Dan energije u Hrvatskoj - osti.gov

17. FORUM17. FORUMDan energije u Hrvatskoj

Zagreb, 2008.

Izdavač / Publisher: Hrvatsko energetsko društvoZagreb, Savska cesta 163

Priredili / Edit by:dr.sc. Goran Granić i dr.sc. Branka Jelavić

Glavna i odgovorna urednica / Editor:dr.sc. Branka Jelavić

Pomoćnici glavne urednice / Assistants of the editor:Marko Karan, dipl.oec.Sara Vukman, dipl.oec.

Grafi čki dizajn naslovnice i priprema za tisak / Design and prepress:Martina Komerički Košarić, dipl.ing.

Lektura / Language editing:Prof. Anita Filipović

Engleska lektura i prijevodi / English translation and editing:Davorka Zmijarević

Tisak / Press:AZP-Grafi s-Samobor, Franjina 7

Autorska prava / Copyright:Hrvatsko energetsko društvoSavska cesta 163, Zagreb

Naklada / Edition:350 primjeraka

Za navode u člancima odgovorni su autori!

ISBN 978-953-7096-06-9

17. FORUM: EUROPA, HRVATSKA I REGIJA 2030. GODINE 17th FORUM: EUROPE, REGION AND CROATIA IN 2030

Kazalo / Contents

Predgovor / Foreword

Referati / Papers

1. Goran Granić: Kako planirati energetiku do 2030. godine i kasnije / How to Plan Energy in 2030 and Beyond

2. Arnaud Mercier i Hrvoje Petrić: Prema politici energetske tehnologije za Europu – europski strateški energetsko tehnološki plan (SET plan) / Towards a European Energy Technology Policy – the European Strategic Energy Technology Plan (SET-plan)

3. GianCarlo Tosato: Tranzicija prema novim energetsko tehnološkim sustavima / Participating to the Transition towards New Energy Technology Systems

4. Keywan Riahi: Globalna energetska tranzicija i izazovi klimatskih promjena / Global Energy Transitions and the Challenge of Climate Change

5. Didier Bosseboeuf: Politike energetske učinkovitosti: globalna panorama / Energy Effi ciency Policies: a World Wide Panorama

6. Josip Sečen: Nafta i prirodni plin energenti 21-og stoljeća? / Oil and Natural Gas – Energy Sources for 21st Century?

7. Frano Barbir: Vizija uloge vodika u opskrbi energijom u budućnosti / The Vision of The Role of Hydrogen in Energy Supply in the Future

8. Nenad Đajić i Miodrag Mesarović: Dugoročna vizija situacije energetskog sektora u Srbiji / Long Term Outlook of Energy Sector in Serbia

9. Dragomir Miličić: Jedan pogled na mogući razvoj elektroenergetskog sektora u Bosni i Hercegovini do 2030. godine s osvrtom na kontinuitet do 2050. godine / One of the Views to the Possibible Development of Electric Power Sector in Bosnia and Herzegovina by 2030, With the Prognosis by 2050

10. Ilija Vujošević: Energetske perspektive Crne Gore do 2030. godine / Energy Perspectives of Montenegro Until 2030

11. Djani Brečević: Energetska opskrba u Republici Sloveniji do 2030. godine / Energy Supply in the Republic of Slovenia Until 2030

12. Didier Bosseboeuf i Helena Božić (et al.): Praćenje energetske učinkovitosti u EU-27: projekt Odyssee-Mure / Monitoring Energy Effi ciency in the EU-27: The Odyssee-Mure Project

13. René Schellekens: Nizozemski pristup lokalnoj klimatskoj politici / The Dutch Approach to Local Climate Policies

14. Jadranka Čače: Poticajne mjere za štednju energije i primjenu obnovljivih izvora energije u Nizozemskoj / Incentives for Energy Saving and Renewable Energy in the Netherlands

9

25

39

51

55

59

73

77

89

103

117

127

153

167

15. Igor Grozdanić i Gordana Sekulić: Novi dobavni pravci nafte i plina za i kroz jugoistočnu i srednju Europu te uključenost Republike Hrvatske / New Oil and Gas Supply Routes for and Through Southeast and Central Europe and Croatian Involvement

16. Ivica Toljan, Branko Kaurić i Sejid Tešnjak: Sigurnost hrvatskog elektroenergetskog sustava / Security of the Croatian Electric Power System

17. Natko Urli i Ljubomir Majdandžić: Evaluacija i realno učešće sunčeve energije u novoj strategiji energetskog razvitka Republike Hrvatske / Evaluation and Actual Participation of Solar Energy in the New Energy Strategy of the Republic of Croatia

18. Vladimir Potočnik: Neiskorišteni energetski resursi Republike Hrvatske / Unused Energy Resources of the Republic of Croatia

19. Rubin Taleski i Trajče Čerepnalkovski: Razvoj tržišta električne energije u makedoniji i budući izazovi / Development of the Electricity Market in Macedonia and Future Challenges

20. Mildred Dresselhaus: Perspektive u promicanju regionalnih istraživanja i razvoja obnovljive energije / Perspectives on Promoting Regional Renewable Energy Research and Development

177

191

203

217

235

239

EUROPA, HRVATSKA I REGIJA 2030. GODINE / EUROPE, REGION AND CROATIA IN 2030

5

PREDGOVOR

Međunarodna zajednica se nalazi pred velikim ispitom određivanja graničnih uvjeta utjecaja na okoliš koji će spriječiti klimatske promjene pogubne za opstanak civilizacije. Ova rečenica možda zvuči dramatično, ali ona odražava slijed događanja ako se drastično ne promijeni odnos prema zaštiti okoliša.

Za energetski sektor i tehnološki razvoj je to veliki izazov. Kako zadovoljiti rastuće potrebe energije, a u isto vrijeme značajno smanjiti opterećenje okoliša. U posljednje dvije godine Europska unija, više od ostalih, ističe ambiciozne planove. Pitanje je jesu li mehanizmi dovoljni za provedbu tih planova i je li dovoljno razvijena svijest kod svih sudionika za njihovo ostvarivanje.

Problem je globalnog razmjera i odgovornost velikih zemalja i velikih potrošača energije je velika, zapravo presudna. Hoće li se dogovoriti sustav odgovornosti i mjera, pravedan i provediv, koji će moći odgovoriti na povijesni izazov, ostaje za sada otvoreno pitanje.

Za planere energetike, za istraživanje i razvoj novih tehnologija, razdoblje koje dolazi je veliki izazov. Jedno je sigurno dosadašnji način gledanja na problem, metode koje su se koristile u planiranju te tehnologije koje su na raspolaganju ne mogu zadovoljiti i ne mogu riješiti problem. Potrebno je nadodati da cijena rješavanja problema nije mala i da se može i udvostručiti.

Ovaj Forum želi otvoriti raspravu o budućnosti razvoja energetike u Europi, regiji i Hrvatskoj. Važno je da svi postanemo svjesni dramatičnosti promjena u energetskom sektoru, ako se prihvate obveze redukcije stakleničkih plinova, prije svega CO2, kako bi se već danas uputili u tom smjeru.

U Zagrebu 10. studenog 2008.

Predsjednik Hrvatskog energetskog društva

Dr.sc. Goran Granić

17. FORUM - Dan energije u Hrvatskoj / Energy Day in Croatia

6

FOREWORD

The international community is faced with a big test of determining the marginal requirements of environmental impact aimed at preventing the climate change potentially endangering the survival of the civilisation as we know it. This phrase, as dramatic as it may sound, actually refl ects the course of developments to be expected if we do not change, on dramatic scale, our attitude towards the protection of the environment.This is a huge challenge for the energy sector and technological development: how to meet the growing needs for energy and, at the same time, signifi cantly diminish the ecological burden. In the past two years the EU, more than other entities, has put forward very ambitious plans. The question is are the designed mechanisms suffi cient to facilitate the implementation of these plans and if the awareness of all actors participating in the process is high enough to enable this implementation.

The problem is of global proportions and the responsibility of large countries and large energy consumers is paramount, and in fact, critical. Will there be an agreement on the system of responsibilities and measures, that is just and feasible, and able to meet the historical challenge, is an open question at this moment.

The period ahead is a great challenge for energy planners and for research and development of new technologies. One thing is certain: the way we used to contemplate about these issues and the methods we used to apply to solve them and technologies presently available are not appropriate for the nature of the problem and can not bring solution of the problem. It is necessary to add that the cost of solving these problems is not small and it can be even doubled.

This Forum wants to open the discussion about the future of the energy development in Europe, Region and Croatia. It is important that we all become aware that the changes in the energy sector will be dramatic if the obligations to reduce greenhouse gases emissions, mostly CO2, are accepted in order to start working in that direction as soon as today.

Zagreb, 10 November 2008

Chairman of the Croatian Energy Society Goran Granić, Ph.D

REFERATI / PAPERS

CURRICULUM VITAE


9

Goran Granić

Energy Institute Hrvoje PozarSavska cesta 163, Zagreb,Croatiatel: ++385 1 60 40 588e-mail: [email protected]

Goran Granic, Ph.D., Scientifi c advisor (born: 18 April 1950 in Baska Voda, Republic of Croatia)

Education: B.Sc. (Eng.) in 1972, M.Sc. (Eng.) in 1976 and Ph.D. in 1979; Faculty of Electrical Engineering and Computing, Univ. of Zagreb.

Employment:

Energy Institute Hrvoje Požar, Director (1994 – 2000 and 2004 – present);

Government of the Republic of Croatia, Deputy Prime Minister (2000 – 2003);

Croatian Electric Utility Company, General Manager (1990 – 1991);

Union of Croatian Electric Utilities, Member of the Management Board (1987 – 1990);

Institute for the Electric Industry (1973 – 1987 and 1991 – 1994)

Other:

Member of Parliament of the Republic of Croatia since 1992, Vice-President of Parliament (1995);

More than 160 publications in the fi eld of energy sector planning;

President of the Croatian Energy Society and Member of the other expert organizations.

Associate member and Secretary-General of the HATZ (Croatian Technical Academy)


10

Dr.sc. Goran Granić i suradniciEnergetski institut Hrvoje Požar

KAKO PLANIRATI ENERGETIKU U 2030. GODINI I KASNIJE

Sažetak

U radu je obrađena problematika planiranja razvoja energetskog sektora u uvjetima ograničenja koja će proizaći iz globalnih dogovora o očuvanju klime. Analizirani su problemi planiranja, utjecaj pojedinih primarnih oblika energije i tehnologija. Osim toga navedeni su rizici, ograničenja i uvjeti planiranja; prezentirana su pilot istraživanja mogućih posljedica ograničenja razvoja uz značajna smanjenja emisija CO2 na strukturu proizvodnje i potrošnje energije te je ukazano na značajne strukturne promjene i povećanje troškova.

HOW TO PLAN ENERGY IN 2030 AND BEYOND

Abstract

This Paper elaborates the problems of energy sector development planning in the conditions of limitations which will result from global climate agreements. The Paper brings the analysis of the planning problems, the infl uence of primary energy forms and technologies. It also defi nes the planning risks, limitations and requirements; presented are the pilot investigations of possible impacts of the development limitations with signifi cant CO2 emission reduction on the energy production and consumption patterns and indicated are signifi cant structural changes and cost increase.

1. OKRUŽENJE I TRENDOVI

U srpnju 2008. godine cijena nafte na svjetskim burzama približila se 150 USD po barelu, da bi sredinom listopada pala na 70 USD po barelu. U vremenu najviših cijena nafte neka su predviđanja govorila da se može očekivati cijena nafte i do 250 USD, a najveći pesimisti su predviđali cijenu nafte i do 500 USD za barel. Jednako tako najavljivane su nove cijene za plin i povećanje njegove cijene za 100 posto, na 0,73 USD/m3, dok su neka predviđanja navodila projekcije cijene od 1 USD/m3.

