor dobavitelja GTO in podpis pogodbe o rezervaciji
Podpis pogodbe GTO
Podpis pogodbe za RDP
Podpis NTP za GTO
Gradbeno dovoljenje za GTO
Zaključeno pogodbeno poskusno obratovanje
september 2007
junij 2008
junij 2009
december 2009
marec 2011
november 2014
Kljub temu, da je bil prvotni datum pridobitve gradbenega dovoljenja za GTO oktober 2010 in je
bilo gradbeno dovoljenje pridobljeno v marcu 2011, je mogoče z optimizacijami delovnih
procesov še vedno doseči zastavljeni cilj, da se zaključi pogodbeno poskusno obratovanje še
vedno novembra 2014.
127
12. PREDRAČUNSKA
FINANCIRANJA
VREDNOST
INVESTICIJE
IN
VIRI
12.1 PREDRAČUNSKA VREDNOST INVESTICIJE
Predračunska vrednost investicije je podana na osnovi:
a) Vrednost glavne tehnološke opreme po pogodbi z Alstom
b) Vrednost opreme za RDP po pogodbi s konzorcijem Rudis- Esotech- Engineering Dobersek
c) Vrednost opreme za Hladilni sistem po pogodbi s konzorcijem Rudis-SPX
d) Vrednosti pogodbe za gradbena dela za glavni pogonski objekt (GPO) sklenjena s Primorjem
e) Vrednosti gradbenih del in ostale opreme z montažo iz investicijskega programa, ki so
korigirane na podlagi podatkov o spremembah cen posamezne opreme in gradbenih del
f) Stroški financiranja v času gradnje na osnovi spremenjenih izhodišč v zvezi s strukturo in
dinamiko virov financiranja. Stroške financiranja v času gradnje predstavljajo interkalarne
obresti, strošek odobritve kredita, strošek odobritve garancije ter strošek zavarovanja kredita.
Podrobneje so stroški financiranja v času gradnje podani v poglavju 12.3.4
g) Vse vrednosti so podane brez DDV
h) Stroški razgradnje so upoštevani v stroških projekta
Za izračun predračunske vrednosti po tekočih cenah je upoštevano:
• s strani investitorja ocenjena predvidena letna stopnja inflacije v višini 3,0 % za leto 2011 in 2,0
% za ostala leta
• dinamika gradnje
• stalne cene so izračunane na stanje 28. februar 2011
Investitor bo davek na dodano vrednost obračunaval in plačeval na več načinov – s samoobdavčitvijo in s plačilom DDV dobavitelju. Zaradi časovnega neskladja med plačilom in povračilom
DDV bo potrebno financirati DDV z lastnimi viri iz tekočega poslovanja in kratkoročnimi krediti. Za
namene likvidnostnega premoščanja iz naslova DDV ima družba pri komercialni banki zagotovljen
kreditni okvir v vrednosti 12,5 mio EUR.
128
Tabela 12.1: Predračunska vrednost investicije
Stalne cene
Tekoče cene
Sprememba
000 EUR
000 EUR
%
Gradbena dela
74.868,2
75.969,3
1,5 %
Pripravljalna dela
20.485,7
20.569,7
0,4 %
GPO
34.663,3
35.342,0
2,0 %
Ostali objekti
10.680,7
11.000,0
3,0 %
8.507,6
8.507,6
0,0 %
530,9
550,0
3,6 %
Oprema
964.273,6
1.063.120,7
10,3 %
GTO
699.156,3
699.434,0
0,0 %
GTO eskalacija
9.372,6
100.056,5
967,5 %
GTO montaža
97.205,9
100.000,0
2,9 %
25.000,0
25.000,0
0,0 %
RDP
78.553,0
82.053,0
4,5 %
Priprava vode
7.515,9
7.700,0
2,4 %
Transport premoga
4.986,9
5.100,0
2,3 %
Obdelava produktov
13.000,1
13.500,0
3,8 %
Hladilni sistem
23.338,1
24.047,2
3,0 %
1.989,4
2.000,0
0,5 %
3.446,7
3.500,0
1,5 %
Ostalo
708,8
730,0
3,0 %
Ostalo
34.118,6
35.106,9
2,9 %
27.574,3
28.337,8
2,8 %
6.544,3
6.769,1
3,4 %
1.073.260,4
1.174.196,9
9,4 %
122.678,7
128.550,2
4,8 %
1.195.939,1
1.302.747,0
8,9 %
6.166,6
6.540,8
6,1 %
Upravna stavba
Ostalo
Zavarovanje
Skupaj
SKUPAJ
Od tega:
Stroški garancij HSE
Predračunska vrednost EUR/kW
11
1.788,7
od tega:
Pripravljalna dela
Oprema z montažo in gradbenimi
deli
34,1
1.731,9
42,2
11
Tako imenovani »Over Night Costs«, ki se uporabljajo za primerjavo investicij in zato niso upoštevani
stroški financiranja in vpliv inflacije.
129
Tabela 12.2: Dinamika gradnje, stalne cene, v 000 EUR
Gradbena dela
Pripravljalna dela
GPO
Ostali objekti
Upravna stavba
Ostalo
Oprema
GTO
GTO eskalacija
GTO montaža
Že plačano
14.912,4
2011
29.563,2
2012
21.444,9
2013
8.502,6
2014
445,0
6.404,8
14.080,9
0,0
0,0
0,0
12.980,7
17.268,7
2015
0,0
SKUPAJ
74.868,2
0,0
0,0
20.485,7
4.413,9
0,0
0,0
34.663,3
0,0
2.387,2
4.026,4
3.942,1
325,0
0,0
10.680,7
8.507,6
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
8.507,6
0,0
258.655,4
114,4
163.568,0
149,8
294.404,4
146,7
137.202,4
120,0
106.076,1
0,0
4.367,2
530,9
964.273,6
203.927,1
107.930,0
224.692,1
84.885,2
74.941,2
2.780,7
699.156,3
9.372,6
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
9.372,6
0
44.651,3
15.360,4
18.787,2
18.406,9
0,0
97.205,9
25.000,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
25.000,0
RDP
17.473,1
0,0
32.523,1
19.037,9
7.932,5
1.586,5
78.553,0
Priprava vode
0,0
0,0
7.515,9
0,0
0,0
0,0
7.515,9
Transport premoga
0,0
1.122,1
3.318,7
546,0
0,0
0,0
4.986,9
Obdelava produktov
0,0
0,0
5.034,6
7.965,5
0,0
0,0
13.000,1
2.882,7
6.206,7
3.762,6
5.748,0
4.738,1
0,0
23.338,1
0,0
1.989,4
0,0
0,0
0,0
0,0
1.989,4
0,0
1.487,2
1.959,6
0,0
0,0
0,0
3.446,7
Ostalo
0,0
181,3
237,5
232,5
57,4
0,0
708,8
Ostalo
8.590,8
6.809,4
7.795,3
6.107,2
4.815,9
0,0
34.118,6
8.590,8
5.123,8
6.141,9
4.488,7
3.229,1
0,0
27.574,3
0,0
1.685,6
1.653,4
1.618,6
1.586,8
0,0
6.544,3
282.158,6
199.940,6
323.644,7
151.812,2
111.337,1
4.367,2
1.073.260,4
5.688,4
14.340,8
28.393,5
36.701,0
37.555,0
0,0
122.678,7
287.847,0
214.281,4
352.038,2
188.513,2
148.892,1
4.367,2
1.195.939,1
Hladilni sistem
Zavarovanje
Skupaj
SKUPAJ
130
Tabela 12.3: Dinamika gradnje, tekoče cene, v 000 EUR
Že plačano
14.912,4
2011
26.018,9
2012
24.349,5
2013
10.216,8
2014
471,7
6.404,8
14.164,9
0,0
0,0
GPO
0,0
9.332,6
20.071,0
Ostali objekti
0,0
2.406,3
8.507,6
Gradbena dela
Pripravljalna dela
Upravna stavba
Ostalo
Oprema
GTO
GTO eskalacija
GTO montaža
2015
0,0
SKUPAJ
75.969,3
0,0
0,0
20.569,7
5.938,4
0,0
0,0
35.342,0
4.125,0
4.125,0
343,8
0,0
11.000,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
8.507,6
0,0
115,1
153,5
153,5
127,9
0,0
550,0
258.655,4
203.927,1
204.234,2
107.930,0
336.458,7
224.750,5
146.826,8
84.885,2
112.268,2
74.941,2
4.677,4
3.000,0
1.063.120,7
699.434,00
9.372,6
40.236,1
39.224,0
7.040,5
4.183,3
0,0
100.056,5
0
45.000,0
15.714,3
19.642,9
19.642,9
0,0
100.000,0
25.000,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
25.000,0
RDP
17.473,1
0,0
34.386,7
20.128,8
8.387,0
1.677,4
82.053,0
Priprava vode
0,0
0,0
7.700,0
0,0
0,0
0,0
7.700,0
Transport premoga
0,0
1.133,3
3.400,0
566,7
0,0
0,0
5.100,0
Obdelava produktov
0,0
0,0
5.192,3
8.307,7
0,0
0,0
13.500,0
2.882,7
6.252,3
3.847,6
6.011,8
5.052,9
0,0
24.047,2
0,0
2.000,0
0,0
0,0
0,0
0,0
2.000,0
0,0
1.500,0
2.000,0
0,0
0,0
0,0
3.500,0
Ostalo
0,0
182,5
243,3
243,3
60,8
0,0
730,0
Ostalo
8.590,8
7.000,4
8.094,7
6.354,7
5.066,3
0,0
35.106,9
8.590,8
5.308,1
6.402,4
4.662,5
3.374,0
0,0
28.337,8
0,0
1.692,3
1.692,3
1.692,3
1.692,3
0,0
6.769,1
Skupaj
282.158,6
237.253,5
368.902,8
163.398,4
117.806,2
4.677,4
1.174.196,9
5.688,4
287.847,0
15.021,8
252.275,2
29.922,0
398.824,8
37.790,5
201.188,9
40.127,5
157.933,7
0,0
4.677,4
128.550,2
1.302.747,0
Hladilni sistem
Zavarovanje
SKUPAJ
131
12.2 VIRI FINANCIRANJA
Predvideni viri financiranja so naslednji:
• Lastniški viri - prosta amortizacija, dobiček, dokapitalizacija s strani HSE
• Kredit EIB v višini 550 mio EUR
• Kredit EBRD v višini 200 mio EUR
• Kredit HSE v višini 83 mio EUR po tekočih cenah
Tabela 12.4: Viri financiranja
Stalne cene
000 EUR
%
Tekoče cene
000 EUR
%
1. Lastniški viri
445.939,1
37,3 %
469.747,0
36,1 %
•
TEŠ
129.807,9
10,9 %
144.819,3
11,1 %
•
HSE
316.131,2
26,4 %
324.927,7
24,9 %
2. Kredit EIB
550.000,0
46,0 %
550.000,0
42,2 %
3. Kredit EBRD
200.000,0
16,7 %
200.000,0
15,4 %
0,0
0,0 %
83.000,0
6,4 %
1.195.939,1
100,0 %
1.302.747,0
100,0 %
Skupaj
Zaradi znanih dejstev o višini kreditov EIB in EBRD so vrednosti obeh kreditov predstavljene v
enaki višini tako po stalnih kot tudi po tekočih cenah. Razlika v vrednosti investicijskih vrednosti
med obema metodološkima pristopoma (stalne cene - tekoče cene) je tako zagotovljena s stani
kreditov skupine HSE, kakršno bo tudi stanje v realnosti.
132
Tabela 12.5: Viri financiranja in dinamika vlaganj, stalne cene, v 000 EUR
Že plačano
2011
2012
137.847,0
18.281,4
29.038,2
107.513,2
148.892,1
4.367,2
445.939,1
37,3 %
-TEŠ
15.730,2
16.784,7
29.038,2
29.660,2
34.227,4
4.367,2
129.807,9
10,9 %
-HSE
122.116,8
110.000,0
1.496,7
22.000,0
0,0
363.000,0
77.853,0
55.000,0
114.664,7
0,0
0,0
316.131,2
550.000,0
26,4 %
46,0 %
0,0
174.000,0
0,0
26.000,0
0,0
0,0
200.000,0
16,7 %
40.000,0
0,0
-40.000,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0 %
287.847,0
214.281,4
352.038,2
188.513,2
148.892,1
4.367,2
1.195.939,1
100,0 %
1. Lastniški viri
2. Kredit EIB
3. Kredit EBRD
4. Kratkoročni krediti skupine HSE
SKUPAJ
2013
2014
2015
SKUPAJ
%
Tabela 12.6: Viri financiranja in dinamika vlaganj, tekoče cene, v 000 EUR
Že plačano
137.847,0
2011
26.275,2
2012
50.824,8
2013
121.188,9
2014
128.933,7
2015
4.677,4
SKUPAJ
469.747,0
%
36,0 %
-TEŠ
15.730,2
18.103,3
31.902,4
31.736,8
42.669,3
4.677,4
144.819,3
11,1 %
-HSE
122.116,8
8.171,9
18.922,5
89.452,1
86.264,4
324.927,7
24,9 %
2. Kredit EIB
110.000,0
34.000,0
406.000,0
0,0
0,0
0,0
550.000,0
42,2 %
3. Kredit EBRD
0,0
174.000,0
0,0
26.000,0
0,0
0,0
200.000,0
15,4 %
0,0
0,0
0,0
54.000,0
29.000,0
0,0
83.000,0
6,4 %
40.000,0
18.000,0
-58.000,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0 %
287.847,0
252.275,2
398.824,8
201.188,9
157.933,7
4.677,4
1.302.747,0
100,0 %
1. Lastniški viri
5. Kratkoročni krediti skupine HSE
SKUPAJ
133
12.3 IZRAČUN KREDITNIH OBVEZNOSTI
12.3.1 Kredit EIB
Višina kredita:
tranša 1
tranša 2
tranša 3
tranša 4
Obrestna mera:
Tranša 1:
Ostale tranše
550.000,0 tisoč EUR
110.000,0
34.000,0
245.000,0
161.000,0
tisoč EUR (črpanje 1. polletje 2011)
3,0 % do leta 2020
4,2 % od leta 2021 do konca
3,8 % letno fiksna
Vsak črpan znesek ima odplačilno 25 let. Prva in druga tranša imata 5 letni moratorij na plačilo
glavnice ostale tranše pa 4 letni moratorij na plačilo glavnice.
Obresti v času gradnje (interkalarne obresti)12:
Redne obresti 12:
Glavnica12:
Prvo odplačilo glavnice:
tranša 1
1/2016
tranša 2
2/ 2016
tranša 3
1/ 2016
tranša 4
2/2016
polletno plačilo
polletno plačilo
polletno plačilo
Zavarovanje kredita (1. Tranša):
100 % garancija komercialnih bank
Zavarovanje kredita (2-4. Tranša):
100 % poroštvo države
Strošek zavarovanja-garancija (1. tranša): 1,65 % letno od stanja kredita do leta 2015
1,00 % letno od stanja kredita od leta 2016 do konca
Strošek zavarovanja-garancija HSE (80 % garancija za 1. tranšo):
0,40 % letno od stanja kredita od leta 2014
Strošek odobritve zavarovanja (1. tranša): 0,95 % od zneska kredita enkratno ob zavarovanju
Strošek zavarovanja-poroštvo (2 - 4. tranša): 0,80 % letno od stanja kredita
V amortizacijskem načrtu so odplačila obresti in glavnic prikazana kumulativno na letni ravni in zaradi
preglednosti niso prikazana na polletnem nivoju
12
134
12.3.2 Kredit EBRD
Višina kredita (tekoče cene): 200.000,0 tisoč EUR
tranša 1
tranša 2
Obrestna mera:
174.000,0 tisoč EUR (1. polletje 2011)
26.000,0 tisoč EUR (1. polletje 2013)
Fiksna 6,1 % letna
Kredit je razdeljen na dva dela. Del A je zavarovan z garancijo HSE in predstavlja 80 % celotne
vrednosti kredita. Odplačilna doba le-tega je 15 let s prvim odplačilom glavnice 2/2015.
Del B je zavarovan z odstopom dolgoročnih terjatev TEŠ do HSE in predstavlja 20 % celotne
vrednosti kredita. Odplačilna doba le-tega je 12 let s prvim odplačilom glavnice 2/2015.
Obresti v času gradnje (interkalarne obresti)13: polletno plačilo
Redne obresti 13:
polletno plačilo
Glavnica13:
polletno plačilo
tranša 1
2/2015
tranša 2
2/2015
Zavarovanje kredita:
80 % poroštvo HSE
20 % odstop dolgoročnih terjatev TEŠ
Strošek zavarovanja - poroštvo HSE:
0,40 % letno od stanja kredita od leta 2014
Commitment fee:
Strošek odobritve kredita:
Strošek sindiciranja
0,9 letna za del A in 1,00 % letno za del B od stanja nečrpanega
dela kredita
1,30 % od zneska kredita enkratno ob odobritvi
0,25 od sindicirane vsote
12.3.3 Kredit skupine HSE
Višina kredita 1 (tekoče cene): 83.000,0 tisoč EUR
tranša 1
tranša 2
Obrestna mera:
54.000,0 tisoč EUR (črpanje 2/2013)
29.000,0 tisoč EUR (črpanje 2/2014)
fiksna 4,2 % letna
Vsaka tranša ima odplačilno dobo 5 let po začetku obratovanja bloka 6 (leto 2020) z moratorijem
na vračilo glavnice do leta 2016.
tranša 1
tranša 2
2/2016
2/ 2016
Redne obresti15:
Glavnica15:
polletno plačilo
polletno plačilo
V amortizacijskem načrtu so odplačila obresti in glavnic prikazana kumulativno na letni ravni in zaradi
preglednosti niso prikazana na polletnem nivoju
13
135
12.3.4 Izračun stroškov financiranja v času gradnje
Tabela 12.7/1: Stroški financiranja v času gradnje (stalne cene, v 000 EUR)
Črpanje kredita EIB A
Interkalarne obresti
Odobritev garancije
Strošek zavarovanja
Črpanje kredita EIB B
Stroški financiranja Kredit EIB
Črpanje kredita EBRD
Commitment fee
Strošek odobritve
Stroški financiranja Kredit EBRD
Črpanje kredita skupine HSE
Stroški financiranja Kredit skupine HSE
Drugi stroški financiranja
STROŠKI FINANCIRANJA SKUPAJ
Že plačano
2011
110.000,0
2.475,0
2012
2013
2014
0,0
3.300,0
3.300,0
3.300,0
1.361,3
22.000,0
209,0
880,0
4.925,3
174.000,0
7.960,5
195,0
1.815,0
363.000,0
8.464,5
3.520,0
17.099,5
0
10.614,00
260,0
0,0
1.815,0
55.000,0
16.197,5
3.520,0
24.832,5
26.000,0
11.803,50
65,0
0,0
1.815,0
16.720,0
3.520,0
25.355,0
0,0
12.200,00
0,0
0,0
8.155,5
40.000,0
1.260,0
1.260,0
10.874,0
-40.000,0
420,0
420,0
11.868,5
0,0
0,0
0,0
12.200,0
0,0
0,0
0,0
14.340,8
28.393,5
36.701,0
37.555,0
1.045,0
1.045,0
2.600,0
250,0
2.850,0
0,0
1.793,4
5.688,4
TOTAL
110.000,00
12.375,0
1.045,0
6.806,3
440.000,0
41.591,0
11.440,0
73.257,3
200.000,0
42.578,0
520,0
2.600,0
250,0
45.948,0
0
1.680,0
1.680,0
1.793,4
122.678,7
Drugi stroški financiranja so predvsem: stroški kratkoročnih premostitvenih kreditov, stroški mandatnega pisma EBRD, stroški skrbnega
pregleda in drugi stroški povezani z vsemi potrebnimi usklajevanji za podpis pogodb.
136
Tabela 12.7/2: Stroški financiranja v času gradnje (tekoče cene, v 000 EUR)
Črpanje kredita EIB A
Odobritev garancije
Črpanje kredita EIB B
Stroški financiranja Kredit EIB
Črpanje kredita EBRD
Commitment fee
Strošek odobritve
Stroški financiranja Kredit EBRD
Črpanje kredita HSE
Stroški financiranja Kredit HSE
Drugi stroški financiranja
STROŠKI FINANCIRANJA SKUPAJ
Že plačano
2011
110.000,0
2.475,0
2012
1.361,3
34.000,0
323,0
880,0
5.039,3
174.000,0
7.960,5
195,0
0,0
1.815,0
406.000,0
9.804,0
3.520,0
18.439,0
0,0
10.614,0
260,0
0,0
8.155,5
58.000,0
1.827,0
1.827,0
15.021,8
0,0
3.300,0
2013
2014
3.300,0
3.300,0
1.815,0
1.815,0
16.720,0
3.520,0
25.355,0
26.000,0
11.803,5
65,0
0,0
16.720,0
3.520,0
25.355,0
0,0
12.200,0
0,0
0,0
10.874,0
-58.000,0
609,0
609,0
11.868,5
54.000,0
567,0
567,0
12.200,0
29.000,0
2.572,5
2.572,5
29.922,0
37.790,5
40.127,5
1.045,0
1.045,0
2.600,0
250,0
2.850,0
0,0
1.793,4
5.688,4
TOTAL
110.000,0
12.375,0
1.045,0
6.806,3
440.000,0
43.567,0
11.440,0
75.233,3
200.000,0
42.578,0
520,0
2.600,0
250,0
45.948,0
83.000,0
5.575,5
5.575,5
1.793,4
128.550,2
Drugi stroški financiranja so predvsem: stroški kratkoročnih premostitvenih kreditov, stroški mandatnega pisma EBRD, stroški skrbnega
pregleda in drugi stroški povezani z vsemi potrebnimi usklajevanji za podpis pogodb.
137
13. LASTNA CENA PROIZVEDENE ELEKTRIČNE ENERGIJE IN
IZRAČUN UPRAVIČENOSTI INVESTICIJE 14
13.1 VHODNI PODATKI
Moč na generatorju
Lastna raba
Teoretična moč na pragu
Moč na pragu
Specifična poraba na pragu
Kurilnost premoga
Cena premoga
Ure obratovanja s polno močjo
Poraba premoga
za proizvodnjo elektrike in toplote
10. Poraba apnenca
11. Cena apnenca
12. Poraba amonijaka
13. Cena amonijaka
14. Poraba DEMI vode
15. Cena DEMI vode
16. Poraba DEKA vode
17. Cena DEKA vode
18. Poraba kurilnega olja za zagon
19. Cena kurilnega olja
20. Količina produkta
- prodaja pepela
- prodaja sadre
21. Cena odlaganja
22. Število zaposlenih
23. Strošek dela
24. Ostali stroški
25. Vzdrževanje
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
600 MW
54,5 MW
545,5 MW
542,5 MW (upoštevan faktor staranja 0,5 %)
8.451 kJ/kWh
10,47 MJ/kg
2,25 EUR/GJ
6.650 ur/leto
440,3 ton/h
21,01 t/h
25,5 EUR/t
0,56 t/h
155,0 EUR/t
38,0 m3/h
1,40 EUR/m3
1.055 m3/h
0,1 EUR/m3
600 t/leto
700 EUR/t
skupna 130,3 t/h, za odlaganje 98,2 t/h
13,1 t/h po 7,0 EUR/t
19,0 t/h po 12,0 EUR/t
2,0 EUR/t
200
35.500 EUR/zaposlenega/leto
5,5 mio EUR/leto
3,3 mio EUR (1, 2 in 3 leto)
6,6 mio EUR (4 do 25 leto)
8,25 mio EUR (26 do 40 leto)
Stroški vzdrževanja so podani na osnovi koeficientov za vzdrževanje takih objektov, upoštevaje
izkušnje in podatke iz rednega vzdrževanja in remontov bloka 5 TEŠ. Podane vrednosti pomenijo
povprečje rednega vzdrževanja in vrednosti remontov, ki so vsake 4 leta in upoštevanja 6.650
obratovalnih ur s polno močjo. Stroški vzdrževanja so predvideni na polne obratovalne ure (6.650 h
preračunano na polno moč). Ker po letu 2030 dobave premoga začnejo padati, se zmanjšuje tudi
število obratovalnih ur bloka 6. Tako so, glede na izkušnje iz vzdrževanja obstoječih blokov, stroški
vzdrževanja izračunani po principu 1/3 fiksnih stroškov vzdrževanja in 2/3 stroškov vzdrževanja
zaradi obrabe naprav, ki pa je zaradi manj ur obratovanja manjša.
26. Življenjska doba
27. Amortizacija
28. Emisija CO 2
Emisija CO 2 pri 6.650 obr. urah
- premog
- razžveplanje
- kurilno olje za zagon
30. Cena emisijskega kupona
14
40 let
gradbena dela 2,5% letno, oprema in ostalo 3,33% letno
1,056 kg CO 2 /kg premoga
3.150.459,8 t/leto oz. 473,8 t/uro
3.091.908 t/leto
57.190 t/leto
1.362 t/leto
22,3 EUR/t CO 2
Predvidene cene so izhodiščne stalne cene za leto 2015
138
13.2 LASTNA CENA ELEKTRIČNE ENERGIJE NA PRAGU TEŠ
V tabeli 13.1 so podani stroški proizvodnje in proizvodnja električne energije za nekatera leta.
Izračun za vsa leta je podan v prilogi 2.
Tabela 13.1: Stroški proizvodnje in proizvodnja električne energije
v 000 EUR
2015
2020
2025
2035
2045
2054
1. Premog
68.982,3
70.724,2
72.510,1
65.078,3
54.725,2
57.237,6
2. Apnenec
3.563,1
3.653,1
3.745,3
3.361,5
2.826,7
2.956,5
3. Amonijak
577,2
591,8
606,7
544,6
457,9
478,9
4. DEMI voda
353,8
353,8
353,8
302,1
241,7
241,7
5. Tehnološka voda
701,6
701,6
701,6
599,0
479,2
479,2
6. ELKO
420,0
441,4
463,9
512,5
566,1
619,1
7. Stroški odlaganja produkta
1.306,4
1.306,4
1.306,4
1.115,5
892,4
892,4
8. Vzdrževanje
3.300,0
6.600,0
6.600,0
5.956,9
6.506,9
6.506,9
9. Ostali stroški
5.500,0
5.638,9
5.781,3
6.330,1
6.387,7
6.681,0
10. Amortizacija
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
2.107,2
2.107,2
11. Stroški dela
7.100,0
7.462,2
7.842,8
9.024,3
9.569,7
10.466,3
12. Stroški financiranja
41.600,8
27.576,8
16.487,5
2.485,3
13. CO 2 emisijski kuponi
68.823,8
78.070,6
90.806,4 111.575,4 128.160,5 177.476,3
-5.639,2
-6.205,8
-6.829,4
14. Stroški proizvodnje toplote
SKUPAJ vsi stroški
244.951,5 245.843,3 249.928,4 249.608,0 212.921,1 266.143,0
SKUPAJ stroški elektrike
239.312,3 239.637,4 243.098,9 239.464,5 200.636,7 251.548,0
Proizvodnja (GWh)
3.529,3
3.529,3
3.529,3
-10.143,5
2.998,3
-12.284,4
2.398,7
-14.595,0
2.398,7
Predvidena proizvodnja bloka 6 je izračunana na predvidenem obratovanju 6.650 ur na leto,
istočasno pa je vezana tudi na razpoložljivo količino (načrtovan odkop) premoga.
139
13.3 IZRAČUN PRIHODKOV IN STROŠKOV
Prihodki projekta so prihodki od prodaje električne in toplotne energije ter prihodki od prodaje
pepela in sadre. Prihodki od prodaje električne energije so računani na osnovi cen iz osnutka
Nacionalnega energetskega programa. Prihodki od prodaje toplotne energije so računani po
izhodiščni ceni 16 EUR/MWh. Prihodki od prodaje pepela in sadre pa so računani po izhodiščni
ceni 7 EUR/t pepela in 12 EUR/t sadre. Stroški so vsi stroški, izračunani in navedeni v
predhodnem podpoglavju. Vsi vhodni podatki o cenah ostalih energentov so usklajeni med
strokovnimi službami HSE in TEŠ.
V tabeli 13.2 so podani prihodki in stroški za nekatera leta. Izračun za vsa leta je podan v prilogi 3.
Tabela 13.2: Prihodki in stroški projekta (000 EUR)
PRIHODKI
2015
271.707,5
2020
291.510,7
2025
324.302,3
2035
331.484,6
2045
324.811,1
2054
385.396,2
1. Prodaja el. in toplote
266.207,5
285.655,9
318.067,3
324.403,8
316.755,4
376.334,2
1.500,0
1.650,7
1.816,6
2.200,0
2.664,3
3.165,5
4.000,0
244.951,5
4.204,0
245.843,3
4.418,5
249.928,4
4.880,8
249.608,0
5.391,4
212.921,1
5.896,5
266.143,0
68.982,3
70.724,2
72.510,1
65.078,3
54.725,2
57.237,6
2. Vzdrževanje
3.300,0
6.600,0
6.600,0
5.956,9
6.506,9
6.506,9
3. Amortizacija
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
2.107,2
2.107,2
4. Stroški dela
7.100,0
7.462,2
7.842,8
9.024,3
9.569,7
10.466,3
41.600,8
27.576,8
16.487,5
2.485,3
6. Ostali stroški
12.422,1
12.686,9
12.959,0
12.765,2
11.851,7
12.348,8
DOBIČEK/IZGUBA
68.823,8
26.756,0
78.070,6
45.667,4
90.806,4
74.374,0
111.575,4
81.876,6
128.160,5
111.890,0
177.476,3
119.253,2
Davek iz dobička
ČISTI DOBIČEK/IZGUBA
5.351,2
21.404,8
9.133,5
36.533,9
14.874,8
59.499,2
16.375,3
65.501,3
22.378,0
89.512,0
23.850,6
95.402,6
2. Prodaja pepela in sadre
3. Sistemske storitve
STROŠKI
1. Premog
Projekt v vseh letih obratovanja ustvarja višje prihodke od stroškov in omogoča odplačilo glavnic
kreditov.
140
13.3.1 FINANČNI UČINKI RAZGRADNJE OBSTOJEČIH PROIZVODNJIH ENOT IN
BLOKA 6
000 EUR
1
Stroški rušitev in
odstranitev
Izdelava dokumentacije
2
Rušitvena dela
3
Demontaže in odstranitve
Predelava in odstranitev
gradbenih odpadkov
Monitoring vplivov na okolje
4
5
Skupaj stroški:
Prihodki od prodaje
16,5
29,5
36,2
72,3
Plinska
bloka
5,0
400,0
700,0
852,0
2.556,0
100,0
4.608,0
10,0
16,4
20,0
60,0
10,0
116,4
85,0
170,0
213,0
639,0
25,0
1.132,0
13,2
23,6
28,9
86,8
5,0
157,6
524,7
939,6
1.150,1
3.414,1
145,0
6.173,5
Bloki 1-3
Bloki 1-3
Blok 4
Blok 4
Blok 5
Blok 5
Blok 6
Blok 6
Plinska
bloka
Skupaj
159,5
Skupaj
1
konstrukcijsko jeklo
600,0
984,0
1.200,0
3.600,0
100,0
6.484,0
2
baker
432,0
860,0
1.012,0
2.024,0
60,0
4.388,0
1.032,0
1.844,0
2.212,0
5.624,0
160,0
10.872,0
Skupaj prihodki:
Razlika
4.698,5
Pri razgradnjah termoelektrarn gre za specifičen primer, ki je neprimerljiv z razgradnjo drugačnih
elektrarn, kot je recimo jedrska elektrarna. Materiali, iz katerih so zgrajene termoelektrarne, so tudi
po preteku življenjske dobe še uporabni in jih je na trgu še vedno mogoče uporabljati. Prav zaradi
tega razgradnja termoelektrarne ne predstavlja stroška, kot je to običajno pri jedrskih elektrarnah,
ampak je učinek razgradnje celo pozitiven. Kot vidimo iz zgornje tabele, v kateri sta zajeti le
bistveni postavki (konstrukcijsko jeklo in baker), je količina konstrukcijskega jekla in bakra, ki sta
mogoča za nadaljnjo uporabo, zelo visoka in prihodki iz naslova razgradnje vseh proizvodnih enot
TEŠ presežejo 10 mio EUR. Na drugi stani so stroški razgradnje enot precej manjši in dosežejo
cca. 6 mio EUR. Iz zgornje tabele tako lahko vidimo, da je neto učinek razgradnje proizvodnih enot
TEŠ pozitiven in da TEŠ iz naslova razgradnje ustvari pozitivni denarni tok, ki preseže 4 mio EUR.
13.4 LIKVIDNOST PROJEKTA
Za prikaz likvidnosti projekta tako v fazi izgradnje kot v fazi rednega obratovanja je narejen finančni
tok projekta, ki je podan v Prilogi 4. Neto prilivi iz finančnega toka so v celotni dobi trajanja projekta
pozitivni. Zato je projekt likviden v celotni dobi trajanja.
Prilivi finančnega toka projekta so:
• prihodki od prodaje
• viri financiranja investicije (lastniški viri in kreditna sredstva)
Odlivi finančnega toka projekta so:
• investicijski stroški
• stroški obratovanja (brez amortizacije)
• obveznosti do virov financiranja (glavnica, obresti in drugi stroški financiranja)
• davek iz dobička
Razlika med prilivi in odlivi so neto prilivi.
141
13.5 FINANČNO-TRŽNA UČINKOVITOST
Pri izračunu učinkov investicije smo predvideli, da se bo zgodil scenarij cen električne energije in
cen emisijskih kuponov CO 2 , kot je predviden v predlogu NEP . Ker predlog NEP predvideva le
cene električne energije in emisijskih kuponov CO 2 do leta 2030, smo za obdobje od 2030 - 2054
uporabili enako spremembo obeh postavk, kot je povprečje spremembe v celotnem obdobju, za
katerega ima predlog NEP napovedane cene. Poleg spremembe obeh v predlogu NEP
predvidenih postavk smo z ustreznimi indeksi povečali tudi stroške vseh postavk, ki jih ima TEŠ v
času trajanja projekta (stroški premoga, stroški dela, stroški aditivov, …).
Finančno-tržni:
Finančno tržni učinki so pripravljeni v skladu z Uredbo o enotni metodologiji za pripravo in
obravnavo investicijske dokumentacije na področju javnih financ (http://www.uradnilist.si/1/objava.jsp?urlid=200660&stevilka=2549), ki predpisuje, da je potrebno za investicije, ki se
financirajo v skladu s to uredbo, upoštevati 7 % diskontni faktor.
ISD
15 let
83,6 mio EUR
7,59 %
RNSV
0,108
1,027
13,6 %
Za izračun finančno tržne učinkovitosti je sestavljen ekonomski tok projekta, ki zajema obdobje
izvedbe projekta in 40-letno obdobje poslovanja (ekonomska doba projekta). Prilive ekonomskega
toka sestavljajo prihodek od prodaje električne in toplotne energije, prihodek od prodaje pepela in
sadre ter prihodek iz naslova sistemskih storitev. Odlive ekonomskega toka pa sestavljajo vrednost
investicije (brez stroškov financiranja), stroški poslovanja (brez amortizacije in stroškov
financiranja) in davek na dobiček, ki bi ga ustvaril projekt. Uporabljena je diskontna stopnja 7%.