Aktualna razmatranja od strane analitičara navode splet sljedećih dominantnih čimbenika kao najutjecajnijih generatora rasta cijena sirove nafte:

Povećanje potražnje nafte uz neadekvatni rast ponude ● Geografska raspoređenost fosilnih izvora energije (supranacionalna razina) i lokalni ●karakter obnovljivih izvora energije (mikronacionalna razina) Špekulativni utjecaji na tržištu nafte budući da je neosporna činjenica da se ●dramatičan rast cijena nije dogodio uz adekvatno povećanje potražnje za sirovom naftom Globalna fi nancijska kriza ● Politika tečaja dolara i njegova kontinuirana deprecijacija u odnosu na ostale svjetske ●


11

valute tijekom proteklog razdoblja, s očekivanjem stručnjaka da će u budućnosti doći do jačanja dolara Zastoj u modernizaciji rafi nerija koji nije dinamički pratio uvođenje viših standarda ●kvalitete goriva i posljedično utjecaj potražnje za slatkom naftom (eng. „sweet light oil“) Političke napetosti između jednog dijela proizvođača nafte i razvijenih zemalja, ●prvenstveno SAD-a Politike vlada razvijenih zemalja u pogledu zadržavanja posebnih poreza na derivate ●nafte usprkos visokim cijenama nafte Subvencioniranje cijena derivata i drugih oblika energije kod manje razvijenih ●zemalja Neadekvatan tehnološki razvoj pogonskih agregata koji bi koristili i druge oblike ●energije, a ne prvenstveno derivate nafte Učestale vremenske nepogode i prirodne katastrofe ● Tehnički i ini incidenti u postrojenjima za crpljenje, transport i preradu nafte ● Terorizam ●

Svaki od navedenih čimbenika u određenoj mjeri determinira i sudjeluje u kreiranju cijene sirove nafte na svjetskim tržištima, a njihov utjecaj se mijenja ovisno o pojedinom razdoblju. Sličnu analizu moguće je napraviti i za prirodni plin.

Predmet ovog rada nije predviđanje kretanja cijene nafte, već pojava visokih cijena i njihov utjecaj na razvoj i odnose u energetskom sektoru. Sasvim je realno očekivati da će i cijene drugih primarnih energenata rasti adekvatno promjenama cijena nafte i plina.

Cijene i rezerve nafte samo su jedan od elemenata koji planiranje energetske budućnosti čini nesigurnim. Također je neophodno uvažavati i ostale elemente i čimbenike kao što su: otvaranje tržišta električne energije i plina, neizvjesni tehnološki razvoj te osobito klimatske promjene.

Protokolom iz Kyota defi nira se nova energetska politika radi stabilizacije koncentracije stakleničkih plinova u atmosferi, koja uključuje korištenje obnovljivih izvora energije i povećanje energetske učinkovitosti. Postavljeni su ciljevi za određeno razdoblje (2008.-2012.), a njihova realizacija ovisi o zakonodavnoj uređenosti područja i fi nancijskoj potpori. Iako je na deklarativnoj razini Protokol iz Kyota prihvaćen od gotovo svih zemalja potpisnica, implementacija smjernica ide sporije nego što je očekivano.

Osnovni problem Protokola iz Kyota je u tome što kvantifi ciranu obvezu smanjenja emisija stakleničkih plinova ima samo 40-tak zemalja članica Priloga B Protokola. Radi se o razvijenim zemljama i zemljama s ekonomijom u tranziciji, koje su ujedno članice i Prilogu I Konvencije o promjeni klime (UNFCCC). Dakle, kvantifi ciranu obvezu smanjenja emisije nemaju ni Kina, ni Indija, niti nerazvijene zemlje u kojima dolazi do znatnog povećanja emisije stakleničkih plinova. Budući da su klimatske promjene globalni problem, učinkovita borba s povećanjem antropogenih emisija stakleničkih plinova nije moguća bez uključivanja svih zemalja ili barem velike većine zemalja svijeta koje proizvode glavninu emisija. Stoga je uključivanje što većeg broja zemalja koje bi preuzele obveze u skladu sa stupnjem razvoja i mogućnostima za smanjenje emisija, jedan od najvažnijih ciljeva novog sporazuma, čije se prihvaćanje očekuje u 2009. godini. Sporazum bi trebao defi nirati koncept za smanjenje emisije stakleničkih plinova iza 2012. godine (post-Kyotsko razdoblje).


12

Paralelno s procesima vezanim uz Protokol iz Kyota, kao što je uvođenje sustava trgovanja pravima na emisiju CO2, događaju se i velike promjene u umreženim sustavima, električnoj energiji i prirodnom plinu, koji se od monopolnih sustava transformiraju u otvorena tržišta. Proces se odvija sporije od željenog, pa EU priprema treći paket mjera kako bi se ubrzale promjene i stvorili transparentni uvjeti za funkcioniranje tržišta energije.

U zemljama bivšeg komunističkog sustava, od kojih je jedan dio u EU, procesi otvaranja energetskog tržišta započeli su kasnije, dok su se u nekim zemljama odvijali sporije sa snažnim socijalnim utjecajem na cijene energije. Uz te promjene u funkcioniranju tržišta energije uvodi se i tržište prava na emisiju CO2, kao jedan od instrumenata ostvarivanja postavljenih ciljeva smanjenja emisija stakleničkih plinova.

1.1. Činjenice i utjecajni čimbenici

Klimatske promjene i ograničenja koja proizlaze iz njih ključni su čimbenici koji će u budućnosti utjecati na način i rezultate planiranja razvoja energetskog sektora. Do sada su se u planiranju uvažavala samo nacionalna ograničenja na razini pojedinačnog utjecaja svakog energetskog objekta te objekta u industriji, ili slična nacionalna ograničenja u zgradarstvu. Ovo je sustav planiranja činilo znatno jednostavnijim u odnosu na buduće planiranje. S međunarodnim (globalnim) obvezama smanjivanja emisija stakleničkih plinova ulazi se u novi sustav kumulativnih obveza na razini svake zemlje, čije ispunjavanje nije više jednostavno jer ovisi o nizu utjecajnih čimbenika koji su dijelom iznad nacionalnih utjecaja i ograničenja.

Ključni utjecajni čimbenici u budućem planiranju, koji mogu i pozitivno i negativno djelovati na izbor rješenja, su:

Ograničavanje emisije stakleničkih plinova za post-Kyotsko razdoblje, kao globalni ●dogovor na klimatske promjene, što će imati za posljedicu vrlo striktne obveze EU-a i njenih članica u pogledu smanjenja emisije Porast potreba za energijom na globalnoj i europskoj razini, isto kao u regiji i u ●Hrvatskoj: potreba za energijom za podizanje osobnog standarda i kvalitete života općenito, a naročito za osiguranje razvoja i minimalnih civilizacijskih potreba u nerazvijenim zemljama kontinuirano će rasti Porast potražnje za energijom u industriji, uslugama, prometu i kućanstvima: porast ●potražnje za energijom djelomično će se ublažiti energetskom učinkovitošću, no značajno će ovisiti o tehnološkom razvoju, zakonodavnim normama, standardima, organizaciji poslovnih aktivnosti i ekonomskoj snazi pojedinca, tvrtke i svake zemlje u cjelini Razvoj tržišta energije, uspostava jedinstvenih pravila funkcioniranja tržišta, te ●učinkovitost djelovanja mehanizama prisile poštivanja jedinstvenih pravila Tehnološki razvoj: iako se razvoj očekuje u svim dimenzijama od proizvodnje do ●potrošnje energije, poseban je izazov razvoj tehnologija koje smanjuju emisije stakleničkih plinova, nuklearnih elektrana, obnovljivih izvora i energetske učinkovitosti te novih uređaja koji su potrebni građanima i gospodarstvu Izgrađenost i izgradnja mrežne infrastrukture, povezanost nacionalnih mreža i ●izgrađenost transnacionalnih mreža: utjecat će na strukturu izvora i dobavnih pravaca, uz pripadajuće materijalne i nematerijalne troškove Usklađenost (globalne) energetske politike s drugim politikama: i to prvenstveno ●politikama proizvodnje hrane, znanosti i tehnološkog razvoja


13

Percepcija građana, prihvatljivost i marketing pojedinih tehnologija ● Cijena energije koja uključuje i realnu cijenu zaštite okoliša ● Razvoj međunarodnih odnosa, posebno razvoj institucionalnih odnosa u EU i proces ●širenja EU-a

Postavljanje ograničenja u emisijama stakleničkih plinova u proizvodnji, transformaciji, transportu, distribuciji i potrošnji energije radi smanjivanja njihove koncentracije u atmosferi, dovodi do pojave novog parametra u cijeni energije: trošak smanjenja emisije stakleničkih plinova. Sasvim je izvjesno da će globalna politika smanjenja emisija povećati troškove energije te će cijena smanjenja emisije stakleničkih plinova biti posljedica svih prethodno navedenih utjecajnih čimbenika. Kolika će u konačnici ta cijena biti, nezahvalno je prognozirati jer na nju osim globalnih čimbenika utječu i lokalni, pa će za svaku zemlju prognoza biti različita.

Distribucija ove cijene na subjekte koji participiraju u energetskom sektoru jednim dijelom će biti regulirana stanjem i odnosima na tržištu energije i tržištu tehnologija, a drugim dijelom će se rasporediti na državu, energetske tvrtke, proizvođače opreme i naravno kupce energije. Konačnu cijenu smanjenja emisije stakleničkih plinova platit će kupci energije, ili direktno kroz cijenu energije ili kroz potporu države iz poreza koji se prikuplja iz prodaje energije.

U kvalitativnom smislu, u jednadžbu za rješavanje postavljenih ciljeva smanjenja emisija stakleničkih plinova uz zadovoljenje potreba za energijom, potrebno je osim standardnih elemenata tržišta energije uključiti i dodatne čimbenike kao što su: sigurnost opskrbe, očekivanja u tehnološkom razvoju i potrebna ulaganja u tehnološki razvoj, pilot projekte i programe smanjenja troškova novih tehnologija, energetske politike i mjera za realizaciju politika te vrijeme potrebno za realizaciju.

1.2. Postojeća praksa

U svim modelima za planiranje razvoja elektroenergetskog ili energetskog sustava, funkcija cilja je ekonomska kategorija koja zbraja investicijske i sve operativne troškove, bilo da proizlaze iz energetsko-tehnoloških uvjeta, bilo da su propisane obveze države. Kriterij određivanja optimalnog rješenja za zadovoljenje svih postavljenih ograničenja je minimum troškova.

Iako se modeliranje razvoja energetskog sustava mora temeljiti na objektivnim sagledavanjima procesa i realnim troškovima, u stvarnoj ekonomiji energetskih sustava svi elementi najčešće nisu tržišno vrednovani, a neki nisu ni uključeni. U zemljama bivšeg komunističkog bloka i u zemljama u razvoju prevladavao je socijalni karakter cijena energije, pa je ona samo djelomično odražavala realne troškove. Kapital nije bio tržišno vrednovan, održavanje je u pravilu bilo neadekvatno, a najmanje je vrednovan utjecaj na okoliš.

Zbog visokih cijena opreme za proizvodnju energije iz obnovljivih izvora i njihove relativno niske raspoloživosti, ova energija nije bila konkurentna klasičnim izvorima energije, pa se ta proizvodnja poticala dodatkom na cijenu, i u pravilu se kao povlaštena proizvodnja preuzimala u cijelosti.


14

Ovakvim konceptom formirana su dva segmenta tržišta: otvoreno tržište sa svim posljedicama po subjekte i kupce i segment tržišta koji pripada obnovljivim izvorima, kojem su garantirane i proizvodnja i cijene.

U području energetske učinkovitosti, uključujući proizvodnju energije u kogeneraciji te u projektima smanjenja potrošnje energije, realizacija projekata je ovisila o visini poticaja (putem odgovarajućih fondova ili direktno od države).

Jednostavan je zaključak da odnosi cijena na tržištu energije u redovnom funkcioniranju nisu uravnoteženi, pa se njihova ravnoteža postiže putem fi nancijskih i administrativnih mjera. Ovakav pristup je moguć, ali ima ograničeni domet pa su, u pravilu, i rezultati skromni.