Izračunani so naslednji ekonomski kazalci:
g) Doba vračila investicijskih vlaganj: 15 let
Doba vračila investicijskih vlaganj je čas (obdobje, izraženo s številom let), v katerem ustvarjena
prosta denarna sredstva pokrijejo investicijske stroške. To je doseženo takrat, ko postane
ekonomski tok naložbe v kumulativi pozitiven. Ekonomska doba projekta mora biti torej daljša od
dobe vračila investicijskih vlaganj, sicer iz ekonomskega toka ni mogoče razbrati pravilnega
rezultata. Glede na to, da je ekonomska doba projekta 40, let je kazalnik dobe vračanja
investicijskih vlaganj krepko pozitiven.
h) Neto sedanja vrednost (diskontni faktor - 7%): 83,6 mio EUR
Pri tej metodi investicijske izdatke in donose diskontiramo na začetni termin (t 0 ), ko nastopijo prvi
investicijski izdatki. S tem, ko jih diskontiramo, ustrezno vključimo časovno komponento, tako da
so zneski donosov in investicijskih izdatkov v različnih časovnih enotah primerljivi. Nato od vsote
diskontiranih donosov odštejemo investicijske izdatke.
NSV=S D t /(1+r)t-S I t /(1+r)t
NSV= neto sedanja vrednost
D t =donos v obdobju t
I t = investicijski izdatek v obdobju t
t=obdobje (mesec, leto ...) 1,2,3 ... n
r= diskontna stopnja
142
Diskontna stopnja izraža stopnjo zahtevanega donosa. Pozitivna neto sedanja vrednost kaže, da
so donosi večji od investicijskih izdatkov. Negativna neto sedanja vrednost kaže, da pri uporabljeni
diskontni stopnji (zahtevanem donosu) vsota donosov ni dovolj velika, da bi se z njo nadomestili
investicijski izdatki.
Če ocenjujemo eno investicijo, potem je investicija sprejemljiva, če je neto sedanja vrednost večja
od 0. Če ocenjujemo več investicij, pa izberemo tisto, pri kateri je neto sedanja vrednost največja,
pod pogojem, da je večja od 0.
Problem, ki nastopi pri uporabi metode neto sedanje vrednosti, je izbor ustrezne diskontne stopnje.
Višina diskontne stopnje namreč bistveno vpliva na višino NSV. Pri enakih donosih in enaki
vrednosti investicijskih izdatkov bo NSV večja, če uporabimo nižjo diskontno stopnjo, in manjša, če
uporabimo višjo diskontno stopnjo. Draga Stepko pravi, da “po zahodni teoriji – diskontna stopnja
izraža subjektivne časovne preference med sedanjo in bodočo potrošnjo in investitorjevo
ocenjevanje prihodnjih donosov v sedanjosti. Praktično pa investitorji ne poznajo diskontnih mer, v
resnici niti ne poskušajo, da bi jih spoznali.". Zato predlaga kot diskontno stopnjo bodisi obrestno
mero, po kateri investitor lahko dobi posojilo za financiranje naložbe (če naložbo financira s tujimi
viri), bodisi donos, ki bi ga lahko dosegel, če bi finančna sredstva plasiral v finančno naložbo (če
financira naložbo z lastnimi viri).
Po drugi teoriji, “firme uporabljajo tehtano povprečje stroškov kapitala kot zahtevano stopnjo
donosa.” In kot posledica tega, ker je neto donos kapitala firme že zmanjšan za stroške
financiranja, obresti oz. stroški kapitala ne smejo biti vključeni v neto finančni tok, iz katerega se
računa NSV.
Pri tem je potrebno upoštevati tudi tveganost naložbe. Povprečen donos kapitala družbe je po
strukturi donos različnih investicijskih projektov iz preteklosti, ki imajo vsak svojo stopnjo tveganja.
Glede na to, da bolj ali manj poznamo stroške dolžniških virov financiranja, lahko na podlagi
uporabljenega diskontnega faktorja določimo pričakovano donosnost lastniškega kapitala.
WACC= D EBRD *S EBRD +D EIBA *S EIBA + D EIBB *S EIBB +D KHSE *S KHSE +D LV *S LV
Pri navedenem izračunu imajo kratice naslednje pomene:
D EBRD - Delež kredita EBRD v celotni vrednosti investicije
S EBRD - Strošek kredita EBRD
D EIBA - Delež kredita EIB A v celotni vrednosti investicije
S EIBA - Strošek kredita EIB A
D EIBB - Delež kredita EIB B v celotni vrednosti investicije
S EIBB - Strošek kredita EIB B
D KHSE - Delež kredita HSE v celotni vrednosti investicije
S KHSE - Strošek kredita HSE
D LV - Delež lastniških virov v celotni vrednosti investicije
S LV - Strošek lastniških virov
Ob pričakovanem 7 % tehtanem strošku kapitala (diskontnem faktorju) je tako pri scenariju cen iz
NEP strošek/donosnost lastniškega kapitala višji od 13 %, kar je sorazmerno zelo visoka
donosnost na lastniški kapital in presega donosnost primerljivih projektov. Sektorska politika RS za
energetske projekte, ki je v pripravi, naj bi zahtevala 9 % donosnost na lastniški kapital. Ob uporabi
te zahtevane donosnosti bi bil strošek kapitala okoli 6 % in s tem tudi potrebni diskontni faktor.
143
i)
Interna stopnja donosnosti: 7,59 %
Interna stopnja donosa je tista diskontna stopnja, pri kateri je neto sedanja vrednost enaka 0.
Matematično to lahko izrazimo s formulo:
∑ Dt/(1+r)t = ∑ It/(1+r)t
v kateri je tisti r, pri katerem navedena enačba velja, interna stopnja donosa. Interna stopnja
donosa nam pove tudi višino obrestne mere, ki jo lahko plača investitor za posojilo, ne da bi utrpel
izgubo, če vso naložbo financira s posojilom.
Interno stopnjo donosa uporabimo tako, da jo primerjamo z zahtevano stopnjo donosa. Interna
stopnja donosa mora biti vedno višja od zahtevane stopnje donosa.
j)
Relativna neto sedanja vrednost: 0,108
Relativna NSV meri neto donos na enoto investicijskih stroškov. Izračunamo jo iz razmerja med
NSV in sedanjo vrednostjo investicijskih stroškov in pomeni primerjavo med vsoto vseh
diskontiranih neto prilivov (NSV) in vsoto diskontiranih investicijskih stroškov.
k) Kazalnik relativne koristnosti: 1,027
Kazalnik relativne koristnosti je razmerje med sedanjo vrednostjo vseh koristi projekta in sedanjo
vrednostjo stroškov. Da je naložba upravičena, mora biti kazalnik večji od 1.
l) Donosnost na vloženi kapital (ROE): 13,6 %
Mera je enaka čistemu dobičku, ki ga delimo z lastniškim kapitalom. Donos na kapital je izražen v
odstotkih. Uporabljen je kot univerzalen znak učinkovitosti podjetja, oziroma pove, koliko dobička
podjetje lahko ustvari glede na vire, ki mu jih zagotavljajo njegovi delničarji. Lastniški kapital
pomeni vrednost premoženja skupine, ki pripada lastnikom matičnega podjetja.
Pri izbrani varianti je projekt sprejemljiv. Doba vračila investicijskih vlaganj je krajša od življenjske
dobe projekta, neto sedanja vrednost (NSV) je pozitivna, interna stopnja donosnosti (ISD) je višja
od povprečne cene virov financiranja, relativna neto sedanja vrednost (RNSV) je pozitivna,
kazalnik relativne koristnosti je večji od 1, donosnost na lastniški kapital pa je višja kot pri
primerljivih projektih in tudi presega donosnost, ki naj bi bila predpisana v Sektorski politiki RS za
energetske projekte (9 %).
144
13.6 EKONOMSKA MERILA
Ekonomsko vrednotenje izhaja iz predpostavke, da je potrebno vložke projekta opredeliti na
podlagi njihovih oportunitetnih stroškov. Ekonomska analiza je narejena na podlagi družbenega
vidika. Kot izhodišče ekonomske analize upoštevamo denarne tokove iz finančne analize.
Kot je že bilo opisno v poglavju 1.1, so bila pri izračunih upoštevana Navodila za uporabo
metodologije pri izdelavi analize stroškov in koristi za investicijske projekte, ki so bili pripravljeni s
strani Evropske komisije. Evropska komisija v »Navodilih za uporabo metodologije pri izdelavi
analize stroškov in koristi«
(http://ec.europa.eu/regional_policy/sources/docgener/guides/cost/guide2008_en.pdf).
Rezultati izračuna:
Ekonomska NSV pri 5,5%-ni diskontni stopnji
ISD
15 let
356,8 mio EUR
7,59 %
RNSV
0,449
1,096
13,6 %
13.7 RAZVOJNA MERILA
Investicija ustreza ciljem narodnogospodarskega, sektorskega razvoja in varstva okolja, če doseže
določen odstotek možnih točk, ki jih določi sektorska metodologija. Čeprav je bila uredba o enotni
metodologiji za pripravo in obravnavo investicijske dokumentacije na področju javnih financ
objavljena v uradnem listu že leta 1998 ter obnovljena v letu 2006, sektorska metodologija do
danes še ni objavljena, zato ocene ustreznosti investicije z vidika razvojnih meril ni možno narediti.
Kot pa je že opisano v poglavju 4 (Analiza sedanjega stanja in razlogi za investicijsko namero), je
projekt blok 6 ključni razvojni projekt v slovenski energetiki.
13.8 POSLOVANJE TEŠ Z INVESTICIJO
V tem poglavju so podani izračuni ekonomske uspešnosti/upravičenosti projekta - postavitve
nadomestnega bloka 6. Nov blok pa bo v določenem obdobju obratoval skupaj z ostalimi
proizvodnimi enotami v TEŠ, zato bodo v nadaljevanju podani tudi rezultati poslovanja TEŠ kot
celote.
Za TEŠ kot celoto so upoštevani naslednji vhodni podatki:
1. Za blok 6 vsi v tem NIP podani podatki in izračuni
2. Za ostale bloke pa so upoštevani načrtovani rezultati poslovanja za leto 2011 in dolgoročne
projekcije poslovanja ter plan obratovanja in zaustavitev posameznih blokov
V projekciji poslovanja TEŠ kot celote so upoštevana vlaganja v opredmetena osnovna sredstva, ki
se prenašajo v učinke skozi obračunane in povečane stroške amortizacije. Predvidena so vlaganja
za zagotavljanje zanesljivosti proizvodnje na blokih 3, 4 in 5 ter skupnih napravah TEŠ,
upoštevajoč načrtovano zaustavitev proizvodnih objektov. Drugi pomembnejši sklop vlaganj je
načrtovano investicijsko vzdrževanje (4-letni remontni ciklusi). Vlaganja po letih so razvidna iz
priloge 7.
145
V tabelah 13.3 in 13.4 v nadaljevanju so podani podatki o proizvodnji električne energije ter porabi
goriva obstoječih blokov, plinskih turbin in bloka 6 ter v proizvodnji in brezplačnih količinah CO 2
emisijskih kuponov. V tabeli 13.5 sta podani cena premoga in prodajna cena električne energije.
V tabeli 13.6 je podan predviden poslovni rezultat Termoelektrarne Šoštanj do leta 2054. Prihodki
in stroški obstoječih enot so povzeti po poslovnem načrtu za leto 2011 in dolgoročni projekciji
poslovanja, upoštevaje predvidene proizvodnje in zaustavitve obstoječih enot.
146
Tabela 13.3: Proizvodnja električne energije (GWh) obstoječih blokov, plinskih turbin in bloka 6 ter proizvodnja toplotne energije (GWh)
2011
B1-B3
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
209,0
209,0
209,0
209,0
B4
1.591,0
1.406,0
1.350,0
1.591,0
B5
Skupaj
1.700,0
1.885,0
1.941,0
1.700,0
1.055,0
1.055,0
1.055,0
1.055,0
3.500,0
3.500,0
3.500,0
3.500,0
1.055,0
1.055,0
1.055,0
1.055,0
B6
Skupaj premogovni bloki
3.500,0
3.500,0
3.500,0
3.500,0
3.529,3
4.584,3
3.529,3
4.584,3
3.529,3
4.584,3
3.529,3
4.584,3
PLT
SKUPAJ elektrika TEŠ
190,0
3.690,0
190,0
3.690,0
190,0
3.690,0
190,0
3.690,0
190,0
4.774,3
190,0
4.774,3
190,0
4.774,3
190,0
4.774,3
416,2
416,2
416,2
416,2
416,2
416,2
416,2
416,2
416,2
416,2
416,2
416,2
63,8
63,8
63,8
63,8
352,5
352,5
352,5
352,5
2023
2024
Proizvodnja toplote
- B 4, 5
- B6
2019
2020
2021
2022
2025
2026
2027
B1-B3
B4
B5
Skupaj
1.055,0
1.055,0
955,0
855,0
755,0
655,0
545,0
445,0
345,0
1.055,0
1.055,0
955,0
855,0
755,0
655,0
545,0
445,0
345,0
B6
Skupaj premogovni bloki
3.529,3
4.584,3
3.529,3
4.584,3
3.529,3
4.484,3
3.529,3
4.384,3
3.529,3
4.284,3
3.529,3
4.184,3
3.529,3
4.074,3
3.529,3
3.974,3
3.529,3
3.874,3
PLT
190,0
4.774,3
190,0
4.774,3
172,0
4.656,3
154,0
4.538,3
136,0
4.420,3
118,0
4.302,3
98,2
4.172,5
80,1
4.054,4
62,1
3.936,4
416,2
416,2
416,2
416,2
416,2
416,2
416,2
416,2
416,2
63,8
63,8
63,8
63,8
63,8
63,8
63,8
63,8
63,8
352,5
352,5
352,5
352,5
352,5
352,5
352,5
352,5
352,5
Proizvodnja toplote
- B 4, 5
- B6
147
2028
B6
Proizvodnja toplote
- B6
Proizvodnja toplote
- B6
Proizvodnja toplote
- B6
2031
2032
2033
2034
2035
2036
3.717,9
3.717,9
3.598,0
3.598,0
3.478,1
3.478,1
3.358,1
3.358,1
3.238,2
3.238,2
3.118,3
3.118,3
2.998,3
2.998,3
2.878,4
2.878,4
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2.758,5
2.758,5
2.638,5
2.638,5
2.518,6
2.518,6
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
2046
B6
2030
3.837,9
3.837,9
2037
B6
2029
2047
2048
2049
2050
2051
2052
2053
2054
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
432,3
148
Tabela 13.4: Poraba premoga obstoječih blokov in bloka 6 (000 ton), poraba zemeljskega plina plinskih turbin (mio m3) ter proizvodnja in
brezplačne količine CO 2 ( 000 ton)
2011
B1-B3
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
279,5
279,5
279,5
279,5
B4
1.788,7
1.580,7
1.517,8
1.788,7
B5
1.728,8
1.916,9
1.988,9
1.728,8
1.043,2
1.043,2
1.043,2
1.043,2
2.927,9
3.971,2
2.927,9
3.971,2
2.927,9
3.971,2
B6
Skupaj
3.796,9
3.777,1
3.786,1
3.796,9
2.927,9
3.971,2
Toplota
SKUPAJ
142,8
3.939,7
142,8
3.919,8
142,8
3.928,8
142,8
3.939,7
127,6
4.098,8
127,6
4.098,8
127,6
4.098,8
127,6
4.098,8
55,7
55,7
55,7
55,7
55,7
55,7
55,7
55,7
Proizvodnja CO 2
4.469,1
4.348,1
4.357,7
4.369,1
4.477,1
4.477,1
4.477,1
4.477,1
Brezplačna količina CO 2
4.300,8
4.300,8
97,1
79,3
63,7
50,1
38,5
29,4
Poraba ZP
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
B1-B3
B4
B5
1.043,2
1.043,2
944,3
845,5
746,6
647,7
538,9
440,0
341,2
B6
Skupaj
2.927,9
3.971,2
2.927,9
3.971,2
2.927,9
3.872,3
2.927,9
3.773,4
2.927,9
3.674,5
2.927,9
3.575,6
2.927,9
3.466,9
2.927,9
3.368,0
2.927,9
3.269,1
Toplota
SKUPAJ
127,6
4.098,8
127,6
4.098,8
127,6
3.999,9
127,6
3.901,0
127,6
3.802,1
127,6
3.703,2
127,6
3.594,5
127,6
3.495,6
127,6
3.396,7
55,7
55,7
50,4
45,1
39,9
34,6
28,8
23,5
18,2
4.477,1
4.477,1
4.363,3
4.249,5
4.135,8
4.022,0
3.876,8
3.753,0
3.629,2
24,0
19,0
Poraba ZP
Proizvodnja CO 2
149
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
B6
Skupaj
3.070,3
3.070,3
2.970,3
2.970,3
2.870,3
2.870,3
2.770,3
2.770,3
2.670,3
2.670,3
2.570,3
2.570,3
2.470,3
2.470,3
2.370,3
2.370,3
2.270,3
2.270,3
Toplota
SKUPAJ
129,7
3.200,0
129,7
3.100,0
129,7
3.000,0
129,7
2.900,0
129,7
2.800,0
129,7
2.700,0
129,7
2.600,0
129,7
2.500,0
129,7
2.400,0
Proizvodnja CO 2
3.516,1
3.410,5
3.304,9
3.199,3
3.093,7
2.988,1
2.882,5
2.776,9
2.671,3
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
B6
Skupaj
2.170,3
2.170,3
2.070,3
2.070,3
1.970,3
1.970,3
1.870,3
1.870,3
1.870,3
1.870,3
1.870,3
1.870,3
1.870,3
1.870,3
1.870,3
1.870,3
1.870,3
1.870,3
Toplota
SKUPAJ
129,7
2.300,0
129,7
2.200,0
129,7
2.100,0
129,7
2.000,0
129,7
2.000,0
129,7
2.000,0
129,7
2.000,0
129,7
2.000,0
129,7
2.000,0
Proizvodnja CO 2
2.565,7
2.460,1
2.354,5
2.248,9
2.248,9
2.248,9
2.248,9
2.248,9
2.248,9
2046
2047
2048
2049
2050
2051
2052
2053
2054
B6
Skupaj
1.870,3
1.870,3
1.870,3
1.870,3
1.870,3
1.870,3
1.870,3
1.870,3
1.870,3
1.870,3
1.870,3
1.870,3
1.870,3
1.870,3
1.870,3
1.870,3
1.870,3
1.870,3
Toplota
SKUPAJ
129,7
2.000,0
129,7
2.000,0
129,7
2.000,0
129,7
2.000,0
129,7
2.000,0
129,7
2.000,0
129,7
2.000,0
129,7
2.000,0
129,7
2.000,0
Proizvodnja CO 2
2.248,9
2.248,9
2.248,9
2.248,9
2.248,9
2.248,9
2.248,9
2.248,9
2.248,9
150
Tabela 13.5: Prodajna cena električne energije, cena premoga in cena emisijskih kuponov
Cena elektrike iz plina (EUR/MWh)
Cena premoga (EUR/GJ)
Cena elektrike iz plina (EUR/MWh)
2011
55,50
2012
60,20
2013
72,98
2014
73,12
2015
73,83
2016
74,90
2017
75,97
2018
77,04
79,00
84,33
90,50
93,50
95,70
96,66
97,62
98,60
2,55
2,50
2,40
2,30
2,25
2,26
2,27
2,28
19,16
20,41
21,02
21,65
22,30
22,96
23,65
24,07
2019
78,11
2020
79,18
2021
80,90
2022
82,67
2023
84,47
2024
86,31
2025
88,19
2026
89,55
2027
90,94
99,59
100,58
101,59
102,60
103,63
104,67
105,71
106,77
107,84
2,30
2,31
2,32
2,33
2,34
2,35
2,37
2,38
2,39
24,50
24,93
25,37
25,82
26,79
27,79
28,82
29,90
31,01
2028
92,35
2029
93,79
2030
95,24
2031
97,08
2032
98,96
2033
100,87
2034
102,82
2035
104,81
2036
106,84
2,40
2,41
2,43
2,44
2,45
2,46
2,47
2,49
2,50
32,17
33,37
34,62
35,89
37,21
38,58
40,00
41,48
43,01
2037
108,90
2038
111,01
2039
113,16
2040
115,34
2041
117,57
2042
119,85
2043
122,16
2044
124,53
2045
126,93
2,51
2,52
2,54
2,55
2,56
2,57
2,59
2,60
2,61
44,59
46,23
47,94
49,70
51,53
53,43
55,40
57,44
59,55
2046
129,39
2047
131,89
2048
134,44
2049
137,04
2050
139,69
2051
142,39
2052
145,14
2053
147,95
2054
150,81
2,63
2,64
2,65
2,67
2,68
2,69
2,71
2,72
2,73
61,75
64,02
66,38
68,83
71,36
73,99
76,71
79,54
82,47
151
160,0
140,0
120,0
100,0
80,0
60,0
40,0
20,0
Cena EE (EUR/MWh)
2054
2053
2052
2051
2050
2049
2048
2047
2046
2045
2044
2043
2042
2041
2040
2039
2038
2037
2036
2035
2034
2033
2032
2031
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
0,0
Cena Emisijskega kupona (EUR/t)
Slika 13.1: Gibanje cene EE in emisijskih kuponov CO 2 v življenjski dobi projekta
152
Cene električne energije in emisijskih kuponov so do leta 2015 določene na podlagi »future«
cen na EEX in na projekcijah strokovnih služb HSE ter prilagojene glede na specifični režim
obratovanja TEŠ. Upoštevano je razmerje peak/base iz zadnjega razpoložljivega obdobja in
povprečna letna proizvodnja 3.700 GWh.
Cene električne energije in emisijskih kuponov od leta 2015 do 2030 so povzete iz predloga
NEP, ki je že v obravnavi in do danes na to temo ni bilo nobenih pripomb.
Cene električne energije in emisijskih kuponov od leta 2030 do leta 2054 so predvidene po
enaki dinamiki rasti, kot je predvidena v predlogu NEP za obdobje 2015 - 2030.
Cene premoga so predvidene v skladu s strateškimi načrti premogovnika Velenje in
predvidevajo realno gospodarsko rast kot je predvidena v predlogu NEP.
153
Tabela 13.6: Poslovni rezultat TEŠ (000 EUR)
PRIHODKI
2011
220.838,2
2012
238.717,1
2013
287.112,4
2014
288.650,8
2015
373.504,8
2016
378.646,0
2017
383.753,0
2018
389.110,3
2019
394.474,0
2020
399.844,2
1. Poslovni prihodki
213.838,2
231.717,1
280.112,4
281.650,8
365.504,8
370.786,0
376.073,9
381.339,8
386.611,0
391.887,4
2.000,0
2.000,0
2.000,0
2.000,0
2.000,0
1.800,0
1.558,6
1.588,7
1.619,4
1.650,7
STROŠKI
5.000,0
206.589,6
5.000,0
199.049,0
5.000,0
284.288,4
5.000,0
284.703,3
6.000,0
371.500,2
6.060,0
365.097,0
6.120,6
364.445,2
6.181,8
365.585,1
6.243,6
361.652,4
6.306,1
361.117,7
1. Gorivo
120.196,7
118.627,4
115.922,4
112.260,1
111.487,3
112.134,5
112.783,1
113.435,9
114.092,8
114.753,8
2. Vzdrževanje
9.150,0
8.650,0
8.650,0
8.500,0
10.300,0
9.300,0
9.300,0
11.100,0
11.100,0
11.100,0
3. Stroški dela
15.010,5
14.945,5
14.058,0
14.058,0
14.058,0
14.198,6
13.435,2
13.386,7
12.966,4
12.723,0
4. Amortizacija
33.917,4
32.224,8
32.926,0
34.072,4
73.736,4
66.475,9
65.785,6
65.397,3
62.149,1
62.086,4
5. Ostali stroški
23.774,1
22.774,1
22.774,1
22.774,1
24.613,9
24.791,1
24.719,0
24.772,0
24.825,2
24.878,8
1.316,6
861,5
401,0
163,8
41.710,6
39.440,7
36.440,4
33.480,7
30.528,8
27.576,8
DOBIČEK/IZGUBA
3.224,3
14.248,6
965,7
39.668,1
89.556,8
2.824,0
92.874,9
3.947,6
95.593,9
2.004,6
98.756,2
13.549,0
101.981,9
19.307,8
104.012,6
23.525,2
105.990,1
32.821,7
107.998,9
38.726,5
Davek iz dobička
2.849,7
11.398,9
7.933,6
31.734,5
564,8
2.259,2
789,5
3.158,0
400,9
1.603,7
2.709,8
10.839,2
3.861,6
15.446,2
4.705,0
18.820,2
6.564,3
26.257,3
7.745,3
30.981,2
2. Ostalo
154
PRIHODKI
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
398.064,1 396.065,4 393.875,4 391.441,9 387.656,1 382.486,9 377.074,5 369.790,8 364.294,7 360.911,5 353.784,7 348.712,5
390.012,3 387.917,4 385.629,9 383.097,7 379.211,7 373.941,2 368.426,0 363.314,4 357.735,6 351.896,5 347.056,6 341.898,1
2. Ostalo
1.682,6
1.715,2
1.748,3
1.782,1
1.816,6
1.851,7
1.887,5
1.924,0
1.961,2
1.999,1
2.037,8
2.077,2
STROŠKI
6.369,1
6.432,8
6.497,1
6.562,1
6.627,7
6.694,0
6.761,0
4.552,4
4.597,9
7.015,9
4.690,3
4.737,2
354.241,4 339.438,2 333.321,8 327.001,8 320.060,0 313.618,5 305.171,1 279.266,4 275.000,2 270.886,4 267.109,5 263.279,8
1. Gorivo
111.266,5 107.724,3 104.126,7 100.472,9
96.335,0
92.563,7
88.734,2
80.442,2
78.318,0
76.170,6
73.999,8
71.805,3
2. Vzdrževanje
11.100,0
11.100,0
11.100,0
11.100,0
11.100,0
11.100,0
11.100,0
7.008,8
6.858,6
6.708,3
6.558,0
6.407,7
3. Stroški dela
12.435,7
12.179,5
11.916,8
11.647,7
11.372,1
11.089,7
10.400,6
8.080,5
8.161,3
8.242,9
8.325,3
8.408,6
4. Amortizacija
61.796,8
54.643,6
54.285,8
53.865,8
53.784,7
53.566,2
52.005,3
47.988,7
46.762,5
45.825,6
45.422,4
45.122,6
5. Ostali stroški
24.373,6
23.868,7
23.364,1
22.859,8
22.299,8
21.796,1
20.796,3
13.945,1
13.778,3
13.610,9
13.442,8
13.274,1
25.757,8
23.440,2
21.122,7
18.805,1
16.487,5
14.169,9
12.252,6
11.031,7
9.810,8
8.589,9
7.369,0
6.148,1
DOBIČEK/IZGUBA
Davek iz dobička
107.511,0 106.481,9 107.405,8 108.250,5 108.680,8 109.332,8 109.882,2 110.769,4 111.310,7 111.738,2 111.992,3 112.113,4
43.822,7 56.627,2 60.553,6 64.440,1 67.596,1 68.868,4 71.903,3 90.524,4 89.294,5 90.025,0 86.675,2 85.432,8
8.764,5
35.058,2
11.325,4
45.301,8
12.110,7
48.442,9
12.888,0
51.552,1
13.519,2
54.076,9
13.773,7
55.094,7
14.380,7
57.522,7
18.104,9
72.419,5
17.858,9
71.435,6
18.005,0
72.020,0
17.335,0
69.340,2
17.086,6
68.346,2
155
PRIHODKI
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
343.312,3 337.573,4 331.484,6 325.034,6 318.211,7 311.003,9 303.398,9 295.384,0 301.047,1 306.819,3 312.702,6 318.699,1
336.410,4 330.582,7 324.403,8 317.862,5 310.947,0 303.645,2 295.944,8 287.833,2 293.398,2 299.070,9 304.853,2 310.747,3
2. Ostalo
STROŠKI
1. Gorivo
2.117,3
2.158,3
2.200,0
2.242,5
2.285,9
2.330,1
2.375,1
2.421,1
2.467,9
2.515,6
2.564,2
2.613,8
4.784,6
4.832,4
4.880,8
4.929,6
4.978,9
5.028,7
5.078,9
5.129,7
5.181,0
5.232,8
5.285,2
5.338,0
258.853,0 253.565,8 249.476,4 245.183,9 240.978,3 237.181,7 233.458,9 230.454,3 234.795,2 239.285,7 243.925,2 248.730,5
69.587,0
67.344,8
65.078,3
62.787,6
60.472,3
58.132,3
55.767,4
53.377,3
53.644,2
53.912,4
54.182,0
54.452,9
2. Vzdrževanje
6.257,5
6.107,2
5.956,9
5.806,6
5.656,4
5.506,1
5.355,8
6.506,9
6.506,9
6.506,9
6.506,9
6.506,9
3. Stroški dela
8.492,6
8.577,6
8.663,3
8.750,0
8.837,5
8.925,9
9.015,1
9.105,3
9.196,3
9.288,3
9.381,2
9.475,0
4. Amortizacija
44.392,2
42.978,8
42.951,9
42.922,6
42.922,6
42.922,6
42.922,6
42.922,6
42.913,3
42.905,9
42.894,5
42.890,3
5. Ostali stroški
13.104,9
12.935,2
12.765,2
12.594,9
12.424,4
12.254,0
12.083,7
11.586,0
11.638,5
11.691,4
11.744,5
11.797,9
4.927,1
3.706,2
2.485,3
1.264,4
314,4
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
DOBIČEK/IZGUBA
Davek iz dobička
112.091,6 111.916,0 111.575,4 111.057,8 110.350,8 109.440,9 108.314,3 106.956,3 110.896,0 114.980,8 119.216,1 123.607,4
84.459,4 84.007,6 82.008,2 79.850,7 77.233,4 73.822,2 69.940,0 64.929,6 66.251,9 67.533,6 68.777,4 69.968,7
16.891,9
67.567,5
16.801,5
67.206,1
16.401,6
65.606,6
15.970,1
63.880,5
15.446,7
61.786,7
14.764,4
59.057,8
13.988,0
55.952,0
12.985,9
51.943,7
13.250,4
53.001,5
13.506,7
54.026,9
13.755,5
55.021,9
13.993,7
55.974,9
156
PRIHODKI
2045
324.811,1
2046
331.040,8
2047
337.390,4
2048
343.862,3
2049
350.458,8
2050
357.182,3
2051
364.035,2
2052
371.020,2
2053
378.139,6
2054
391.020,2
316.755,4
322.879,6
329.122,3
335.485,6
341.972,0
348.583,8
355.323,4
362.193,3
369.196,1
376.334,2
2.664,3
2.715,9
2.768,4
2.821,9
2.876,4
2.932,1
2.988,8
3.046,5
3.105,4
8.789,5
5.391,4
213.088,9
5.445,3
218.233,0
5.499,8
223.553,7
5.554,8
229.057,2
5.610,3
234.750,4
5.666,4
240.617,0
5.723,1
246.565,5
5.780,3
252.869,9
5.838,1
259.393,1
5.896,5
266.143,0
54.725,2
54.998,8
55.273,8
55.550,2
55.827,9
56.107,1
56.387,6
56.669,5
56.952,9
57.237,6
2. Vzdrževanje
6.506,9
6.506,9
6.506,9
6.506,9
6.506,9
6.506,9
6.506,9
6.506,9
6.506,9
6.506,9
3. Stroški dela
9.569,7
9.665,4
9.762,1
9.859,7
9.958,3
10.057,9
10.158,5
10.260,0
10.362,6
10.466,3
4. Amortizacija
2.275,0
2.275,0
2.275,0
2.275,0
2.275,0
2.251,9
2.107,2
2.107,2
2.107,2
2.107,2
5. Ostali stroški
11.851,7
11.905,7
11.960,0
12.014,6
12.069,6
12.124,8
12.180,3
12.236,2
12.292,3
12.348,8
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
128.160,5
111.722,2
132.881,2
112.807,8
137.775,9
113.836,7
142.850,8
114.805,1
148.112,7
115.708,4
153.568,4
116.565,3
159.225,1
117.469,7
165.090,1
118.150,3
171.171,2
118.746,5
177.476,3
124.877,2
22.344,4
89.377,8
22.561,6
90.246,2
22.767,3
91.069,4
22.961,0
91.844,0
23.141,7
92.566,7
23.313,1
93.252,2
23.493,9
93.975,8
23.630,1
94.520,2
23.749,3
94.997,2
24.975,4
99.901,8
2. Ostalo
STROŠKI
1. Gorivo
DOBIČEK/IZGUBA
Davek iz dobička
157
14. ANALIZA OBČUTLJIVOSTI IN TVEGANJ
14.1 ANALIZA OBČUTLJIVOSTI
V okviru vrednotenja je izdelana tudi analiza občutljivosti projekta na: spremembo cene premoga,
spremembo prodajne cene električne energije, spremembo cene emisijskega kupona in
spremembo vrednosti investicije.
Računano je za naslednje spremembe:
a) povečanje cene premoga za 10 in 20 %
b) zmanjšanje cene premoga za 10 in 20 %
c) povečanje prodajne cene električne energije za 10 in 15 %
d) zmanjšanje prodajne cene električne energije za 10 in 15 %
e) povečanje prodajne cene emisijskih kuponov za 10 in 20 %
f) zmanjšanje prodajne cene emisijskih kuponov za 10 in 20 %
g) Povečanje diskontnega faktorja na 9 %
h) Zmanjšanje diskontnega faktorja na 3,5 %.
Rezultati analize občutljivosti so podani v Tabelah 14.1 – 14.3
Tabela 14.1: Neto sedanja vrednost, interna stopnja donosnosti in donosnost
lastniškega kapitala v analizi občutljivosti
Občutljivost na ceno premoga
-20 %
-10 %
195.151,4
139.327,9
ISD
8,35 %
Donosnost na LK
15,80 %
NSV (000 EUR)
+10 %
+20 %
83.504,5
27.681,0
-28.142,4
7,97 %
7,59 %
7,20 %
6,80 %
14,70 %
13,60 %
12,51 %
11,41 %
Glede na to, da je premog iz Premogovnika Velenje v veliki večini uporabljen v TEŠ in da je le ta v
neposredni bližini TEŠ, s katerim je preko trakov transporta premoga tudi direktno povezan
ocenjujemo, da je verjetnost velike spremembe cene premoga v prihodnosti sorazmerno majhna.
Poleg navedenega je lastnik PV enak kot lastnik TEŠ. Iz analize je razvidno, da je glede na ostale
kazalce projekt sorazmerno malo občutljiv na spremembe cene premoga.
Občutljivost na prodajno ceno električne energije
NSV (000 EUR)
+15 %
+10 %
-10 %
-15 %
446.659,2
325.607,6
83.504,5
-158.598,6
-284.097,6
ISD
9,89 %
9,16 %
7,59 %
5,79 %
4,73 %
Donosnost na LK
21,51 %
18,87 %
13,60 %
8,34 %
5,67 %
Iz analize občutljivosti se vidi, da je projekt sorazmerno močno odvisen od cene električne
energije. V luči jedrske krize, ki je posledica dogajanj v jedrski elektrarni Fukushima na Japonskem
in posledičnega povečevanja jedrske varnosti in skeptičnosti do jedrskega programa je verjetnost,
da bo prišlo do znižanja prodajnih cen električne energije sorazmerno nizka. Ocenjujemo, da bo
odraz vsega dogajanja na področju proizvodnje električne energije iz jedrskih elektrarn premik
cene električne energije navzgor (kar je tudi predvidevanje Ministrstva za gospodarstvo v predlogu
NEP), kar bo pozitivno vplivalo na finančno učinkovitost investicije. Če upoštevamo še izjemno
158
visoke cene iz alternativnih virov energije, ki so zaradi previsokih stroškov še vedno upravičeni do
subvencij, menimo, da so naše trditve na še bolj trdnih temeljih.
Občutljivost na prodajno ceno emisijskega kupona
+20 %
+10 %
-69.531,8
6.986,3
ISD
6,48 %
Donosnost na LK
9,79 %
NSV (000 EUR)
-10 %
-20 %
83.504,5
160.022,6
236.540,7
7,05 %
7,59 %
8,10 %
8,58 %
11,70 %
13,60 %
15,51 %
17,42 %
V skladu z obstoječo zakonodajo bo potrebno po letu 2012 vsem proizvajalcem električne energije
kupone za emisije CO2 kupovati na prostem trgu emisijskih kuponov. Želimo poudariti, da je,
zgodovinsko gledano, korelacija med ceno emisijskega kupona in ceno električne energije izjemno
močna, saj je sprememba cene emisijskega kupona za 1 EUR povečala tudi ceno električne
energije za 1EUR, kar prikazujemo tudi s spodnjim grafom in kar je skladno tudi s predvidevanji
Ministrstva za gospodarstvo v predlogu NEP. Glede na navedeno je skoraj nemogoče pričakovati
visoke rasti cene emisijskih kuponov, ki ji ne bi sledila tudi cena rasti električne energije in to bi
posledično imelo izrazito negativen vpliv na finančno učinkovitost investicije. Nasprotno: ob
upoštevanju trendov v preteklosti in upoštevanju dejstva, da je blok 6 najsodobnejša tehnologija,
katere emisijski faktor je precej nižji od 1, bi povečanje cen emisijskih kuponov pomenil izboljšanje
finančne učinkovitosti projekta.
Slika 14.1: Gibanje cene emisijskih dovolilnic in cene električne energije
159
Tabela 14.2:
Neto sedanja vrednost investicije, interna stopnja donosa in lastna cena
električne energije v primeru, da se vrednost investicije poveča za 100 mio
EUR oziroma 200 mio EUR
Povečanje investicije (mio EUR)
NSV (000 EUR)
ISD
Donosnost na lastniški kapital
100
1.788,4
7,01 %
13,16 %
200
-79.928,8
6,50 %
12,75 %
Tabela 14.3: Neto sedanja vrednost in interna stopnja donosnosti pri različnih diskontnih
faktorjih
Diskontni faktor (%)
NSV (000 EUR)
ISD
3,5
922.288,8
7,59 %
9
-160.170,7
7,59 %
Diskontni faktor je 9 %:
Kot je že bilo opisano v enem od prejšnjih poglavij, nas ekonomska teorija uči, da se diskontni
faktor določi na osnovi cene, po kateri je na trgu mogoče pridobiti vire financiranja. Glede na to, da
so pogodbe za dolžniške vire financiranja že podpisane in da njihove stroške že poznamo, je ob
predvidenem 9 % diskontnem faktorju pričakovana donosnost lastniškega kapitala 18 %.
Navedena donosnost je za sektorje proizvodnje električne energije neobičajno visoka in navadno
pričakovanja lastnikov ne dosegajo tako visokih pričakovanih donosov. Republika Slovenija, ki je
posredni lastnik TEŠ, bo tako poleg neposrednega donosa na vloženi kapital deležna še visokih
davkov na predvidene dobičke, plačil taks za izpuščanje toplogrednih plina CO 2 , vzpostavljena bo
visoka stopnja zaposlenosti, poleg tega bo deležna tudi prihodkov iz naslova stroškov garancije za
kredit EIB, ki v času trajanja kredita dosežejo cca. 50 mio EUR, ter mnogih drugih sinergijskih
učinkov investicije. Če upoštevamo zgoraj navedena dejstva bo tako donosnost RS kot lastnika
krepko presegla 30 %.
Diskontni faktor je 3,5 %:
Evropska komisija v »Navodilih za uporabo metodologije pri izdelavi analize stroškov in koristi«
predlaga 3,5 % diskontni faktor za investicije, ki imajo moče sinergijske učinke in kamor po vsebini
nedvomno sodi tudi blok 6. Navedeni diskontni faktor pa se uporablja le za investicije v državah, v
katerih je razvitost dovolj visoka, da bruto domači proizvod na prebivalca presega 90 % povprečja
Evropske unije. Navedeni diskontni faktor se torej uporablja v najbolj razvitih evropskih državah. Za
Slovenijo in ostale države, ki tega povprečja še ne dosegajo, je predlagan 5,5 % diskontni faktor.
Glede na to, da je Slovenija po svojem BDP zelo blizu omenjeni meji, je tudi uporaba nižjega
diskontnega faktorja (3,5 %) povsem razumna. Nesporno dejstvo je, da se ob uporabi navedenega
diskontnega faktorja bistveno zniža strošek oziroma donos kapitala, katerega raven pri faktorju 3,5
% doseže le 3,5 %. Je pa tudi res, da je lastnik (RS) deležen še vseh ostalih ugodnosti, ki so že
bile opisane (davek od dobička, prihodki iz naslova izpuščanja CO 2 , prihodki iz naslova izdane
garancije, visoka zaposlenost v regiji in s tem bistveno manjši strošek z naslova socialnih
transferjev, …). Vse omenjeno in tudi druge pozitivne učinke je tako v obzir vzela tudi Evropska
komisija pri določanju diskontnih faktorjev in kot rezultat vsega tega kot faktor, ki je nevtralen za
državo določila stopnjo 3,5 %.
V primeru uporabe diskontnega faktorja 3,5 % je investicija izjemno fleksibilna na spremembe vseh
ključnih parametrov in s tem seveda veliko lažje sprejemljiva.
160
14.2 ANALIZA TVEGANJ
Tako TEŠ kot obvladujoča družba HSE, sta za namen investicije v blok 6 pripravila celovita
dokumenta, ki obravnava in ocenjuje vsa pripoznana tveganja v zvezi s projektom bloka 6. Seveda
je opredelitev tveganj v določeni meri različna, kar izhaja tudi iz različne vloge pri projektu
posamezne družbe. Zato se razlikujejo tudi ukrepi za obvladovanje tveganj. Medtem ko so v TEŠ
bolj poudarjeni tehnični in okoljski vidiki, v HSE prevladujejo finančno-ekonomski. V nadaljevanju
povzemamo ključna pripoznana tveganja, njihovo rangiranje glede na pomen, predvidene ukrepe
in stopnjo obvladljivosti.
14.2.1 UPORABLJENA METODOLOGIJA IN OSNOVE
Osnova za uporabljeno metodologijo analize tveganj je:
•
ISO 31000 družina standardov
o ISO 31000:2009 – Priniciples and Guidelines on Implementation
o ISO/IEC 31010:2009 – Risk Management-Vocabulary
o ISO Guide 73:2009 – Risk Management – Risk Assessment Techniques
V pripravi analize tveganj so bile preučene vse ključne pogodbe v zvezi z blokom 6 (ki so opisane
tudi med viri) kot tudi tveganja, ki jih investitor zaznava v povezavi z izgradnjo bloka 6 in bi lahko
predstavljala potencialno tveganje.
14.2.2 DOLOČITEV ELEMENTOV TVEGANJA
Za prepoznavanje tveganj je bila uporabljena matrika kategorij možnih tveganj po naslednjih
področjih:
VF
IV
TP
PR
TT
ZA
Tveganje v zvezi s pridobitvijo virov financiranja, potrebnih za izgradnjo bloka 6
Tveganja v zvezi z investicijsko vrednostjo projekta
Tveganja v zvezi s tem, da projekt ne bo končan v skladu s terminskim planom
Tveganje, da ne bo na voljo dovolj premoga oziroma ta ne bo primerne kakovosti
Tržno tveganje v zvezi s ceno električne energije in emisijskih kuponov
Tveganje, da se zaostri zakonodaja na okoljskem področjih
14.2.3 KLASIFIKACIJA TVEGANJ
Stopnje vplivov:
Kategorija
1
2
3
4
5
Stopnja vpliva
Zanemarljiv vpliv na projekt
Majhen vpliv na projekt
Srednji vpliv na projekt
Velik vpliv na projekt
Katastrofalen vpliv na projekt
Stroški tveganj
Do 10 mio EUR
Od 11-100 mio EUR
Od 101-350 mio EUR
Od 351-600 mio EUR
Več kot 600 mio EUR
Možne zamude
Do 14 dni
Od 15-45 dni
Od 45-90 dni
Od 90-150 dni
Več kot 150 dni
161
Stopnja verjetnosti:
Kategorija
ZV
V
S
M
ZM
Stopnja verjetnosti
Zelo visoka (>80 %)
Visoka ( 60 - 80 %)
Srednja (40 - 60 %)
Majhna (20 - 40 % )
Zelo majhna (<20 %)
Razpoložljive informacije o verjetnosti
Na razpolago nimamo skoraj nobenih informacij
Imamo le omejene, delne informacije
Na razpolago je le del informacij
Razpolagamo z dobrimi informacijami
Razpolagamo z zelo dobrimi informacijami
Stopnje tveganja:
Kategorija
n
s
v
zv
Stopnja tveganja
Nizko tveganje
Srednje tveganje
Visoko tveganje
Zelo visoko tveganja
Ocena obvladljivosti tveganja:
Kategorija
1
2
3
Stopnja obvladljivosti
Nizka obvladljivost
Znosna obvladljivost
Dobra obvladljivost
Opis okoliščin
Zunanji vplivi in vplivni dejavniki, zakonodaja, okolje
Zunanji in notranji vplivi, manjši vplivi zakonodaje in
okoljske problematike
Notranji vplivi, visoka stopnja izvedljivosti in izvršljivosti,
zmernost tveganj
162
14.2.4 TABELA TVEGANJ
Ozn.
Element tveganja in vplivnost
VF1
TEŠ ne uspe črpati kredita EIB A v
vrednosti 110 mio EUR
Tveganje zaradi spremembe obrestne
mere
Skupina HSE ne zagotovi zadostnih virov
za dokapitalizacijo in kredite v skupini.
VF2
VF3
Kategorija
tveganja
n
(M,2)
n
(ZM,2)
n
(ZM,3)
VF4
TEŠ ne uspe črpati kredita EBRD
VF5
TEŠ ne uspe zagotoviti lastnih virov, ki
so predvideni za kredit.
VF6
Tveganje, da Republika Slovenija ne
izda poroštva za kredit EIB B v vrednosti
440 mio EUR
v
(M,5)
IV1
Tveganje, da vrednost Glavne
tehnološke opreme (GTO) preseže
predvideno v investicijskem programu
s
(M,3)
IV2
Tveganje, da vrednost montaže preseže
predvideno vrednost v investicijskem
programu
s
(S,3)
s
(M,3)
v
(V,3)
Ukrepi za znižanje tveganja/ Komentar
Pravočasna zagotovitev komercialne garancije in izpolnjevanje
zavez po pogodbi
TEŠ ima vzpostavljeno politiko ščitenja obrestnih mer, s katero je
razpršeno tveganje spremembe obrestnih mer
Z vzpostavljenim dolgoročnim planiranjem denarnih tokov in
vzpostavljenim »cash managementom« v skupini HSE verjetnost
zelo majhna
Pravočasna zagotovitev vseh pogojev za črpanje in izpolnjevanje
zavez po sklenjenih pogodbah
Izvajati ukrepe racionalizacije poslovanja, sprejeti plane in
dinamiko zagotavljanja lastnih virov TEŠ, zagotoviti ustrezno
cenovno politiko s strani matične družbe
Glede na to, da je Republika Slovenija v preteklosti že izdala vsa
potrebna soglasja za izpeljavo projekta in izdala pismo podpore
EBRD in »no objection« Letter EIB je verjetnost, da RS ne odobri
poroštva majhna.
Investitor je v Investicijskem programu pregledal vse možne
podražitve GTO. Z dobaviteljem Alstomom je v zaključni fazi
pogajanj o omejitvi rasti cen iz eskalacijske formule, ki je del
pogodbe. Ostali parametri pogodbe za dobavo GTO bodo z
doseženo kapico na eskalacijo obvladljivi
Investitor je pridobil informativne ponudbe za ceno montaže pri
drugih primerljivih projektih in tudi direktno pri podjetjih, ki
opravljajo podobna montažna dela. Na podlagi pridobljenih
informacij je ocenjena tudi vrednost montaže. Ocenjuje se, da
vrednost montaže ne more bistveno preseči vrednosti in
investicijskega programa
Stopnja
obvladljivosti
3
3
3
2
3
1
2
2
163
IV3
Verjetnost, da vrednost investicije v
Razžveplalno napravo (RDP) preseže
predvideno vrednost v investicijskem
programu
n
(M,2)
IV4
Tveganje podražitev vseh ostalih
paketov iz investicijskega programa
n
(M,2)
TP1
Tveganje, da gradbena dela za glavni
pogonski objekt, ne bodo dokončana v
terminskem planu
v
(V,3)
TP2
Tveganje, da gradbena dela za hladilni
sistem, ne bodo dokončana v
terminskem planu
s
(S,3)
TP3
Tveganje, da investicija v RDP ne bo
realizirana v skladu s terminskim
planom
s
(M,3)
TP4
Tveganje, da GTO ne bo instaliran v
skladu s terminskim planom
v
(S,4)
Investitor je z dobaviteljem RDP dosegel dogovor o izključitvi
eskalacijske formule iz pogodbe. Prav tako je dosegel dogovor o
višini dodanih del, ki so potrebne za izpolnitev okoljskih kriterijev iz
okoljevarstvenega dovoljenja. Ocenjuje se, da je opredeljeno
tveganje majhno
V investicijskem programu je investitor po svojem najboljšem znanju
ocenil vse stroške paketov. Ocenjuje se, da potencialno povečanje
vrednosti paketov ne more bistveno povečati investicijske vrednosti
projekta. Poleg tega bo investitor tudi skrbno spremljal vrednosti
paketov in takoj ukrepal v primeru potencialnih odstopanj.
Glede na to, da gre za zemeljska dela, kjer so možne razne
nepredvidljivosti, je verjetnost za zamude sorazmerno velika.
Investitor bo vzpostavil vse potrebne nadzore in vseskozi spremljal
skladnost s terminskim planom ter tako zagotovil, da zamud ne bo
oziroma bodo te kar najmanjše
Glede na to, da gre za zemeljska dela, kjer so možne razne
nepredvidljivosti je verjetnost za zamude sorazmerno velika.
Investitor bo vzpostavil vse potrebne nadzore in vseskozi spremljal
skladnost s terminskim planom ter tako zagotovil, da zamud ne bo
oziroma bodo te kar najmanjše. Glede na gradbena dela za GPO so
stopnja tveganja in posledice manjše, saj izgradnja hladilnega
sistema ni neposredno vezana na začetek montažnih del GTO
Dobavitelji RPD so renomirana in izkušena podjetja, zato je
pričakovati, da bodo dela opravljena pravočasno in kakovostno, ne
glede na to pa so zamude možne. Investitor bo zato vzpostavil vse
potrebne nadzore in vseskozi spremljal skladnost s terminskim
planom ter tako zagotovil, da zamud ne bo oziroma bodo te kar
najmanjše.
Dobavitelji GTO je renomirano in izkušeno podjetje, zato je
pričakovati, da bodo dela opravljena pravočasno in kakovostno, ne
glede na to pa so zamude možne. Predvsem je to možno zaradi
izjemno velike kompleksnosti investicije in več s tem povezanih
dogodkov, ki jih je v tej fazi nemogoče predvideti. Investitor bo
zagotovil vse supernadzore izdelave ključnih elementov investicije,
nadzore gradbišč in na ta način po svoji najboljši moči in znanju
zagotovil, da zamud ne bo oziroma bodo te kar najmanjše.
3
3
3
3
3
2
164
TP5
Tveganje optimalnega delovanja
projektne skupine
n
(M,1)
TT1
Tveganje, da ne bodo dosežene cene
predvidene v investicijskem programu
s
(M,4)
TT2
Tveganje, da bodo dosežene višje cene
emisijskih kuponov od tistih,
predvidenih v IP.
s
(M,3)
PR1
Tveganje, da ne bo dosežena cena
premoga, ki je predvidena v
investicijskem programu
s
(S,3)
Tveganje obsega možnost, da projekta skupina ne bo popolna
oziroma, da ne bo popolnoma operativna. Investitor vseskozi
nadzoruje in dopolnjuje projektno skupina in na ta način obvladuje
skoraj vsa tveganja iz tega naslova
Investitor je cene povzel iz predloga prihajajočega Nacionalnega
energetskega programa. Glede na to, da je predlog NEP pripravljen
s strani največjih strokovnjakov na področju energetike v RS, in s
tem upoštevajoč tudi njegovo avtoritativnost, je verjetnost, da bodo
cene iz predloga NEP in posledično iz investicijskega programa tudi
dosežene. Dodatna garancija, da bodo dosežene ustrezne cene, je
tudi razpršenost proizvodnje znotraj skupine HSE, ki omogoča, da se
proizvodni vir vključi v sistem v najoptimalnejšem trenutku ter da se s
tem zagotovi optimalna prodajna cena
Investitor je cene povzel iz predloga prihajajočega Nacionalnega
energetskega programa. Glede na to, da je predlog NEP pripravljen
s strani največjih strokovnjakov na področju energetike v RS in s tem
upoštevajoč tudi njegovo avtoritativnost je verjetnost, da se cene iz
predloga NEP in posledično iz investicijskega programa ustrezne.
Dodatna garancija, da bodo dosežene ustrezne cene je tud
razpršenost proizvodnje znotraj skupine HSE, ki omogoča, da se
proizvodnji vir vključi v sistem v najoptimalnejšem trenutku, ter da se
s tem zagotovi optimalna prodajna cena. Na tem mestu je potrebno
poudariti, da je zgodovinsko gledano rast cene električne energije za
1 enoto povzročila rast emisijskih kuponov za manj kot enoto, kar je
pokazatelj, da je verjetnost, da bo cena emisijskih kuponov rastla
brez rasti električne energije sorazmerno majhna.
Premogovnik Velenje (PV) se je zavezal, da bo do začetka izgradnje
bloka 6 dosegal ceno 2,25 EUR/GJ. V skladu z zavezo PV že izvaja
ukrepe, da se bo ta cena lahko zagotovila. Zmožnost PV, da ciljno
ceno doseže, je potrdila tud študija o zalogah premoga, ki jo je v
februarju 2011 opravilo nemško podjetje IMC-Montan Consulting
GmbH.
3
2
2
165
PR2
Tveganje, da kurilna vrednost premoga,
ne bo dosegla garantirane vrednosti
s
(M,3)
PR3
Tveganje, da so odkopne zaloge
premoga nižje od predvidenih
n
(M,2)
ZA1
Tveganje, da se zaostri zakonodaja na
okoljskem področju
s
(m,4)
PV je že pri začetku izgradnje bloka 6 predstavil kvaliteto premoga,
ki jo je sposoben zagotavljati za potrebe bloka 6. Kvaliteto premoga
je potrdilo tudi nemško podjetje IMC-Montan Consulting GmbH.
Obstaja tveganje, da je dejanska kvaliteta premoga nižja od
predvidene, a to tveganje je žal neobvladljivo, vseeno pa tudi
sorazmerno majhno.
PV je že pri začetku izgradnje bloka 6 predstavil odkopne zaloge
premoga, ki jih je sposoben zagotavljati za potrebe bloka 6. Odkopne
zaloge premoga je potrdilo tudi nemško podjetje IMC-Montan
Consulting GmbH. Obstaja tveganje, da so dejanske odkopne zaloge
premoge nižja od predvidene, a to tveganje je žal neobvladljivo,
vseeno pa tudi sorazmerno majhno. Na tem mestu je potrebno
poudariti še, da so na voljo še dodatne zaloge premoga, ki pa jih s
trenutnimi znanimi odkopnimi metodami ni mogoče brez posledic
odkopati. V primeru razvoja tehnologij v prihodnosti bo tudi odkop
teh zalog možen in s tem bo popolnoma odpravljeno tveganje v zvezi
s potrebnimi količinami premoga za blok 6.
Na okoljskem področju je blok 6 ena najmodernejših premogovnih
elektrarn na svetu. Predvidene emisije so bistveno nižje od tistih,
predpisanih z evropsko zakonodajo. V primeru zaostritve okoljske
zakonodaje ima blok 6 se sorazmerno veliko manevrskega prostora
za dodatne omejitve. Ne glede na to je blok 6 sprojektiran tako, da
bo v primeru dodatnih okoljskih omejitev imel zagotovljen prostor za
izpolnitev vseh dodatnih okoljskih zahtev, je pa res, da bi realizacija
teh dodatnih investicij pomenila velik finančni zalogaj za TEŠ.
1
1
2
166
14.2.5 MATRIKA TVEGANJ
Posledice
Verjetnost
Zelo visoka
Visoka
Srednja
Majhna
Zelo majhna
Zanemarljive
TP4
Majhne
Srednje
Velike
Katastrofalne
VF1, IV3, IV4, PR3
VF2
VF5, TP1
IV2, TP2, PR1
VF4,IV1, TP3, TT2, PR2
VF3
TP4
TT1, ZA1
VF6
Stopnja tveganj
Nizka
Srednja
Visoka
Zelo visoka
14.2.6 ZAKLJUČNA OCENA TVEGANJ
Investitor je preučil vsa ključna zaznana tveganja in opredelil njihovo verjetnost. Z opravljeno analizo tveganj in z njenim doslednim
spremljanjem in ukrepanjem je zagotovljeno, da so potencialna nastajajoča tveganja čim bolj obvladljiva.
Na podlagi ocene tveganj je investitor že v fazi priprave in izvedbe projekta, skupaj z obvladujočo družbo, izvedel oziroma izvaja ukrepe za
obvladovanje tveganja:
• Pogajanja za podpis dodatka 2 (zaključeno, izločitev 18,5 % pogodbene vrednosti iz eskalacije) in dodatka 3 k pogodbi (v zaključni fazi)
• Izdelava strokovnih študij neodvisnih organizacij v potrditev investicijske odločitve, tehnologije, zalog premoga
• Sprotno izpopolnjevanje projektne organiziranosti in kadrovsko dopolnjevanje ekipe
• Oblikovanje Projektnega sveta in vključitev v ta organ NGO, lokalno skupnost in druge zainteresirane javnosti
• Sprotno spremljanje, analiziranje bonitete pogodbenih partnerjev in preprečevanje ekscesov na njihovi strani
INVESTITOR TEŠ , KOT OBVLADUJOČA DRUŽBA HSE, STA NA PODLAGI ANALIZE TVEGANJ, IZDELANE MATRIKE TVEGANJ
OCENILA, DA JE PROJEKT SREDNJE TVEGAN IN DA SO PREDVIDENA IN OBDELANA TVEGANJA OBVLADLJIVA IN NA NIVOJU
TVEGANJ ZA TOVRSTNE OBJEKTE.
167
15. VIRI
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
19.
20.
21.
22.
23.
24.
25.
26.
27.
28.
29.
30.
31.
32.
Predinvesticijski študiji: Postavitev bloka 6 v TEŠ, april 2005 (Vir 1)
Dokumentu identifikacije investicijskega projekta: Postavitev bloka 6 v TE Šoštanj, maj 2005
(Vir 2)
Predinvesticijski zasnovi: Postavitev bloka 6 v TEŠ, julij 2005 (Vir 3)
Idejnem projektu: Blok 6 v TEŠ, januar 2006 (Vir 4)
Investicijskem programu: Postavitev bloka 6 moči 600 MW v TEŠ, april 2006 (Vir 5)
Študiji: Vidiki vključitve bloka 6 TEŠ v elektroenergetski sistem Slovenije, junij 2005 (Vir 6)
Študiji izvedbe: Postavitev bloka 6 v TEŠ, december 2009 (Vir 7)
Študiji: Konzeptstudie Referenzkraftwerk Nordrhein-Westfalen, februar 2004 (Vir 8)
Poročilu o vplivih na okolje, november 2005 (Vir 9)
Primerjava investicije za blok moči 600 MW napram bloku moči 520 ali 650 MW, marec 2006
(Vir 10)
Študija izvedbe: Postavitev bloka 6 moči 600MW v TEŠ, januar 2009 (Vir 11)
Noveliranem investicijskem programu: Postavitev bloka 6 moči 600 MW v TEŠ (rev.1),
september 2007 (Vir 12)
Noveliranem investicijskem programu: Postavitev bloka 6 moči 600 MW v TEŠ (rev.2), marec
2009 (Vir 13)
Noveliranem investicijskem programu: Postavitev bloka 6 moči 600 MW v TEŠ (rev.3) oktober
2009 (Vir 14)
Podatkih in priporočilih podjetja STEAG (Vir 15)
Pogodbi za dobavo in montažo glavne tehnološke opreme (Alstom) (Vir 16)
Pogodbi za dobavo in montažo opreme za razžveplanje dimnih plinov bloka 6 (konzorcij
Rudis-Esotech-Engineering Dobersek) (Vir 17)
Pogodbi za dobavo in montažo hladilnega sistema bloka 6 (konzorcij Rudis-SPX) (Vir 18)
Pogodbi za izvedbo gradbenih del za glavni pogonski objekt bloka 6 (Primorje) (Vir 19)
Študiji: Vloga TEŠ 6 na slovenskem trgu električne energije, september 2009 (vir 20)
Podatkih strokovnih služb HSE (Vir 21)
Podatkih strokovnih služb Termoelektrarne Šoštanj (Vir 22)
Študiji: Reserve Evaluation of the Velenje Mine, Slovenia«, IMC-Montan Consulting GmbH,
ESSEN, Februar 2011 (Vir 23)
Kreditnima pogodbama sklenjenima med TEŠ in Evropsko investicijsko banko (EIB),
september 2007, april 2010 (Vir 24)
Kreditni pogodbi sklenjeni med TEŠ in Evropsko banko za obnovo in razvoj (EBRD), januar
2011 (Vir 25)
Garancijski pogodbi za kredit EIB sklenjeni med TEŠ in 5 komercialnimi bankami, november
2011 (Vir 26)
Študiji: Alternative izgradnji enote 6 v Šoštanju na Slovenskem trgu električne energije, april
2010 (Vir 27)
Študiji: Vloga TEŠ 6 na slovenskem trgu električne energije, september 2009 (vir 28)
Analizi tveganj: Profil ključnih tveganj-blok 6, maj 2011 (vir 29)
Program obvladovanja tveganj investicije v nadomestni blok 6 z vidika matične družbe in
skupine HSE, november 2010 (vir 30)
Študiji: Refurbishment and life time extension feasibility for units 4 and 5 in Power Plant
Šoštanj, februar 2011 (vir 31)
Študiji izvedbe: Postavitev nadomestnega bloka 6 moči 600 MW v TEŠ, avgust 2011 (vir 32)
168
16. PRILOGE
Priloga 1: Terminski plan gradnje
Priloga 2: Stroški proizvodnje, proizvodnja in cena proizvedene električne energije
Priloga 3: Prihodki in odhodki projekta
Priloga 4: Likvidnostni tok projekta
Priloga 5: Ekonomski tok projekta
Priloga 6: Amortizacijski načrt odplačila kreditov
Prilaga 7: Ostale investicije TEŠ
Priloga 8: Izkaz denarnih tokov TEŠ z investicijo
Priloga 9: Alternative izgradnji enote 6 v Šoštanju na slovenskem trgu električne energije
169
Priloga 1: Terminski plan gradnje
170
Priloga 2: Stroški proizvodnje, proizvodnja in cena proizvedene električne energije (v 000 EUR)
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
1. Premog
68.982,3
69.327,2
69.673,9
70.022,3
70.372,4
70.724,2
71.077,8
71.433,2
71.790,4
72.149,4
2. Apnenec
3.563,1
3.580,9
3.598,8
3.616,8
3.634,9
3.653,1
3.671,3
3.689,7
3.708,2
3.726,7
3. Amonijak
577,2
580,1
583,0
585,9
588,9
591,8
594,8
597,7
600,7
603,7
4. DEMI voda
353,8
353,8
353,8
353,8
353,8
353,8
353,8
353,8
353,8
353,8
5. Tehnološka voda
701,6
701,6
701,6
701,6
701,6
701,6
701,6
701,6
701,6
701,6
6. ELKO
420,0
424,2
428,4
432,7
437,1
441,4
445,8
450,3
454,8
459,3
1.306,4
1.306,4
1.306,4
1.306,4
1.306,4
1.306,4
1.306,4
1.306,4
1.306,4
1.306,4
8. Vzdrževanje
3.300,0
3.300,0
3.300,0
6.600,0
6.600,0
6.600,0
6.600,0
6.600,0
6.600,0
6.600,0
9. Ostali stroški
5.500,0
5.527,5
5.555,1
5.582,9
5.610,8
5.638,9
5.667,1
5.695,4
5.723,9
5.752,5
10. Amortizacija
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
11. Stroški dela
7.100,0
7.171,0
7.242,7
7.315,1
7.388,3
7.462,2
7.536,8
7.612,2
7.688,3
7.765,2
41.600,8
39.384,5
36.432,6
33.480,7
30.528,8
27.576,8
25.757,8
23.440,2
21.122,7
18.805,1
13. CO 2 emisijski kupon
68.823,8
71.191,0
73.593,1
75.119,7
76.584,0
78.070,6
79.938,4
81.358,0
84.392,9
87.540,9
SKUPAJ vsi stroški
-5.639,2
244.951,5
-5.748,2
245.570,8
-5.859,4
245.492,0
-5.972,7
247.840,4
-6.088,1
246.829,4
-6.205,8
245.843,3
-6.325,8
246.374,1
-6.448,1
245.961,1
-6.572,8
247.166,0
-6.699,9
248.487,1
239.312,3
239.822,5
239.632,6
241.867,8
240.741,2
239.637,4
240.048,3
239.512,9
240.593,2
241.787,2
3.529,3
3.529,3
3.529,3
3.529,3
3.529,3
3.529,3
3.529,3
3.529,3
3.529,3
3.529,3
67,8
68,0
67,9
68,5
68,2
67,9
68,0
67,9
68,2
68,5
Proizvodnja (GWh)
Lastna cena (EUR/MWh)
171
2025
2026
2027
1. Premog
72.510,1
72.872,7
73.237,0
80.442,2
2028
78.318,0
2029
76.170,6
2030
73.999,8
2031
71.805,3
2032
69.587,0
2033
67.344,8
2034
2. Apnenec
3.745,3
3.764,1
3.782,9
4.155,0
4.045,3
3.934,4
3.822,3
3.708,9
3.594,3
3.478,5
3. Amonijak
606,7
609,8
612,8
673,1
655,3
637,4
619,2
600,8
582,3
563,5
4. DEMI voda
353,8
353,8
353,8
386,7
374,6
362,5
350,4
338,3
326,2
314,2
5. Tehnološka voda
701,6
701,6
701,6
766,8
742,8
718,8
694,9
670,9
647,0
623,0
6. ELKO
463,9
468,6
473,3
478,0
482,8
487,6
492,5
497,4
502,4
507,4
1.306,4
1.306,4
1.306,4
1.427,8
1.383,2
1.338,6
1.293,9
1.249,3
1.204,7
1.160,1
8. Vzdrževanje
6.600,0
6.600,0
6.600,0
7.008,8
6.858,6
6.708,3
6.558,0
6.407,7
6.257,5
6.107,2
9. Ostali stroški
5.781,3
5.810,2
5.342,8
6.057,7
6.094,4
6.131,6
6.169,6
6.208,4
6.248,0
6.288,6
10. Amortizacija
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
11. Stroški dela
7.842,8
7.921,2
7.320,3
8.341,1
8.433,3
8.527,1
8.622,6
8.720,0
8.819,3
8.920,7
16.487,5
14.169,9
12.252,6
11.031,7
9.810,8
8.589,9
7.369,0
6.148,1
4.927,1
3.706,2
90.806,4
94.193,7
97.707,3
110.769,4
111.310,7
111.738,2
111.992,3
112.113,4
112.091,6
111.916,0
SKUPAJ vsi stroški
-6.829,4
249.928,4
-6.961,5
251.494,4
-7.096,1
252.413,2
-8.871,0
274.260,9
-9.042,5
271.232,2
-9.217,3
268.067,5
-9.395,5
264.707,0
-9.577,2
261.191,1
-9.762,4
257.509,9
-9.951,1
253.652,6
243.098,9
244.532,9
245.317,2
265.389,9
262.189,8
258.850,2
255.311,4
251.614,0
247.747,6
243.701,5
3.529,3
3.529,3
3.529,3
3.837,9
3.717,9
3.598,0
3.478,1
3.358,1
3.238,2
3.118,3
68,9
69,3
69,5
69,2
70,5
71,9
73,4
74,9
76,5
78,2
Proizvodnja (GWh)
172
2039
2040
2041
2042
2043
1. Premog
65.078,3
2035
62.787,6
2036
60.472,3
2037
58.132,3
2038
55.767,4
53.377,3
53.644,2
53.912,4
54.182,0
54.452,9
2044
2. Apnenec
3.361,5
3.243,1
3.123,5
3.002,7
2.880,5
2.757,1
2.770,9
2.784,7
2.798,6
2.812,6
3. Amonijak
544,6
525,4
506,0
486,4
466,6
446,6
448,9
451,1
453,4
455,6
4. DEMI voda
302,1
290,0
277,9
265,8
253,7
241,7
241,7
241,7
241,7
241,7
5. Tehnološka voda
599,0
575,1
551,1
527,1
503,2
479,2
479,2
479,2
479,2
479,2
6. ELKO
512,5
517,6
522,8
528,0
533,3
538,6
544,0
549,4
554,9
560,5
1.115,5
1.070,8
1.026,2
981,6
937,0
892,4
892,4
892,4
892,4
892,4
8. Vzdrževanje
5.956,9
5.806,6
5.656,4
5.506,1
5.355,8
6.506,9
6.506,9
6.506,9
6.506,9
6.506,9
9. Ostali stroški
6.330,1
6.372,8
6.416,8
6.462,3
6.509,3
6.230,4
6.261,5
6.292,8
6.324,3
6.355,9
10. Amortizacija
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
11. Stroški dela
9.024,3
9.130,4
9.239,2
9.350,9
9.465,9
9.105,3
9.196,3
9.288,3
9.381,2
9.475,0
2.485,3
1.264,4
314,4
111.575,4
111.057,8
110.350,8
109.440,9
108.314,3
106.956,3
110.896,0
114.980,8
119.216,1
123.607,4
SKUPAJ vsi stroški
-10.143,5
249.608,0
-10.339,6
245.364,3
-10.539,5
241.179,9
-10.743,3
237.406,7
-10.951,0
233.709,6
-11.162,7
230.254,2
-11.378,6
234.604,5
-11.598,6
239.102,3
-11.822,8
243.753,2
-12.051,4
248.562,7
239.464,5
235.024,7
230.640,4
226.663,4
222.758,6
219.091,5
223.225,9
227.503,8
231.930,4
236.511,3
2.998,3
2.878,4
2.758,5
2.638,5
2.518,6
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
79,9
81,7
83,6
85,9
88,4
91,3
93,1
94,8
96,7
98,6
Proizvodnja (GWh)
173
2045
2046
2047
2048
2049
2050
2051
2052
2053
1. Premog
54.725,2
54.998,8
55.273,8
55.550,2
55.827,9
56.107,1
56.387,6
56.669,5
56.952,9
57.237,6
2054
2. Apnenec
2.826,7
2.840,8
2.855,0
2.869,3
2.883,7
2.898,1
2.912,6
2.927,1
2.941,8
2.956,5
3. Amonijak
457,9
460,2
462,5
464,8
467,1
469,5
471,8
474,2
476,6
478,9
4. DEMI voda
241,7
241,7
241,7
241,7
241,7
241,7
241,7
241,7
241,7
241,7
5. Tehnološka voda
479,2
479,2
479,2
479,2
479,2
479,2
479,2
479,2
479,2
479,2
6. ELKO
566,1
571,8
577,5
583,2
589,1
595,0
600,9
606,9
613,0
619,1
892,4
892,4
892,4
892,4
892,4
892,4
892,4
892,4
892,4
892,4
8. Vzdrževanje
6.506,9
6.506,9
6.506,9
6.506,9
6.506,9
6.506,9
6.506,9
6.506,9
6.506,9
6.506,9
9. Ostali stroški
6.387,7
6.419,6
6.451,7
6.484,0
6.516,4
6.549,0
6.581,7
6.614,7
6.647,7
6.681,0
10. Amortizacija
2.107,2
2.107,2
2.107,2
2.107,2
2.107,2
2.107,2
2.107,2
2.107,2
2.107,2
2.107,2
11. Stroški dela
9.569,7
9.665,4
9.762,1
9.859,7
9.958,3
10.057,9
10.158,5
10.260,0
10.362,6
10.466,3
128.160,5
132.881,2
137.775,9
142.850,8
148.112,7
153.568,4
159.225,1
165.090,1
171.171,2
177.476,3
SKUPAJ vsi stroški
-12.284,4
212.921,1
-12.521,9
218.065,2
-12.764,0
223.385,8
-13.010,8
228.889,4
-13.262,4
234.582,6
-13.518,8
240.472,2
-13.780,1
246.565,5
-14.046,6
252.869,9
-14.318,2
259.393,1
-14.595,0
266.143,0
200.636,7
205.543,3
210.621,8
215.878,6
221.320,2
226.953,4
232.785,4
238.823,3
245.074,9
251.548,0
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
2.398,7
83,6
85,7
87,8
90,0
92,3
94,6
97,0
99,6
102,2
104,9
Proizvodnja (GWh)
174
Priloga 3: Prihodki in odhodki projekta (v 000 EUR)