1.3. Prilike u budućnosti

Za ostvarenje cilja smanjenja emisije stakleničkih plinova, koji se postavlja pred svaku zemlju kao rezultat globalne obveze novog sporazuma o klimatskim promjenama, koji bi trebao stupiti na snagu 2013. godine, na raspolaganju su uz realnu ekonomiju, zakonodavstvo i druge mjere države te fl eksibilni mehanizmi Protokola iz Kyota. Samoregulirajući sustav je onaj koji kroz realnu ekonomiju i poreznu politiku ostvaruje postavljene ciljeve. Kod modeliranja mogućih scenarija razvoja trebalo bi, uz sve ostale uobičajene troškove energetskog planiranja, uključiti direktne i indirektne troškove za zdravlje i okoliš u realne ekonomske odnose energetskog sektora.

Ako se hipotetski postavi cilj da se u razdoblju od 2030. do 2050. godine emisije stakleničkih plinova iz energetskog sektora smanje za 50 posto, može se pojednostavljeno pretpostaviti da bi 50 posto proizvodnje energije bilo iz obnovljivih izvora ili „čistih“ fosilnih tehnologija, gotovo bez emisije CO2. Preslikavajući sadašnju praksu fi nancijske potpore obnovljivim izvorima u ekonomske odnose tog razdoblja, jasno je da to nije moguće ostvariti jer bi trebalo poticati 50 posto proizvodnje energije, na teret drugih 50 posto proizvodnje energije koja je na tržištu.

Očito je neophodno razviti novi ekonomski sustav u energetici koji će destimulirati tehnologije i izvore koji doprinose klimatskim promjenama, a promovirati tehnologije i izvore povoljne za klimu i okoliš. To će zahtijevati uključivanje troškova očuvanja klime (smanjenja emisija stakleničkih plinova), kako bi se na ispravan način vrednovala svaka tehnologija i svaki energent. Jedna od mogućnosti je da se propišu ograničenja u emisijama CO2 za svaku tehnologiju, pri čemu je nužno voditi računa o cijelom proizvodnom ciklusu od proizvodnje sirovine i uređaja, pa do proizvodnje energije.

Ako bi se posljedično optimizirao razvoj energetskog sektora uz uvažavanje svih troškova očuvanja klime i okoliša (direktnih i indirektnih), omogućila bi se objektivna valorizacija tehnologija i izvora energije. Konačno, to bi omogućilo snažniju penetraciju obnovljivih izvora, „čistih“ fosilnih tehnologija i značajnije povećanje energetske učinkovitosti. S druge strane to bi povećalo troškove energije, jer bi se platforma troškova podigla na višu razinu, s neizbježnim posljedicama na ekonomiju i standard građana.


15

1.4. Analiza problema planiranja

Dugoročno planiranje temelji se na funkciji ponašanja promatranog parametra u prošlom razdoblju, u koji se ugrađuju čimbenici suvremenih saznanja i kratkoročnih planova. Stoga je svako dugoročno planiranje „neizvjesno“ jer vremenski horizont uključuje niz nepoznanica. Pojedine pretpostavke i očekivanja kasnije se pokažu nerealnim, a pojavi se i niz novih utjecajnih čimbenika čiji utjecaj nije prvotno razmatran. S postavljanjem čvrstih ciljeva smanjenja emisija stakleničkih plinova problem planiranja postaje još zahtjevniji, jer se uz veliku neizvjesnost utjecajnih čimbenika želi ostvariti očekivani rezultat.

Pristup planiranju razvoja energetskog sustava u uvjetima ograničenja emisija povećava složenost modeliranja, jer nije samo pitanje bilance energije na godišnjoj razini, nego i snage dnevnih, tjednih, mjesečnih rasporeda proizvodnje i potrošnje energije, mogućih mjera i poznavanja realnog stanja u svim sektorima u kojima će se provoditi određene mjere (primjerice građevinarstvo). Obnovljivi izvori koji ovise o klimatskim uvjetima i lokalnim predispozicijama, a bez rješenja pohrane energije, utječu na sigurnost i stabilnost rada ostalih elektrana pa ih je potrebno promatrati sa svim njihovim karakteristikama.

Na realnost realizacije ciljeva smanjenja emisija stakleničkih plinova u pogledu dinamike ostvarenih rezultata, utjecat će veliki broj čimbenika od kojih su najvažniji sljedeći:

1. Tehnološki razvoj je najvažniji čimbenik za realizaciju ciljeva smanjenja emisija, jer postojeće tehnologije ne omogućavaju ostvarenje ambicioznih ciljeva. Pri tome je u planiranju najveća nepoznanica vrijeme, jer je teško precizno prognozirati trenutak kada će se ostvariti određeno tehnološko unapređenje. Ciklus stvaranja novih tehnologija, od ideje do komercijalne tehnologije dostupne na tržištu, traje 20 i više godina. Očekivana tehnološka unapređenja su:

a. Tehnološka rješenja za postojeće i napredne tehnologije proizvodnje energije koje koriste fosilna goriva (hvatanje/izdvajanje i spremanje CO2 u podzemna skladišta)

b. Tehnološka rješenja za nuklearnu energiju (fi sija - nova generacija, sigurnosnu sustavi, gospodarenje otpadom)

c. Tehnološka rješenja za obnovljive izvore (fotonaponski sustavi, elektrane s koncentriranim Sunčevim zračenjem, vjetroelektrane, biomasa u kogeneraciji, bioplin, geotermalna energija, druga generacija biogoriva) radi povećanja iskoristivosti, korištenja novih sirovina i smanjenja investicija

d. Tehnološka rješenja za promet (korištenje vodika, hibridna vozila, sustavi za poboljšanje organizacije prometa)

e. Tehnološka unapređenja na strani potrošnje energije

f. Tehnološka rješenja za prijenos i distribuciju energije (tzv. smart grids)

g. Tehnološka rješenja za učinkovito skladištenje energije

h. Dugoročna rješenja za sustave gospodarenja otpadom i razvoj tehnologija spaljivanja otpada

i. Razvoj materijala, nanostruktura, informatičkih i komunikacijskih tehnologija i dr.

2. Globalna, regionalna i lokalna institucionalna sposobnost zemalja u ostvarivanju sinergije u određivanju: ciljeva i obveza, odgovornosti, zakonodavnih i ostalih pretpostavki


16

te posvećenosti realizaciji postavljenih ciljeva smanjenja emisija stakleničkih plinova

3. Prihvatljivost takvog pristupa građanima, ali i povećanje cijena zbog vrednovanja troškova utjecaja na klimu i okoliš

4. Sredstva i ljudski potencijal te organizacija

5. Vrijeme potrebno za prihvaćanje novih tehnologija

1.5. Rizici

Promjena ciljeva energetske politike uvjetovana ograničenjima očuvanja klime unosi veliku promjenu u gospodarenje energijom. Može se procijeniti da danas, 2008. godine, nije moguće sagledati sve posljedice i rizike u budućnosti.

Prihvaćanje globalne obveze smanjivanja emisija stakleničkih plinova na razinu koja ne ugrožava klimu svodi problem energetske politike na: kako to izvesti, kada i kojom dinamikom, kojim tehnologijama i kojim posljedicama za okoliš, život i zdravlje ljudi. Pri tome se ne otvara pitanje hoće li to povećati razinu troškova, nego kako na novoj povećanoj razini troškova naći tehnološki i po okoliš prihvatljivo (najpovoljnije) rješenje.

Kao potencijalni rizici ostvarivanja koncepta radikalnog smanjenja emisija stakleničkih plinova mogu se navesti:

1. Nedovoljan ili zakašnjeli razvoj tehnologija, koje bi trebale ponuditi kvalitetnija te energetski i ekonomski učinkovitija rješenja od onih koje su danas raspoložive na tržištu. Iskustva pokazuju da je za tehnološki razvoj potrebno vrijeme pa je teško precizno postaviti rokove jer je dugačak put od ideje, prototipa, pilot projekta do komercijalnog proizvoda. Rizik će se povećavati ukoliko se ne ostvari kvalitetna suradnja zemalja i tvrtki koje razvijaju tehnologiju u energetici. Isto tako rizik će se značajno povećati ukoliko se višestruko ne povećaju ulaganja u razvoj novih tehnologija

2. Vrijeme potrebno za velike strukturne promjene u energetskom sektoru, s obzirom na dugačke rokove izgradnje energetskih postrojenja i dostizanje razine instaliranosti koja utječe na strukturu opskrbe te moguću amortizaciju neadekvatnih postojećih tehnologija koje se moraju izgraditi kao „prijelazna“ rješenja. Važno je istaknuti da nove tehnologije zahtijevaju i vrijeme potrebno za promjene ponašanja i odnosa kako na strani proizvodnje, tako i na strani potrošnje energije. Značajniji doprinos novih tehnoloških rješenja ili unapređenja postojećih tehnologija može se očekivati tek za 15 ili 20 godina

3. Prihvaćanje pojedinih tehnologija od strane građana nije zajamčena usprkos tome što bi one mogle doprinijeti smanjenju emisija stakleničkih plinova. Realno je očekivati otpor prema svim novim tehnologijama, uključujući i obnovljive izvore, a posebno prema nuklearnim elektranama. Neodgovarajući marketing pojedinih tehnologija i negativna percepcija građana može uvelike smanjiti izbor rješenja

4. Sigurnost opskrbe i redovno funkcioniranje energetskog sustava i svih podsustava

5. Ekonomska dostupnost pojedinih energenata

6. Troškovi novog koncepta energetske politike koji će objektivno u startu biti znatno veći, dok dugoročno mogu biti i povoljniji ako se značajno unaprijede tehnologije. Troškovi mogu biti rizični u realizaciji nove energetske politike


17

7. Odgovornost svake zemlje i sposobnost implementacije vlastitih energetskih politika

8. Izostanak globalnog dogovora o uključivanju troškova zaštite okoliša i klime u cijenu energije preusmjerio bi tokove globalnog energetskog tržišta u one zemlje gdje je energija jeftinija, usporio bi gospodarski rast zemalja koje su prihvatile novi izračun cijena, a ispunjavanje ciljeva zaštite okoliša postalo bi upitno

1.6. Fosilna goriva

1.6.1. Nafta i plin

Nafta i plin su temeljni oblici energije u današnjoj strukturi energetske opskrbe čiji udio u ukupnoj potrošnji energije prelazi 50 posto. Dokazane zalihe nafte porasle od 1987. godine do 2007. godine za 36 posto, odnosno s 910 tisuća milijuna barela na 1 240 tisuća milijuna barela, a odnos potrošnje i dokazanih zaliha je u zadnjih deset godina zadržan na istoj razini. Raspoloživost nafte na tržištu veća je u 2007. godini nego u 1998, kada je cijena bila rekordno niska. Unatoč ovim povoljnim pokazateljima očekivan porast potrošnje nafte u budućnosti, špekulacije na tržištu te geopolitička nesigurnost (zalihe primarno na Bliskom istoku) uzrokuju izniman porast cijene nafte u zadnjih pet godina te posljedično uzrokuju i porast cijene prirodnog plina. Dramatični porast cijena nafte, pa posljedično i svih drugih oblika energije, otvorio je pitanja cijena i raspoloživosti nafte za rastuću potrošnju te ukazao na nedostatak učinkovitih mehanizama koji bi mogli utjecati na takve pojave.

Kod dugoročnog planiranja energetskog razvoja u konceptu energetske politike s radikalnim smanjivanjem emisija stakleničkih plinova, pozicija nafte i plina doživjet će promjene kako kroz povećanje učinkovitosti tehnologija (tehnološki razvoj vozila bi trebao smanjiti potrošnju više od 40 posto do 2050. godine) tako i kroz zamjenu goriva:

1. Nafta, odnosno derivati nafte primarno su u funkciji prometa, pa se očekuje da će oni zadržati dominantnu poziciju. U energetici se odustaje od korištenja nafte u proizvodnji električne energije, osim u posebnim okolnostima ili samo u slučaju rezervi

2. Prirodni plin je zamijenio naftu u proizvodnji električne energije, a u razvijenim zemljama postaje dominantan u proizvodnji toplinske energije, te postupno preuzima i udjele u prometu

1.6.2. Ugljen

Ugljen u ukupnoj potrošnji energije slijedi odmah iza nafte s udjelom od 25 posto, dok je s udjelom od 40 posto u proizvodnji električne energije dominantno gorivo. Dokazane zalihe ugljena u 2007. godini iznose 847 488 milijuna tona. Zalihe su s udjelima od oko 30 posto ravnomjerno raspoređene na Europu i Euroaziju, Sjevernu Ameriku, Aziju i Pacifi k. Premda je cijena ugljena značajno porasla u zadnjih nekoliko godina, čini se da je sa stanovišta raspoloživosti i proizvodne cijene ugljen i dalje najpovoljnije gorivo. Postojeće kapacitete za proizvodnju električne energije u OECD zemljama bit će potrebno zamijeniti novima u slijedećih 10 do 20 godina, pa ako u obzir uzmemo i porast potrošnje električne energije u zemljama u razvoju jasno je da će odluke donijete u slijedećih nekoliko godina imati značajan dugoročni učinak.

Smanjenje emisije CO2 temeljna je odrednica pri razvoju novih tehnologija za iskorištavanje ugljena, a nastoji se postići sljedećim mjerama: povećanjem učinkovitosti konverzije,


18

suizgaranje ugljena i biomase te hvatanjem/izdvajanjem i skladištenjem CO2. Ugljen bi mogao zadržati sadašnji udio u proizvodnji električne energije ili ga povećati, uz razvoj slijedećih tehnologija:

Učinkovitost konverzije: napredne tehnologije s parnom turbinom (superkritični i ●ultrakritični pogon) ili tehnologije kombiniranog ciklusa s integriranim rasplinjavanjem (IGCC) trebale bi podići prosječnu učinkovitost termoelektrana na ugljen sa sadašnjih 35 na preko 50 posto do 2050. godine Hvatanje/izdvajanje, transport i skladištenje CO ● 2 – neke tehnologije hvatanja/izdvajanja i skladištenja su pred demonstracijom, dok druge zahtijevaju daljnje istraživanje i razvoj radi smanjenja troškova i povećanja učinkovitosti. Trošak sustava za izdvajanje, transport i skladištenje CO2 procjenjuje se na 25 do 80 eura po toni izbjegnute emisije CO2. Međutim, ove tehnologije još uvijek nisu doživjele veću primjenu u svijetu zbog relativno visokih troškova tehnologije za izdvajanje CO2, potrebe za dodatnim tehnološkim poboljšanjima izdvajanja i hvatanja CO2 te problema pronalaska odgovarajućih geoloških lokacija za skladištenje CO2 u blizini postrojenja

Ukoliko tehnološki razvoj ne daje adekvatne rezultate, može doći do smanjenja udjela ugljena u ukupnoj potrošnji energenata. Može se očekivati da će u tom slučaju nuklearna energija i prirodni plin najvjerojatnije zamijeniti ugljen. S obzirom na veću nesigurnost kod prognoze cijene plina nego ugljena, prelazak s ugljena na prirodni plin bit će uvjetovan promjenama cijene prirodnog plina, dok je supstitucija nuklearnom energijom zavisna o percepciji javnosti, proliferaciji i razvoju.

1.7. Nuklearna energija

Nuklearna energija spada u tehnologije malih emisija, ali s svim rizicima koje nosi takva tehnologija u pogonu i odlaganju goriva. Osjetljivost javnosti je velika pa najveći rizik dolazi od strane prihvatljivosti javnosti i političkih implikacija koje iz toga proizlaze. Zbog dužeg negativnog stava javnosti prema nuklearnim elektranama došlo je do zastoja u razvoju novih tehnologija, edukaciji kadrova i stagnaciji proizvodnih kapaciteta u cijelom nuklearnom ciklusu. Vrijeme potrebno za pripremu i izgradnju novih elektrana danas se procjenjuje na 10 do 13 godina.

S druge strane, nuklearna tehnologija se nameće kao realno rješenje u konceptu smanjenja emisija stakleničkih plinova. Sadašnja tehnološka razina dostigla je zavidnu razinu sigurnosti, ali malu iskoristivost goriva. Razvoj fuzije objektivno može širom otvoriti vrata nuklearnoj tehnologiji, ali poslije 2050. godine.

Iako su najčešće rizici u trgovanju energentima u percepciji javnosti vezani za naftu, a u posljednje vrijeme i za plin, realno je očekivati da će se podizanjem granice interesa za nuklearnu tehnologiju povećati pritisak i na nuklearno gorivo, koje osim energetskog ima i strateško vojno značenje. Utjecaj tržišta vidljiv je u zadnje četiri godine kada se cijena sirovog urana prvo udeseterostručila, da bi se zatim postupno spustila na peterostruki iznos u odnosu na cijenu u posljednjih dvadeset godina.


19

1.8. Obnovljivi izvori

U posljednjih deset do petnaest godina došlo je do značajnijeg korištenja obnovljivih izvora. Iako se radi o značajnom rastu instaliranih snaga elektrana, utjecaj obnovljivih izvora na strukturu proizvodnje električne energije još uvijek nije značajan.

Tijekom cijelog tog razdoblja obnovljive izvore prate i rasprave o potencijalu, tehničkim problemima, utjecaju na okoliš i energetskom doprinosu, uz uvažavanje cijelog ciklusa proizvodnje uređaja i opreme te naravno o cijeni energije.

Tri su ključna razloga za stavljanje obnovljivih izvora energije u središte: ograničenost fosilnih izvora, smanjenje energetske ovisnosti kroz domaće izvore i problemi zaštite okoliša i klimatskih promjena. Ovaj treći razlog: zaštita okoliša i klimatske promjene postaje dominantan, jer će rješavanje problema klimatskih promjena imati za posljedicu smanjivanje pritiska na korištenje fosilnih goriva.

Financijska i administrativna rješenja koja su korištena u pokretanju primjene obnovljivih izvora, uključivala su reguliranje pozicija i fi nancijsku potporu koja su omogućila početak njihovog korištenja. Korištene metode otvorile su niz pitanja postojeće metodologije planiranja, kao primjerice: odnose prema drugim sektorima (proizvodnja hrane), realni energetski doprinos kada se promatra cijeli ciklus, objektivni utjecaj na zaštitu okoliša, cijena obnovljive energije itd. Za povećanje proizvodnje energije iz obnovljivih izvora traži se novi pristup, koji će biti orijentiran više ekonomski, a manje administrativno; te više tržišno determiniran, a manje subvencioniran (naravno sa znatno više fi nancijskih sredstava utrošenih u tehnološki razvoj).

Ključna je ocjena da sadašnja tehnološka generacija uređaja i opreme nema potencijal značajnije supstitucije fosilnih goriva pa je nužno povećati istraživanja, a posebno udružiti fi nancijska sredstva i ljudski potencijal, u realizaciji novih generacija tehnologija za korištenje obnovljivih izvora, kojima bi se utjecalo na učinkovitost i fi nancijsku isplativosti.

1.9. Električna energija

Tehnološki razvoj je u proteklom razdoblju najveći pritisak vršio na korištenje električne energije u bilo kojem segmentu ljudskih potreba i djelatnosti. Takav se trend može očekivati i u budućnosti, pa će najveći izazov biti pronaći tehnološka rješenja koja će zadovoljiti ograničenja u emisijama stakleničkih plinova u proizvodnji električne energije. Naredno razdoblje bit će višestruko izazovno iz nekoliko razloga:

Razvoj prihvatljivih tehnologija za proizvodnju električne energije ● Sigurnost dobave pojedinih primarnih izvora električne energije ● Višestruko povećanje složenosti upravljanja elektroenergetskim sustavima u ●uvjetima velike zastupljenosti obnovljivih izvora i distribuirane proizvodnje malih snaga Razvoj tržišta električne energije ● Skladištenje energije. ●


20

1.10. Promet

Promet predstavlja posebno izazovan sektor za planiranje u budućnosti. Rast prometa je kontinuiran i s visokim stopama (potrošnja goriva na razini EU–25 u razdoblju od 1990. – 2004. porasla je za 29%) . Po razini emisija stakleničkih plinova je prvi ili drugi sektor, ovisno o strukturi proizvodnje električne energije u pojedinim zemljama. U sektoru se kontinuirano realizira tehnološki razvoj, pa su novi tipovi vozila učinkovitiji. Posljedično, prosječna godišnja stopa rasta potrošnje energije u prometu na razini EU 27 smanjila se s 1,8 (iz razdoblja od 1990. – 2005.) na 1,4 posto (u razdoblju od (2000. – 2005.) . S druge strane, raste i kvaliteta prometnica kao i ekonomska moć pojedinaca, pa usprkos tehnološkom razvoju potrebe za mobilnošću pa samim time i potrošnja goriva neprestano raste.

Problemi prometa danas su aktualni prvenstveno zbog cijena derivata nafte, a na žalost manje zbog smanjenja emisija stakleničkih plinova. Korištenje zamjenskih goriva nije značajno, a ni nove tehnologije nisu zrele za snažniju penetraciju. Primjena najčešće spominjanih biogoriva (čije uvođenje na tržište je najjednostavnije) zahtjeva temeljnu analizu nepovoljnih učinaka koje može izazvati proizvodnja biogoriva na raspoloživost i cijenu hrane, a upitna je i dodana vrijednost energije u odnosu na utrošenu energiju u proizvodnji i ukupnu emisiju CO2 u lancu proizvodnje. Biogoriva 1. generacije nemaju dovoljnu sirovinsku osnovu za održivu zamjenu fosilnih transportnih goriva, a tehnologije biogoriva 2. generacije nisu spremne za snažniju penetraciju. Primjena novih tehnologija kao što su baterije ili gorive ćelije uvelike će ovisiti o budućem razvoju i smanjenju troškova. Korištenje prirodnog plina može donekle ublažiti ovaj problem. S druge strane, uporaba prirodnog plina u prometu predstavlja prirodnu prethodnicu korištenju vodikovih tehnologija.

U dugoročnoj viziji stanja u ovom sektoru najviše se očekuje od tehnološkog razvoja novih generacija goriva i pogonskih agregata, što se neće dogoditi tako brzo, odnosno događat će se postupno. Razvoj hibridnih vozila, potencijal skladištenja i korištenja električne energije te napredne logistike u prometu otvaraju nove izazove planiranja.

1.11. Energetska učinkovitost

Potrošnja energije, a posebno energetska učinkovitost i kvaliteta života, rezultat su velikog broja utjecajnih čimbenika kao što je ekonomska snaga društva i građana, tehnološka razvijenost, povijesno nasljeđe, kultura života i slično. Kvaliteta potrošnje energije nije statična veličina nego se mijenja te je rezultat globalnih i lokalnih utjecaja.

Ako bi se za cilj energetske učinkovitosti postavilo zadovoljavanje potreba u skladu s fi nancijskim mogućnostima, a uz najmanju moguću potrošnju energije, može se zaključiti da se sve tri komponente defi nicije energetske učinkovitosti s vremenom mijenjaju:

Potreba za energijom će rasti s razvojem novih uređaja koje će koristiti građani ●i gospodarstvo, povećanjem općeg i javnog standarda te povećanjem kvalitete života. Povećanje potreba za energijom zbog porasta broja stanovnika je upitno budući da su u većini zemalja Europe trendovi negativni ili slabo pozitivni. Određeni utjecaj mogu imati migracije stanovništva, no to nije jednostavno procijeniti Tehnološki razvoj omogućuje korištenje novih uređaja i materijala koji za istu ●kvalitetu usluge trebaju manje energije


21

Zakonskim mjerama i ekonomskim interesom gradit će se kvalitetnije zgrade, radit ●će se revitalizacija starih zgrada, usavršavat će se vođenje procesa i organizacija rada. Može se očekivati kako će neadekvatno energetsko stanje zgrada u budućnosti biti početna točka za pokretanje procesa obnove postojećih zgrada, kao najvećih potrošača energije. Uvođenje energetske certifi kacije zgrada može značajno utjecati na povećanje kvalitete gradnje, osuvremenjivanje postojećih zgrada te može doprinijeti smanjenju troškova kroz životni vijek zgrade. Ključni čimbenici koji će utjecati na povećanje energetske učinkovitosti su: uvođenje energetske klasifi kacije zgrada, integracija obnovljivih izvora energije u zgrade, unaprjeđenje kvalitete života u zgradama, cjeloviti pristup i integriranje tehničkih, energetskih, ekonomskih, ekoloških i društvenih parametara u proces planiranja te dugoročni pristup analizi zgrade, uzimajući u obzir cijeli životni vijek zgrade, uključivo gradnju, korištenje, održavanje, obnovu i rušenje.