PRIHODKI
2015
271.707,5
2016
275.661,9
2017
279.619,4
2018
283.579,9
2019
287.543,7
2020
291.510,7
2021
297.791,2
2022
304.207,6
2023
310.763,0
2024
317.460,2
266.207,5
270.092,9
273.980,4
277.870,0
281.761,9
285.655,9
291.862,5
298.203,9
304.683,2
311.303,3
1.500,0
1.529,0
1.558,6
1.588,7
1.619,4
1.650,7
1.682,6
1.715,2
1.748,3
1.782,1
4.000,0
244.951,5
4.040,0
245.695,5
4.080,4
245.492,0
4.121,2
247.840,4
4.162,4
246.829,4
4.204,0
245.843,3
4.246,1
246.374,1
4.288,5
245.961,1
4.331,4
247.166,0
4.374,7
248.487,1
STROŠKI
1. Premog
68.982,3
69.327,2
69.673,9
70.022,3
70.372,4
70.724,2
71.077,8
71.433,2
71.790,4
72.149,4
2. Vzdrževanje
3.300,0
3.300,0
3.300,0
6.600,0
6.600,0
6.600,0
6.600,0
6.600,0
6.600,0
6.600,0
3. Amortizacija
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
4. Stroški dela
7.100,0
7.171,0
7.242,7
7.315,1
7.388,3
7.462,2
7.536,8
7.612,2
7.688,3
7.765,2
41.600,8
39.384,5
36.432,6
33.480,7
30.528,8
27.576,8
25.757,8
23.440,2
21.122,7
18.805,1
6. Ostali stroški
12.422,1
12.599,2
12.527,2
12.580,1
12.633,4
12.686,9
12.740,8
12.794,9
12.849,3
12.904,0
DOBIČEK/IZGUBA
68.823,8
26.756,0
71.191,0
29.966,4
73.593,1
34.127,3
75.119,7
35.739,5
76.584,0
40.714,3
78.070,6
45.667,4
79.938,4
51.417,1
81.358,0
58.246,6
84.392,9
63.596,9
87.540,9
68.973,1
Davek iz dobička
5.351,2
21.404,8
5.993,3
23.973,1
6.825,5
27.301,9
7.147,9
28.591,6
8.142,9
32.571,4
9.133,5
36.533,9
10.283,4
41.133,7
11.649,3
46.597,3
12.719,4
50.877,5
13.794,6
55.178,5
175
PRIHODKI
2025
324.302,3
2026
329.341,4
2027
334.459,0
2028
369.790,8
2029
364.294,7
2030
358.539,5
2031
353.784,7
2032
348.712,5
2033
343.312,3
2034
337.573,4
318.067,3
323.027,0
328.064,2
363.314,4
357.735,6
351.896,5
347.056,6
341.898,1
336.410,4
330.582,7
1.816,6
1.851,7
1.887,5
1.924,0
1.961,2
1.999,1
2.037,8
2.077,2
2.117,3
2.158,3
4.418,5
249.928,4
4.462,7
251.494,4
4.507,3
252.413,2
4.552,4
274.260,9
4.597,9
271.232,2
4.643,9
268.067,5
4.690,3
264.707,0
4.737,2
261.191,1
4.784,6
257.509,9
4.832,4
253.652,6
72.510,1
72.872,7
73.237,0
80.442,2
78.318,0
76.170,6
73.999,8
71.805,3
69.587,0
67.344,8
2. Vzdrževanje
6.600,0
6.600,0
6.600,0
7.008,8
6.858,6
6.708,3
6.558,0
6.407,7
6.257,5
6.107,2
3. Amortizacija
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
4. Stroški dela
7.842,8
7.921,2
7.320,3
8.341,1
8.433,3
8.527,1
8.622,6
8.720,0
8.819,3
8.920,7
16.487,5
14.169,9
12.252,6
11.031,7
9.810,8
8.589,9
7.369,0
6.148,1
4.927,1
3.706,2
6. Ostali stroški
12.959,0
13.014,3
12.573,5
13.945,1
13.778,3
13.610,9
13.442,8
13.274,1
13.104,9
12.935,2
DOBIČEK/IZGUBA
90.806,4
74.374,0
94.193,7
77.847,0
97.707,3
82.045,7
110.769,4
95.529,9
111.310,7
93.062,5
111.738,2
90.471,9
111.992,3
89.077,8
112.113,4
87.521,4
112.091,6
85.802,4
111.916,0
83.920,8
Davek iz dobička
14.874,8
59.499,2
15.569,4
62.277,6
16.409,1
65.636,6
19.106,0
76.423,9
18.612,5
74.450,0
18.094,4
72.377,5
17.815,6
71.262,2
17.504,3
70.017,1
17.160,5
68.641,9
16.784,2
67.136,6
STROŠKI
1. Premog
176
PRIHODKI
2035
331.484,6
2036
325.034,6
2037
318.211,7
2038
311.003,9
2039
303.398,9
2040
295.384,0
2041
301.047,1
2042
306.819,3
2043
312.702,6
2044
318.699,1
324.403,8
317.862,5
310.947,0
303.645,2
295.944,8
287.833,2
293.398,2
299.070,9
304.853,2
310.747,3
2.200,0
2.242,5
2.285,9
2.330,1
2.375,1
2.421,1
2.467,9
2.515,6
2.564,2
2.613,8
4.880,8
249.608,0
4.929,6
245.364,3
4.978,9
241.179,9
5.028,7
237.406,7
5.078,9
233.709,6
5.129,7
230.254,2
5.181,0
234.604,5
5.232,8
239.102,3
5.285,2
243.753,2
5.338,0
248.562,7
65.078,3
62.787,6
60.472,3
58.132,3
55.767,4
53.377,3
53.644,2
53.912,4
54.182,0
54.452,9
2. Vzdrževanje
5.956,9
5.806,6
5.656,4
5.506,1
5.355,8
6.506,9
6.506,9
6.506,9
6.506,9
6.506,9
3. Amortizacija
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
42.722,5
4. Stroški dela
9.024,3
9.130,4
9.239,2
9.350,9
9.465,9
9.105,3
9.196,3
9.288,3
9.381,2
9.475,0
STROŠKI
1. Premog
6. Ostali stroški
DOBIČEK/IZGUBA
Davek iz dobička
2.485,3
1.264,4
314,4
12.765,2
12.594,9
12.424,4
12.254,0
12.083,7
11.586,0
11.638,5
11.691,4
11.744,5
11.797,9
111.575,4
81.876,6
111.057,8
79.670,3
110.350,8
77.031,8
109.440,9
73.597,3
108.314,3
69.689,3
106.956,3
65.129,7
110.896,0
66.442,7
114.980,8
67.717,0
119.216,1
68.949,4
123.607,4
70.136,5
16.375,3
65.501,3
15.934,1
63.736,3
15.406,4
61.625,5
14.719,5
58.877,8
13.937,9
55.751,4
13.025,9
52.103,8
13.288,5
53.154,1
13.543,4
54.173,6
13.789,9
55.159,5
14.027,3
56.109,2
177
PRIHODKI
2045
324.811,1
2046
331.040,8
2047
337.390,4
2048
343.862,3
2049
350.458,8
2050
357.182,3
2051
364.035,2
2052
371.020,2
2053
378.139,6
2054
385.396,2
1. Prodaja el. in topl.
316.755,4
322.879,6
329.122,3
335.485,6
341.972,0
348.583,8
355.323,4
362.193,3
369.196,1
376.334,2
2.664,3
2.715,9
2.768,4
2.821,9
2.876,4
2.932,1
2.988,8
3.046,5
3.105,4
3.165,5
5.391,4
212.921,1
5.445,3
218.065,2
5.499,8
223.385,8
5.554,8
228.889,4
5.610,3
234.582,6
5.666,4
240.472,2
5.723,1
246.565,5
5.780,3
252.869,9
5.838,1
259.393,1
5.896,5
266.143,0
54.725,2
54.998,8
55.273,8
55.550,2
55.827,9
56.107,1
56.387,6
56.669,5
56.952,9
57.237,6
2. Vzdrževanje
6.506,9
6.506,9
6.506,9
6.506,9
6.506,9
6.506,9
6.506,9
6.506,9
6.506,9
6.506,9
3. Amortizacija
2.107,2
2.107,2
2.107,2
2.107,2
2.107,2
2.107,2
2.107,2
2.107,2
2.107,2
2.107,2
4. Stroški dela
9.569,7
9.665,4
9.762,1
9.859,7
9.958,3
10.057,9
10.158,5
10.260,0
10.362,6
10.466,3
11.851,7
11.905,7
11.960,0
12.014,6
12.069,6
12.124,8
12.180,3
12.236,2
12.292,3
12.348,8
128.160,5
111.890,0
132.881,2
112.975,6
137.775,9
114.004,6
142.850,8
114.972,9
148.112,7
115.876,2
153.568,4
116.710,0
159.225,1
117.469,7
165.090,1
118.150,3
171.171,2
118.746,5
177.476,3
119.253,2
22.378,0
89.512,0
22.595,1
90.380,5
22.800,9
91.203,7
22.994,6
91.978,3
23.175,2
92.701,0
23.342,0
93.368,0
23.493,9
93.975,8
23.630,1
94.520,2
23.749,3
94.997,2
23.850,6
95.402,6
STROŠKI
1. Premog
6. Ostali stroški
DOBIČEK/IZGUBA
Davek iz dobička
178
Priloga 4: Likvidnost projekta (v 000 EUR)
PRILIVI
Že real.
287.847,0
2011
252.275,2
2012
398.824,8
2013
201.188,9
2014
157.933,7
1. Prihodki od prodaje
2. Viri financiranja
2015
276.384,9
2016
275.661,9
2017
279.619,4
2018
283.579,9
2019
287.543,7
2020
291.510,7
271.707,5
275.661,9
279.619,4
283.579,9
287.543,7
291.510,7
267.444,8
268.173,3
270.844,2
270.828,1
270.832,6
287.847,0
252.275,2
398.824,8
201.188,9
157.933,7
4.677,4
137.847,0
26.275,2
50.824,8
121.188,9
128.933,7
4.677,4
- kreditna sredstva
ODLIVI
150.000,0
287.847,0
226.000,0
252.275,2
348.000,0
398.824,8
80.000,0
201.188,9
29.000,0
157.933,7
228.924,2
1. Investicija
287.847,0
252.275,2
398.824,8
201.188,9
157.933,7
4.677,4
- lastniški viri
2. Stroški obratovanja
160.628,2
163.463,7
166.336,9
171.637,2
173.578,1
175.543,9
3. Glavnice in obresti
58.267,4
97.962,9
95.011,0
92.059,0
89.107,1
86.155,2
4. Davek iz dobička
NETO PRILIVI
5.351,2
47.460,7
6.018,2
8.217,1
6.825,5
11.446,0
7.147,9
12.735,8
8.142,9
16.715,6
9.133,5
20.678,1
PRILIVI
2021
297.791,2
2022
304.207,6
2023
310.763,0
2024
317.460,2
2025
324.302,3
2026
329.341,4
2027
334.459,0
2028
369.790,8
2029
364.294,7
2030
358.539,5
2031
353.784,7
297.791,2
304.207,6
310.763,0
317.460,2
324.302,3
329.341,4
334.459,0
369.790,8
364.294,7
358.539,5
353.784,7
255.913,4
256.866,2
259.141,3
261.537,5
264.059,0
266.319,6
251.411,6
275.956,0
272.433,9
268.751,1
265.111,7
177.893,8
179.798,3
183.320,9
186.959,5
190.718,4
194.601,9
197.438,1
220.506,7
218.698,9
216.755,1
214.615,5
67.736,2
65.418,6
63.101,0
60.783,4
58.465,9
56.148,3
37.564,3
36.343,4
35.122,5
33.901,6
32.680,6
10.283,4
11.649,3
12.719,4
13.794,6
14.874,8
15.569,4
16.409,1
19.106,0
18.612,5
18.094,4
17.815,6
NETO PRILIVI
41.877,8
47.341,4
51.621,7
55.922,6
60.243,3
63.021,8
83.047,4
93.834,7
91.860,8
89.788,4
88.673,0
- lastniški viri
- kreditna sredstva
ODLIVI
1. Investicija
179
2032
PRILIVI
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
348.712,5 343.312,3 337.573,4 331.484,6 325.034,6 318.211,7 311.003,9 303.398,9 295.384,0 301.047,1 306.819,3 312.702,6
1. Prihodki od prodaje 348.712,5 343.312,3 337.573,4 331.484,6 325.034,6 318.211,7 311.003,9 303.398,9 295.384,0 301.047,1 306.819,3 312.702,6
- lastniški viri
- kreditna sredstva
ODLIVI
261.284,6 257.259,6 253.025,9 248.572,5 243.887,5 232.318,3 209.403,6 204.924,9 200.557,7 205.170,5 209.923,2 214.820,6
1. Investicija
2. Stroški obratovanja 212.320,6 209.860,2 207.223,8 204.400,1 201.377,3 198.143,0 194.684,2 190.987,1 187.531,7 191.881,9 196.379,8 201.030,7
31.459,7
30.238,8
29.017,9
27.797,0
26.576,1
18.768,9
NETO PRILIVI
17.504,3
17.160,5
16.784,2
16.375,3
15.934,1
15.406,4
14.719,5
13.937,9
13.025,9
13.288,5
13.543,4
13.789,9
87.427,9
86.052,8
84.547,5
82.912,1
81.147,1
85.893,4 101.600,3
98.473,9
94.826,3
95.876,6
96.896,1
97.882,0
PRILIVI
2044
318.699,1
2045
324.811,1
2046
331.040,8
2047
337.390,4
2048
343.862,3
2049
350.458,8
2050
357.182,3
2051
364.035,2
2052
371.020,2
2053
378.139,6
2054
385.396,2
318.699,1
324.811,1
331.040,8
337.390,4
343.862,3
350.458,8
357.182,3
364.035,2
371.020,2
378.139,6
385.396,2
219.867,4
233.191,9
238.553,2
244.079,6
249.776,8
255.650,6
261.707,1
267.952,3
274.392,8
281.035,2
287.886,5
205.840,1
210.813,9
215.958,1
221.278,7
226.782,2
232.475,4
238.365,1
244.458,4
250.762,8
257.285,9
264.035,8
14.027,3
98.831,7
22.378,0
91.619,2
22.595,1
92.487,6
22.800,9
93.310,8
22.994,6
94.085,5
23.175,2
94.808,1
23.342,0
95.475,2
23.493,9
96.082,9
23.630,1
96.627,4
23.749,3
97.104,4
23.850,6
97.509,7
- lastniški viri
- kreditna sredstva
ODLIVI
1. Investicija
NETO PRILIVI
180
Priloga 5: Ekonomski tok projekta (v 000 EUR)
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Prilivi
271.707,5
275.661,9
279.619,4
283.579,9
287.543,7
- prodaja električne energije
260.568,3
264.344,7
268.121,0
271.897,4
275.673,7
- prodaja toplotne energije
5.639,2
5.748,2
5.859,4
5.972,7
6.088,1
- prodaja pepela in sadre
1.500,0
1.529,0
1.558,6
1.588,7
1.619,4
4.040,0
169.481,9
4.080,4
173.162,4
4.121,2
178.785,1
4.162,4
181.721,0
- sistemske storitve
Odlivi
519.412,0
368.902,8
163.398,4
117.806,2
4.000,0
170.656,8
- Investicija
237.253,5
368.902,8
163.398,4
117.806,2
4.677,4
- že realizirano-investicija
282.158,6
- Obratovanje in vzdrževanje
160.628,2
163.463,7
166.336,9
171.637,2
173.578,1
- Davek iz dobička
Neto prilivi
5.351,2
101.050,7
6.018,2
106.179,9
6.825,5
106.457,0
7.147,9
104.794,8
8.142,9
105.822,7
-519.412,0
-368.902,8
-163.398,4
-117.806,2
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Prilivi
291.510,7
297.791,2
304.207,6
310.763,0
317.460,2
324.302,3
329.341,4
334.459,0
369.790,8
279.450,1
285.536,7
291.755,8
298.110,4
304.603,4
311.237,8
316.065,5
320.968,1
354.443,4
6.205,8
6.325,8
6.448,1
6.572,8
6.699,9
6.829,4
6.961,5
7.096,1
8.871,0
1.650,7
1.682,6
1.715,2
1.748,3
1.782,1
1.816,6
1.851,7
1.887,5
1.924,0
4.204,0
184.677,4
4.246,1
188.177,2
4.288,5
191.447,6
4.331,4
196.040,3
4.374,7
200.754,1
4.418,5
205.593,1
4.462,7
210.171,3
4.507,3
213.847,3
4.552,4
239.612,6
175.543,9
177.893,8
179.798,3
183.320,9
186.959,5
190.718,4
194.601,9
197.438,1
220.506,7
- Davek iz dobička
Neto prilivi
9.133,5
106.833,3
10.283,4
109.614,0
11.649,3
112.760,0
12.719,4
114.722,7
13.794,6
116.706,1
14.874,8
118.709,2
15.569,4
119.170,1
16.409,1
120.611,7
19.106,0
130.178,1
Odlivi
- Investicija
181
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
Prilivi
364.294,7
358.539,5
353.784,7
348.712,5
343.312,3
337.573,4
331.484,6
325.034,6
318.211,7
348.693,1
342.679,1
337.661,1
332.320,9
326.648,1
320.631,6
314.260,3
307.522,9
300.407,4
9.042,5
9.217,3
9.395,5
9.577,2
9.762,4
9.951,1
10.143,5
10.339,6
10.539,5
1.961,2
1.999,1
2.037,8
2.077,2
2.117,3
2.158,3
2.200,0
2.242,5
2.285,9
4.597,9
237.311,4
4.643,9
234.849,5
4.690,3
232.431,0
4.737,2
229.824,8
4.784,6
227.020,7
4.832,4
224.008,0
4.880,8
220.775,5
4.929,6
217.311,4
4.978,9
213.549,4
218.698,9
216.755,1
214.615,5
212.320,6
209.860,2
207.223,8
204.400,1
201.377,3
198.143,0
- Davek iz dobička
Neto prilivi
18.612,5
126.983,3
18.094,4
123.689,9
17.815,6
121.353,7
17.504,3
118.887,7
17.160,5
116.291,6
16.784,2
113.565,4
16.375,3
110.709,1
15.934,1
107.723,2
15.406,4
104.662,3
Odlivi
- Investicija
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
Prilivi
311.003,9
303.398,9
295.384,0
301.047,1
306.819,3
312.702,6
318.699,1
324.811,1
331.040,8
292.901,9
284.993,8
276.670,4
282.019,7
287.472,3
293.030,4
298.695,9
304.471,0
310.357,7
10.743,3
10.951,0
11.162,7
11.378,6
11.598,6
11.822,8
12.051,4
12.284,4
12.521,9
2.330,1
2.375,1
2.421,1
2.467,9
2.515,6
2.564,2
2.613,8
2.664,3
2.715,9
5.028,7
209.403,6
5.078,9
204.924,9
5.129,7
200.557,7
5.181,0
205.170,5
5.232,8
209.923,2
5.285,2
214.820,6
5.338,0
219.867,4
5.391,4
233.191,9
5.445,3
238.553,2
194.684,2
190.987,1
187.531,7
191.881,9
196.379,8
201.030,7
205.840,1
210.813,9
215.958,1
- Davek iz dobička
Neto prilivi
14.719,5
101.600,3
13.937,9
98.473,9
13.025,9
94.826,3
13.288,5
95.876,6
13.543,4
96.896,1
13.789,9
97.882,0
14.027,3
98.831,7
22.378,0
91.619,2
22.595,1
92.487,6
Odlivi
- Investicija
182
2047
2048
2049
2050
2051
2052
2053
2054
Prilivi
337.390,4
343.862,3
350.458,8
357.182,3
364.035,2
371.020,2
378.139,6
385.396,2
316.358,3
322.474,8
328.709,6
335.065,0
341.543,3
348.146,7
354.877,9
361.739,2
12.764,0
13.010,8
13.262,4
13.518,8
13.780,1
14.046,6
14.318,2
14.595,0
2.768,4
2.821,9
2.876,4
2.932,1
2.988,8
3.046,5
3.105,4
3.165,5
5.499,8
244.079,6
5.554,8
249.776,8
5.610,3
255.650,6
5.666,4
261.707,1
5.723,1
267.952,3
5.780,3
274.392,8
5.838,1
281.035,2
5.896,5
287.886,5
221.278,7
226.782,2
232.475,4
238.365,1
244.458,4
250.762,8
257.285,9
264.035,8
22.800,9
93.310,8
22.994,6
94.085,5
23.175,2
94.808,1
23.342,0
95.475,2
23.493,9
96.082,9
23.630,1
96.627,4
23.749,3
97.104,4
23.850,6
97.509,7
Odlivi
- Investicija
- Davek iz dobička
Neto prilivi
183
Priloga 6: Amortizacijski načrt odplačila kreditov (stalne cene, 000 EUR)
KREDIT EIB
Tranša 1
Stanje
Glavnice
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
SKUPAJ
110.000,0
110.000,0
110.000,0
110.000,0
110.000,0
110.000,0
104.761,9
99.523,8
94.285,7
89.047,6
83.809,5
78.571,4
73.333,3
68.095,2
62.857,1
57.619,0
52.381,0
47.142,9
41.904,8
36.666,7
31.428,6
26.190,5
20.952,4
15.714,3
10.476,2
5.238,1
0,0
Anuiteta
3.836,3
5.115,0
5.115,0
5.115,0
5.115,0
9.970,7
9.736,0
9.501,4
9.266,7
9.032,0
9.756,0
9.458,4
9.160,9
8.863,4
8.565,9
8.268,3
7.970,8
7.673,3
7.375,8
7.078,2
6.780,7
6.483,2
6.185,7
5.888,1
5.590,6
5.293,1
192.195,5
Odplačilo
glavnice
5.238,1
5.238,1
5.238,1
5.238,1
5.238,1
5.238,1
5.238,1
5.238,1
5.238,1
5.238,1
5.238,1
5.238,1
5.238,1
5.238,1
5.238,1
5.238,1
5.238,1
5.238,1
5.238,1
5.238,1
5.238,1
110.000,0
Obresti
2.475,0
3.300,0
3.300,0
3.300,0
3.300,0
3.182,1
3.025,0
2.867,9
2.710,7
2.553,6
3.355,0
3.135,0
2.915,0
2.695,0
2.475,0
2.255,0
2.035,0
1.815,0
1.595,0
1.375,0
1.155,0
935,0
715,0
495,0
275,0
55,0
57.294,3
Strošek
garancije
1.361,3
1.815,0
1.815,0
1.815,0
1.815,0
1.550,5
1.473,0
1.395,4
1.317,9
1.240,4
1.162,9
1.085,3
1.007,8
930,3
852,8
775,2
697,7
620,2
542,7
465,1
387,6
310,1
232,6
155,0
77,5
0,0
24.901,3
184
Tranša 2:
Stanje
Glavnice
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
SKUPAJ
34.000,0
34.000,0
34.000,0
34.000,0
34.000,0
34.000,0
32.381,0
30.761,9
29.142,9
27.523,8
25.904,8
24.285,7
22.666,7
21.047,6
19.428,6
17.809,5
16.190,5
14.571,4
12.952,4
11.333,3
9.714,3
8.095,2
6.476,2
4.857,1
3.238,1
1.619,0
0,0
Anuiteta
1.203,0
1.564,0
1.564,0
1.564,0
1.564,0
3.154,7
3.080,2
3.005,8
2.931,3
2.856,8
2.782,3
2.707,9
2.633,4
2.558,9
2.484,4
2.410,0
2.335,5
2.261,0
2.186,5
2.112,0
2.037,6
1.963,1
1.888,6
1.814,1
1.739,7
1.665,2
58.068,0
Odplačilo
glavnice
1.619,0
1.619,0
1.619,0
1.619,0
1.619,0
1.619,0
1.619,0
1.619,0
1.619,0
1.619,0
1.619,0
1.619,0
1.619,0
1.619,0
1.619,0
1.619,0
1.619,0
1.619,0
1.619,0
1.619,0
1.619,0
34.000,0
Obresti
323,0
1.292,0
1.292,0
1.292,0
1.292,0
1.276,6
1.215,1
1.153,6
1.092,0
1.030,5
969,0
907,5
846,0
784,4
722,9
661,4
599,9
538,3
476,8
415,3
353,8
292,2
230,7
169,2
107,7
46,1
19.380,0
Strošek
garancije
880,0
272,0
272,0
272,0
272,0
259,0
246,1
233,1
220,2
207,2
194,3
181,3
168,4
155,4
142,5
129,5
116,6
103,6
90,7
77,7
64,8
51,8
38,9
25,9
13,0
0,0
4.688,0
185
Tranša 3:
Stanje
Glavnice
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
SKUPAJ
245.000,0
245.000,0
245.000,0
245.000,0
245.000,0
233.863,6
222.727,3
211.590,9
200.454,5
189.318,2
178.181,8
167.045,5
155.909,1
144.772,7
133.636,4
122.500,0
111.363,6
100.227,3
89.090,9
77.954,5
66.818,2
55.681,8
44.545,5
33.409,1
22.272,7
11.136,4
0,0
Anuiteta
8.942,5
11.270,0
11.270,0
11.270,0
21.999,9
21.487,6
20.975,3
20.463,1
19.950,8
19.438,5
18.926,3
18.414,0
17.901,7
17.389,4
16.877,2
16.364,9
15.852,6
15.340,3
14.828,1
14.315,8
13.803,5
13.291,3
12.779,0
12.266,7
11.754,4
11.242,2
408.415,0
Odplačilo
glavnice
11.136,4
11.136,4
11.136,4
11.136,4
11.136,4
11.136,4
11.136,4
11.136,4
11.136,4
11.136,4
11.136,4
11.136,4
11.136,4
11.136,4
11.136,4
11.136,4
11.136,4
11.136,4
11.136,4
11.136,4
11.136,4
11.136,4
245.000,0
Obresti
6.982,5
9.310,0
9.310,0
9.310,0
8.992,6
8.569,4
8.146,3
7.723,1
7.299,9
6.876,7
6.453,5
6.030,3
5.607,2
5.184,0
4.760,8
4.337,6
3.914,4
3.491,3
3.068,1
2.644,9
2.221,7
1.798,5
1.375,3
952,2
529,0
105,8
134.995,0
Strošek
garancije
1.960,0
1.960,0
1.960,0
1.960,0
1.870,9
1.781,8
1.692,7
1.603,6
1.514,5
1.425,5
1.336,4
1.247,3
1.158,2
1.069,1
980,0
890,9
801,8
712,7
623,6
534,5
445,5
356,4
267,3
178,2
89,1
0,0
28.420,0
186
Tranša 4:
Stanje
Glavnice
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
SKUPAJ
161.000,0
161.000,0
161.000,0
161.000,0
161.000,0
153.681,8
146.363,6
139.045,5
131.727,3
124.409,1
117.090,9
109.772,7
102.454,5
95.136,4
87.818,2
80.500,0
73.181,8
65.863,6
58.545,5
51.227,3
43.909,1
36.590,9
29.272,7
21.954,5
14.636,4
7.318,2
0,0
Anuiteta
2.817,5
7.406,0
7.406,0
7.406,0
14.596,1
14.259,5
13.922,8
13.586,2
13.249,6
12.912,9
12.576,3
12.239,7
11.903,0
11.566,4
11.229,8
10.893,1
10.556,5
10.219,8
9.883,2
9.546,6
9.209,9
8.873,3
8.536,7
8.200,0
7.863,4
7.526,8
268.387,0
Odplačilo
glavnice
7.318,2
7.318,2
7.318,2
7.318,2
7.318,2
7.318,2
7.318,2
7.318,2
7.318,2
7.318,2
7.318,2
7.318,2
7.318,2
7.318,2
7.318,2
7.318,2
7.318,2
7.318,2
7.318,2
7.318,2
7.318,2
7.318,2
161.000,0
Obresti
1.529,5
6.118,0
6.118,0
6.118,0
6.048,5
5.770,4
5.492,3
5.214,2
4.936,1
4.658,0
4.379,9
4.101,8
3.823,8
3.545,7
3.267,6
2.989,5
2.711,4
2.433,3
2.155,2
1.877,1
1.599,0
1.320,9
1.042,8
764,7
486,7
208,6
88.711,0
Strošek
garancije
1.288,0
1.288,0
1.288,0
1.288,0
1.229,5
1.170,9
1.112,4
1.053,8
995,3
936,7
878,2
819,6
761,1
702,5
644,0
585,5
526,9
468,4
409,8
351,3
292,7
234,2
175,6
117,1
58,5
0,0
18.676,0
187
KREDIT EBRD
Tranša 1:
Stanje
Glavnice
Anuiteta
Odplačilo
glavnice
Obresti
174.000,0
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
SKUPAJ
174.000,0
174.000,0
174.000,0
159.500,0
145.000,0
130.500,0
116.000,0
101.500,0
87.000,0
72.500,0
58.000,0
43.500,0
29.000,0
14.500,0
0,0
7.960,5
7.960,5
10.614,0
10.614,0
10.614,0
10.614,0
10.614,0
10.614,0
25.658,5 14.500,0 11.158,5
24.704,4 14.500,0 10.204,4
23.750,3 14.500,0
9.250,3
22.796,2 14.500,0
8.296,2
21.842,1 14.500,0
7.342,1
20.888,0 14.500,0
6.388,0
19.933,9 14.500,0
5.433,9
18.979,8 14.500,0
4.479,8
18.025,7 14.500,0
3.525,7
17.071,6 14.500,0
2.571,6
16.117,5 14.500,0
1.617,5
15.163,4 14.500,0
663,4
284.733,6 174.000,0 110.733,6
Stanje
Glavnice
Anuiteta
Tranša 2:
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
SKUPAJ
26.000,0
26.000,0
26.000,0
23.833,3
21.666,7
19.500,0
17.333,3
15.166,7
13.000,0
10.833,3
8.666,7
6.500,0
4.333,3
2.166,7
0,0
1.189,5
1.586,0
3.767,9
3.625,4
3.482,8
3.340,2
3.197,7
3.055,1
2.912,5
2.770,0
2.627,4
2.484,8
2.342,3
2.199,7
38.581,4
Odplačilo
glavnice
2.166,7
2.166,7
2.166,7
2.166,7
2.166,7
2.166,7
2.166,7
2.166,7
2.166,7
2.166,7
2.166,7
2.166,7
26.000,0
Obresti
1.189,5
1.586,0
1.601,3
1.458,7
1.316,1
1.173,6
1.031,0
888,4
745,9
603,3
460,7
318,2
175,6
33,0
12.581,4
188
KREDIT SKUPINE HSE
Tranša 1:
Stanje
Odplačilo
Anuiteta
Glavnice
glavnice
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
SKUPAJ
54.000,0
54.000,0
54.000,0
54.000,0
43.200,0
32.400,0
21.600,0
10.800,0
0,0
567,0
2.268,0
2.268,0
12.954,6
12.501,0
12.047,4
11.593,8
11.140,2
65.340,0
10.800,0
10.800,0
10.800,0
10.800,0
10.800,0
54.000,0
Obresti
567,0
2.268,0
2.268,0
2.154,6
1.701,0
1.247,4
793,8
340,2
11.340,0
Tranša 2:
Stanje
Odplačilo
Anuiteta
Glavnice
glavnice
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
SKUPAJ
29.000,0
29.000,0
29.000,0
23.200,0
17.400,0
11.600,0
5.800,0
0,0
304,5
1.218,0
6.957,1
6.713,5
6.469,9
6.226,3
5.982,7
33.872,0
5.800,0
5.800,0
5.800,0
5.800,0
5.800,0
29.000,0
Obresti
304,5
1.218,0
1.157,1
913,5
669,9
426,3
182,7
4.872,0
189
Priloga 7: Ostale investicije TEŠ (000 EUR)
2011
Ostale investicije TEŠ
15.535,0
2020
6.381,5
2012
8.131,5
2021
6.381,5
2029
2030
2.381,5
2.381,5
2013
2014
18.531,5
12.181,5
2022
2023
2.381,5
2031
2.381,5
2016
2017
2018
2.581,5
5.781,5
5.581,5
2024
2025
2026
2027
2028
10.381,5
5.681,5
5.681,5
2.381,5
2.381,5
2.381,5
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2.381,5
2.381,5
2.381,5
2.381,5
2.381,5
2.381,5
2.381,5
2015
26.181,5
2019
13.381,5
Ostale investicije TEŠ zajemajo vlaganja v zanesljivost proizvodnje blokov 3,4,5 in skupnih naprav, investicijsko vzdrževanje (4-letni
remontni ciklusi), prigradnja DENOx naprave bloku 5, vlaganje v informacijsko tehnologijo in drobne investicije v višini do 5%
obračunane amortizacije.