Ovdje je riječ o procesima sa suprotnim djelovanjem, a prema iskustvima razvijenih zemalja komponenta rasta potreba nadjačava ostale dvije komponente. U nerazvijenim i manje razvijenim zemljama rast potreba još je izraženiji.

Realno je moguće očekivati da će povećanje energetske učinkovitosti, prije svega, utjecati na usporavanje rasta, odnosno smanjenje stope rasta potrošnje energije, kroz uvođenje novih tehnologija i postupnu zamjenu starih manje učinkovitih tehnologija. Ciljevi da se i u apsolutnom iznosu smanjuje potrošnja energije u odnosu na današnju ili onu koja se očekuje u neposrednoj budućnosti, ovisit će dijelom o tehnološkom razvoju uređaja i materijala, a najviše o ekonomiji cijelog projekta i distribuciji troškova na državu i ostale koji predstavljaju javni interes, odnosno o poduzetniku i građaninu. Realna cijena energije, koja uključuje troškove zaštite okoliša i klime može ubrzati procese povećanja energetske učinkovitosti.

Napredak u povećanju energetske učinkovitosti potrebno je ostvariti na svim razinama tehnološkog ciklusa: proizvodnji, transportu, prijenosu, distribuciji, potrošnji i gospodarenju energijom.

2. SIMULACIJA MOGUĆIH POSLJEDICA REDUKCIJE CO2 U HRVATSKOJ DO 2050. GODINE

Ovom pilot analizom po prvi put je analizirano razdoblje iza 2030. godine. Sva dosadašnja planiranja do 2030. godine temeljila su se na end-use modeliranju, korištenjem analogije prema onome što se već dogodilo u gospodarski razvijenijim europskim zemljama i simulacijama. No, želi li se analizirati što se i kako može dugoročno učiniti ako se želi radikalno smanjiti emisije CO2, onda takav pristup ne zadovoljava. Potrebno je primijeniti model koji ravnopravno tretira ulaganja u energetsku učinkovitost, obnovljive izvore energije te klasične izvore energije pri traženju minimalnih troškova izgradnje i rada energetskog sustava, a uz postizanje traženih ograničenja u emisiji CO2. U tom cilju je primijenjen MARKAL model.

Osnovne odrednice su 4 milijuna stanovnika u Hrvatskoj do 2050. godine, što pretpostavlja oko 10 posto stanovništva kao rezultat imigracije, te šest puta veći GDP po stanovniku, oko 30 000 USD po cijenama iz 2000. godine. Uz rast stambenog fonda pretpostavljeno je da će novogradnja biti dvostruko boljih toplinskih karakteristika u odnosu na postojeći te da će se s vremenom još poboljšati. Za postojeći stambeni fond procijenjene su buduće


22

toplinske potrebe bez poboljšanja toplinske izolacije, jer se modelom želi utvrditi potrebna razina njezinog poboljšanja. Potrošnja energije u prometu modelirana je prema procjenama WEC-ove studije za Europu do 2050. godine, prema kojoj bi tada potrošnja energije u prometu po stanovniku bila nešto manja nego danas. U strukturi bi i tada udio derivata bio oko 70 posto, a oko 30 posto bi pokrili vodik, CNG i biogoriva. Korisne energetske potrebe industrije su utvrđene prema intenzivnosti koje su u zapadno-europskim zemljama već deset godina na istoj, vrlo niskoj razini.

Prvi zaključak iz analize je da se energetska učinkovitost isplati i bez ograničenja na emisiju CO2. Modelirano je ulaganje u poboljšanje toplinske izolacije stambenih i poslovnih objekata prema korištenju sve skupljih fi nalnih energenata, bez ograničenja na emisiju CO2. Rezultat je da se do 2050. godine i bez zahtjeva na emisiju CO2 ekonomski isplati poboljšanje toplinske izolacije stambenog fonda i poslovnih zgrada barem za dva puta od današnje, a ako se uz to želi prepoloviti današnja emisija CO2 iz energetskog sustava, onda toplinsku izolaciju treba poboljšati barem tri puta. Ovo dodatno poboljšanje toplinske izolacije u zgradarstvu zbog postavljenog cilja da se prepolovi današnja emisija CO2, rezultat je kompeticije s drugim mogućnostima smanjenja emisije CO2, ponajprije u proizvodnji električne energije, ali i promjeni strukture fi nalne potrošnje energije povećanjem primjene obnovljivih izvora energije i učinkovitijih tehnologija poput toplinskih pumpi i sl.

Ukupna fi nalna potrošnja energije će relativno intenzivno rasti do 2030.-2035. godine, a nakon toga će ostati na istoj razini. U scenariju u kojem se današnja emisija CO2 želi prepoloviti, fi nalna će se potrošnja prema 2050. godini i smanjiti.

Ciljevi smanjenja emisije CO2 imat će najveći utjecaj na proizvodnju električne energije. U scenariju bez ograničenja na emisiju CO2 ukupne potrebe električne energije u 2050. godini iznosile bi 45 TWh. Međutim, i u scenariju smanjenja emisije CO2 za 30 i 50 posto do 2050. godine, ukupne potrebe za električnom energijom se povećavaju, kao rezultat najekonomičnijeg smanjenja emisije CO2 povećanom penetracijom električne energije u pokrivanje toplinskih potreba. Naravno, radi se o proizvodnji električne energije gotovo bez emisije CO2. To znači da bi se udio proizvodnje električne energije iz obnovljivih izvora, uključujući i velike hidroelektrane, mogao povećati i do 50 posto, ovisno o realnoj mogućnosti te proizvodnji iz vjetra, biomase (plantažiranje) i sunca te opće prihvatljivosti nuklearne energije na europskoj razini. Proizvodnja električne energije iz termoelektrana podrazumijeva nuklearnu energiju te termoelektrane na prirodni plin i ugljen sa tehnologijom ukapljivanja i pohranjivanja proizvedenog CO2. Uz cilj smanjenja emisije CO2 za 30 posto, ukupna potrošnja električne energije u 2050. godini bi se povećala na 60 TWh, a u scenariju smanjenja za 50 posto na 70 TWh.

Naravno, ukupne investicije u energetski sustav, (uključujući instalacije kod potrošača) u scenariju smanjenja emisija za 50 posto, bi se u razdoblju do 2050. godine kumulativno povećale za 100 posto.

Ovi rezultati istraživanja u pilot projektu ukazuju na nužnost detaljnih istraživanja jer ambiciozni planovi redukcija mijenjaju dosadašnje poglede na razvoj energetike.


23

3. ZAKLJUČCI

Na kraju su izdvojeni sljedeći zaključci:

Planiranje razvoja energetskog sustava uz uvažavanje radikalnog smanjenja ●emisija stakleničkih plinova predstavlja novi pristup razvoju energetskog sustava. Zbog očekivanja snažnije penetracije obnovljivih izvora i distribuirane proizvodnje modeliranje mora uključiti detaljnije analize i proračune kako bi se podigla vjerodostojnost proračuna. To će zahtijevati razvoj novih modela i njihovu integraciju, upotrebu novih informatičkih tehnologija za objedinjivanje i obradu informacija. Na temelju sadašnjih tehnologija nije moguće smanjiti razinu emisija, pa su sva ●očekivanja usmjerena na nove generacije postrojenja, uređaja i materijala. Tehnološki razvoj predstavlja ključni čimbenik mogućih promjena energetske politike i njezinih ciljeva. Sinergija u tehnološkom razvoju (fi nancijska i ljudska) ključna je za uspjeh nove politike. Velika redukcija stakleničkih plinova mijenjat će odnose u energetskom sektoru. ●Za očekivat je značajno povećanje potrošnje električne energije, zato što će biti jednostavnije rješavati problem emisija u tim proizvodnim objektima, nego u pojedinačnim objektima u kućanstvima, uslužnom sektoru i industriji. Nova energetska politika zahtijevat će znatno višu razinu cijena zbog uključivanja ●troškova zaštite klime i okoliša na razini globalnih i lokalnih ciljeva te troškova tehnološkog razvoja. Može se očekivati povećanje i do 100 posto. Snažnija penetracija obnovljivih izvora nije moguća na temelju poticaja i stvaranja ●dvostrukog tržišta, poticajnog i otvorenog, nego na temelju jedinstvenog otvorenog tržišta u kojem će realna ekonomija generirati samoregulirajuće mehanizme ostvarivanja ciljeva energetske politike. Na razini država se mora uspostaviti sustav objektivnog mjerenja i fi nancijskih ●sankcija za prekoračenje emisija stakleničkih plinova, prema realnim troškovima smanjenja emisija. Odnos javnosti prema uspjehu nove energetske politike koja treba omogućiti ●smanjenje emisija, posebno u odnosu na nuklearnu energiju i sustave za izdvajanje i odlaganje CO2, od naročite su važnosti za njezin uspjeh. Sigurnost opskrbe je posebna dimenzija planiranja s obzirom na geografsku ●rasprostranjenost primarnih izvora energije i na rizike u dobavi energije. Optimiranje rizika je neophodno, kao i uključivanje troškova sigurnosti u cijenu energije. Ograničeno vrijeme za velike promjene je najveći rizik ambicioznih planova promjene ●energetske politike i radikalnog smanjenja CO2 i ostalih stakleničkih plinova. Dostupnost informacija u tržišnom okruženju (proturječnost jer se s jedne strane ●zagovara tržišna utakmica, a s druge strane se očekuje dodatni napor u zajedničkom razvoju i istraživanju i dijeljenju znanja i resursa).


24

4. LITERATURA

[1] Granić, G…et al. Regija i Hrvatska u konceptu scenarija WEC-a // 16. Forum Dan energije u Hrvatskoj: Energetska budućnost u svjetlu odnosa i integracijskih procesa u Europi: zbornik radova. Zagreb, 23. studenoga 2007, str. 11-34.

[2] Granić, G; Pešut, D; Jandrilović, N; Jelavić, B; Zeljko, M. Does the Energy Sector Reform Call for Reform? // 20th World Energy Congress - Rome 2007: Energy Future in an Interdependent World. Roma, November 11-17, 2007.

[3] Granić, G…et al. Što se ostvarilo, a što su novi izazovi u energetskoj strategiji Hrvatske // 15. Forum Dan energije u Hrvatskoj: Energetske perspektive do 2050. Svijet-Europa-Hrvatska: zbornik radova. Zagreb, 23. studenoga 2006, str. 11-42.

Koautori:1. Damir Pešut2. Helena Božić3. Robert Bošnjak 4. Željka Hrs Borković 5. Željko Jurić6. Ana Kojaković 7. Biljana Kulišić8. Igor Novko 9. Dino Novosel 10. Hrvoje Petrić11. Mario Tot

CURRICULUM VITAE


25

European CommissionJoint Research Centre Institute for Energy Address: P.O. Box 2, NL-1755 ZG Petten Tel: +31-224-56 50 23 Fax: +31-224-56 56 23E-mail: [email protected] Website: http://ie.jrc.cec.eu.int/

Arnaud Mercier is working for the Joint Research Centre of the European Commission Institute for Energy in the Energy Systems Evaluation Unit. In this unit, he is leading the group on Energy Systems Modelling. Since 2007, Arnaud Mercier has been involved in the preparation and implementation of the European Strategic Energy Technology Plan (SET-Plan) with a strong contribution to the development of a European Technology Mapping exercise – a brief and comprehensive analysis of the prospects and impacts on EU Energy Policy goals of key low carbon technologies. This activity is now an integral part of the newly-established Information System of the SET-Plan, with a mission to provide reliable and up-to-date information on energy technology to support policy decision making.

Hrvoje Petric is working as Scientifi c Offi cer with the European Commission – Joint Research Centre, as part of the Team responsible for evaluation and modelling of the EU energy system. He started his career as Assistant Lecturer at the University of Zagreb, Faculty of Mechanical Engineering. Before he joined the European Commission, he has been working for the Energy Institute Hrvoje Pozar in Croatia as Deputy Head of Department for Energy Generation and Transformation. He was also a national representative and a Member of the Board of Directors in the COGEN Europe. Hrvoje is an Executive MBA Alumnus from the IEDC - Bled School of Management and holds a M.Sc. Degree in Mechanical Engineering from the University of Zagreb. He has been involved and led various projects within the energy sector, as well as policy support for the same, for the past twelve years, with a special focus on techno-economic assessment of energy systems and power plants, cogeneration and energy effi ciency.

European Commission

Arnaud Mercier

Hrvoje Petrić


26

Arnaud MERCIERHrvoje PETRICEstathios PETEVESEuropean Commission Joint Research Centre Institute for Energy Netherlands

TOWARDS A EUROPEAN ENERGY TECHNOLOGY POLICY – THE EUROPEAN STRATEGIC ENERGY TECHNOLOGY PLAN (SET-PLAN)

Abstract

The transition to a low carbon economy will take decades and affect the entire economy. There is a timely opportunity for investment in energy infrastructure. However, decisions to invest in technologies that are fully aligned with policy and society priorities do not necessarily come naturally, although it will profoundly affect the level of sustainability of the European energy system for decades to come. Technology development needs to be accelerated and prioritized at the highest level of the European policy agenda. This is the essence of the European Strategic Energy Technology Plan (SET-Plan).

The SET-Plan makes concrete proposals for action to establish an energy technology policy for Europe, with a new mind-set for planning and working together and to foster science for transforming energy technologies to achieve EU energy and climate change goals for 2020, and to contribute to the worldwide transition to a low carbon economy by 2050.

This paper gives an overview of the SET-Plan initiative and highlights its latest developments. It emphasises the importance of information in support of decision-making for investing in the development of low carbon technologies and shows the fi rst results of the technology mapping undertaken by the newly established Information System of the SET-Plan (SETIS).

PREMA POLITICI ENERGETSKE TEHNOLOGIJE ZA EUROPU – EUROPSKI STRATEŠKI ENERGETSKO TEHNOLOŠKI PLAN (SET PLAN)

Sažetak

Prijelaz na niskougljičnu ekonomiju trajat će desetljećima i utjecat će na cjelokupno gospodarstvo. Postoji pravovremena prilika za ulaganje u energetsku infrastrukturu. Međutim, odluke o ulaganjima u tehnologije koje su u potpunosti usklađene s političkim i društvenim prioritetima ne donose se lako, iako će duboko utjecati na razinu održivosti europskog energetskog sustava u desetljećima koja su pred nama. Tehnološki razvoj treba ubrzati i učiniti prioritetom na najvišoj razini. Ovo je bit Europskog strateškog energetsko-tehnološkog plana (SET Plan).

SET Plan daje konkretne prijedloge za djelovanje na uspostavi politike u energetskim


27

tehnologijama za Europu s novim referentnim okvirom planiranja i suradnje. Osim toga, daje i prijedloge za jačanje znanosti tehnologija energetskih transformacija kako bi se postigli energetski ciljevi i ciljevi borbe protiv klimatskih promjena do 2020 u Europskoj uniji te za doprinos globalnoj tranziciji k niskougljičnoj ekonomiji do 2050. godine.

Ovaj rad daje pregled inicijativa SET Plana s posebnim osvrtom na to što se u okviru Plana događa u najnovijem periodu. Rad naglašava važnost informacija u podršci procesu odlučivanja o ulaganjima u razvoj niskougljičnih tehnologija i pokazuje rezultate preslikavanja tehnologija poduzetog u okviru novog Informacijskog sustava SET Plana (SETIS).

1. INTRODUCTION

The European Union needs affordable, secure and sustainable fl ows of energy. In the last decades, the European energy system has shown growing signs of unsustainability. Time is of the essence. Europe is constantly increasing its imports of fossil fuels from different regions of the world, while in the same time, energy prices are drastically rising. Energy consumption continues to increase whilst the energy sector is still the fi rst contributor to greenhouse gases emissions. Globally, if annual emissions continue at today’s levels, greenhouse gas levels would eventually lead to a rise by 2 – 5ºC of global mean temperature with damaging effects on human societies. Altogether, these trends pose signifi cant threats and diffi culties to EU citizens and the competitiveness of the EU industry.

With current trends and technologies, the EU and the world will not achieve its climate change objectives at a cost that is economically sustainable [1]. Reversing the trend of carbon-intensive energy production and consumption is challenging and requires an urgent, long-lasting and drastic shift towards low-carbon energy technologies. Research and innovation in energy technologies are therefore vital in meeting the EU’s climate and energy policy goals. But the current European innovation system is not currently geared to deliver this technology change. A novel approach has to be developed based on reinforced and focused cooperation at the European level [2].

2. A LEVEL PLAYING FIELD FOR LOW CARBON TECHNOLOGIES

A striking feature of the current European energy system, shared with other part of the world, is that despite formidable technology advances and the provision of high quality and reliable services, the current energy supply and consumption pattern will have to be changed if Europe wants to continue to rely on energy as a key enabler of economic growth and enjoyable lifestyle.

In a snapshot, in a business as usual scenario1, the fi nal energy demand for the EU-27 is forecasted to steadily increase in all the different end-use sectors. Compared to 2005, in 2030, Europe will consume about 20% more fi nal energy. Transport remains the fastest growing sector with an average annual increase of 1%, and no clear sign of stabilization before 2030. Europe is also steadily relying more and more on import of primary energy resources to fuel its energy demand. This is not a prescribed feature at such. However,

1 EU Energy and Transport Trends up date 2007 (business as usual scenario)


28

considering the recent increase in energy price and the possibilities of disruption of energy supply, this situation poses a risk for Europe economy and citizens. Overall, Europe is slowing shifting from a current 50% dependency ratio to approximately 70% by 2030. This trend is mainly caused by the declining of domestic European production capacity of fossil fuels, combined with a quasi-monopoly of fossil fuel in the EU energy balance, where 78% of the energy comes from fossil fuels. This ratio is predicted to remain about the same up to 2030, in a context where in two years time, the price of a barrel of crude oil has more than doubled. On the Greenhouse emission front, despite a commitment and burden sharing agreement to reduce European emissions by 8%, these emissions are still growing with an expected average annual increase of 0.3%. Transport is the second largest contributor to CO2 emissions after the power sector. [3]

The response to these challenges is far-reaching, and triggered a comprehensive approach from the European Union encompassing binding targets for 2020 to reduce greenhouse gas emissions by 20% and ensure 20% of renewable energy sources in the EU energy mix; a plan to reduce EU global primary energy use by 20% by 2020; carbon pricing through the Emissions Trading Scheme and energy taxation; a competitive Internal Energy Market; an international energy policy as proposed and adopted by the European Union in its energy package in 2008 [4].

However, this is only one part of the solution. There is more and more certainty that the new frame of development of energy policies driven by the sustainability imperative requires a drastic change of the energy technology mix. Incremental technological improvements are not suffi cient. As an example, the way carbon-based energies are transformed and consumed through an open to air cycle can no longer be sustained and, hence, calls for revising engineering concepts of energy conversion and production. New processes need to be developed and deployed rapidly.

A fundamental question for policy decision is related to the timing and focus of these up-coming investments in new infrastructures. A recent study performed by the European Commission Joint Research Centre (JRC) [5] revealed that about 60% of coal and oil-fi red power plants and 17% of gas-fi red plants are older than 25 years, as shown in Figure 1. Less than 10% of the current power plant fl eet will be operating by 2030. This situation is a great opportunity to reformulate the technology paradigm of the future EU energy system. This is all the more important since the conventional energy infrastructure lasts on average for about 30 years and even more.

Source: [5]

Figure 1: Age distribution of the operational fossil fuel electricity generation capacity

05

101520253035404550

up to 5

6 - 10

11 - 1

5

16 - 2

0

21 - 2

5

26 - 3

0

31 - 3

5

36 - 4

0

41 - 4

5

46 - 5

0

51 - 5

5

over 5

5

unknown

Age Class [years]

Gro

ss In

stal

led

Capa

city

[GW

]

Coal

Gas

Oil


29

Nevertheless, having to make such investments does not necessarily guarantee the move towards the establishment of a sustainable energy system. From a pure market principle, there is not a natural market attraction for such low carbon energy technologies as new technologies are normally more expensive and deliver the same service as conventional ones. Furthermore, signifi cant societal spill-over are embedded in these technologies which are not easy captured in a liberalised environment. In addition, new technologies require substantial investment and long development periods, and the change from well understood and mastered centralised energy infrastructures. A clear indicator of these diffi culties is that the level of investment and deployment in low carbon technology options seems to lag behind the necessity, although the portfolio of technologies that will have an impact on the EU energy system is quite well known.

Public energy research budgets in the EU Member States have generally declined substantially since the second oil shock. Quite a good correlation of research and development (R&D) investment with oil prices was recorded in the past and seemed to be an effective driver for mobilizing the necessary volume of investment. As shown in Figure 2 presenting the R&D expenditure over the last decades in all OCDE countries, this model continues to predominate. However, the main driver is no longer solely the economics of energy production. Carbon-constraints play an equivalent role as a market signal to direct investment on low carbon technologies.

Most of the new technologies that will play a fundamental role in the new energy infrastructure have yet to be developed and/or are in a transition to mass market deployment. An idea of the required intensity of investment can be drawn up from the past: the relative intensity of public investments dedicated to energy research in 1981 was 4 times higher than the corresponding level in 2005. In other words, considering 2005 level of public R&D investment, with an equivalent intensity as in 1981 for energy issues, the amount of investment would increase from the current 2.1 b€ to 8.4 b€ [6]. It is noted that this indicator shall not be considered as absolute as it depends on the overall economy structure with a current shift towards knowledge-based R&D intensity activities and it is stressed that the effect of the carbon constraint is not factored in. It is believed that private investment shows a similar pattern of under-investment as public expenditure, although the availability of data renders more diffi cult such analysis.

Irrespective of the absolute research and development and demonstration (R&D, D) investment amount, all indicators converge to the conclusion that the level of R&D investment in low carbon technologies does not match the scope and magnitude of the challenge.


30

Source: [7]

Figure 2: R&D expenditure in IEA countries

Furthermore, the current European innovation system seems not to be geared to deliver the technology at the right pace to meet the short and medium goals recently adopted by the European Council. Although Member States research and industry is ranking among the top players at the global level, Member States do not have the necessary critical mass of R&D, D infrastructure to allow the European industry to compete in global markets in the future. The EU innovation system is fragmented into loosely aligned research strategies and sub-critical capacities, at a time when the main global players, the United States and Japan, but also emerging economies such as China, India and Brazil, are facing the same challenges and are multiplying their efforts to develop and commercialize new energy technologies.

3. TOWARDS A EUROPEAN ENERGY TECHNOLOGY POLICY

The transition to a low carbon economy will take decades and affect the entire economy. There is a timely opportunity for investment in energy infrastructure without major destruction of values. However, decisions to invest in technologies that are fully aligned with policy and society priorities does not necessary come naturally, although the lifetime of these technologies will create a lock-in effect for decades to come. Technology development needs to be accelerated and prioritized at the highest level of the European policy agenda to ensure their cost-effective and timely deployment and obtain the relevant impact on our policy goals in parallel to ensuring a conducive environment for investment in these technologies. This is the essence of the European Strategic Energy technology Plan (SET-


31

Plan), adopted on 28 February 2008 by the Council of the European Union [2].

The SET-Plan makes concrete proposals for action to establish an energy technology policy for Europe, with a new mind-set for planning and working together, with the ambition to accelerate knowledge development, technology transfer and up-take, to maintain EU industrial leadership on low carbon energy technologies, and to foster science for transforming energy technologies to achieve EU energy and climate change goals for 2020, and to contribute to the worldwide transition to a low carbon economy by 2050.

The SET-Plan is under-pinned by grand technology challenges to be met in the next 10 years to bring about the technology shift required to develop a sustainable energy system. The main elements are shown in Figure 3 and Figure 4 respectively for 2020 and 2050. This vision recognizes the necessity to address deployment and diffusion barriers for those technologies that are deemed to deliver by 2020, mostly available today or in the fi nal stages of development, while calling for immediate actions to prepare for resolving and developing the major breakthroughs for the new generation of technologies that will have mostly an impact by 2050.