190
Priloga 8: Izkaz denarnih tokov TEŠ z investicijo (000 EUR)
2011
15.565,2
33.917,4
7.557,1
2012
40.529,6
32.224,8
(5.615,0)
2013
3.225,0
32.926,0
24.350,5
2014
4.111,3
34.072,4
17.445,8
2015
43.715,2
73.736,4
(22.989,1)
2016
52.989,7
66.475,9
(13.869,7)
2017
55.748,2
65.785,6
(16.123,6)
20,0
20,0
20,0
20,0
20,0
10,0
10,0
(6,6)
0,0
(2.849,7)
0,0
0,0
(7.933,6)
0,0
0,0
(564,8)
0,0
0,0
(789,5)
0,0
0,0
(400,9)
0,0
0,0
(2.709,8)
0,0
0,0
(3.861,6)
(5.257,3)
(5.257,3)
(956,5)
(956,5)
(956,5)
(956,5)
(114,0)
(5.792,2)
43.153,9
0,0
53.968,5
0,0
59.000,2
0,0
53.903,5
0,0
93.125,1
0,0
101.939,6
0,0
101.444,6
Izdatki pri naložbenju
Denarni tokovi iz naložbenja
(338.685,3)
(338.685,3)
(406.956,3)
(406.956,3)
(219.720,4)
(219.720,4)
(170.115,2)
(170.115,2)
(30.858,9)
(30.858,9)
(2.581,5)
(2.581,5)
(5.781,5)
(5.781,5)
Nove finančne obveznosti
Odplačila glavnic
Stroški obresti
Izplačilo dividend
Dokapitalizacija
Spremembe rezerv
Denarni tokovi iz financiranja
299.000,0
(10.273,2)
(1.316,6)
0,0
8.171,9
(569,9)
295.012,2
347.700,0
(10.273,2)
(861,5)
0,0
18.922,5
(1.586,7)
353.901,1
80.000,0
(8.330,9)
(401,0)
0,0
89.452,1
(113,0)
160.607,2
31.500,0
(1.388,9)
(163,8)
0,0
86.264,4
(157,9)
116.053,8
0,0
(18.055,6)
(41.710,6)
0,0
0,0
(80,2)
(59.846,4)
0,0
(59.967,3)
(39.440,7)
0,0
0,0
(542,0)
(99.950,0)
0,0
(59.272,8)
(36.440,4)
0,0
0,0
(772,3)
(96.485,5)
Denarni tokovi v obdobju
(317,6)
913,3
(113,0)
(157,9)
2.419,8
(591,9)
(822,3)
Začetno stanje denarnih tokov
Končno stanje denarnih tokov
47,6
(270,0)
(270,0)
643,3
643,3
530,3
530,3
372,4
372,4
2.792,2
2.792,2
2.200,3
2.200,3
1.378,0
Poslovni izid iz poslovanja
Amortizacija
Sprememba obratnega kapitala
Sprememba dolgoročnih poslovnih
terjatev
obveznosti
Sprememba drugih prihodkov
Davki
Sprememba rezervacij in
dolgoročnih pasivnih časovnih
razmejitev
Sprememba kratkoročnih pasivnih
časovnih razmejitev
Denarni tokovi iz poslovanja
191
2018
57.005,9
65.397,3
(20.117,5)
2019
63.350,4
62.149,1
(12.094,9)
2020
66.303,3
62.086,4
(706,4)
2021
69.580,5
61.796,8
(256,1)
2022
80.067,5
54.643,6
(231,5)
2023
81.676,2
54.285,8
(211,1)
2024
83.245,2
53.865,8
(183,0)
9,9
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
(4.705,0)
0,0
0,0
(6.564,3)
0,0
0,0
(7.745,3)
0,0
0,0
(8.764,5)
0,0
0,0
(11.325,4)
0,0
0,0
(12.110,7)
0,0
0,0
(12.888,0)
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
97.590,6
0,0
106.840,2
0,0
119.938,0
0,0
122.356,7
0,0
123.154,1
0,0
123.640,2
0,0
124.040,0
(5.581,5)
(5.581,5)
(13.381,5)
(13.381,5)
(6.381,5)
(6.381,5)
(6.381,5)
(6.381,5)
(2.381,5)
(2.381,5)
(10.381,5)
(10.381,5)
(5.681,5)
(5.681,5)
Odplačila glavnic
Stroški obresti
Izplačilo dividend
Dokapitalizacija
Spremembe rezerv
0,0
(58.578,4)
(33.480,7)
0,0
0,0
(941,0)
(93.000,1)
0,0
(58.578,4)
(30.528,8)
0,0
0,0
(1.312,9)
(90.420,0)
0,0
(58.578,4)
(27.576,8)
0,0
0,0
(1.549,1)
(87.704,3)
0,0
(41.978,4)
(25.757,8)
0,0
0,0
(1.752,9)
(69.489,1)
0,0
(41.978,4)
(23.440,2)
0,0
0,0
(2.265,1)
(67.683,7)
0,0
(41.978,4)
(21.122,7)
0,0
0,0
(2.422,1)
(65.523,1)
0,0
(41.978,4)
(18.805,1)
0,0
0,0
(2.577,6)
(63.361,0)
(991,0)
3.038,7
25.852,3
46.486,1
53.089,0
47.735,5
54.997,4
1.378,0
387,0
387,0
3.425,7
3.425,7
29.278,0
29.278,0
75.764,1
75.764,1
128.853,1
128.853,1
176.588,6
176.588,6
231.586,0
Amortizacija
terjatev
obveznosti
Davki
razmejitev
192
2025
84.083,6
53.784,7
(52,8)
2026
83.038,3
53.566,2
209,7
2027
84.155,9
52.005,3
237,4
2028
101.556,1
47.988,7
(151,2)
2029
99.105,3
46.762,5
505,8
2030
98.614,9
45.825,6
185,4
2031
94.044,2
45.422,4
743,4
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
(13.519,2)
0,0
0,0
(13.773,7)
0,0
0,0
(14.380,7)
0,0
0,0
(18.104,9)
0,0
0,0
(17.858,9)
0,0
0,0
(18.005,0)
0,0
0,0
(17.335,0)
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
124.296,3
0,0
123.040,5
0,0
122.018,0
0,0
131.288,6
0,0
128.514,7
0,0
126.620,9
0,0
122.874,9
(5.681,5)
(5.681,5)
(2.381,5)
(2.381,5)
(2.381,5)
(2.381,5)
(2.381,5)
(2.381,5)
(2.381,5)
(2.381,5)
(2.381,5)
(2.381,5)
(2.381,5)
(2.381,5)
Odplačila glavnic
Stroški obresti
Izplačilo dividend
Dokapitalizacija
Spremembe rezerv
0,0
(41.978,4)
(16.487,5)
0,0
0,0
(2.703,8)
(61.169,7)
0,0
(41.978,4)
(14.169,9)
0,0
0,0
(2.754,7)
(58.903,0)
0,0
(25.311,7)
(12.252,6)
0,0
0,0
(2.876,1)
(40.440,4)
0,0
(25.311,7)
(11.031,7)
0,0
0,0
(3.621,0)
(39.964,4)
0,0
(25.311,7)
(9.810,8)
0,0
0,0
(3.571,8)
(38.694,2)
0,0
(25.311,7)
(8.589,9)
0,0
0,0
(3.601,0)
(37.502,6)
0,0
(25.311,7)
(7.369,0)
0,0
0,0
(3.467,0)
(36.147,7)
57.445,1
61.756,0
79.196,0
88.942,8
87.438,9
86.736,9
84.345,7
231.586,0
289.031,1
289.031,1
350.787,1
350.787,1
429.983,1
429.983,1
518.925,9
518.925,9
606.364,8
606.364,8
693.101,7
693.101,7
777.447,4
Amortizacija
terjatev
obveznosti
Davki
razmejitev
193
2032
91.580,8
45.122,6
431,7
2033
89.386,5
44.392,2
477,3
2034
87.713,9
42.978,8
524,5
2035
84.493,6
42.951,9
573,4
2036
81.115,1
42.922,6
623,9
2037
77.547,8
42.922,6
676,1
2038
73.822,2
42.922,6
730,2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
(17.086,6)
0,0
0,0
(16.891,9)
0,0
1,0
(16.801,5)
0,0
2,0
(16.401,6)
0,0
3,0
(15.970,1)
0,0
4,0
(15.446,7)
0,0
5,0
(14.764,4)
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
120.048,5
0,0
117.364,1
0,0
114.416,6
0,0
111.619,1
0,0
108.694,5
0,0
105.703,9
0,0
102.715,5
(2.381,5)
(2.381,5)
(2.381,5)
(2.381,5)
(2.381,5)
(2.381,5)
(2.381,5)
(2.381,5)
(2.381,5)
(2.381,5)
(2.381,5)
(2.381,5)
(2.381,5)
(2.381,5)
Odplačila glavnic
Stroški obresti
Izplačilo dividend
Dokapitalizacija
Spremembe rezerv
0,0
(25.311,7)
(6.148,1)
0,0
0,0
(3.417,3)
(34.877,1)
0,0
(25.311,7)
(4.927,1)
0,0
0,0
(3.378,4)
(33.617,2)
0,0
(25.311,7)
(3.706,2)
0,0
0,0
(3.360,3)
(32.378,2)
0,0
(25.311,7)
(2.485,3)
0,0
0,0
(3.280,3)
(31.077,3)
0,0
(25.311,7)
(1.264,4)
0,0
0,0
(3.194,0)
(29.770,1)
0,0
(18.454,5)
(314,4)
0,0
0,0
(3.089,3)
(21.858,2)
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
(2.952,9)
(2.952,9)
82.789,9
81.365,4
79.656,9
78.160,3
76.542,8
81.464,1
97.381,1
777.447,4
860.237,4
860.237,4
941.602,8
941.602,8
1.021.259,7
1.021.259,7
1.099.420,0
1.099.420,0
1.175.962,8
1.175.962,8
1.257.426,9
1.257.426,9
1.354.808,1
Amortizacija
terjatev
obveznosti
Davki
razmejitev
194
Priloga 9: Alternative izgradnji enote 6 v Šoštanju na slovenskem trgu
električne energije
195
ELEKTROINŠTITUT MILAN VIDMAR
Inštitut za elektrogospodarstvo in elektroindustrijo Ljubljana
ALTERNATIVE IZGRADNJI ENOTE 6 V ŠOŠTANJU NA
SLOVENSKEM TRGU ELEKTRIČNE ENERGIJE
Študija št. 2033
Ljubljana 2010
Inštitut za elektrogospodarstvo in elektroindustrijo Ljubljana
ALTERNATIVE IZGRADNJI ENOTE 6 V ŠOŠTANJU NA
SLOVENSKEM TRGU ELEKTRIČNE ENERGIJE
Študija št. 2033
Direktor
Ljubljana, april 2010
dr. Boris ŽITNIK, univ.dipl.inž.el.
-iNaročnik:
TERMOELEKTRARNA ŠOŠTANJ d.o.o.
Cesta Lole Ribarja 18, 3325 Šoštanj
Številka naročila:
237-09-VTV-B6
Številka študije:
2033
Naslov študije:
Alternative izgradnji enote 6 v Šoštanju na
slovenskem trgu električne energije
Predstavnik naročnika:
mag. Bojan BREŠAR, univ. dipl. inž. el.
Strokovni spremljevalci naročnika:
Tomaž MENIH, univ. dipl. ekon.
Izvajalec:
Inštitut za elektrogospodarstvo in elektroindustrijo
Hajdrihova 2, Ljubljana
Odgovorni predstavnik izvajalca:
mag. Leon VALENČIČ, univ. dipl. inž. el.
Izdelovalci študije:
mag. Zvonko BREGAR, univ. dipl. inž. mat.
mag. Leon VALENČIČ, univ. dipl. inž. el.
Obseg:
46 strani, 2 tabeli in 0 slik
Datum izdelave:
30. april 2010
© EIMV
- ii -
KAZALO
1 Izvršilni povzetek........................................................................................ 1
2 Dejavniki in kriteriji.................................................................................... 3
2.1 Ekonomična dobava električne energije .......................................... 3
2.2 Trg električne energije in toplote..................................................... 4
2.3 Doseganje podnebnih ciljev ............................................................ 6
2.4 Časovni okvir izvedljivosti.............................................................. 8
2.5 Diverzifikacija virov ....................................................................... 9
2.6 Zaščita domačih proizvajalcev električne energije......................... 10
2.7 Trg zemeljskega plina v Sloveniji ................................................. 10
2.8 Regulacijske rezerve ..................................................................... 11
2.8.1 Sekundarna regulacijska rezerva ....................................... 11
2.8.2 Obvladovanje izpada največjega agregata ......................... 12
3 Alternative ................................................................................................ 13
3.1 Domači premog ............................................................................ 13
3.1.1 Premogovnik Velenje in termoelektrarna Šoštanj .............. 14
3.1.2 Premogovnik in termoelektrarna Trbovlje ......................... 15
3.2 Zemeljski plin ............................................................................... 16
3.2.1 Plinsko-parna elektrarna Kidričevo ................................... 18
3.2.2 Plinsko-parna elektrarna Koper ......................................... 20
3.2.3 Plinsko-parna elektrarna v Trbovljah................................. 21
3.3 Jedrske elektrarne ......................................................................... 22
3.3.1 Druga jedrska elektrarna Krško ......................................... 25
3.4 Uvoženi premog............................................................................ 26
3.5 Obnovljivi in distribuirani viri....................................................... 28
3.5.1 Hidroelektrarne ................................................................. 29
3.5.2 Vetrne elektrarne............................................................... 31
3.5.3 Sončna energija................................................................. 32
3.5.4 Biomasa ............................................................................ 32
3.5.5 Kombinacija obnovljivih virov.......................................... 33
3.5.6 Primerjava stroškov obnovljivih virov............................... 34
3.6 Uvoz električne energije................................................................ 41
4 Zaključek .................................................................................................. 44
5 Literatura .................................................................................................. 45
- iii -
POVZETEK
1: Vse alternative izgradnji nove premogovne enote 6 v Šoštanju (plinskoparna elektrarna, premogovna elektrarna na uvoženi premog, jedrska
elektrarna, obnovljivi viri in distribuirana proizvodnja, učinkovita raba
energije, uvoz električne energije) imajo bistvene in kritične pomanjkljivosti
glede realnosti izgradnje, zanesljivosti dobave, cene primarnih energentov,
stalnost in predvidljivost proizvodnje električne energije, cene proizvodnje
električne energije, emisij toplogrednih plinov, emisij škodljivih snovi,
prostorskega načrtovanje, narodnogospodarskih učinkov, zagotavljanja
regulacijskih rezerv v elektroenergetskem sistemu Slovenije, itd.
2: Izgradnja nove premogovne enote 6 v Šoštanju zato nima boljše
alternative. Čimprejšnja dokončna odločitev in nato čimbolj učinkovita
izgradnja nove enote v Šoštanju je v interesu Republike Slovenije, pa tudi
Evropske unije in je nujni potrebni pogoj za skladni gospodarski in družbeni
razvoj Republike Slovenije v naslednjih desetletjih.
Geslo:
3: termoelektrarne, hidroelektrarne, dolgoročni razvoj, strategije pokrivanja,
Šoštanj
UDK: 621.311
1
1 IZVRŠILNI POVZETEK
4: Pri dolgoročnem načrtovanju moramo upoštevati številne dejavnike in
kriterije: zanesljivost oskrbe z električno energijo, diverzifikacijo primarnih
virov, uvozno odvisnost Slovenije, zaščito domačih proizvajalcev,
ekonomičnost proizvodnje električne energije, doseganje podnebnoenergetskih ciljev, časovno izvedljivost, javnomnenjsko sprejemljivost,
narodnogospodarske učinke, itd.
5: Morebitne alternative izgradnji nove enote 6 v Šoštanju so sledeče (od
najbolj do najmanj pomembne):
•
•
•
•
•
•
plinsko-parne enote na zemeljski plin,
premogovne enote na uvoženi premog,
jedrske enote,
obnovljivi viri in distribuirana proizvodnja,
učinkovita raba energije in
uvoz električne energije.
6: Plinsko-parne enote na zemeljski plin. Uporaba zemeljskega plina za
proizvodnjo električne energije prinaša tveganje prekinitve dobave in dviganja
cene zemeljskega plina. Slovenija je razmeroma slabo plinificirana, zato bi
bile potrebne znatne investicije v plinovodno omrežje in skladišča
zemeljskega plina. Možnosti skorajšnje izgradnje plinsko-parne elektrarne v
Sloveniji so odvisne tudi od hitrosti izgradnje mednarodnih plinovodnih
povezav. Pasovni način obratovanja plinsko parne elektrarne bi prinesel
dražjo električno energijo kot v premogovnem primeru.
7: Premogovne enote na uvoženi premog. Izgradnja nove enote na uvoženi
premog bi bila ugodna s stališča večje kurilnosti in manjše vsebnosti
škodljivih snovi uvoznih premogov. Vendar pa bi prinesla večanje uvozne
odvisnosti, rezerve domačega premoga bi ostale neizkoriščene. Hitro
zapiranje rudnika Velenje bi prineslo dodatne stroške. Pomemben dejavnik
ekonomike so stroški transporta.
8: Jedrske enote. Nove jedrske enote v Sloveniji ni mogoče zgraditi pred
letom 2025, zato ta enota časovno ne sovpada z enoto 6 v Šoštanju. Nova
jedrska enota torej ni alternativa enoti 6 v Šoštanju, temveč ji je časovno
komplementarna. Razen tega jedrske elektrarne niso namenjene za trapezno
obratovanje, zaradi relativne velikosti enot pa se pojavi tudi velik problem
zagotavljanja rezervnih zmogljivosti. Zelo pomemben dejavnik je javna
podpora in meddržavno sodelovanje.
2
9: Obnovljivi viri in distribuirana proizvodnja. Obnovljivi viri in
distribuirana proizvodnja so zelo majhni in nestalni, česar ne more popraviti
niti hkratno obratovanje večjega števila majhnih enot obnovljivih virov. Ker
so ti viri tudi izredno dragi, prinesejo – ob znatnejšem deležu – tudi bistveno
povečanje cene električne energije. Za zagotavljanje zanesljive dobave
električne energije potrebujejo ti viri še dodatno 100 % rezervo v klasičnih, na
primer premogovnih enotah.
10: Učinkovita raba energije. Z učinkovito rabo energije je mogoče doseči
zmanjšanje rasti porabe energije. Vendar pa je učinkovita raba energije v
primeru električne energije zelo omejena, saj električna energija v večini
primerov nima nadomestila. Uveljavljanje novih inovativnih in čistih
tehnologij, ki sicer zmanjšujejo porabo določenih energentov, vendar pa
večajo porabo električne energije. Primeri: uvedba električnih avtomobilov,
pasivnih hiš, toplotnih črpalk, ... Delež električne energije v strukturi vseh
energentov se bo zato – tudi zaradi bolj učinkovite rabe energije – še povečal.
11: Uvoz električne energije. Vse dolgoročne napovedi razvoja v bližnjih
elektroenergetskih sistemih predvidevajo – tudi zaradi uvedbe trga električne
energije – prej zaostrovanje kot pa ohranjanje istega razmerja med
proizvodnimi in porabniškimi zmogljivostmi, zato bodo možnosti uvoza zelo
omejene. Uvoz električne energije bo omejen tudi zaradi omejitev na
prenosnem omrežju. Razen tega je uvozna električna energija vedno dražja od
domače (saj je povezana tako z velikimi stroški kot z velikimi riziki) in manj
zanesljiva (saj je mogoča le, če izvozni sistem ni sam v težavah in če delujejo
interkonekcije). Iz uvoza ni mogoče zagotavljati sekundarne regulacijske
rezerve za elektroenergetski sistem Slovenije.
12: Pričujoča študija je organizirana na sledeči način: v naslednjem poglavju 2
podajamo načela in kriterije za presojo zgornjih alternativ, v poglavju 3 sledi
podrobna analiza na podlagi teh načel in kriterijev in v zadnjem poglavju 4
sledi zaključek. Ilustrativni primer iz poglavje 3.5.6 prikazuje vpliv uvajanja
obnovljivih virov na zanesljivost oskrbe in ceno električne energije.
3
2 DEJAVNIKI IN KRITERIJI
13: Dolgoročnega razvoja elektroenergetskega sistema ni mogoče uresničevati
na kratek rok, saj ima izgradnja novih proizvodnih ali prenosnih zmogljivosti
dolgoročen značaj in je mo čno vpeta v številne druge segmente državnega
planiranja. Izgradnja posamezne enote traja več let, razen tega je potrebno
predhodno pridobiti vsa potrebna soglasja, enoto umestiti v državni dolgoročni
prostorski načrt, pridobiti soglasje širše javnosti, ipd.
14: Pri tem dolgoročnem planiranju pa je potrebno upoštevati številne vplivne
dejavnike, ki bodo predstavljeni v nadaljevanju, od katerih lahko nekatere tudi
numerično ovrednotimo, nekatere pa je možno obravnavati samo na opisni
način.
2.1 EKONOMIČNA DOBAVA ELEKTRIČNE ENERGIJE
15: Termin "poceni" oziroma "ekonomična" električna energija je potrebno
razumeti relativno glede na vse naravne danosti in možnosti proizvodnje
električne energije. Vsak način proizvodnje električne energije prinese
določene stroške primarnega goriva, tehnologije, eksternih stroškov itd. Poleg
tega velja, da izbor tehnologije, način ter obseg proizvodnje električne energije
določajo lastno ekonomičnost vsakega proizvodnega vira. Poceni oziroma
ekonomično proizvodnjo električne energije za prebivalstvo in gospodarstvo
lahko zato zagotovimo samo z različnimi, a komplementarnimi viri v okviru
elektroenergetskega sistema oziroma v okviru likvidnega trga z električno
energijo.
16: Elektrika naj bi bila čim bolj poceni, saj nastopa električna energija kot
primarni vir v številnih aplikacijah v gospodinjstvu in v številnih sektorjih
gospodarstva. Draga električna energija ima zato multiplikativno negativni
vpliv na kvaliteto življenja prebivalstva in tudi enak multiplikativno negativni
vpliv na konkurenčnost domačega gospodarstva.
17: Ekonomična in ekološko nesporna proizvodnja električne energije ima še
posebno velik pomen ob upoštevanju velikih pričakovanj o bližnji
elektrifikaciji tovornega in potniškega prometa. Na ta način bi se drastično
zmanjšale do sedaj praktično neobvladljive emisije toplogrednih plinov in
drugih škodljivih snovi sektorja prometa.
Tehnologija električnih
avtomobilov oziroma avtomobilov na vodikov pogon (vodik pridobimo z
elektrolizo) se razvija, priznati pa je treba, da so napovedi za večanje deleža
4
takšnih prevoznih sredstev za sedaj še postavljene v bolj oddaljeno prihodnost
(IEA, 2008a).
18: Nenazadnje je ekonomična in ekološko nesporna proizvodnja električne
energije pomembna tudi iz stališča sprejetih ciljev EU o zmanjšanju porabe
električne energije. Številni načini zmanjšanja porabe premoga, nafte in
zemeljskega plina pomenijo pravzaprav večjo porabo električne energije. Prvi
tak primer je bil predstavljen že v prejšnjem odstavku, kot naslednjega pa
lahko navedemo uporabo toplotnih črpalk za ogrevanje. Te so lahko
ekonomsko upravičena investicija za ogrevanje stanovanj in stavb, vendar pa
potrebujejo električno energijo za svoje obratovanje. Obstajajo še številne
druge podobne tehnološke zamisli, ki veliko obljubljajo, vendar pa imajo
skupni imenovalec v povečanju porabe električne energije.
19: Uvajanje večjega deleža obnovljivih in distribuiranih virov lahko
negativno vpliva na ekonomičnost dobave električne energije. Dokler so
deleži obnovljivih virov (razen velikih hidroelektrarn) v elektroenergetskem
sistemu zelo majhni, kot je to sedaj v Sloveniji, ta vpliv sicer ne more biti
velik. Ko pa bo delež obnovljivih virov v skladu z direktivami Evropske unije
bistveno narasel, se bo električna energija znatno podražila. Sicer moramo
upoštevati, da pomeni postavitev večjega števila enot določene nove
tehnologije hkrati tudi nižanje njenih investicijskih in obratovalnih stroškov,
torej se bodo vse sedaj veljavne državne sheme subvencioniranja obnovljivih
virov v prihodnjih letih temu primerno nižale. Tako bo vpliv na ekonomičnost
cene električne energije nekoliko ublažen, vendar še vedno velik, saj ti viri ne
morejo nadomestiti sistemskih elektrarn. Intenzivno uvajanje obnovljivih
virov električne energije pomeni zato gradnjo dveh paralelnih proizvodnih
sistemov s stroški, ki lahko hitro presežejo dvakratnik stroškov klasičnega
proizvodnega sistema.
2.2 TRG ELEKTRIČNE ENERGIJE IN TOPLOTE
20: V preteklih 20 letih smo videli uvajanje tržnih načel tudi v nekoč striktno
monopolno področje proizvodnje električne energije. Čas je pokazal, da se
nekatera začetna naivna pričakovanja, na primer o pocenitvi električne
energije, niso izpolnila, pojavili pa so se tudi nekateri novi in sprva
nepričakovani problemi in izzivi. Prehod na liberalni trg električne energije ne
bo niti enostaven niti hiter, saj gre v resnici za dolgotrajen in zahteven prehod,
ki ga je sicer možno nominalno in na papirju izpeljati zelo hitro, v stvarnosti
pa zaživi na nekoliko drugačen način od pričakovanega.
5
21: Na primer, hkratna vpeljava prostega trga z električno energijo in hkratna
želja po večanju deleža obnovljivih virov si nasprotujeta, saj so specifični
investicijski stroški obnovljivih virov (kljub na videz brezplačnemu
primarnemu gorivu) za velikostni red ali dva večji kot pri klasičnih
elektrarnah, in je potem bistveno dražja tudi njihova električna energija. Na
kompetitivnem trgu električne energije je torej možno doseči – zaradi nekih
drugih ciljev – želeno rast obnovljivih virov samo s pomočjo takšnih ali
drugačnih subvencij in prisilnega dispečiranja. To pa pomeni, da dobljeni trg
električne energije ne more biti povsem prost.
22: Ob predpostavki kolikor toliko delujočega likvidnega trga električne
energije je, tako kot na vsakem delujočem trgu katerekoli ekonomske dobrine,
vedno možno skonstruirati krivuljo porabe na kratek ali na daljši rok. Ta
krivulja podaja neko lastnost opazovanega trga: odvisnost tržne cene
električne energije od skupnih količin na trgu prodane električne energije.
Krivulja ima vedno obliko padajoče hiperbole: majhne količine je trg
pripravljen sprejeti po razmeroma visoki ceni, pri večjih količinah pa tržna
cena pade. V ekonomiji velja preprosto načelo, da nobeno podjetje ne more
poslovati, če ne pokriva svojih variabilnih stroškov, saj tem primeru ustvarja
neposredno zgubo in ga je bolje takoj zapreti. V principu torej, če
zanemarimo morebitne kratkoročne strateške igre posameznih tržnih
udeležencev, morajo na trgu električne energije vse proizvodne enote podajati
ponudbe za prodajo svoje električne energije vsaj na višini svojih lastnih
variabilnih stroškov, ki so v grobem kar enaki stroškom goriva. Proizvodne
enote torej podajajo svoje ponudbe na višini svojih stroškov goriva.
23: V prejšnjem odstavku izpostavljeno dejstvo je posebno kritično za tiste
proizvodne enote, pri katerih predstavljajo stroški goriva ne samo večino
variabilnih stroškov temveč tudi večino vseh stroškov. Zanimivo je, da so to
ravno tiste enote (plinsko-parne elektrarne), katerih masovno konstrukcijo je
vzpodbujal sam proces liberalizacije zaradi nizkih investicijskih stroškov in
drugih razlogov. V kolikor torej, morda zaradi povsem političnih razlogov,
naraste cena zemeljskega plina na svetovnem trgu, morajo te elektrarne
dvigniti svojo ponudbeno ceno električne energije. Na danem trgu to
neposredno pomeni manjše možnosti uvrstitve takih ponudb v tržno rešitev.
Posledično si plinsko-parna elektrarna ne bo priborila možnosti pasovnega
obratovanja v velikosti 6.000 ali celo 7.000 ur, kot je praviloma načrtovano v
času priprave investicijske dokumentacije, temveč bistveno manj: morda 3.000
ali pa 4.000 ur, saj jo bodo druge, predvsem hidro-, jedrske in premogovne
elektrarne na trgu izrinile kot predrago. Manjše obratovanje bo vsekakor
poslabšalo ekonomiko izgradnje novih plinsko-parnih elektrarn.
6
24: Kadar plinsko-parna elektrarna proizvaja in prodaja tudi toploto, bi bilo
zgoraj opisano manjšanje števila obratnih ur nedopustno; bodisi zaradi
oskrbovanega tehnološkega procesa, bodisi zaradi gretja stanovanjskih naselij.
V tem primeru je proizvodnja električne energije podrejena proizvodnji
toplote. Ekonomiko si potem plinsko-parna elektrarna išče na trgu toplote.
Kljub zelo visokim skupnim izkoristkom pretvorbe primarnega goriva v
soproizvodnih plinsko-parnih elektrarnah v elektriko in toploto, ki lahko
dosegajo celo 80 %, plačujejo uporabniki toplote višjo ceno, kot bi jo v
primeru uporabe cenejšega in bolj stabilnega primarnega energenta, kljub
siceršnjim slabšim izkoristkom pretvorbe.
2.3 DOSEGANJE PODNEBNIH CILJEV
25: V preteklem desetletju je Evropska skupnost naredila odločne pravne
korake v smeri zmanjševanja emisij ogljikovega dioksida tako v
elektroenergetiki kot tudi v vsej energetiki. Tem deklaracijam in obvezujočim
ciljem se je v svojem pravnem sistemu pridružila tudi Slovenija. Do leta 2020
naj bi vsaka članica Evropske unije zmanjšala porabo končne energije za 20 %
glede na pričakovano porabo v letu 2020, delež obnovljivih virov pa naj bi
znašal vsaj 20 %. Po splošni oceni gre za zelo ambiciozne cilje, katerih
praktična implementacija bo zato zelo zahtevna in zelo draga.
26: Evropska skupnost je odločena zmanjšati izpuste toplogrednih plinov
zaradi danes razmeroma splošno sprejete, čeprav ne povsem znanstveno
dokazane predpostavke o učinku tople grede, ki naj bi jih ti plini v ozračju
povzročali, kljub očitno zelo velikim dodatnim stroškom za doseganje tega
cilja. Drugi odločilni dejavnik pa je neizogibno večanje uvozne odvisnosti
Evrope od primarnih virov v politično nestabilnih svetovnih regijah v
prihodnjih desetletjih. Zmanjšanje izpustov toplogrednih plinov bo mogoče
samo ob hkratnem tehnološkem preboju pri klasičnih in alternativnih
tehnologijah, od katerih naj bi prevladovali ravno domači obnovljivi in
distribuirani viri, pametna omrežja, učinkovita uporaba energije ipd. Dodatne
stroške, ki bodo potrebni za doseganje zastavljenih ciljev zmanjšanja emisij
toplogrednih plinov, namerava Evropa kasneje kompenzirati s prvenstvom pri
razvoju novih tehnologij in izgradnji tovrstnih objektov v tretjem svetu,
predvsem na Kitajskem, v Indiji, na Bližnjem vzhodu itd. To so tiste države,
katerih relativno manjšanje emisij toplogrednih plinov bi, zaradi njihove
izredne sedanje in še bolj zaradi njihove izredne prihodnje velikosti, šele lahko
imelo neke zaznavno pozitivne učinke na manjšanje svetovnih emisij
toplogrednih plinov.
7
27: Prvenstvo v svetu, ki si ga je izborila Evropska unija v deklariranju
čimbolj obvezujočih politik za znižanje emisij toplogrednih plinov, je torej po
eni strani motivirano s hipotezo globalnega segrevanja, po drugi strani pa je to
hkrati tudi aktivni odgovor Evropske unije na dejstvo, da je sama s primarnimi
viri energetsko revna in da jo ob neaktivnosti v prihodnosti neizbežno čaka
enormno povečanje energetske odvisnosti od politično nestabilnih delov sveta.
Cilji, ki si jih je na tem področju zadala Evropska unija in posledično tudi
Slovenija že do razmeroma bližnjega leta 2020, so nedvomno zelo ambiciozni
in velikopotezni, zato se upravičeno postavlja vprašanje, koliko in na kak
način jih sploh bo mogoče realizirati.
28: Dokončen odgovor na zgornje vprašanje bo seveda podal čas, vendar pa ne
moremo spregledati, da v bližnji preteklosti nekateri podobni sporazumi ali
obveze niso bili povsem realizirani. Omenimo Kjotski sporazum, kjer lahko
naštejemo številne pomembne evropske države, za katere moremo že danes
reči, da deklariranih obvez glede na bazno leto 1990 ne bodo izpolnile v
ciljnem obdobju 2008–2012.
29: Na primer, skupne emisije toplogrednih plinov v Avstriji leta 2005 so bile
za 26 % večje od emisij v baznem letu 1990, medtem ko bi smele biti po
Kjotskem protokolu predvidene povprečne vrednosti za obdobje 2008-2012 za
-13 % manjše (razkorak znaša torej skoraj 40 %) in to kljub dejstvu, da
Avstrija kot visoko razvita industrijska država intenzivno vlaga v raziskave in
razvoj energetskih tehnologij, da aktivno in zelo uspešno podpira obnovljive
in distribuirane vire in da je pravočasno oziroma celo predčasno liberalizirala
trg električne energije in zemeljskega plina (Avstrija namerava izpolniti svoje
Kjotske obveznosti v širšem mednarodnem okvirju preko mehanizmov JI /
CDM, torej z nakupom CO2 dovolilnic) (IEA, 2007a).
30: Drugi zelo podoben primer je Finska, kjer so bile leta 2007 emisije
toplogrednih plinov 20 % iznad nivoja, ki je predviden po Kjotskem protokolu
za obdobje 2008-2012 (IEA, 2007b). Finska zaradi večje diverzifikacije
primarnih virov in zaradi manjše uvozne odvisnosti aktivno podpira uporabo
domače šote v soproizvodnji električne energije in daljinske toplote (delež v
soproizvodnji znaša 22 % vsega goriva porabljenega v soproizvodnih enotah,
vključujoč industrijske soproizvodne enote), kljub temu, da ima šota
razmeroma zelo visoke emisije toplogrednih plinov v primerjavi z vsemi
drugimi primarnimi energenti. Šoto uporabljajo kot primarni energent (iz
enakih razlogov kot na Finskem) tudi na Irskem, kjer so postavili kar tri nove
take proizvodne enote v skupni moči 370 MW (IEA, 2007c).