– Make second generation biofuels competitive alternatives to fossil fuels, while respecting the sustainability of their production;

– Enable commercial use of technologies for CO2 capture, transport and storage through demonstration at industrial scale, including whole system effi ciency and advanced research;

– Double the power generation capacity of the largest wind turbines, with off-shore wind as the lead application;

– Demonstrate commercial readiness of large-scale Photovoltaic (PV) and Concentrated Solar Power;

– Enable a single, smart European electricity grid able to accommodate the massive integration of renewable and decentralised energy sources;

– Bring to mass market more effi cient energy conversion and end-use devices and systems, in buildings, transport and industry, such as poly-generation and fuel cells;

– Maintain competitiveness in fi ssion technologies, together with long-term waste management solutions;

Source: [2]

Figure 3: Key EU technology challenges for the next 10 years to meet the 2020 targets


32

– Bring the next generation of renewable energy technologies to market competitiveness;

– Achieve a breakthrough in the cost-effi ciency of energy storage technologies;

– Develop the technologies and create the conditions to enable industry to commercialise hydrogen fuel cell vehicles;

– Complete the preparations for the demonstration of a new generation (Gen-IV) of fi ssion reactors for increased sustainability;

– Complete the construction of the ITER fusion facility and ensure early industry participation in the preparation of demonstration actions;

– Elaborate alternative visions and transition strategies towards the development of the Trans-European energy networks and other systems necessary to support the low carbon economy of the future;

– Achieve breakthroughs in enabling research for energy effi ciency: e.g. materials, nano-science, information and communication technologies, bio-science and computation

Source: [2]

Figure 4: : Key EU technology challenges for the next 10 years to meet the 2050 vision [2]

The SET-Plan is above all an Action plan for a new research and innovation approach at the European level. This new approach aims at increasing synergies at Community level to improve the leverage effect of European programmes in working on more targeted technology development while pursuing a broad portfolio management, raising de-facto the strategic visibility of investments, avoiding duplication of efforts, and hence securing increased and sustained funding.

This new model for research and innovation calls upon integration of development, demonstration and deployment (3D) as a vehicle for meeting the mid-term EU policy targets and fertilising the science for the long-term challenges. Science and deployment are joint driving forces to push forward technology delivery. New knowledge supports the development of close to market technologies and the needs for changing and adapting existing infrastructure in the mid term, while it is a major force to open up new avenues of technology options that are not yet in a market perspective, but are required to perform the deep decarbonization of the EU energy system in the long term.

This 3D research and innovation model constitutes the essence of the SET-Plan structure. It is materialized by joint endeavours between academia, research and industry, such as the Research Alliance to improve the cost effectiveness of collaborative research at European level, pooling and making better use of a critical mass of resources, and the proposal of several European Industrial initiatives (EII) to strengthen industrial energy research and innovation on technologies for which working at Community level will add most value. These EIIs will contribute to focus and align the efforts of the Community, Member States and industry to achieve common goals, creating a critical mass of activities and actors.


33

In its Communication [2], the Commission proposed to launch six priority initiatives, starting in 2008.

European Wind Initiative: focus on large turbines and large systems validation and ●demonstration (relevant to on and off-shore applications). Solar Europe Initiative: focus on large-scale demonstration for photovoltaics and ●concentrated solar power. Bio-energy Europe Initiative: focus on ‘next generation’ biofuels within the context of ●an overall bio-energy use strategy. European CO ● 2 capture, transport and storage initiative: focus on the whole system requirements, including effi ciency, safety and public acceptance, to prove the viability of zero emission fossil fuel power plants at industrial scale. European electricity grid initiative: focus on the development of the smart electricity ●system, including storage, and on the creation of a European Centre to implement a research programme for the European transmission network. Sustainable nuclear fi ssion initiative: focus on the development of Generation-IV ●technologies.

This ambition for a new research and innovation model is also refl ected in the governance structure of the SET-Plan with a clear integration of information management and decision making and monitoring in a single, coherent framework. A Steering group, populated by the Member States and the Commission is established to provide a high level discussion platform and a fl exible framework for strategic planning and implementation. The decision-making is supported by an open-access knowledge and information management system on energy technologies. This information system of the SET-Plan, called SETIS, is operated by the European Commission Joint Research Centre.

Furthermore, this innovation model is open to international cooperation as technology development implies both economic growth and a levy to ensure a global sustainable pattern of development. Measures that are envisaged within the SET-Plan encompass cooperation on research or standards, but also technology transfer to developing countries.

4. TECHNOLOGY MAPPING FOR DECISION MAKING

Understanding the prospects of low carbon technologies, the economics and timing of their contribution to Europe’s policy goals are critical questions to be answered to support policy actions to foster European innovation and to meet the goals of establishing a European sustainable energy system by the middle of the century.

An integral part of the activity of SETIS is the so-called technology and capacity mapping. These exercises aim at providing brief and comprehensive information of the current and future prospects of key low carbon technologies as well as of fi nancing and human resources capacities to pursue R&D,D developments in Europe.

The fi rst energy Technology Map has been produced to support the selection of proposals for European Industrial Initiatives in the context of the preparation of the European Strategic Energy Technology Plan in 2007 [8]. This Technology Map focused mainly on energy supply technologies and alternative transport fuels. Fourteen technologies were analyzed,


34

including renewable sources (wind, solar, bio-energy, hydropower, ocean, geothermal), nuclear (fi ssion and fusion), fossil fuels (cogeneration of heat and power, zero emission fossil fuel power generation), Hydrogen and Fuel Cells and the Transition planning of energy infrastructure (smart-grids). An impact assessment of the contribution of different technologies on EU policy goals has been carried out following a common assessment framework. The basic principle of this assessment framework is the evaluation of the effect of the penetration of each technology individually into an established business-as-usual baseline scenario. The evaluation is based on a number of key indicators, namely CO2 avoided, carbon mitigation cost, fossil fuels saved, and changes in the overall production cost of the energy carrier that the technology produces (electricity, heat, or transport fuel). The time horizon considered for the assessment is 2030.

The main fi nding of the Technology Map is that a broad portfolio of technologies needs to be developed strategically and inclusively to meet the EU policy goals. Supply-side technologies such as wind, solar, hydropower, biofuels, cogeneration and zero emission fossil fuel power plants have the potential to contribute in meeting the European goals in the short and medium term. New generation nuclear fi ssion reactors, hydrogen fuel cells and ocean energy, but also nuclear fusion in a longer term, are examples of advanced technologies that should be pursued now so they can contribute to the long term vision of a European sustainable energy system. These will complement energy effi ciency measures as well as initiatives that will modernise and make more robust existing energy infrastructure. The contribution of the portfolio of low carbon power technologies with regards to CO2 emission reduction is shown in Figure 5.

Source: [8]

Figure 5: CO2 savings in the Power sector – SET-Plan Effect [8]

The Technology Map provided also some insights on the challenges of implementation and the timing when a specifi c technology or set of technologies could be considered as “established” to become a “relevant” option for the energy sector. This time frame is

0

100

200

300

400

500

600

700

Hydr

opow

er

Coge

nera

tion

Oce

an W

ave

Powe

r

Win

d Po

wer

Con

cent

rate

d So

lar

Powe

r

Sola

r Pho

tovo

ltaic

Powe

r

Geo

ther

mal

Hea

tPo

wer

CCS

Powe

r

Nucle

ar F

issio

nPo

wer

Biof

uels

Hydr

ogen

Sola

rHe

atin

g/Co

olin

g

Geo

ther

mal

Heat

ing

Annual Avoided CO 2

Emissions, Mt CO2

HI(2020) HI(2030)LO(2020) LO(2030)


35

Figure 6: Assessment of the contribution of key low carbon energy technologies towards EU Energy Policy goals

considered along with the potential of low-carbon energy technologies against the EU policy goals over the next fi fty years horizon as summarized in Figure 6 below.

For each technology considered, the maximum energy potential, on a fi nal energy basis, is indicated by the size of a circle. The colour shading differentiates between the maximum potential expected to be exploited in the baseline (light coloured pie), and the remaining potential that could be exploited providing suffi cient support, R&D, D efforts, etc. are made. The level of exploitation of the additional potential of each technology, as well as its timing, could be assumed as the SET Plan leverage effect.

The relative position of each technology on the Time Horizon axis indicates an approximate time period when a specifi c/set of technologies are expected to be established as a “relevant” option for the energy sector. Challenge for Implementation indicates in relative terms how demanding is the development and deployment of a given technology with respect to other technologies within a similar time period.

Technology options that become available for the energy sector are dynamically indicated by “waves” overtime. It can be shown from the graph, that several “waves” of technology deployment can be expected until 2050, offering, each, new opportunities to build a low carbon and sustainable energy system. A fi rst wave, with a short-to-medium time horizon, is mainly composed of today’s well established and/or high penetrating technologies. A second wave, ranging from medium-to-long term, includes advanced technologies such as solar, biofuels, carbon capture and storage technologies, but also at later stage hydrogen fuel cells in the transport sector and the next generation of renewable technologies such as ocean technologies. This will be complemented by fusion technologies around 2050 and onwards.

As part SETIS activities, the JRC will revisit and periodically update this Technology Map.


36

5. CONCLUSION

Development of new, low carbon technologies needs to be accelerated and prioritised to ensure their cost-effectiveness and timely deployment. The European Strategic Energy Technology Plan makes concrete proposals for action to accelerate the development and deployment of low carbon energy technologies to support policy actions to foster innovation and to meet EU goals of establishing a European sustainable energy system by the middle of the century.

Through the SET-Plan, a new innovation model is being implemented for building a sustainable energy system based on

Joint Programming and Implementation ● Strategic governance supported by a Knowledge & Information Management ●System

Six European Industrial Initiatives on key low carbon technologies have been proposed and are being defi ned and prepared with a possible launch in the next one to three years.

In the meantime, the European Commission is working on a proposal to stimulate and facilitate the fi nancing of these low carbon technologies. A communication is to be released in 2009.

A European knowledge management and information system on energy technologies (SETIS) has been established in 2008 with the objective to establish a robust open-access information system on energy technologies and their innovation aspects, geared to supporting an effective strategic planning, monitoring and assessment of the European Strategic Energy Technology Plan. An integral part of SETIS is the technology and capacity mapping, which provides brief and comprehensive information of the prospects of major low carbon technologies, as well as of fi nancing and human resources capacities to pursue R&D, D developments in Europe. The main fi ndings of the fi rst technology Map are that a broad portfolio of technologies needs to be developed strategically and inclusively to meet EU policy goals. Technology options can be expected to become available for the energy sector in several “waves” overtime, each wave synergistically contributing to the creation of a low carbon and sustainable energy system.

Above and all, the participation and engagement of European Stakeholders is critical and imperative for the success of the SET-Plan.

6. REFERENCES

[1] STERN, N.: The Economics of Climate Change” The Stern Review Cabinet Offi ce – HM Treasury

[2] EUROPEAN COMMISSION, European Commission, Communication to the European Council and the European Parliament: A European Strategic Energy Technology plan (SET-Plan) Towards a low carbon future, COM(2007) 723

[3] DG TREN: European Energy and Transport: Trends to 2030 - Update 2007. European Communities, April 2008

[4] EUROPEAN COMMISSION, Communication to the European Council and the


37

European Parliament: 20 20 by 2020 Europe’s climate change opportunity COM(2008) 30

[5] TZIMAS E., GEORGAKAKI A., PETEVES S.D: The Evolution of the European Fossil Fuel Power Generation Sector and its Impact on the Sustainability of the Energy System POWERGEN Europe, June 2007

[6] EUROPEAN COMMISSION, Commission Staff Working Document, accompanying document to the Communication to the European Council and the European Parliament A European Strategic Energy Technology Plan (SET-Plan) FULL IMPACT ASSESSMENT SEC(2007) 1508

[7] DOORNBOSCH R, UPTON S.: Do we have the right R&D priorities and programmes to support the energy technologies of the future, Round Table on Sustainable Development, OECD 2006

[8] EUROPEAN COMMISSION, Commission Staff Working Document, accompanying document to the Communication to the European Council and the European Parliament A European Strategic Energy Technology Plan (SET-Plan) TECHNOLOGY MAP SEC(2007) 1510

CURRICULUM VITAE


39

GianCarlo Tosato participated to the original development of the MARKAL (1978-80) and TIMES (1997-2004) models generators. He used them to build global, regional, national and local models for the evaluation of policies in the fi eld of energy, research, regional environment and climate mitigation. In 2001 he spent a semester by the US Energy Information Administration. In the period 2002-5 he has been responsible for Socio Economic Studies of the European Fusion Development Agreement, working in Garching (Munich), hosted by the “Institut fuer Plasma Physik” of the Max Plank Gesellschaft.