31: Postavljanje še tako obvezujočih podnebnih ali okoljevarstvenih ciljev in
direktiv mora biti torej vedno podrejeno nekemu realno izvedljivemu
8
družbenoekonomskemu razvoju, kot zgovorno kažejo zgornji primeri Avstrije,
Finske in Irske. Pri dolgoročnem modeliranju zato ne moremo preprosto
začeti s privzemanjem okoljskih Direktiv kot fiksnih in potem umetno
ustvarjati temu ustrezni ekonomski razvoj, temveč je primerneje realistično
predvidevati ekonomski razvoj, ga potem ovrednotiti in morda modificirati
glede na že privzete Direktive.
2.4 ČASOVNI OKVIR IZVEDLJIVOSTI
32: Maksimalna lastna proizvodnja elektroenergetskega sistema Slovenije je,
kljub zmanjšanju porabe električne energije zaradi vpliva svetovne ekonomske
recesije, manjša od letne porabe električne energije v Sloveniji.
V
srednjeročni perspektivi vnovične gospodarske rasti se bo negativna bilanca
Slovenije še povečala. Takšno stanje izpostavlja prebivalce in gospodarstvo
Slovenije nevarnosti višanja cene električne energije iz uvoza in morebiti celo
prekinitvam dobave električne energije. Za zagotovitev zanesljive dobave z
električno energijo so zato nujne nove domače proizvodne enote, ki pa jih ni
mogoče zgraditi čez noč.
33: Najkrajši čas izgradnje lahko predpostavimo pri plinskih turbinah na
zemeljski plin v odprtem ciklu. Kot kažejo izkušnje iz gradnje dveh 42 MW
enot v Šoštanju, je takšne enote mogoče zgraditi v okviru enega leta. Po
mednarodnih izkušnjah lahko izgradnjo plinsko-parne elektrarne na zemeljski
plin ocenimo na v dve do tri leta. Klasične napredne premogovne enote se
gradijo vsaj štiri leta, jedrske pa vsaj šest let.
34: Pred samo izgradnjo je potrebno izvesti še niz aktivnosti oziroma
postopkov, katerih trajanje je včasih težko oceniti. V kolikor ne gre za že
obstoječo lokacijo, je novo enoto potrebno umestiti v državni prostorski načrt.
Potrebno je izdelati vso investicijsko dokumentacijo. In nenazadnje, za novo
proizvodno enoto je potrebno doseči konsenz tudi v širši družbeni skupnosti,
kar je zaradi obnašanja po načelu NIMBY (Not In My BackYard) ali celo
BANANA (Build Absolutly Nothing Anywhere Near Anybody) zelo zahtevna
naloga v vsej Evropi in v praktično vsem razvitem svetu.
35: Glede na stanje projekta je v Sloveniji trenutno daleč pred vsemi
alternativnimi možnostmi izgradnja nove enote 6 v Šoštanju, saj segajo prvi
koraki na tem področju že v leto 2002. Razen tega ima enota 6 podporo
lokalnega prebivalstva in tudi relativno dobro javno podobo v Sloveniji, saj bo
nova enota na nivoju trenutno najboljših svetovnih tehnologij.
9
36: Naslednja tehnologija glede na časovni okvir izvedljivosti je plinsko-parna
tehnologija. Obstajata dva projekta, eden v Kidričevem in drugi v Kopru ob
morebitnem uplinjevalniku zemeljskega plina, vendar sta bistveno manj
pripravljena.
Uporaba zemeljskega plina v Sloveniji je odvisna od
mednarodnih dogajanj, na katere nimamo vpliva, pa tudi od lastne zavestne
odločitve in zagnanega investiranja v potrebno plinsko infrastrukturo
prenosnega omrežja in skladiščnih zmogljivosti. Oba omenjena dejavnika
pomikata možnosti izgradnje velikih novih plinsko parnih enot, realno
gledano, iz kratkoročnega v bolj oddaljeno srednjeročno obdobje.
37: Tudi jedrska tehnologija je ena od opcij razvoja elektroenergetskega
sistema Slovenije, saj Slovenija že ima in obvladuje jedrsko proizvodnjo
električne energije v NE Krško. Vendar pa je potrebno realistično ugotoviti,
da nove jedrske elektrarne v Sloveniji ni mogoče zgraditi pred letom 2025.
2.5 DIVERZIFIKACIJA VIROV
38: Uvozna energetska odvisnost Evropske unije in tudi Slovenije naglo raste.
Pričakuje se, da bo energetska odvisnost EU s sedanjih 50 % v naslednjih 20
do 30 letih narasla na 70 %.
39: Svetovne rezerve primarne energije so skoncentrirane v le peščici držav.
Približno polovica zemeljskega plina v izvira danes iz le treh držav: Rusije,
Norveške in Alžirije. Če sledimo trenutnim trendom, se bo uvoz zemeljskega
plina v EU v naslednjih 25 letih povečal na 80 % (Commision, 2006).
Največje svetovne rezerve nafte so na nemirnem Bližnjem Vzhodu.
40: Dodatna neugodna okoliščina glede na razporeditev svetovnih rezerv
primarnih energentov je dejstvo, da so države, ki posedujejo največje zaloge
primarnih energentov, politično nestabilne. Kot pri primeru nafte obstaja
dokaj realna možnost, da bodo v bodočnosti omenjene države skušale
uporabiti svoje primarne vire za doseganje političnih ciljev (in tako povzročale
krize pri dobavi energije v Sloveniji in EU).
41: Diverzifikacija virov za proizvodnjo električne energije je zato pomemben
in naraven način preventivnega ukrepanja proti morebitnim bodočim
političnim izsiljevanjem posameznih držav ali skupin držav bogatih s
primarnimi viri. Ustavitev dobave primarnih energentov hipoma povzroči
dvig cene primarnega energenta in posledično omogoča ogromen zaslužek
tistim državam, ki se niso pridružile ustavitvi dobave. Diverzifikacija je
potrebna tako po različnih energentih za proizvodnjo električne energije, kot
tudi nadalje po čimbolj različnih dobaviteljih znotraj posameznega energenta.
10
42: Primarni viri za proizvodnjo električne energije v Sloveniji so razmeroma
dobro diverzificirani, saj proizvajamo električno energijo tako iz jedrskega
goriva, iz lignita in rjavega premoga, v znatnem deležu pa tudi v
hidroelektrarnah. Iz vidika diverzifikacije bi bilo vsekakor primerno povečati
današnji zgolj simbolični delež proizvodnje električne energije iz zemeljskega
plina. Večja raba zemeljskega plina pa je pogojena z izgradnjo novih
plinovodov in domačega skladišča plina. Vidik diverzifikacije prav tako
narekuje, da je v Sloveniji pomembno in primerno zadržati znaten delež
proizvodnje iz premogovnih virov in ne enostransko izključevati nobenega
vira za proizvodnjo električne energije.
2.6 ZAŠČITA DOMAČIH PROIZVAJALCEV ELEKTRIČNE
ENERGIJE
43: Energetski zakon (EZ-UPB1, 2005) predpisuje sistemskemu operaterju
prenosnega omrežja (SOPO) v členu 24 obvezo odkupa električne energije od
proizvajalcev, ki proizvajajo električno energijo iz domačih goriv. Ta obveza
oziroma možnost zaščite domačih proizvajalcev zaradi zagotavljanja
zanesljive oskrbe je podana tudi v členu 11 Direktive EC iz 2003 (Parliament
& Council, 2003).
44: Maksimalni obseg tega obveznega odkupa znaša "15 % primarne energije,
potrebne za proizvodnjo v koledarskem letu porabljene električne energije po
energetski bilanci Republike Slovenije". Za uvoženo električno energijo in za
energijo proizvedeno v hidroelektrarnah ni mogoče uveljavljati kriterija 15 %.
V kolikor pa bi se delež uvoza v prihodnosti zmanjševal, bi se hkrati večal
prostor zaščite domače proizvodnje po omenjenem kriteriju 15 %. Po teh
določbah v Sloveniji prednostno dispečiramo približno 650 GWh električne
energije letno iz domače termoelektrarne Trbovlje.
2.7 TRG ZEMELJSKEGA PLINA V SLOVENIJI
45: Zemeljski plin je bil v zadnjih dveh desetletjih najhitreje rastoči primarni
vir za proizvodnjo električne energije v razvitem svetu, zato je primerno
navesti nekaj osnovnih značilnosti porabe tega energenta v Sloveniji.
46: Skupna poraba zemeljskega plina v Sloveniji znaša približno 1100
milijonov m3 letno. Slovenija je oskrbovana iz dveh smeri: iz Italije pride
alžirski plin, iz Avstrije pa ruski. Večina zemeljskega plina se porabi v
industriji in v gospodinjstvu, poraba za proizvodnjo električne energije je
11
izredno majhna. Tak način oskrbovanja je drugačen od npr. italijanskega, kjer
zemeljski plin uporabljajo masovno za proizvodnjo električne energije (ker so
v to prisiljeni zaradi lastnega moratorija na izgradnjo jedrskih elektrarn).
47: Potrebujemo velike infrastrukturne investicije. Slovenija nima lastnih
skladišč zemeljskega plina, zato jih je potrebno zgraditi. Prenosno plinovodno
omrežje je prešibko, zato bi ga bilo potrebno ojačati. Dodatni zemeljski plin
je mogoče zagotoviti na mnogo načinov: Južni tok, Nabucco, terminal za
utekočinjeni zemeljski plin v Kopru, soudeležba pri novem terminalu za
utekočinjeni zemeljski plin na otoku Krku na Hrvaškem, soudeležba pri
katerem od načrtovanih italijanskih terminalov za utekočinjeni zemeljski plin,
... Stroškov teh investicij ne moremo v celoti pripisati samo elektroenergetiki.
2.8 REGULACIJSKE REZERVE
2.8.1 SEKUNDARNA REGULACIJSKA REZERVA
48: Elektroenenergetski sistem Slovenije potrebuje – enako kot vsak
elektroenergetski sistem na svetu – določeno rezervo, s katero lahko vsak
trenutek izravnava odstopanja med proizvodnjo in porabo električne energije.
To je skrb sistemskega operaterja prenosnega omrežja. Električne energije ni
mogoče shranjevati v velikih količinah, zato mora biti ravnovesje med
proizvodnjo in porabo električne energije zagotovljeno v vsakem trenutku
dneva in leta. V elektroenergetskem sistemu Slovenije ločimo, v skladu z
metodologijo zahodnoevropske interkonekcije ENTSO-E, katere član je naš
elektroenergetski sistem, tri vrste rezerv: primarno, sekundarno in terciarno.
49: Ker se poraba ali proizvodnja električne energije lahko spremeni zelo hitro
(na primer ob okvari proizvodne enote), mora biti sistemska sekundarna
rezerva na razpolago čez cel dan in v zelo kratkem času 15 s, kar lahko
tehnološko zagotavljajo samo domače obratujoče termoelektrarne. Od vseh
termoelektrarn v Sloveniji je breme sekundarne regulacijske rezerve v
Sloveniji tako le na enotah 4 in 5 v Šoštanju. Ob ugodnih hidroloških
razmerah lahko sicer določeno število ur dneva prispevajo občuten delež tudi
hidroelektrarne na Dravi. V nekoliko daljši perspektivi ugašanja starih
iztrošenih enot v Šoštanju je vloga nove enote 6 v Šoštanju za zagotavljanje
sekundarne regulacijske rezerve v elektroenergetskem sistemu Slovenije
nenadomestljiva.
12
2.8.2 OBVLADOVANJE IZPADA NAJVEČJEGA AGREGATA
50: Pri izpadu največje proizvodne enote je mogoče stabilizirati sistem – brez
odklapljanja porabnikov – le tako, da povečamo proizvodnjo ostalih enot.
Pomoč je sicer mogoče dobiti tudi preko omrežja ENTSO-E, vendar pa mora
biti hkrati tudi vsak sistem sposoben z aktiviranjem svoje terciarne regulacije
– torej v času od 15 min po nastanku motnje – popolnoma nadomestiti izpad
svoje največje enote. To pomeni: vzpostaviti planirani obseg izmenjav s
sosednjimi sistemi in sprostiti sekundarno regulacijsko rezervo.
51: Domača ali zakupljena iz uvoza terciarna in minutna rezervna moč mora
zagotavljati ustrezno obratovanje elektroenergetskega sistema ves čas izpada.
Zato za pokrivanje daljših izpadov, ki jih pri največjih enotah ne moremo
izključevati, niso v celoti ustrezne tiste elektrarne, ki ne morejo trajno ali vsaj
daljši čas obratovati s polno močjo: hidroelektrarne in črpalne elektrarne s
premajhnim dotokom vode ali premajhno vsebino akumulacijskega bazena ter
termoelektrarne s premajhnimi zalogami goriva, pa tudi zakupi rezervne moči
z omejenim številom angažiranj omejenega trajanja.
52: Takoj po nastanku motnje lahko terciarno regulacijo nudijo obratujoče
elektrarne, ki ne obratujejo s polno močjo in v obsegu, ki ne preprečuje
izpolnjevanja njihovih obveznosti do izvajanja sekundarne regulacije (če je
elektrarna vključena v sekundarno regulacijo, potem regulacijsko rezervo
izkoristi le za kratek čas, potem pa ji mora terciarna regulacija ponovno
vzpostaviti potrebno sekundarno regulacijsko rezervo) in pa tiste elektrarne iz
hladne rezerve, ki so sposobne hitrega zagona iz hladnega stanja in prevzem
obremenitve v roku 15 min. Slednje elektrarne so lahko ali črpalne, sezonske
in tedenske akumulacijske hidroelektrarne, od termoelektrarn pa le hitre
plinske turbine.
13
3 ALTERNATIVE
53: V študiji (EIMV, 2009) smo podrobno predstavili vlogo nove enote 6 v
Šoštanju v elektroenergetskem sistemu Slovenije. Pričujoča študija je
nadaljevanje te študije. Namene pričujoče študije je dodatno ovrednotiti tudi
vse morebitne teoretično in praktično izvedljive ali celo ne-izvedljive
alternative novi enoti 6 v Šoštanju.
54: Ker lahko uporablja vsaka nova enota samo eno primarno gorivo
(primarno gorivo določa njen tehnološki proces pretvorbe v električno
energijo) in ker je celostna obravnava nove enote nadalje zelo odvisna od
celostne obravnave njenega primarnega goriva (možnosti dobave na
svetovnem trgu primarnih energentov, cena, stalnost cene, ...), bomo dobljene
alternative označili kar po uporabljenem primarnem gorivu in predstavili v
sledečih podpoglavjih.
3.1 DOMAČI PREMOG
55: Domači premog je domači primarni resurs in zato prispeva k zanesljivosti
energetskega sistema, saj manjša energetsko odvisnost Slovenije od uvoza,
hkrati pa na primerni način izrablja prednosti domačega naravnega bogastva,
ki bi sicer ostalo neizkoriščeno. Razvoj premogovništva ima v Sloveniji
stoletno tradicijo in pomembne pozitivne ekonomske posledice za
gospodarstvo na lokalni in globalni ravni. Uporaba sodobnih tehnologij
premogovništva in kurjenja premoga skorajda izniči emisije škodljivih snovi
iz celotne tehnološke verige, morebitna komercializacija tehnologije
odvzemanja in shranjevanja ogljikovega dioksida (carbon capture and storage
CCS) pa odpira možnost tudi za odstranjevanje ogljikovega dioksida.
56: V Sloveniji imamo danes le še dva premogovnika: Trbovlje in Velenje. V
obeh kopljejo lignit oziroma za svetovne razmere razmeroma nekvaliteten
premog kurilne vrednosti približno 10 MJ/kg, zato ga v obeh primerih ni
ekonomično možno transportirati, temveč ga pokurijo kar na lokaciji
premogovnika, kar bi zagotovo veljalo tudi v primeru kakršnekoli nove
premogovne enote na domači premog v Sloveniji.
57: Ob predpostavki hitrega razvoja tehnologij za odvzemanje in shranjevanje
ogljikovega dioksida CCS in tudi hitre komercializacije teh tehnologij že v
roku naslednjih 10 do 15 let proizvodnja električne energije iz domačega
premoga v velikih novih kurilnih napravah ne bi povečevala skupnih emisij
toplogrednih plinov Slovenije. Poslabšala pa bi ekonomiko teh naprav zaradi
14
manjših izkoristkov in zaradi dodatnih stroškov odvajanja, transportiranja in
shranjevanja ogljikovega dioksida.
58: V nasprotnem primeru (če ne bo prišlo do komercializacije tehnologije
CCS v srednjeročnem obdobju 10 do 15 let) prinese uporaba domačega
premoga tudi dodatne stroške za nakup kuponov ogljikovega dioksida, kar bo
prav tako poslabšalo ekonomiko. A te dodatne stroške bodo morale plačevati
tudi vse druge premogovne termoelektrarne v Evropi. Takšne dodatne stroške
bodo morale plačevati tudi vse plinsko-parne elektrarne, resda v manjšem
obsegu kot pri premogu,.
3.1.1 PREMOGOVNIK VELENJE IN TERMOELEKTRARNA
ŠOŠTANJ
59: Razen nove enote 6 v premogovniku Velenje in termoelektrarni Šoštanj
niso predstavili nobene druge alternative izgradnji nove enoti 6, vse njihove
aktivnosti v preteklih petih-šestih letih so bile (razen projekta izgradnje dveh
manjših plinskih turbin v odprtem ciklu in njihove prigradnje obstoječima
enotama 4 in 5) usmerjene v pripravo potrebne projektne dokumentacije,
različnih dovoljenj in dogovorov s proizvajalci elektroenergetske opreme za
enoto 6 na domači velenjski premog. Zato podajamo v naslednjem odstavku
najprej kar kratek povzetek študije (EIMV, 2009).
60: Po zakonodaji Evropske unije mora Republika Slovenija spremljati in tudi
zagotavljati zanesljivost oskrbe z električno energijo na svojem ozemlju. Za
ekonomsko učinkovito dobavo električne energije morajo biti – ob
upoštevanju dnevnih, tedenskih in sezonskih nihanj porabe in ob upoštevanju
variabilnosti proizvodnje hidroelektrarn – na slovenskem trgu električne
energije prisotne pasovne, trapezne in vršne enote. Nova enota 6 v Šoštanju je
- ob nestalnih hidroelektrarnah - nepogrešljiva domača enota pri zagotavljanju
sekundarne regulacijske rezerve. Stanje zanesljivosti oskrbe z električno
energijo je mogoče nekoliko popraviti z uvozom, vendar pa kažejo dolgoročne
ocene vseevropskega omrežja ENTSO-E na bližnje zaostrovanje razmer v vsej
Evropi. Svetovna recesija je sicer zmanjšala porabo električne energije,
vendar moramo na dolgi rok upoštevati tudi možnosti ekonomskega
okrevanja, ki se lahko zgodi v nekaj letih. Dolgoročna bilanca električne
energije v Sloveniji je zelo negativna, ob neizgradnji nove enote v Šoštanju pa
doseže povsem nedopustne vrednosti. Ker zagotavlja nova enota v Šoštanju
tudi za obstoj elektroenergetskega sistema Slovenije nujno sekundarno
rezervo, ta investicija ne zmanjšuje konkurenčnosti tujim proizvodnim
enotam, ki bi želele nastopati na slovenskem trgu električne energije.
15
61: V kolikor do izgradnje enote 6 iz kateregakoli razloga ne bi prišlo, je v
Šoštanju najverjetnejša varianta nadaljevanje podaljševanja življenjske dobe
že obstoječih zastaranih objektov do kolikor je to pač fizično možno in
ekonomsko smiselno, ob počasnem ali pa hitrem zapiranju najstarejših enot in
hkratnem začetku zapiranja premogovnika Velenje. Proizvodnja bi se zaradi
velikih potreb po električni energiji elektroenergetskega sistema Slovenije
sicer zelo verjetno nadaljevala še desetletje ali dva, vendar ob sorazmerno
togem obratovanju in zelo slabih izkoristkih pretvorbe primarne energije in ob
sorazmerno visokih emisijah ogljikovega dioksida in drugih toplogrednih
plinov, kar bi prineslo visoke cene električne energije in nekonkurenčnost na
trgu električne energije. Dobava električne energije v Sloveniji bi v tem
primeru postala povsem odvisna od možnosti uvoza električne energije
praktično v obsegu in po ceni zunanjega ponudnika. To bi imelo izrazito
negativne posledice za prebivalstvo in gospodarstvo, elektroenergetski sistem
Slovenije pa praktično ne bi imel možnosti za samoregulacijo in bi bil zato
prisiljen iskati možnosti za širšo integracijo.
3.1.2 PREMOGOVNIK IN TERMOELEKTRARNA TRBOVLJE
62: Premogovnik Trbovlje je del širšega zasavskega premogovnega bazena,
kjer imajo že 200 letno tradicijo kopanja premoga in kjer so zaloge premoga
že v veliki meri izkoriščene, zato so vsi tamkajšnji premogovniki ali že zaprti
ali pa v zapiranju. Danes je delujoč edino še rudnik Trbovlje Hrastnik, ki
dobavlja premog za termoelektrarno Trbovlje v vnaprej predpisanem obsegu,
ki zadošča za proizvodnjo približno 650 GWh električne energije letno. Ta
energija je v Sloveniji, v skladu z zakonodajo Evropske unije in domačim
Energetskim zakonom, prednostno dispečirana kot domača električna energija
v maksimalnem obsegu 15 % domače proizvodnje električne energije zaradi
zagotavljanja zanesljivosti dobave električne energije. Termoelektrarna
Trbovlje ima določene specifične obratovalne težave in je že praktično na
koncu svoje življenjske dobe, zato je smisel njene zaščitene proizvodnje
650 GWh letno tudi v temu, da se pravočasno, planirano in načrtovano
opravljajo vsa zapiralna dela na bližnjem premogovniku. Razen tega obstajata
v Trbovljah še vidika energetske lokacije kot take in elektroenergetskega
omrežja.
63: V časih, ko je povsod v Evropi in po svetu izredno težko pridobivati nove
lokacije za elektroenergetske objekte, je izredno pomembno ohraniti stare
lokacije, ki so energetsko že kompromitirane in ki jih okoliški prebivalci ne
zavračajo že vnaprej, in nove proizvodne enote graditi kot nadomestne objekte
starim objektom.
16
64: Lokacija termoelektrarne Trbovlje znotraj elektroenergetskega omrežja je
zelo pomembna za stabilnost obratovanja omrežja. Pomembnost te lokacije je
še večja zaradi dejstva, da se termoelektrarna Trbovlje nahaja razmeroma
blizu velikemu centru porabe električne energije v glavnem mestu Ljubljana.
65: Termoelektrarna Trbovlje načrtuje prenovo obstoječega starega objekta in
s tem razrešitev njenih specifičnih obratovalnih težav, tako da bi nova enota
dosegala boljše izkoristke in tudi povečala letno proizvodnjo na približno
800 GWh. Prednost te investicije bi bilo ohranjanje premogovništva v
omejenem obsegu, na ta način pa bi tudi bolje izkoristili razmeroma novo
odžveplevalno napravo, sedaj prigrajeno obstoječi enoti. Druga morebitna
investicija v Trbovljah je velika plinsko-parna elektrarna na zemeljski plin. Po
navedbah odgovornih predstavnikov v termoelektrarni Trbovlje pa, vendarle,
nobena od obeh investicij še nima zadostne podpore znotraj skupine Holding
Slovenskih elektrarn HSE, še manj pa znotraj prihajajočega Nacionalnega
energetskega programa.
66: Kako se bo razvijala energetska lokacija Trbovlje je zato v sedanjem
trenutku praktično še nemogoče povedati, čeprav je jasno, da se bo sama
energetska lokacija zelo verjetno ohranila. Vendar pa, kar je s stališča
pričujoče študije pomembno, lahko vendarle rečemo, da nobena od obeh
predlaganih novogradenj v Trbovljah ni alternativa enoti 6 v Šoštanju. Prvič,
to sta v sedanjem trenutku še zelo nedodelana projekta, drugič, nova
prenovljena premogovna enota v Trbovljah bi bila bistveno manjša od enote 6
v Šoštanju in tretjič, morebitna plinsko-parna elektrarna na zemeljski plin ima
bistvene težave in pomanjkljivosti, ki pa bodo podrobneje predstavljene v
poglavju o zemeljskem plinu.
3.2 ZEMELJSKI PLIN
67: Zemeljski plin je prva alternativna opcija novi enoti 6 v TE Šoštanj.
Plinsko-parno elektrarno približno enakih nazivnih parametrov, načina
obratovanja in obsega proizvodnje je teoretično mogoče postaviti v izredno
kratkem času, ob najbolj ugodnem scenariju tudi že do 2014. Vendar pa je
takšna možnost najbrž preveč optimistična, saj ima za izgradnjo takšne nove
enote Slovenija nekoliko pomanjkljivo domačo plinsko infrastrukturo
(prenosno omrežje, skladiščne kapacitete, terminal za utekočinjeni zemeljski
plin), razen tega pa je dobava plina Sloveniji odvisna od pomembnih globalnih
političnih odločitev na ravni Evropske unije in držav proizvajalk bogatih z
zemeljskim plinom, na katere Slovenija ne more vplivati.
17
68: Hkrati z začetki liberalizacije trga električne energije v začetku 90-tih let
prejšnjega stoletja je postal zemeljski plin praktično edino primarno gorivo
(the fuel of choice) novih termoelektrarn v Evropi, ZDA in vsem razvitem
svetu. Nova tehnologija plinsko-parnih elektrarn je omogočala doseganje zelo
visokih izkoristkov pretvorbe primarnega goriva v električno energijo.
Plinsko-parne elektrarne so tehnološko izvrstne enote, stabilne in operativno
zelo sposobne za trapezno obratovanje, nudenje regulacijske rezerve itd.
Investicijski stroški pri plinsko-parnih elektrarnah so veliko nižji kot pri
premogovnih tehnologijah, kar je zelo pomembna prednost pri njihovem
financiranju v razmerah liberaliziranih trgov.
69: Cene zemeljskega plina, preračunano na GJ, so bile sicer vedno nekoliko
višje od cen premoga, vendar pa so to pomanjkljivost plinsko-parne elektrarne
nadoknadile z zelo visokimi izkoristki. Hkrati, prav tako v 90-tih letih
prejšnjega stoletja, so bile odkrite zelo obsežne zaloge zemeljskega plina v
severni Evropi, kar je dalo še dodatni zagon procesu liberalizacije in tudi
izgradnji novih plinsko-parnih elektrarn.
70: Prvo desetletje tega stoletja je začasno zaustavilo dotedanje trende: cena
zemeljskega plina se je dvignila. To je bil razmeroma velik udarec ekonomiki
plinsko-parnih elektrarn, kjer predstavljajo stroški goriva levji delež vseh
stroškov. Kljub temu poraba zemeljskega plina v Evropi in razvitem svetu še
vedno narašča, ker ima zemeljski plin razmeroma majhen toplogredni prstni
odtis in razmeroma majhne emisije škodljivih snovi.
71: Praksa v OECD zgovorno kaže, da se delež proizvodnje električne energije
iz zemeljskega plina kljub višjim cenam primarnega goriva stalno veča, med
drugim zaradi moratorija na izgradnjo novih jedrskih elektrarn, zamud pri
izgradnji novih premogovnih elektrarn v Evropi, večanja deleža nestalne
proizvodnje obnovljivih virov (ki rabijo 100 % rezervo v klasičnih enotah),
obnašanja po načelu NIMBY ipd. (IEA, 2008b), str. 76.
72: Kljub vsem prizadevanjem se možnosti črpanja in dobave zemeljskega
plina iz Severnega morja že manjšajo, to področje je že doseglo maksimum
možne izrabe. Evropa postaja vedno bolj odvisna od zemeljskega plina iz
politično nestabilnih regij: Rusije, severne Afrike in Bližnjega vzhoda, zato
mrzlično gradi pomorske terminale za tankerski dostop utekočinjenega
zemeljskega plina. To bo diverzificiralo ponudbo in zmanjšalo možnosti
prekinitve dobave zemeljskega plina in dviga cen zemeljskega plina. Evropa
se hkrati intenzivno dogovarja za nove plinovodne povezave z Rusijo in
drugimi državami: Severni tok bo tekel med Nemčijo in Rusijo pod Baltikom,
Južni tok od Rusije pod Črnim morjem mimo Ukrajine do Italije in Avstrije in
Nabucco od južnega Kavkaza preko Turčije do Italije in Avstrije.
18
73: V ZDA pa so v 2009 dokončali novi 2700 km dolgi plinovod vzhod-zahod
od Skalnega gorovja do porabnikov na vzhodu ZDA (REX - Rockies EXpress
pipeline), odprto pa je še vprašanje izkoriščanja zemeljskega plina na severu
Aljaske in s tem povezana izgradnja plinovoda do Aljaske (S. Palin).
74: V Sloveniji porabimo letno približno 1100 milijonov m3 zemeljskega
plina, vendar se ga porabi večina v industriji in v gospodinjstvih, le zelo
majhen del pa v proizvodnji električne energije v plinskih elektrarnah v
Brestanici in v Šoštanju.
75: Plinska elektrarna v Brestanici vsebuje več enot, dve najnovejši sta plinski
turbini v odprtem ciklu s po 115 MW na pragu vsaka, zgrajeni v letih 2001 in
2002. Proizvodnja električne energije teh dveh elektrarn je zelo majhna, saj
služi ena izključno za terciarno rezervo v primeru izpada bližnje jedrske
elektrarne Krško ali kake druge velike enote, druga pa kot povsem vršna
elektrarna. Ostale plinske enote v Brestanici so povezane v plinsko-parni
proces, vendar so tehnološko že razmeroma zastarele, saj so bile postavljene
že leta 1975. V letu 2008 sta bili k obstoječima premogovnima blokoma 4 in
5 v Šoštanju zgrajeni dve plinski turbini s po 42 MW vsaka. Izpušni plini
plinskih turbin se izrabijo za gretje napajalne vode v parnem procesu, kar
nekoliko zmanjša porabo premoga.
76: V preteklih desetih letih se je pogosto omenjala možnost izgradnje še dveh
termoelektrarn na zemeljski plin: v Kidričevem in pa v Kopru. Čeprav oba
projekta nista povsem dodelana, pa sta najbolj izdelana na področju
zemeljskega plina v Sloveniji in tako vendarle nudita določeno alternativo
novi enoti 6 v Šoštanju.
3.2.1 P LINSKO-PARNA ELEKTRARNA KIDRIČEVO
77: Proizvodnja aluminija v Kidričevem, ki izvira še iz časov II. svetovne
vojne, je velik porabnik električne energije, zato je povsem naravna skrb za
zagotavljanje velikih količin poceni električne energije za tehnološki proces,
tako kot tudi v mnogih drugih industrijskih obratih, kjer je potrebna na primer
tehnološka toplota. Tako se je pojavila zamisel za lastno proizvodnjo
električne energije na tej industrijsko že precej obremenjeni lokaciji. Projekt
naj bi presegal potrebe same tovarne, presežno električno energijo pa bi
prodajali in oddajali v omrežje. Pasovno električno energijo, kakršno
potrebuje elektroliza v Kidričevem, je mogoče ekonomično proizvajati v
plinsko-parnem procesu na zemeljski plin le ob pogoju zelo nizke cene
primarnega energenta. Vendar je zaradi ekonomije obsega vedno bolj
ekonomično proizvajati električno energijo v velikih enotah kot v malih, zato
19
so sčasoma dimenzije projekta, ob različnih tujih soinvestitorjih, a enaki
osnovni zamisli, zelo narasle.
78: Projekt plinsko-parne termoelektrarne v Kidričevem je precej starejši od
projekta izgradnje enote 6 v Šoštanju. Sprva je bil načrtovan v čisto
drugačnem okolju že pred skoraj 20 leti na pobudo določenih italijanskih
partnerjev, vendar je ta pobuda kmalu tudi zamrla. Znova se je pojavila
zamisel o plinsko-parni elektrarni v Kidričevem na vsakoletnih strateških
konferencah skupine HSE začenši z letom 2003, sicer med manj pomembnimi
in bolj oddaljenimi objekti II. prioritete. Nova plinsko-parna elektrarna v
Kidričevem je po šestih letih (avgusta 2009) dobila državno energetsko
soglasje. Zgrajena naj bi bila v konzorciju z avstrijskim podjetjem Verbund
kot dvojček plinsko-parni elektrarni v kraju Mellach ob Muri približno 20 km
južno od Gradca z nazivno močjo 2 x 415 MW na pragu in skoraj 60 %
izkoristkom proizvodnje električne energije in več kot 70 % celokupnim
izkoristkom proizvodnje elektrike in daljinske toplote in predvidenim
začetkom obratovanja v 2012. Bližina Gradca je ugodna zaradi velikega
toplotnega odjema mesta Gradec.
79: Bistvena prednost pri vključitvi avstrijskega partnerja je v zagotavljanju
primarnega goriva zemeljski plin, po razumevanju odgovornih v HSE.
Avstrija je zelo pomembna država na zemljevidu prenosnega omrežja
zemeljskega plina v Evropi, saj se proti rafineriji in velikemu terminalu
zemeljskega plina v Baumgartnu južno od Dunaja stekata kar dva velika in
zato izredno pomembna plinovoda iz Rusije preko Ukrajine in Slovaške:
plinovod Bratstvo in plinovod Transgas. Njun letni promet znaša skoraj
20000 milijonov m3, oba pa se potem nadaljujeta proti velikima porabnicama
zemeljskega plina Nemčiji in Italiji. Tudi oba perspektivna plinovoda Južni
tok in Nabucco sta usmerjena proti Dunaju. Delež skupine HSE v trenutno še
papirnatem projektu nove plinsko parne elektrarne v Kidričevem znaša 45 %,
vendar pa se zdi, da se HSE iz te naložbe pravzaprav umika in preusmerja
primarno v izgradnjo nove enote 6 v Šoštanju in morebiti dodatno še v
soudeležbo pri novi, približno štirikrat manjši plinsko-parni elektrarni v
Trbovljah (DELO, 2010).
80: V kolikor predpostavimo, da bo avstrijsko podjetje Verbund prevzelo večji
delež pri izgradnji plinsko-parne elektrarne Kidričevo, bo nova plinsko-parna
elektrarna enakega tipa kot elektrarna v Mellachu, ki hkrati še dobavlja toploto
bližnjemu mestu Gradec. V primeru Kidričevega se v približno enaki razdalji,
20 km, nahaja mesto Maribor, ki je prav tako potencialni veliki uporabnik
daljinske toplote. Maribor je bistveno manj toplificiran kot Ljubljana, saj
znaša skupna dolžina vročevodnega omrežja v Mariboru približno 30 km, v
Ljubljani pa preko 210 km, zato ima Maribor večji potencial za toplifikacijo,
20
kar je po eni strani ugodna okoliščina za postavitev kogeneracije v
Kidričevem. Po drugi strani pa je to tudi neugodna okoliščina, saj ne smemo
prezreti, da je tudi Gradec že razmeroma dobro toplificiran, saj znaša skupna
dolžina vročevodnega omrežja 270 km in ima kar štiri obstoječe toplarne (ena
od katerih je tudi Mellach) tako da bo šla toplota nove plinsko-parne enote
Mellach v veliki meri v že obstoječe vročevodno omrežje in na tem segmentu
niso potrebni veliki posegi, kot bi bili potrebni v primeru Maribora. Za
izgradnjo toplovodnega omrežja, ki bi bilo primerno plinsko-parni elektrarni v
Kidričevem, bo potrebno zagotoviti sodelovanje med podjetjem Verbund in
mestno občino Maribor.
81: Čeprav ima več kot 800 MW elektrarna v Kidričevem zadostno nazivno
moč, da bi teoretično lahko nadomestila novo premogovno enoto 6 v Šoštanju,
njena postavitev zaradi zgoraj omenjenih težav v doglednem roku ni
realistična.
3.2.2 P LINSKO-PARNA ELEKTRARNA KOPER
82: V sklopu načrtovanega terminala za utekočinjeni zemeljski plin v Kopru
se načrtuje tudi manjša plinsko-parna elektrarna velikosti 240 MW. Namen te
plinsko-parne elektrarne je uplinjanje na približno -160 °C ohlajenega
zemeljskega plina, ki bi prispel v luko Koper na tankerjih. Pri uplinjanju je
bistveno, da se ne uporablja toplote okolice oziroma toplote morske vode v
Koprskem zalivu, ker bi zaradi tega prišlo do ohlajevanja morske vode v
razmeroma majhnem zalivu. Zaradi teh temperaturnih sprememb bi lahko
prišlo do konvekcijskih morskih tokov in dviganja strupenih usedlin težkih
kovin z morskega dna. Težke kovine v Koprskem in Tržaškem zalivu so
posledica večstoletnega rudarjenja v rudniku živega srebra v Idriji.
83: Predvideno je, da se bo za uplinjanje zemeljskega plina uporabil le manjši
del celotne moči, približno 40 MW, preostanek pa bi bil na razpolago za
proizvodnjo električne energije in prodajo na trgu.
84: Prenosno omrežje v Kopru ne prenese več kot 240 MW. Plinsko-parna
elektrarna Koper v velikosti 240 MW je veliko premajhna, da bi bila
alternativa premogovni enoti 6 v Šoštanju, elektrarna tudi nima energetskega
dovoljenja, trenutno ni plinovodov, ni skladišč zemeljskega plina, ...
21
3.2.3 P LINSKO-PARNA ELEKTRARNA V TRBOVLJAH
85: V sredini 90-tih let prejšnjega stoletja je propadel referendum za izgradnjo
novega bloka namesto starega iztrošenega bloka v termoelektrarni Trbovlje,
kar je bil razmeroma hud udarec za tamkajšnje premogovništvo in
termoelektrarno. Obratovanje termoelektrarne Trbovlje do obsega 650 GWh
leto je v Sloveniji prednostno dispečirano po evropski direktivi, ki dopušča
takšno izjemo zaradi razloga sigurnosti dobave električne energije do obsega
15 % proizvedene električne energije. Obratovanje termoelektrarne Trbovlje
je ugodno tudi zaradi tega, ker omogoča programirana pravočasna dela na
zapiranju rudnika Trbovlje Hrastnik. Zaradi potrebe po doseganju evropskih
standardov pri emisijah škodljivega žveplovega dioksida je termoelektrarna
Trbovlje morala v vmesnem času, nekoliko protislovno, prigraditi novo
odžveplevalno napravo na obstoječi dotrajani blok.
86: Stari blok termoelektrarne Trbovlje je vedno imel določene operativne
težave v obratovanju, sedaj pa je tudi že zelo star. Ker je bila ljudska volja,
izražena na referendumu, nasprotna izgradnji novega bloka, obstajajo pa tudi
zelo močni strokovni razlogi za nadaljevanje proizvodnje električne energije
na lokaciji elektrarne Trbovlje, je elektrarna izdelala množico alternativnih
razvojnih alternativ, ki jih je označila s skupnim imenom Energetska dolina.
87: Projekti Energetske doline predvidevajo tako nadaljevanje proizvodnje
električne energije na premogovni bazi na način, da bi samo prenovili
obstoječi kotel, kot tudi izgradnjo nove plinsko-parne elektrarne na zemeljski
plin. Prenovljena premogovna elektrarna bi potem uporabila obstoječo
razmeroma novo odžveplevalno napravo. Niti premogovna niti plinska opcija
naj ne bi bili uvrščeni v novi Nacionalni energetski plan (ki je še v izdelavi),
vendar pa se zdi, da oba projekta uživata razmeroma veliko podporo grupacije
HSE (DELO, 2010).
88: Plinsko-parno elektrarno v Trbovljah naj bi gradili z lastnimi sredstvi
holdinga HSE in pa tudi s sredstvi mednarodnega holdinga EFT, ki je
nekajkrat javno izrazil svojo namero za gradnjo nove plinsko-parne elektrarne
v Trbovljah. Financiranje plinsko-parnih elektrarn je bistveno manjši problem
kot financiranje premogovnih in jedrskih elektrarn, saj so potrebna sredstva
bistveno manjša in čas izgradnje bistveno krajši. Obstoj kar dveh voljnih
financerjev bi tako moral garantirati hitro izgradnjo nove plinsko-parne
elektrarne v Trbovljah, če ne bi na lokaciji Trbovlje obstajale omejitve nazivne
moči novega objekta. Te omejitve izvirajo iz samega elektroenergetskega
omrežja in iz hkratne volje po prenovi premogovne elektrarne, ki bi prav tako
povečala priključno moč iz sedanjih 105 MW na kar 165 MW. Izgradnja
22
manjše plinsko-parne elektrarne pa pomeni zaradi ekonomije obsega
specifično dražjo investicijo in hkrati tudi dražjo električno energijo.
89: V vmesnem času, dne 25. marca 2010, je mednarodni holding EFT javno
oznanil odstop od projekta plinsko-parne elektrarne v Trbovljah zaradi
neugodne ekonomike: zemeljski plin je v Sloveniji za uporabo v proizvodnji
električne energije razmeroma drag, za letos pa je načrtovana še dodatna 20 %
podražitev, medtem ko se cena električne energije na mednarodnih trgih ni
povišala. Zgodba o plinsko-parni elektrarni v Trbovljah se tako zdi
zaključena.
3.3 JEDRSKE ELEKTRARNE
90: Po britanskih ocenah (DTI UK, 2007) naj bi bilo potrebno od jasne
odločitve za izgradnjo še vsaj 15 let za postavitev novih jedrskih elektrarn. Po
zagotovilih proizvajalcev opreme naj bi bilo jedrske elektrarne možno zgraditi
v samo šestih letih od prvega vlivanja betona do obratovanja. To trditev je
pravzaprav težko preveriti, saj od sredine 80-tih let prejšnjega stoletja (od
nesreče v jedrski elektrarni Černobil) v razvitem svetu ni bilo zgrajenih
nobenih novih jedrskih elektrarn razen tistih, katerih izgradnja se je že prej
začela.
91: Sedaj se v Evropi gradita dve novi jedrski elektrarni: v kraju Olkiluoto na
Finskem in v kraju Flamanville na severu Francije. Obe imata klasični
tlačnovodni reaktor tipa EPR (European Pressurized Water Reactor) s po
1600 MW. Finska elektrarna je bila prva nova jedrska elektrarna v Evropi po
skoraj dveh desetletjih, vendar pa ima skoraj štiriletno zamudo pri gradnji,
zaradi česar so stroški po nekaterih ocenah že narasli za polovico. V ZDA so
v preteklem desetletju uvedli inovativni način certificiranja tipov reaktorjev,
podeljevanja ti. kombiniranih licenc za izgradnjo in obratovanje jedrskih
elektrarn, finančnih vzpodbud in davčnih olajšav, kar bo skrajšalo upravne
postopke in zmanjšalo finančne rizike izgradnje novih elektrarn in tako
privedlo do oživljanja jedrske energije v sedanjem desetletju.
92: Pri jedrskih elektrarnah veljajo posebno strogi varnostni predpisi za
obratovanje, zato je potrebno več časa za pridobivanje vseh soglasij in
dovoljenj, dodatno pa so potrebna še vsa dovoljenja, ki so vezana specifično
na jedrske objekte. Posebno pozornost, čas in finančna sredstva je potrebno
tudi usmeriti na pridobivanje javnega soglasja vseh zainteresiranih vladnih in
nevladnih organizacij. Potrebna finančna sredstva so ogromna, zato jih je v
razmerah liberaliziranih trgov električne energije možno financirati samo na
zelo inventiven način, kot so to storili na Finskem (kjer so ustvarili poseben
23
konzorcij med proizvajalci električne energije in velikimi porabniki električne
energije) ali pa kot je to bilo možno v Franciji zaradi močne vloge centralnega
podjetja EDF.
93: Kljub skoraj trem desetletjem neizgradnje novih jedrskih elektrarn in
operativnim težavam na Finskem se zdi, da je vrnitev jedrskih elektrarn
neizbežna. V nasprotnem primeru bi se jedrska opcija v razvitem svetu
končala sama od sebe v roku dveh desetletij zaradi staranja obstoječih jedrskih
elektrarn in neizgradnje novih. Svetovna energetska situacija sedaj in v
prihodnosti pa je po mnenju velike večine strokovnjakov takšna, da se ni
mogoče odreči nobeni od opcij proizvodnje električne energije, še najmanj pa
takšni, ki proizvaja električno energijo brez emisij toplogrednih plinov (IEA,
2008a). Med strokovnjaki se razlikujejo samo ocene, do katere mere se bo
jedrskim elektrarnam v prihodnjih dveh desetletjih uspelo vrniti. Potrebno pa
se je zavedati, da že samo ohranjanje sedanjega deleža jedrske energije
pomeni pravzaprav začetek novega, bistveno bolj pozitivnega odnosa do
izgradnje novih jedrskih elektrarn v razvitem zahodnem svetu. Splošna
javnost bo tako morala postati bistveno bolj tolerantna do izgradnje novih
jedrskih elektrarn.
94: Nove jedrske elektrarne v Sloveniji je mogoče predvideti samo kot
posledico spremenjenih globalnih trendov v odnosu javnosti do jedrskih
elektrarn, saj je Slovenija majhna dežela, ki ni v poziciji postavljanja
svetovnih trendov, temveč se jim mora le čim bolj prilagoditi. Bilo bi mnogo
preveč optimistično predpostaviti karkoli drugega. Če in ko se bo spremenil
odnos javnosti do izgradnje novih jedrskih elektrarn v ZDA, Franciji, Veliki
Britaniji, Nemčiji, Italiji, šele tedaj bodo nastopile ugodne razmere za
promocijo izgradnje nove jedrske elektrarne tudi v Sloveniji. V ZDA, Franciji
in v Britaniji je že zaznati spremenjen odnos do izgradnje novih jedrskih
elektrarn. Med preostalimi državami je potrebno izpostaviti za Slovenijo
verjetno odločilno vlogo Nemčije, ki trenutno še vedno vztraja pri svojem
političnem programu zapiranja jedrskih elektrarn, čeprav jim bo ta odločitev
očitno prinesla samo zamenjavo med jedrsko energijo in zemeljskim plinom in
posledično povečanje emisij toplogrednih plinov in tudi dražjo in manj
zanesljivo oskrbo z električno energijo, kot zgovorno priča primer Italije.
95: Obstoječa jedrska elektrarna v Krškem obratuje varno in proizvaja pribl.
2.500 GWh električne energije letno za Slovenijo že od začetka 80-tih let
prejšnjega stoletja, kar je dobra podlaga za nadaljevanje jedrske energije v
Sloveniji. Vendar pa so se v preteklih desetletjih nekateri problemi reševali
zelo počasi. Na primer: problem izgradnje skladišča za nizko in srednje
radioaktivne odpadke je trajal leta, kljub prezasedenosti začasnega skladišča,
24
saj je bilo potrebno identificirati morebitne lokacije v vsej Sloveniji, izvesti
javne razprave, izbrati lokacijo, ...
96: Republika Slovenija je, v skladu s smernicami Evropske unije, predvidela
izključno uporabo lastnega jedrskega pravnega reda, ki bo usklajen z
Evropskim pravnim redom. Pri obstoječi jedrski elektrarni v Krškem se je
priročno uporabilo kar ameriški pravni sistem certificiranja, ker je elektrarna
ameriškega proizvajalca. Pri morebitni novi jedrski elektrarni uporaba
ameriške regulative več ne bo dovoljena, temveč bo potrebno uporabiti
slovensko regulativo.
97: Jedrske objekte gradimo v Sloveniji, tako kot tudi druge zahtevne
gradbene inženirske objekte državnega pomena, na podlagi Zakona o graditvi
objektov (ZGO, 2004). V okviru dokumentacije (ZGO, 2004) morajo
investitorji zadostiti tudi številnim drugim pomembnim zakonom: Zakon o
urejanju prostora, Zakon o ohranjanju narave, Zakon o varstvu kulturne
dediščine, Zakon o varstvu okolja, Zakon o vodah, Zakon o varstvu pred
hrupom v naravnem in bivalnem okolju, Zakon o varnosti in zdravju pri delu,
Zakon o varnosti pred požarom, ... Posebni predpis, s katerim so opredeljeni
dodatni pogoji za jedrske in sevalne objekte je Zakon o varstvu pred
ionizirajočimi sevanji in jedrski varnosti (ZVIJSV-UPB2, 2004): dodatni
pogoji za uvrstitev jedrskega objekta v prostor, gradbeno dovoljenje, poskusno
obratovanje, izdajo in podaljševanje dovoljenja za obratovanje, prenehanje
obratovanja, pričetek in zaključek razgradnje ter vse faze razgradnje,
obratovanja in zaprtje odlagališča radioaktivnih odpadkov in objektov za
odlaganje izrabljenega jedrskega goriva. Ampak vsi potrebni podzakonski
akti in pravilniki, ki bi podrobneje opredelili (ZVIJSV-UPB2, 2004), še niso
pripravljeni in sprejeti.
98: In, konec koncev je tu še vidik odnosov jedrske elektrarne do sosednje
Republike Hrvaške. V preteklih dveh desetletjih je redno prihajalo do sporov.
Nekateri spori so bili vezani na samo jedrsko elektrarno, drugi pa so
vključevali tudi širše meddržavne spore izvirajo če iz življenja v bivši državi.
Na podlagi preteklih izkušenj je zato naravna težnja Republike Slovenije po
lastnem financiranju izgradnje nove jedrske elektrarne, vendar pa so zahtevana
finančna sredstva izredno velika za Slovenijo. V zadnjem času se je javno
izpostavilo nekaj morebitnih sofinancerjev v novo jedrsko elektrarno v
Krškem, na primer vlada sosednje dežele Furlanije – Julijske krajine v Italiji.
Vendarle, neposredna bližina sosednje Hrvaške v vsakem primeru narekuje, da
je primerno temu vidiku posvetiti posebno pozornost.
99: V jedrski elektrarni Krško so v preteklem desetletju večkrat jasno izrazili
željo po izgradnji še ene jedrske elektrarne po zahodni tehnologiji. Največkrat
25
se je omenjala ameriška Westinghouse enota AP1000 (evropska različica tega
reaktorja) s 1000 MW, ali pa celo dve enoti tega tipa ali pa tudi enota EPR,
kakršna se že gradi na Finskem in v Franciji s 1600 MW. Zaradi problema
zagotavljanja rezervnih enot v primeru izpada nove jedrske enote bi bilo v
primeru enote EPR potrebno zagotavljati še tudi izredno veliko dodatne
regulacijske rezerve, zato takšna opcija ne bi bila ekonomična kljub
ugodnostim ekonomije obsega. Pri enoti 1600 MW se pojavljajo veliki
problemi financiranja, problemi plasiranja električne energije v času nizke
porabe (ponoči) in pa problemi priključitve tako velikega objekta na prenosno
elektroenergetsko omrežje Slovenije. Mnogo bolj realistični kandidat se zato
zdi nova enota tipa AP1000 proizvajalca Westinghouse, še posebej z oziroma
na že utečeno sodelovanje s to firmo pri dobavi in obratovanju obstoječe NE
Krško.
3.3.1 DRUGA JEDRSKA ELEKTRARNA KRŠKO
100: Najverjetnejši kandidat za drugo jedrsko elektrarno v Krškem je ameriška
enota AP1000 proizvajalca Westinghouse. Obstoječe prenosno omrežje
Slovenije v Krškem prenese dodatnih 1000 MW, večjih moči pa ne brez
dodatne izgradnje novih prenosnih vodov.
101: Ob privzetku izgradnje nove 550 MW enote 6 v Šoštanju leta 2014 bo ob
novi 1000 MW jedrski elektrarni potrebno dodatno zagotoviti še 450 MW
rezerve za primer njenega izpada.
102: Pričakovati je, da bo nova jedrska elektrarna morala poskrbeti za vsaj
določen del te dodatno potrebne rezerve.
103: Zaradi dejstev
•
•
•
•
•
da bo odločitev za ali priti novi jedrski elektrarni v Sloveniji,
najverjetneje potrebno počakati na globalno jedrsko renesanso
ZDA in v Evropi,
da je v Sloveniji potrebno sprejeti še vse specifične podzakonske
akte za jedrsko energijo,
da bo financiranje tako velikega objekta zelo težavno samo za
razmeroma majhni trg električne energije v Sloveniji,
da bo potrebno hkrati izgraditi še tudi določene rezervne enote in
zagotoviti gorivo zanje,
...
26
104: lahko izgradnjo nove jedrske elektrarne v Krškem realistično postavimo
šele v obdobje po letu 2025. Nova jedrska elektrarna torej časovno niti
približno ne sovpada z enoto 6 v Šoštanju, pač pa se njena morebitna izgradnja
sklada s pričakovanji o večji uporabi električne energije (pri prometu) in je na
ta način kompatibilna novi enoti 6 v Šoštanju. Za doseganje cilja postavitve
nove jedrske elektrarne v Krškem leta 2025 je potrebna čimprejšnja odločitev
investitorjev in slovenske javnosti.
105: Kot dodatni argument, da izgradnja jedrske elektrarne v Sloveniji pred
letom 2025 ni realistična, navajamo zgled izgradnje skladišča nizko in srednje
radioaktivnih odpadkov v Vrbini pri Krškem. Agencija za radioaktivne
odpadke je začela leta 2004 postopek za izbor lokacije, januarja letos (2010)
pa je bila izbrana lokacija uvrščena v državni prostorski plan. Pri novi jedrski
elektrarni Krško je lokacija sicer že znana, zato ni pričakovati zamud s tega
naslova, ni pa izključiti zamud zaradi morebiti bistveno večjega odpora
javnosti. Še vedno ni znano, ali se bo projektu odlagališča pridružila tudi
Hrvaška. Gradnja odlagališča se bo predvidoma začela čez dobri dve leti in
pol in naj bi bila končana v letu 2014.
3.4 UVOŽENI PREMOG
106: Uporaba uvoženega premoga je v Sloveniji zanimiva zato, ker že imamo
domače premogovne termoelektrarne in so domači premogovni resursi v
Trbovljah in Velenju že razmeroma izrabljeni. Razen tega ima uvoženi
premog večjo kurilnost in manjšo vsebnost škodljivih snovi, kar prinese
relativno manjše emisije toplogrednih plinov in nižje stroške odstranjevanja
škodljivih snovi. Cene uvoženega premoga se konkurenčno določajo na
svetovnem trgu, zato so v primerjavi z drugimi energenti razmeroma nizke
preračunano na energetsko vrednost v GJ, historični podatki dokazujejo da so
zelo stalne in zato zelo predvidljive. Posledično nudijo premogovne enote v
novih, tehnološko naprednih kotlih, zelo konkurenčno električno energijo.
Ker se veliki premogovniki ne nahajajo samo v politično nestabilnih delih
sveta, kot je to primer pri zemeljskem plinu, praktično ne obstaja možnost
prekinitve dobave zaradi političnih pritiskov.
107: Čeprav se morda sprva zdi uporaba premoga za proizvodnjo električne
energije v Sloveniji anahronistična z ozirom na deklarirane obveznosti države
Slovenije in celotne Evropske unije za zmanjšanje emisij toplogrednih plinov,
pa moramo, kot je bilo že razloženo v poglavju 2.3, primarno upoštevati
potrebe po električni energiji v Sloveniji v prihodnjem desetletju.
27
108: Premog se vrača kot primarno gorivo za proizvodnjo električne energije
iz takšnih ali drugačnih razlogov tudi v države Evropske unije, če izvzamemo
dejstvo da bosta gigantska nova elektroenergetska sistema Indije in Kitajske v
prihodnjih 20 do 30 letih zgrajena praktično samo na osnovi svojega lokalnega
premoga in da tudi ZDA proizvajajo in bodo proizvajale približno polovico
električne energije iz svojega domačega premoga.
109: V Evropi na primer, Kraljevina Danska, ki je svetovno znana po svoji
pionirski vlogi pri vetrni energiji, saj proizvede velik delež električne energije
v vetrnih elektrarnah, njena industrija pa ima svetovno tehnološko prvenstvu v
izgradnji vetrnih elektrarn, je tako leta 2007 proizvedla kar 50 % električne
energije iz uvoženega premoga v soproizvodnih enotah (na Danskem ni
domačega premoga). Za ta način proizvodnje električne energije se je odločila
navkljub znatnim domačim zalogam zemeljskega plina in nafte, ki ju izvaža.
Soproizvodnja električne energije in toplotne energije je v direktivah Evropske
unije prepoznana kot posebno primerni način proizvodnje električne energije,
ki ga je potrebno vzpodbujati.
110: Slovenija že ima več kot desetletne pozitivne izkušnje z uporabo
uvoženega premoga za proizvodnjo električne energije in daljinske toplote v
soproizvodnji električne energije in daljinske toplote v termoelektrarni toplarni
Ljubljana. Pred uporabo uvoženega premoga so v tej enoti uporabljali premog
iz Trbovelj, ki je bistveno slabše kurilne vrednosti in ima bistveno večjo
vsebnost žvepla, pepela in drugih škodljivih snovi. S prehodom na
kvalitetnejši uvoženi premog so hkrati rešili številne probleme z
onesnaževanjem glavnega mesta Ljubljane. Kljub temu da je premog
potrebno dovažati z železnico iz Luke Koper, se je ekonomika pokazala
pozitivna, saj ima premog zelo visoko kurilnost in hkrati zelo majhne količine
škodljivih snovi. Uvoz premoga je bil urejen na podlagi dolgoročnih petletnih
pogodb iz Indonezije in iz Avstralije. Kurilnost premoga je znašala
standardnih 25 MJ/kg.
111: V prav začetnih razmišljanjih o velikosti in tehnologiji nove enote 6 v
Šoštanju je bilo zaslediti tudi opcijo hkratnega kurjenja zmesi domačega
lignita in uvoženega premoga, ki pa je v nadaljevanju projekta izginila iz
obravnave. Uvedba dodatnega primarnega goriva bi nedvomno prinesla tudi
dodatne logistične stroške železniškega prevoza tega premoga od Obale do
Velenja, pa tudi dodatne stroške shranjevanja in mešanja obeh vrst premoga v
Velenju, vplivala pa bi tudi na vse tehnološke parametre izbranega kotla in
verjetno je obveljala ocena, da ti dodatni stroški ne bi prinesli bistvene nove
vrednosti k celotnemu projektu ob že garantiranih zadostnih razpoložljivih
zalogah premoga v Velenju (navaja se več kot 130 milijonov ton šaleških
zalog) za celo življenjsko dobo nove enote 6. Bi pa takšna opcija, ob
28
ekonomsko ugodnem razpletu, dolgoročno odprla dostop do uvoženega
premoga za morebitno novo premogovno enoto 7, ki bo, v doglednem času,
predvidoma pa že po letu 2025, potrebna kot zamenjava po končanju
življenjske dobe enote 5 in predvidenem izčrpanju zalog premoga v Velenju.
112: Kritični faktor za ekonomiko uvedbe uvoženega premoga v proizvodnjo
električne energije v Sloveniji in drugod so stroški železniškega prevoza od
Obale oziroma od kakega premogovnika v srednji ali severni Evropi (Poljska,
Češka, Nemčija, ...) do lokacije elektrarne. V prvem primeru bi bila ugodna
lokacija na Obali oziroma zelo blizu Obale, ki omogoča tankerski dostop do
ekonomsko najbolj ugodnih in visoko-kvalitetnih premogov na svetu. Takšno
lego ima, na primer, termoelektrarna Plomin v Istri v sosednji Hrvaški, lega
obstoječih domačih termoelektrarn Velenje in Trbovlje pa je v tem primeru
nekoliko manj ugodna. Pozitivne ekonomike pa, vendarle, tudi v tem primeru
ni izključiti, že zaradi ekonomsko zelo uspešne uporabe uvoženega premoga v
termoelektrarni toplarni Ljubljani. Železniška povezava med Koprom in
Ljubljano ima dolžino 153 km, med Ljubljano in Velenjem 127 km in med
Ljubljano in Trbovljami le 51 km. Morebitni prevoz uvoženega premoga iz
Kopra v Velenje je torej 83 % daljši in morebitni prevoz uvoženega premoga
iz Kopra v Trbovlje je torej le 33 % daljši od obstoječega ekonomsko
uspešnega prevoza uvoženega premoga iz Kopra v termoelektrarno toplarno
Ljubljana v Ljubljani.
113: Drugi pomembni faktor za lokacijo nove termoelektrarne na uvoženi
premog je bližina 400 kV visokonapetostnega omrežja. Gledano s tega
stališča je lokacija na slovenski Obali manj ugodna, saj so obalna mesta
povezana s stikališčem in razdelilno transformatorsko postajo v Divačo le z
110 kV visokonapetostnim omrežjem, medtem ko je termoelektrarna Šoštanj
povezana na 400 kV omrežje in ima razmeroma osrednjo lego v slovenskem
omrežju in medtem ko ima osrednjo lego tudi termoelektrarna Trbovlje
povezana z nekaj 110 kV povezavami prav v središče slovenskega omrežja.
3.5 OBNOVLJIVI IN DISTRIBUIRANI VIRI
114: Obravnava obnovljivih in distribuiranih virov zahteva zelo veliko dela,
saj so zelo raznoliki in tudi zelo številni. Kljub temu lahko že vnaprej
navedemo sledeče rezultate:
•
proizvodnja električne energije iz obnovljivih virov je bistveno, za
celo stopnjo ali dve, dražja od klasične (premogovne, jedrske,
plinske, velike hidro) sistemske proizvodnje električne energije,
29
•
•
vsak posamezni obnovljivi vir je izredno majhen, vsi obnovljivi
viri električne energije skupno pa so, in tudi bodo v dogledni
prihodnosti ostali, relativno majhni v primerjavi s klasičnimi viri,
vsi obnovljivi viri električne energije imajo nestalno in
nepredvidljivo naravo, zato, če hočemo zagotoviti zanesljivo
dobavo električne energije, potrebujejo dodatno praktično 100 %
rezervo v klasičnih sistemskih elektrarnah.
115: Obnovljivi in distribuirani viri so torej lahko samo dodatni oziroma
pomožni viri pri klasični sistemski proizvodnji električne energije, ne morejo
pa biti samostojni viri, ki bi nadomeščali ali celo izrivali klasične sistemske
elektrarne kot neinventivni in zastareli način proizvodnje električne energije.
Ta trditev velja, če želimo ohraniti sedanjo raven zanesljivosti dobave
električne energije prebivalstvu in gospodarstvu, oziroma, z drugimi
besedami, če želimo ohraniti sedanji ekonomski razvoj brez drastičnih padcev,
ki je bistveno odvisen od zanesljive dobave električne energije.
3.5.1 HIDROELEKTRARNE
116: Povprečna proizvodnja hidroelektrarn v Sloveniji znaša približno
3.300 GWh, od tega 2.500 GWh na Dravi, 350 GWh na Savi (Moste,
Medvode pred prenovo in Vrhovo na spodnji Savi) in 450 GWh na Soči (brez
malih HE).
117: Največji projekt hidroelektrarn naslednjega dolgoročnega obdobja je
dokončanje verige hidroelektrarn na spodnji Savi: Vrhovo, Boštanj, Blanca (že
zgrajene), Krško 2012, Brežice 2015 in Mokrice 2018. Proizvodnja verige na
spodnji Savi od Blance do Mokric bo 720 GWh. Na reki Dravi sta še
predvideni rekonstrukciji spodnjih hidroelektrarn, ki pa ne bosta bistveno
povečali letne proizvodnje. Predvideni črpalni elektrarni Avče in Kozjak sta
sicer zelo pomembni za izboljšanje obratovalnih karakteristik z vidika
pokrivanja potreb po moči, vendar pa sta neto porabnik in ne neto proizvajalec
električne energije.
118: Poleg verige hidroelektrarn na spodnji Savi je mogoče ekonomsko
učinkovito zgraditi nove hidroelektrarne v Sloveniji še na srednji Savi od
Medvod do Vrhovega, morebiti pa je možno / smiselno zgraditi tudi verigo
hidroelektrarn na Muri. Mogoča proizvodnja verige hidroelektrarn na srednji
Savi je 260 GWh od Tacna do Zaloga in 760 GWh od Jevnice do Suhadola,
medtem ko znaša mogoča proizvodnja na Muri 486 GWh. Proizvodnja novih
malih hidroelektrarn (manjših od 10 MW) je v primerjavi s projektoma na
Savi in Muri majhna in še bolj nestalna in nezanesljiva. Izgradnja verige HE
30
na Savi od Jevnice do Suhadola ni predvidena v časovnem obdobju do
leta 2025.
119: Bodoče nove hidroelektrarne od današnjega dne lahko zagotovijo skupaj
energijo od 700 do 1.300 GWh, kar je premalo za pokritje neizgradnje enote 6
v Šoštanju. Nadalje moramo še upoštevati, da karakteristike električne
energije iz hidroelektrarn nikakor niso primerljive s karakteristikami električne
energije iz premogovne elektrarne, saj je prva močno odvisna od hidroloških
razmer in je zato podvržena zelo velikim variacijam (ki jih moramo pokriti ali
iz uvoza ali pa z proizvodnjo še nekih drugih novih elektrarn), druga pa lahko
obratuje neodvisno od vremenskih razmer.
120: Razen izgradnje novih velikih hidroelektrarn, ki smo jo obravnavali v
prejšnjih poglavjih, je mogoče električno energijo na ekonomični način
proizvajati tudi v ti. malih hidroelektrarnah oziroma v elektrarnah moči izpod
10 MW. V Sloveniji že imamo številne, več sto, male hidroelektrarne, ki so
razvrščene v dve kategoriji: male hidroelektrarne samoproizvajalcev
(industrijska podjetja, katerih glavna dejavnost ni proizvodnja električne
energije) in pa zasebne male hidroelektrarne, vendar pa njihova skupaj
proizvedena električna energija znaša komaj približno 4 % porabe. Z
intenzivno izgradnjo je ta odstotek sicer morda mogoče v doglednem času do
leta 2020 podvojiti, vendar pa bi se v tem primeru bistveno povečali tudi
nezanemarljivi negativni vplivi na okolje, ki jih takšni projekti prinesejo.
121: Že skupni povprečni faktor obratovanja hidroelektrarn je bistveno nižji
od povprečnega faktorja obratovanja jedrskih elektrarn, medletna in
kratkoročna nihanja proizvodnje pa kažejo, da moramo pričakovati tudi
bistveno nižje letne (še bolj pa mesečne in dnevne) proizvodnje, kar
posledično pomeni da s proizvodnjo novih hidroelektrarn ni možno zagotoviti
proizvodnje električne energije s takimi karakteristikami, kot jih ima
proizvodnja v enoti 6 Šoštanj.
122: Slovenske hidroelektrarne zaradi negotovosti hidroloških razmer,
hudourniškega značaja večine vodotokov in pretočnega karakterja, brez
velikih akumulacijskih bazenov, potrebujejo energijo iz bolj zanesljivih in
obratovalno fleksibilnih elektrarn, kakršna je npr. nova enota 6 v Šoštanju
oziroma takšne elektrarne kot je nova enota 6 v Šoštanju nam omogočijo
izkoriščanje hidroenergetskega potenciala.
31
3.5.2 VETRNE ELEKTRARNE
123: Teoretični potencial vetra v Sloveniji lahko ocenimo glede na globalno
dejstvo, da se le okoli 0,1 % energije sončnega sevanja spremeni v kinetično
energijo gibajočega zraka oziroma energijo vetra: 26 TWh na leto. Vetrne
elektrarne ne morejo popolnoma zaustaviti gibanja zračnih mas (Betz), zato je
izkoristljivih le kakih 15 TWh na leto. Izkoristek sodobnih vetrnic s tremi
lopaticami znaša približno 40 %, vetrnice pa lahko zaradi spreminjajoče
narave vetra obratujejo na kopnem v ugodnih razmerah tipično le s faktorjem
obratovanja 20 %, tako da znaša teoretična največja dosegljiva proizvodnja le
približno 1.200 GWh / leto. Ta ocena upošteva, da so vetrne elektrarne
postavljene po vsej Sloveniji, kjer je zadosten veter, kar je precej nerealno. Že
mogoča proizvodnja tega vira je torej zelo majhna.
124: Povprečno proizvodnjo vseh vetrnih elektrarn v Sloveniji lahko ocenimo
tudi iz druge smeri, od posameznega projekta polja vetrne elektrarne.
Predpostavimo vetrovno ugodno lokacijo in na primer 30 vetrnic, od katerih
ima vsaka sodobno 2 MW turbino. Letna proizvodnja znese - ob tipičnem
faktorju obratovanja 0,20 - le 100 GWh. Tudi ob dokaj malo verjetni
postavitvi več podobnih vetrnih elektrarn v Sloveniji (saj so vetrne elektrarne
zelo sporne z naravovarstvenega vidika, po investicijskih in vseh drugi
stroških pa primerljive ali dražje od vseh drugih virov proizvodnje električne
energije), je mogoča proizvodnja tega vira veliko manjša in nikakor ne more
nadomestiti energije nove enote 6 v Šoštanju. Dodatno moramo upoštevati
tudi dejstvo, da je ima električna energija iz vetrnih elektrarn zelo nestalno
naravo, še mnogo bolj kot to velja za električno energijo iz hidroelektrarn.
125: Za nemoteno dobavo in prenos električne energije moramo imeti povečan
obseg rezervnih zmogljivosti za sistemske storitve. Morda nekoliko pretirano
povedano to pomeni, da je potrebno - za ohranjanje enake zanesljivosti dobave
električne energije - vsaki vetrni elektrarni zgraditi še eno povsem klasično
elektrarno približno enake moči in še dodatno ojačati prenosno omrežje.
126: Proizvodnja vetrnih tudi manjša proizvodnjo klasičnih elektrarn in na ta
način - posredno - zmanjšuje emisije škodljivih snovi in tudi zmanjšuje
uvozno odvisnost od primarnih goriv na nivoju npr. Slovenije ali pa Evropske
unije. Hkrati pa vetrne elektrarne na ta način manjšajo faktor obratovanja
klasičnim elektrarnam, s čimer se slednjim slabša ekonomika. Klasične
elektrarne so v večji meri prisiljene obratovati v tehnično neugodnih
obratovalnih stanjih, kjer so specifične emisije škodljivih snovi večje. Zaradi
neugodnih obratovalnih stanj imajo klasične elektrarne dodatne stroške
vzdrževanja, krajše življenjske dobe objektov itd. Vetrne elektrarne niso
32
sposobne biti zamenjava proizvodnji klasičnih termoelektrarn, temveč so
lahko le bolj ali manj koristen dodatek proizvodnji premogovnih, plinskih in
jedrskih elektrarn. Uvedba množice vetrnih elektrarn bi povzročila velike
dodatne stroške elektroenergetskega sistema ob komaj omembe vredni
proizvodnji energije glede na instalirano moč.
3.5.3 SONČNA ENERGIJA
127: Precej značilnosti proizvodnje vetrnih elektrarn velja tudi za sončne
elektrarne. Tudi proizvodnja sončnih elektrarn ima izrazito nestalno naravo.
128: Pri sončnih elektrarnah lahko sicer zaznamo določene dnevne in sezonske
vzorce. Sončne elektrarne ponoči seveda ne obratujejo, v poletnih mesecih pa
obratujejo bistveno več, saj je tedaj večja dolžina dneva in večja intenziteta
sonca. Ne moremo oziroma slabše pa lahko napovemo vremenske razmere
(oblačnost ipd.), ki pa imajo prav tako bistven vpliv na mogočo proizvodnjo
električne energije iz sončnih elektrarn v danem trenutku.
129: Poglavitni razlog za majhno uporabo sončne energije so veliki
investicijski stroški ranga € 4.000 na kW. V kolikor bo prihodnji tehnološki
razvoj prinesel bistveno nižje investicijske stroške, pa bo še vedno odprto
vprašanje shranjevanja električne energije za nočni čas in dneve brez sonca,
saj sončna energija nima pasovnega karakterja proizvodnje.
130: Kljub temu, da nedvomno obstaja potencial za tehnološki razvoj in tudi
za večjo udeležbo fotovoltaičnih elektrarn dolgoročno v svetu in v Sloveniji,
pa takšne elektrarne zaradi svojih lastnosti ne morejo sodelovati v razpravi o
nadomeščanju pasovne električne energije enote 6 v Šoštanju.
131: Ker nekateri pravijo, da je investicija v novo enoto 6 v Šoštanju
previsoka, naj povemo, da bi za zagotovitev nadomestne energije in rezervne
proizvodnje za fotovoltaične elektrarne bilo potrebnega vsaj 10 krat več
denarja, kot ga bo potrebnega za novo enoto 6 v Šoštanju.
3.5.4 BIOMASA
132: Biomasa je naravna snov proizvedena s fotosintezo, ki je eden
najpomembnejših naravnih procesov pretvorbe sončne energije. Biomaso
delimo na lesno biomaso, preostalo rastlinsko biomaso in živalsko biomaso.
133: Trenutno se biomasa - razen v nekaj primerih majhnih industrijskih
objektov, kjer imajo zaradi tehnološkega procesa na razpolago brezplačno
33
biomaso - neposredno v sistemski proizvodnji (le enote nad 10 MW in vpetost
na prenosno 110 kV ali 400 kV omrežje) električne energije v Sloveniji ne
uporablja. Nekatera proizvodna podjetja pa so že najavila preureditev gorilnih
naprav kurjenje ali pa za dodatno kurjenje biomase: termoelektrarna toplarna
Ljubljana na bloku 3, termoelektrarna Trbovlje, itd.
134: V skladu s težnjami za večanje deleža obnovljivih virov v Evropski uniji
je za pričakovati, da se bodo nekateri od teh načrtov tudi realizirali in da se bo
biomasa v večji meri začela uporabljati tudi za proizvodnjo električne
energije: predvsem v industrijskih obratih, pa tudi kot gorivo oziroma dodatno
gorivo v večjih sistemskih klasičnih in soproizvodnih enotah.
135: Velik omejevalni dejavnik večji uporabi biomase v proizvodnji električne
energije je dejstvo, da ima energent biomasa veliko bolj raznotere,
spremenljive in nestalne pojavne oblike kot na primer primarni energent nafta
ali zemeljski plin ali celo premog. Biomasa se lahko zelo razlikuje glede
vsebine vlage, energetske vrednosti, trdnosti ipd., zaradi česa je celotni
izkoristek pri kurjenju biomase slab, investicijska vrednost naprav za kurjenje
biomase na zelo visokem nivoju skoraj € 3.000 na kW in zaradi česa so tudi
obratovalni stroški takih naprav visoki (čeprav je morda sama biomasa zastonj
kot odpadek tehnološkega procesa).
136: Za uporabo biomase je značilna velika poraba človeškega dela za
pripravljalna dela (kemijska analiza sestave biomase in načini in postopki
nadaljnjega procesiranja biomase, ipd.) in pa tudi - kar je še posebno
problematično - za mehansko procesiranje biomase (mletje, kompaktiranje,
separacija negorljivih odpadkov ipd.) je potrebna velika uporaba električne
energije.
137: Čeprav je v naslednjih dveh desetletjih pričakovati večanje uporabe
biomase, tudi v proizvodnji električne energije v Sloveniji, pa je v naslednjem
desetletju realno pričakovati maksimalno eno ali dve enoti s po nekaj 10 MW.
Ni realno pričakovati, da bi bilo možno in / ali ekonomsko upravičeno
razmišljati o nadomeščanju kakega znatnejšega deleža bazne proizvodnje
električne energije kot je enota 6 v Šoštanju s proizvodnjo iz biogoriv.
3.5.5 KOMBINACIJA OBNOVLJIVIH VIROV
138: V prejšnjih podpoglavjih smo pokazali, da noben posamezen vir
obnovljivih virov realno ne more proizvesti potrebnih 3,5 TWh, da bi s svojo
proizvodnjo lahko povsem nadomestil enoto 6 v Šoštanju. Obstaja še logična
možnost, da bi vsi obnovljivi viri skupno lahko proizvedli 3,5 TWh in bi zato
34
bila izgradnja enote 6 nepotrebna. Kombinacija obnovljivih virov bi bila še
toliko bolj ugodna zato, ker naj bi se obnovljivi viri medsebojno dopolnjevali
in tako zmanjšali svojo hibo nestanovitnosti in nestalnosti.
139: Čeprav se nestalnost obnovljivih virov resnično zmanjšuje hkrati ko
imamo več enot obnovljivih virov istega tipa, še bolj pa, če imamo več enot
raznih obnovljivih virov, pa ima ta dobitek tudi svoje omejitve. Tako se, na
primer, nestalnost električne energije iz vetrnih elektrarn bistveno popravi, če
so lokacije vetrnih elektrarn različne, oddaljene in dobro razporejene po vsej
državi, vendar pa se kljub temu občasno pojavijo obdobja, ko ni vetra
praktično na nobeni lokaciji. Kadar se torej zgodi tak primer, da ni vetra v
vsej državi, je sicer možno, da sije sonce, ni pa nujno, saj je lahko oblačno ali
pa je celo noč. Na enak način lahko razmislimo za vse možne kombinacije
obnovljivih virov in ugotovili bomo, da tudi kombinacija obnovljivih virov ne
more zagotavljati iste zanesljivosti dobave električne energije kot klasična
sistemska proizvodnja.
140: Kombinacija obnovljivih virov zato zaradi svoje nestalnosti tudi ob
morda enaki ali celo večji letni proizvodnji kot je načrtovanih 3,5 TWh iz
nove enote 6 v Šoštanju ne more nadomestiti nove enote 6 v Šoštanju.
Primerljivo zanesljivost iz kombinacije obnovljivih bi dobili samo v primeru,
če bi seštevek proizvodnje vseh obnovljivih virov za stopnjo velikosti (10 in
več krat) presegal proizvodnjo enote 6, kar pa je očitno absurdno. Zaradi tega
lahko dosežemo zadovoljivo zanesljivost oskrbe z električno energijo tudi pri
znatni kombinaciji obnovljivih virov samo tako, da hkrati zgradimo tudi še
primerno sistemsko klasično enoto na premog, zemeljski plin ali pa jedrsko
enoto.
3.5.6 PRIMERJAVA STROŠKOV OBNOVLJIVIH VIROV
141: Pogosto se v javnosti pojavljajo zamisli o zamenjevanju proizvodnje
električne energije iz klasičnih sistemskih elektrarn z proizvodnjo iz
obnovljivih virov, saj naj bi takšna proizvodnja ne povzročala emisij
toplogrednih plinov, ima brezplačno gorivo, omogoča zaposlovanje, ....
Zaradi majhnosti, nezanesljivosti in nestalnosti obnovljivih virov je to
nemogoče, zato je lahko proizvodnja obnovljivih virov samo pomožni vir
električne energije, če hočemo ohraniti sedanjo zanesljivost dobave električne
energije, ne more pa biti samostojni vir električne energije. Želja po
nadomeščanju proizvodnje enote 6 v Šoštanju torej v okviru
elektroenergetskega zdravega razuma nima nobene podlage, prav tako pa nima
podlage niti v ekonomski računici. Da to pokažemo, vzemimo štiri primere
nadomeščanja proizvodnje 3.500 TWh enote 6 v Šoštanju:
35
a.
b.
c.
d.
100 % energije iz fotovoltaičnih elektrarn,
1/2 energije iz plinsko-parne elektrarne 550 MW, 1/2 energije iz
fotovoltaičnih elektrarn,
premogovna enota 550 MW, plinsko-parna 550 MW elektrarna za
zagotovitev zanesljive dobave električne energije in še
fotovoltaične elektrarne v obsegu 20 %
enako kot točka c zgoraj, vendar povsem brez fotovoltaičnih
elektrarn.
142: Primeri so zgolj ilustrativni in preprosti, nobeden med njimi ne
predstavlja smiselno zaokroženega elektroenergetskega sistema oziroma
smiselno zaokroženega trga električne energije. Skonstruirani so zgolj zato,
da nam na jasen način pokažejo soodvisnost med zanesljivostjo dobave
električne energije in potrebnimi stroški za zanesljivost.
3.5.6.aFOTOVOLTAIČNE ELEKTRARNE
143: Fotovoltaične elektrarne lahko v Sloveniji iz čisto naravnih geografskih
danosti obratujejo na polno moč samo približno 1.000 h letno. Za letno
proizvodnjo 3.500 GWh enote 6 v Šoštanju je torej potrebno imeti 3.500 MW
fotovoltaičnih elektrarn.
Specifični investicijski strošek fotovoltaičnih
elektrarn se je v preteklem desetletju znižal, zato ga lahko (velikodušno)
ocenimo na € 4.000 / kW. Za potrebnih 3.500 MW potrebujemo
€ 4.000 / kW × 3.500.000 kW
144: oziroma kar € 14 milijard, oziroma kar približno 12× več kot je celotna
investicija v enoto 6 v Šoštanju. Lahko privzamemo, da znaša letna anuiteta
odplačevanja investicijskega kredita približno 8 %, tako da nas proizvodnja
enoti 6 v Šoštanju po velikosti enakovredne električne energije iz
fotovoltaične elektrarne vsako leto stane približno € 1.120 milijonov oziroma
natanko toliko kot bo znašala celotna investicija v premogovno enoto! Ob
temu pa proizvodnja fotovoltaičnih elektrarn ne bo na voljo ponoči in niti ob
oblačnih ali snežnih razmerah oziroma vsaj 3 / 4 časa bomo kljub temu brez
električne energije! Kadar pa bo sončno, bomo dobili iz 3500 MW
fotovoltaičnih elektrarn bistveno preveč električne energije, kot je naša
poraba. Ker električne energije ni mogoče shraniti, jo bomo morali prodati po
takšni ceni, kot jo bo kdorkoli hotel kupiti.
36
3.5.6.b FOTOVOLTAIČNE ELEKTRARNE 1/2 + PLINSKO-PARNA
ELEKTRARNA 1/2
145: Plinsko-parna elektrarna 550 MW v tej kombinaciji služi za boljšo
zanesljivost dobave električne energije.
146: Za proizvodnjo polovice električne energije enote 6 v Šoštanju iz
fotovoltaičnih elektrarn je potrebno, po enakem sklepanju kot v prejšnjem
poglavju, 1.750 MW fotovoltaičnih elektrarn, za kar potrebujemo € 7 milijard.
Ob 8 % stopnji odplačevanja investicijskega kredita to znese € 560 milijonov
letno.
147: Pri 550 MW plinsko-parni elektrarni moči konzervativno predpostavimo
razmeroma visoke investicijske stroške na kar € 1.000 in dobimo
€ 1.000 / kW × 550.000 kW
148: celotne investicijske stroške v višini € 0,550 milijarde in ob isti 8 %
stopnji odplačevanja investicijskega kredita dobimo € 44 milijonov letnih
stroškov odplačevanja investicijskega kredita. Pri plinsko-parni elektrarni je
potrebno upoštevati še tudi stroške goriva. Za proizvodnjo 1.750 GWh
električne energije potrebujemo, ob predpostavki 60 % izkoristka pretvorbe
primarnega goriva v električno energijo,
1.750 GWh / 0,60
149: kar znaša 10,5 PJ oziroma 300 milijonov m3 zemeljskega plina,
upoštevaje kurilnost 34,3 MJ / m3. Če upoštevamo ceno zemeljskega plina na
€ 6 / GJ,
€ 6 GJ × 10.500.000 GJ
150: kar znese € 63 milijonov stroškov goriva letno. Skupni letni stroški
plinsko-parne elektrarne znašajo torej
€ 107 milijonov = € 63 milijonov + € 44 milijonov
151: skupni letni stroški kombinacije fotovoltaične elektrarne 1/2 + plinskoparna elektrarna 1/2 pa znašajo
152: in to vrednost je potrebno primerjati z vrednostjo € 1.120 milijonov
prejšnjega primera, ko smo imeli samo fotovoltaične elektrarne. Kombinacija
37
plinsko-parne elektrarne in fotovoltaičnih elektrarn je torej bistveno
ugodnejša, saj je približno 40 % cenejša od primera samih fotovoltaičnih
elektrarn, hkrati pa je bistveno bolj zanesljiva, saj nam daje električno energijo
tudi takrat, ko ni sonca.
3.5.6.cPREMOGOVNA ENOTA + PLINSKO-PARNA ELEKTRARNA +
FOTOVOLTAIČNE ELEKTRARNE
153: Ta primer smo pripravili za visoko zanesljivost dobavo električne
energije ob hkratni visoki stopnji uvajanja fotovoltaičnih elektrarn. Primarna
proizvodna enota je pasovna proizvodnja premogovne enote. Kadar ta enota
nepričakovano izpade in tudi kadar je v rednem letnem remontu, angažiramo
plinsko-parno elektrarno. Neodvisno od obeh enot se vključujejo tudi
fotovoltaične elektrarne v času, seveda le v času, ko sije sonce, v obsegu do
20 % nadomeščanja primarno predvidene proizvodnje enote 6 v Šoštanju.
Tudi tak delež je še vedno zelo nerealističen, čeprav je veliko manjši kot v
prejšnjem primeru prejšnjega poglavja 3.5.6.b.
154: Če privzamemo približno 5 % faktor nerazpoložljivosti EFOR
(equivalent forced outage factor) dobimo proizvodnjo približno 200 GWh za
pokrivanje nepričakovanih izpadov enote 6 v Šoštanju. Dodatno je potrebno
pokrivati še tudi čas remonta; privzemimo 4 tedne remonta, kar znese
približno 400 GWh. Še dodatnih 400 GWh lahko prisodimo plinsko-parni
enoti zaradi njene večje fleksibilnosti v vršnem in trapeznem obratovanju, tako
da predpostavimo skupno 1.000 GWh proizvodnje za plinsko-parno
elektrarno.
Ob enakih predpostavkah kot v primeru prejšnjega
poglavja 3.5.6.b (moč plinsko-parne elektrarne 550 MW, investicijski stroški
€ 1.000 / kW, izkoristek 60 %, cena zemeljskega plina € 6 / GJ) znašajo letni
stroški plinsko-parne elektrarne skupno € 80 milijonov (€ 36 milijonov gorivo
+ € 44 milijonov investicija).
155: Za fotovoltaične elektrarne predpostavimo letno proizvodnjo v obsegu
20 % od celotnih 3.500 GWh, kar znaša 700 GWh. Fotovoltaične elektrarne
manjšajo porabo goriva premogovnim elektrarnam. V slovenskih razmerah
1000 obratnih ur (obratovanja na polno moč) to pomeni kar 700 MW
fotovoltaičnih elektrarn. Ob enakih predpostavkah kot v prejšnjih poglavjih
(specifični investicijski stroški € 4.000 /kW in 8 % stopnji odplačevanja
investicije) znašajo letni stroški te investicije € 224 milijonov, stroškov goriva
pa seveda ni.
156: Premogovni enoti v tem ilustrativnem primeru potem preostane še
1.800 GWh proizvodnje električne energije.
Za premogovno enoto
privzemimo v tem in naslednjem primeru poglavja 3.5.6.d kar karakteristike
38
načrtovane nove enote 6 v Šoštanju. Ob izkoristku 43 % znaša vsebina
primarne energije 15,1 PJ oziroma 1,4 milijona ton velenjskega lignita kurilne
vrednosti 10,3 MJ / kg, za kar je potrebno plačati € 34 milijone po ceni € 2,25
za GJ. Za investicijsko vrednost privzemimo kar vrednost € 1,3 milijarde, kar
znese € 104 milijone letno ob 8 % stopnji odplačevanja investicije. Skupni
letni stroški premogovne enote 6 v Šoštanju znašajo torej € 138 milijone.
157: Skupni letni stroški premogovne enote 550 MW 1.800 GWh, plinskoparna elektrarne 550 MW 1.000 GWh, fotovoltaičnih elektrarn 700 MW
700 GWh in znašajo
€ 442 milijonov = € 138 milijonov + € 80 milijonov + € 224 milijonov
158: kar je za dobro tretjino manj kot v prejšnje primeru poglavja 3.5.6.b, pri
čemer je strošek fotovoltaičnih elektrarn prevladujoč.
3.5.6.d PREMOGOVNA ENOTA + PLINSKO-PARNA ELEKTRARNA
159: Ta primer je enak prejšnjemu, le da sploh nimamo fotovoltaičnih
elektrarn.
Proizvodnjo 700 GWh fotovoltaičnih elektrarn prevzame
premogovna enota.
160: Premogovna enota 550 MW v tem primeru proizvede 2.500 GWh
električne energije, za kar je potrebno plačati € 47 milijonov (izkoristek 43 %,
primarna energija 20,9 PJ oziroma 2,0 milijona ton velenjskega lignita kurilne
vrednosti 10,3 MJ / kg, cena premoga € 2,25 za GJ). Skupni letni stroški
investicije so enaki kot v prejšnjem primeru poglavja 3.5.6.c in znašajo € 104
milijone letno (investicijska vrednost € 1,3 milijarde, 8 % stopnja
odplačevanja investicije). Skupni letni stroški premogovne enote znašajo torej
€ 151 milijone.
161: Skupni letni stroški premogovne enote 550 MW 2.500 GWh in plinskoparne elektrarne 550 MW 1.000 GWh znašajo
162: kar je za še za polovico manj kot v prejšnje primeru poglavja 3.5.6.c. V
kolikor bi pa vseh 3.500 GWh proizvedli samo v premogovni enoti (brez
plinsko-parne elektrarne in tudi brez fotovoltaičnih elektrarn), bi bili skupni
letni stroški enaki € 170 milijonov, vendar pa bi to bil ekstremen primer, saj ne
bi imeli rezerve in bi bila zato zanesljivost dobave električne energije bistveno
slabša.
39
3.5.6.ePOVZETEK
163: V prejšnjih štirih odstavkih smo predstavili štiri alternativne načine
nadomeščanja proizvodnje 3.500 GWh iz nove enote 6 v Šoštanju. Kot je bilo
že navedeno, te alternativne so zgolj ilustrativne saj ne predstavljajo smiselno
zaokroženega elektroenergetskega sistema.
164: Pri fotovoltaičnih elektrarnah smo upoštevali razmeroma ugodne ocene
stroškov, pri premogovni in plinsko-parni elektrarni pa razmeroma neugodne
ocene stroškov. Spodnja tabela 1 podaja kratek povzetek dobljenih rezultatov.
Tabela 1: Alternativni načini nadomeščanja 3.500 GWh iz enote 6 v Šoštanju
premogovna plinsko-parna fotovoltaika
enota
elektrarna
(a)
100 %
(b)
delež časa
letni
zagotovljenosti
strošek
11 % € 1.120 milijonov
50 %
50 %
90 %
€ 667 milijonov
20 %
99 %
€ 442 milijonov
99 %
€ 231 milijonov
(c)
51 %
29 %
(d)
71 %
29 %
165: Alternative so bile tako zasnovane, da se je postopoma manjšal delež
fotovoltaične energije. Manjšanje deleža fotovoltaične energije je prineslo
veliko nižanje pričakovane vrednosti letnih stroškov:
•
•
•
V alternativi (a) znašajo pričakovani letni stroški več od € 1.100
milijonov, kljub temu pa imamo električno energij na razpolago
samo v 11 % celotnega časa oziroma skupno 1000 h na leto
(fotovoltaične elektrarne sicer dejansko več ur na leto z manjšo
močjo od nazivne moči, vendar zaradi enostavnosti, pa tudi
nepredvidljivosti fotovoltaične električne energije v tabeli 1
navajamo številko 11 %).
V alternativi (b) padejo pričakovani letni stroški za 40 % na
približno € 700 milijonov, električne energije nimamo v času
rednega letnega remonta in v času nenačrtovanega izpada plinskoparne enote, kar lahko ocenimo skupaj na približno 10 %
celotnega časa.
V alternativi (c) padejo pričakovani letni stroški za 60 % glede na
alternativo (a), električne energije pa nimamo samo v času
hkratnega nenačrtovanega izpada obeh enot in pa ob izpadu
40
•
katerekoli enote v času remonta druge enote. Če predpostavimo
trajanje remonta za 1 mesec, faktor nerazpoložljivosti EFOR pa za
5 %, lahko ocenimo ne-razpoložljivost na približno 1 % časa (=
0,052 + 2 * 0,05 / 12).
V alternativi (d) padejo pričakovani letni stroški kar za 80 % glede
na alternativo (a). V primerjavi z alternativo (c) se pričakovani
letni stroški razpolovijo, kljub temu se pa zanesljivost dobave
električne energije ne spremeni zaznavno.
166: Pri fotovoltaičnih elektrarnah nimamo stroškov goriva, vendar pa nam,
kljub temu, velik delež fotovoltaičnih elektrarn nujno prinese zelo velike letne
stroške, saj je investicija v fotovoltaične elektrarne izredno visoka. Tabela 1
razkriva še dodatno težavo fotovoltaične energije: nezanesljivost, saj je lahko
na razpolago samo približno 1000 h na leto. Tabela 2 prikazuje, na opisni
način, še dodatne vidike vseh štirih alternativ.
Tabela 2: Alternativni načini nadomeščanja 3.500 GWh iz enote 6 v Šoštanju
(a)
(b)
(c)
(d)
€ investicija
zanesljivost
€ letni stroški
dobave
ekonomika
okolje
sociala
€ 14,00 milijard
€ 1.120 milijonov
€ 7,55 milijard
€ 667 milijonov
€ 4,65 milijard
€ 451 milijonov
€ 1,85 milijard
€ 231 milijonov
Legenda:
pomeni ugodno oziroma dobro,
pomeni neodločno in
pomeni neugodno oziroma slabo.
41
167: Iz tabele 2 vidimo, da je razmerje med celokupnimi investicijami v
alternativah (a) in (d) enako kar 7,5 (= 14,00 / 1,85), medtem ko je razmerjem
med letnimi stroški teh dveh alternativ enako samo 4,8 (= 1.120 / 231).
Razlog je v stroških goriva. Medtem ko alternativa (a) sploh ni imela stroškov
goriva, pa so v alternativi (d) potrebni stroški za nakup premoga in
zemeljskega plina. Letni obratovalni stroški pa so, kljub temu, bistveno
manjši v alternativi (d) kot v alternativi (a).
168: Zanesljivost dobave električne energije je v alternativi (a) povsem
nesprejemljiva, saj v 90 % časa nimamo električne energije. Tudi ko
električna energija iz fotovoltaičnih elektrarn priteka, presega naše potrebe in
je odvisna od oblačnosti. Zanesljivost nekoliko popravimo z dodatno plinskoparno enoto v alternativi (b), dokončno pa šele z dvema dodatnima enotama v
alternativah (c) in (d).
169: Ekonomika alternative (a) je najslabša. Ekonomiko se lahko popravi
samo tako, da se delež fotovoltaičnih elektrarn zmanjša na manjši nivo.
170: Okoljevarstveno gledano so alternative (a), (b), (c) in (d) enakovredne.
Premogovne in plinsko-parne elektrarne je mogoče graditi samo ob
upoštevanju zelo striktnih okoljskih zakonskih zahtev, tako da so emisije
škodljivih snovi tako majhne, kot je to smiselno zahtevati. Tudi fotovoltaične
elektrarne niso brez vplivov na okolje, saj moramo upoštevati celotni cikel
fotovoltaičnih elektrarn in tako tudi emisije, ki so potrebne za izdelavo
fotovoltaičnih panelov.
171: Socialni vidik je pri fotovoltaičnih elektrarnah slab, saj gre za uvoz tujega
znanja, ki ga v Sloveniji lahko samo sestavljamo, ves razvojni delež pa
moramo uvoziti. Zato fotovoltaične elektrarne nudijo zaposlitev samo manj
donosnih delih montaže, transporta itd. Posebno pa je potrebno poudariti
vidik cene električne energije iz fotovoltaičnih elektrarn, saj ima visoka cena
električne energije multiplikativno neugodne posledice za kvaliteto življenja
prebivalstva in tudi multiplikativno negativne učinke na konkurenčnost
domačega gospodarstva.
3.6 UVOZ ELEKTRIČNE ENERGIJE
172: Slovenija je pred začetkom recesije dosegla že 25 % uvozno odvisnost
električne energije, ki se je med recesijo kratkoročno znižala, vendar se bo z
okrevanjem gospodarstva uvozna odvisnost hitro spet povečevala. Razmere
so zaostrene, saj tako velik delež uvoza ni posledica tržnih odločitev za nakup
42
cenejše uvozne električne energije, temveč je bil zabeležen ob maksimalni
angažiranosti vseh proizvodnih enot znotraj EES Slovenije.
173: V bodočem desetletju so predvidene številne novogradnje proizvodnih
objektov. Vendar pa je potrebno upoštevati, da bo hkrati potrebno zaradi
dotrajanosti zapreti kar nekaj danes obratujočih objektov. Vpliv novogradenj
bo zato do določene mere kompenziran z zapiranjem starih objektov.
174: Uvozna odvisnost Slovenije bo zaradi stalne rasti porabe električne
energije v Sloveniji, zelo verjetno tudi v prihodnosti ostala velika in bo v
najboljšem primeru med 10 in 20 %. Upoštevati je treba tudi, da mora
elektroenergetski sistem imeti za moč uvoza regulacijsko rezervo – tudi
terciarno.
175: Zaradi vseh prej naštetih dejavnikov je nerealno pričakovati, da bi bilo
fizično možno vso manjkajočo domačo proizvodnjo preprosto nadomestiti z
uvozom električne energije, saj bi se v tem primeru uvozna odvisnost
Slovenije približala in presegla 30 %.
176: Četudi pa bi bilo to, ob zadostnih ojačitvah prenosnega omrežja, fizično
možno, pa zagotovo ne bi bilo ekonomsko smiselno. Proizvodnja električne
energije je in bo povezana z velikimi investicijskimi ter proizvodnimi stroški
in pa predvsem z eksternimi stroški zaradi takega ali drugačnega uničevanja
naravnega okolja pri prav vseh načinih proizvodnje električne energije.
Nerealno je pričakovati, da bo "nekdo drug" proizvajal drago električno
energijo, uničeval sebe in svoje naravno okolje, potem to električno energijo na podlagi dolgoročnih pogodb, ki zagotavljajo enako sigurnost dobave kot
proizvodnja v domačih objektih - transportiral v Slovenijo, in da bo vse skupaj
še cenovno ugodno za Slovenijo.
177: Obstaja sicer še čisto teoretična možnost, da bi postala proizvodnja
električne energije v bližnji prihodnosti v Evropi izredno dobičkonosna
dejavnost, tako da bi se gradile številne nove velike enote, ki bi po ekonomiji
obsega proizvajale poceni električno energijo, tako da v Sloveniji ne bi bilo
potrebno proizvajati električne energije temveč bi jo preprosto uvozili po
obstoječih in morebiti novih prenosnih povezavah. Tak razvoj je izredno
neverjeten, saj če bi v bližnji prihodnosti nastale razmere, ko bi bilo
dobičkonosno graditi nove elektrarne v Evropi, potem bi bilo dobičkonosno
graditi nove elektrarne tudi v Sloveniji. Razen tega, napovedi evropskega
omrežja ENTSO-E kažejo, da se bo rast konične porabe električne energije v
Evropi nadaljevala tudi v obdobju do 2025 po stopnji približno 1,5 %.
Zahodnoevropska interkonekcija ENTSO-E (ENTSO-E, 2010) predvideva dva
scenarija pokrivanja porabe: konzervativni scenarij A (ki upošteva samo tiste
43
novogradnje, katerih izgradnja je danes že zagotovljena) in scenarij B (ki
upošteva tudi tiste novogradnje, za katere lahko utemeljeno pričakujemo, da
bodo v doglednem času zgrajene, vendar pa njihova izgradnja danes še ni
dokončno zagotovljena). Stanje zagotovljenosti dobave po metodologiji
interkonekcije ENTSO-E, ti. adequacy reference margin, se v primeru
scenarija A po letu 2015 naglo slabša, medtem ko v primeru bolj
optimističnega scenarija B ostaja na zadovoljivem nivoju še do leta 2025. Oba
primera, ki naj bi po ENTSO-E zajemala obe skrajne možnosti, ne
predvidevata nobenega booma pri izgradnji novih proizvodnih enot električne
energije v Evropi v srednjeročnem obdobju do 2030, in tako niti možnosti za
prehod na večanje uvoza električne energije iz Evrope za Slovenijo.
178: Uvoz električne energije se bi zato zagotovo preslikal v komparativno
višjo ceno električne energije od doma proizvedene električne energije (že
zaradi dodatnih stroškov prenosnega omrežja), zanesljivost oskrbe z električno
energijo pa bi se poslabšala, saj se konična stanja v našem elektroenergetskem
sistemu pojavljajo v približno istem času kot konična stanja v drugih
elektroenergetskih sistemih. Izvoz električne energije je iz očitnih vzrokov
omejen samo na čas, ko lastni elektroenergetski sistem proizvajalca električne
energije ni sam v težavah. Dodatno je potrebno upoštevati tudi možnosti
izpadov prenosnih vodov.
44
4 ZAKLJUČEK
179: V pričujoči študiji smo predstavili vse teoretično možne alternative
izgradnji nove premogovne enote 6 v Šoštanju:
•
•
•
•
•
•
plinsko-parna elektrarna,
premogovna elektrarna na uvoženi premog,
jedrska elektrarna,
obnovljivi viri in distribuirana proizvodnja,
učinkovita raba energije in
uvoz električne energije.
180: Podrobna analiza, ki smo jo opravili v poglavju 3 – po načelih in
kriterijih poglavja 2 – vsake od zgoraj naštetih alternativ pokaže, da nobena ni
boljša od izgradnje nove premogovne enote 6 v Šoštanju. Vse alternative
imajo bistvene in kritične pomanjkljivosti glede realnosti izgradnje,
zanesljivosti dobave, cene primarnih energentov, stalnost in predvidljivost
proizvodnje električne energije, cene proizvodnje električne energije, emisij
toplogrednih plinov, emisij škodljivih snovi, prostorskega načrtovanje,
narodnogospodarskih učinkov, zagotavljanja regulacijskih rezerv v
elektroenergetskem sistemu Slovenije, itd.
181: Izgradnja nove premogovne enote 6 v Šoštanju zato nima boljše
alternative. Čimprejšnja dokončna odločitev in nato čimbolj učinkovita
izgradnja nove enote v Šoštanju je v interesu Republike Slovenije, pa tudi
Evropske unije in je nujni potrebni pogoj za skladni gospodarski in družbeni
razvoj Republike Slovenije v naslednjih desetletjih.
45
5 LITERATURA
(Parliament & Council, 2003) Directive 2003 / 54 / EC of the European
Parliament and of the Council concerning common rules for the internal
market in electricity and repealing Directive 96 / 92 / EC, PE-CONS
3635 / 03, 2003
(Commision, 2006) Commision of the European Communities, Green Paper,
A European Strategy for Sustainable, Competitive and Secure Energy,
SEC(2006) 317, 2006
(ENTSO-E, 2010) ENTSO-E, Ten Year Network Development Plan, 2010 2020
(EZ-UPB1, 2005) Republika Slovenija, Energetski zakon (uradno in
prečiščeno besedilo), EZ-UPB1, Uradni list RS, št. 26/2005
(DTI UK, 2007) The Future of Nuclear power, Department of Trade and
Industry, United Kingdom, 2007
(ZGO, 2004) Zakon o graditvi objektov (ZGO) (Ur. l. RS štev. 110 / 2002 in
47 / 2004)
(ZVIJSV-UPB2, 2004) ZVISJV, Zakon o varstvu pred ionizirajočimi sevanji
in jedrski varnosti, ZVISJV-UPB2, Ur.l. RS 102 / 2004
(ELES,
2009)
ELEKTRO-SLOVENIJA
d.o.o.,
INTIKATIVNA
ELEKTROENERGETSKA BILANCA ZA LETO 2009, 2009
(DELO, 2010) DELO, V TET so bili kar spretni pri naložbah, 3. marec 2010
(IEA, 2005a) NEI, IEA, OECD, Projected Costs of Generating Electricity,
Paris, 2005
(IEA, 2005b) IEA, OECD, Denmark, Energy Policies of IEA Countries, Paris,
2005
(IEA, 2007a) IEA, OECD, Austria, Energy Policies of IEA Countries, Paris,
2007
(IEA, 2007b) IEA, OECD, Finland, Energy Policies of IEA Countries, Paris,
2007
46
(IEA, 2007c) IEA, OECD, Ireland, Energy Policies of IEA Countries, Paris,
2007
(IEA, 2008a) IEA, OECD, Energy technology perspectives, Paris, 2008
(IEA, 2008b) IEA, OECD, Natural gas market review, Paris, 2008
(EIMV, 2008) EIMV, Optimalno pokrivanje porabe v EES Slovenije, študija
št. 1874, Ljubljana, 2008
(EIMV, 2009) EIMV, Vloga TE Šoštanj na slovenskem trgu električne
energije, študija št. 2001, Ljubljana, 2009

postavitev nadomestnega bloka 6 moči 600 mw v te šoštanj

Transcription

Similar documents

April 2011 - Termoelektrarna Šoštanj

Letno poročilo 2013 - Termoelektrarna Šoštanj

Dravinja web: tekst NARAVNE ZANIMIVOSTI

2014_12_30 Obvestilo o poracunu (upravnik).pdf