Since February 2002 he is project head of the IEA Implementing Agreement for a Programme of Energy Technology Systems Analysis (ETSAP, in the framework of the International Energy Agency).

GianCarlo Tosato

IEA/EET


40

GianCarlo Tosato Operating Agent and Project Head of the Energy Technology Systems Analysis Project (ETSAP)Implementing Agreement of the International Energy Agency (IEA)Rome, Italy

PARTICIPATING TO THE TRANSITION TOWARDS NEW ENERGY TECHNOLOGY SYSTEMS

Abstract

The paper analyses possible implications for Croatia of a global transition towards new energy technology systems, as depicted by the recent report on scenarios and strategies to 2050 of the International Energy Agency [ETP2008]. The analysis is based upon the present Croatian energy balance. It takes into account some draft results of the USAID-supported Regional Energy Demand Planning (REDP) study under the South East Europe Regional Energy Market Support (SEE REMS) Project. The paper then presents ongoing EC-funded energy research projects, such as RES2020 (Monitoring and Evaluation of the Renewable Energy Sources directives implementation in EU27 and policy recommendations for 2020), REACCESS (Risk of Energy Availability: Common Corridors for Europe Supply Security) and REALISEGRID (REseArch, methodoLogIes and technologieS for the effective development of pan-European key GRID infrastructures to support the achievement of a reliable, competitive and sustainable electricity supply). The participation of Croatian research organizations to EC-funded research projects could make the transition towards new energy system an opportunity for economic development.

TRANZICIJA PREMA NOVIM ENERGETSKO TEHNOLOŠKIM SUSTAVIMA

Sažetak

U radu su analizirane moguće posljedice za Hrvatsku zbog globalne tranzicije prema novim energetsko tehnološkim sustavima, kako su opisane u novom „Izvještaju o scenarijima i strategijama do 2050. godine“, Međunarodne agencije za energiju (ETP2008). Analiza se temelji na sadašnjoj energetskoj bilanci Hrvatske te uzima u obzir prethodne rezultate nedavne studije „Regionalno planiranje potrošnje energije“, koja je izrađena uz pomoć agencije USAID u okviru projekta Podrška regionalnom tržištu energije jugoistočne Europe (South East Regional Energy Market Support – SEE REMS). U radu su, također, prikazani aktualni istraživački projekti u području energetike koje fi nancira Europska Komisija, kao što su RES2020 (Praćenje i vrednovanje provedbe Direktive o obnovljivim izvorima energije u EU27 i Preporuke za politiku do 2020), REACCESS (Rizik energetske raspoloživosti; zajednički koridori za sigurnost opskrbe Europe) i REALISEGRID (Istraživanja, metodologije i tehnologije za učinkoviti razvoj paneuropskih ključnih mrežnih infrastruktura radi potpore dostizanju pouzdane, konkurentne i održive opskrbe električnom energijom). Sudjelovanje hrvatskih istraživačkih organizacija u istraživačkim projektima, koje fi nancira Europska Komisija, moglo bi tranziciju ka novom energetskom sustavu pretvoriti u priliku za ekonomski razvoj.


41

1. INTRODUCTION

The fourth assessment report of the Intergovernmental Panel on Climate Change states that reducing the global temperature increase in the long term to no more than 2.0-2.4°C is compatible with concentration of CO2 below 350-400 ppm. This stabilization level seems compatible with global emissions increases for a decade and successive decreases to reach reductions of about 50%-85% in 2050 (Table 1). Undesired climate changes can be avoided by increasing the effi ciency of the system as a whole1 and decoupling the growing demands2 for energy services from the supply of depletable primary energy resources – as well as other materials.

Table 1. Change in global CO2 emissions in 2050 as a function of global mean temperature increase above pre-industrial at equilibrium, using a climate sensitivity of 3°C (Table SPM.5 of [IPCC, AR4, WGIII, 2007]).

1 This at the same time reduces the pressure on energy markets and their prices, increases energy security, endogenous investments and brings more sustained economic growth.2 The prospect of an economic recession in western countries, i.e. of a less sustained economic growth globally, does not mean that energy consumption will reduce in the same proportion: as experienced in the past, lower utilisation factors of existing stocks of energy technologies reduces the overall effi ciency of the system.3 The fi gures and most of the text of this section are taken from the executive summary of [IEA, ETP2008].

Without action, a massive expansion of fossil fuel production would be required, to an extent that calls into question supply availability. For example oil production would have to rise from today’s level of around 85 million barrel per day to around 135 million barrels a day in 2050. Even if such an expansion was feasible, it would require a massive production of oil from unconventional resources.

Is the IPCC goal reachable? What mix of energy resources and technologies makes energy systems sustainable in the long term? What new markets will be opened to economic agents and entrepreneurs?

2. GLOBAL TRANSITION PATHS3

The International Energy Agency has studied the long term perspective of the global energy technology system and suggested scenarios and strategies for the transition to 20250 [IEA, ETP 2008]. ETP2008 portrays a complex and balanced transition path towards sustainable economic developments of secure and environmentally benign


42

energy systems. Preconditions are increasing the technological content of the global energy system, appropriate domestic decisions and global economic conditions.

2.1. New technology mix

Massive deployment of effi cient end-use devices and a virtually CO2-free power sector can yield emissions stabilisation in 2050 at today’s level (the ACcelerated Technology scenario, ACT). However, halving emissions (BLUE scenarios) would also require signifi cant fuel switching, CO2 capture and storage in end-use sectors and steps to ensure that rapidly growing emissions from transport are not just slowed, but reduced. The BLUE scenarios are therefore more challenging, require earlier and stronger action, and they will be much more costly. The scenarios require a broad portfolio of technologies to be used. End-use effi ciency accounts for 36% of all savings in the BLUE scenario, renewables for 21%, and CO2 capture and storage 19%. The remaining 24% is accounted for by nuclear, fossil fuel switching and effi ciency in power generation (Figure 1).

The average annual installation of new technologies between 2010 and 2050 needed to achieve a virtual decarbonisation of the power sector include, among others: 55 fossil-fuelled power plants with CCS, 32 nuclear plants, 17 750 large wind turbines, and 215 million square metres of solar panels. Although such rates of new technology adoption may seem daunting, the historical rate of nuclear addition and that of current onshore wind additions suggest that they are achievable. CO2-free power generation needs to increase six- to sevenfold, from around 50 GW per year today to 330 GW per year in the period 2035-2050. The BLUE scenario also requires widespread adoption of very energy-effi cient buildings, with near zero emissions; and, on one set of assumptions, deployment of nearly a billion electric or hydrogen fuel cell vehicles. Conventional vehicles with internal combustion engines would be nearly phased out in 2050.

Figure 1. Contribution of emissions reductions options in the BLUE Scenario of ETP 2008, between 2005 and 2050


43

The electricity mix in BLUE Map consists of nearly half renewables, a quarter nuclear and a quarter fossil fuels with CO2 capture and storage. In the scenario which cuts by half CO2 emissions, renewables account for up to 46% of total power generation. Hydro, wind and solar each provide around 5000 TWh in 2050. The average energy effi ciency in 2050 needs to be twice the level of today, a signifi cant acceleration compared to the developments in the last 25 years.

In contrast, oil demand in BLUE Map in 2050 is 27% below the level of 2005. Such a development would certainly ease the supply challenge. However even this level of production will require massive investments in new supply in the coming years and decades as oil fi elds are depleted. Total fossil fuel demand in the extreme BLUE Map scenario in 2050 is still at the same level as today. So in any case fossil fuels will continue to be a key pillar of our energy supply in the coming decades.

2.2. Investment needs and economic development opportunities

Achieving these scenarios and deploying the new technology mix will require important fi nancing4. The options can be grouped into distinct categories, indicated in Figure 2. Effi ciency, re-allocation and increased spending can all help to achieve the rate of RD&D change that is needed5.

Apart from RD&D, signifi cant deployment investments are needed in order to achieve the necessary learning effects that reduce the cost of achieving the ACT and BLUE scenarios. Total learning investments – on top of Baseline investments – amount to USD 1.75 trillion between 2010 and 2030, and USD 5.25 trillion between 2030 and 2050 in the BLUE scenario.

The total investment needs in ACT Map for the period 2010-2050 are USD 17 trillion higher than in Baseline, and this rises to USD 45 trillion in BLUE Map. These are the optimistic cost estimates with substantial technology learning and least-cost investments. Investment needs would be higher in the event of less technology learning progress. The investment fi gures include the investment to achieve massive gains in end-use effi ciency, which in turn reduce investment needs in power generation and fuel processing.

4 The ACT Map scenario requires options with a marginal cost up to USD(2000) 50/t CO2. The BLUE Map scenario requires options with a marginal cost up to USD (2000) 200/t CO2. USD 200/t CO2 translates into additional cost of USD 80/bbl of oil. These marginal cost estimates are based on reasonably optimistic assumptions about signifi cant technology cost reductions. Assuming less optimistic cost reductions, notably in the transport sector, would result in the marginal cost for BLUE rising to up to USD 500/t CO2. A key insight is that the cost uncertainty increases for more ambitious targets, as technologies are needed that are not yet mature and whose future cost are therefore highly uncertain. The average emissions reduction costs in BLUE Map are about a fi fth of the marginal cost, and range from USD 38/t CO2 to USD 117/t CO2.5 The actual level of additional funding that is needed is unclear. Literature suggests a range of USD 10 to 100 billion a year. Given the current total level of spending the higher end of this range seems more likely.


44

Figure 2. Marginal abatement cost curve, 2050

The pattern that emerges is one where additional investments amount to USD 100-200 billion per year in the coming years; this needs to increase to USD 1-2 trillion by 2030 and USD 2-5 trillion per year in 2050. The range refl ects the uncertainty of future technology cost. Although these fi gures seem large, they should not be viewed in isolation. The additional investments represent a huge sum, but to put it into perspective 2 trillion equals 1% of world GDP in 2050.

The additional investment needs are balanced by lower fossil fuel expenses (an undiscounted amount of USD 51 trillion, if valued at market prices). The net outcome depends on the discount rate for future fuel savings and the value used for fuel prices (market prices or production cost). However, in the BLUE Map scenario the additional investment needs exceed fuel savings by USD 0.8 trillion (assuming 3% discount rate and market fuel prices).

2.3. Driving the unprecedented change

The rate of change that is needed is unprecedented. The analogy is not that we need an Apollo project or other grand undertaking, but more like we need an energy technology revolution. While the necessary technologies are ready or being tested on a pilot scale, their mass application is in many areas still far away, while for many, costs must also come down. This suggests that a generic pricing approach may not be the best way to achieve substantial emissions reductions. Clearly the activation of this effi ciency potential through standards and regulation will be an important challenge.

Increased energy technology R&D will be essential: levels must be raised and sectors restructured in order to accelerate the development of new energy technologies with superior characteristics. The rate of technological change in many areas is in the order of decades. Important issues are the rapid build-up of mass production capacity required, as well as the barrier to rapid change that the life-span of existing capital stock, planning procedures and public acceptance represent.


45

An important insight is that the future energy system will be determined by decisions taken in the next few coming years and that not acting now with policies to achieve the ambitious long–term goal implied by the BLUE scenario will impose higher costs in the future. Clear long-term targets are needed to convince decision makers in industry to make the capital investments needed to dramatically change our energy system. Technology learning investments are needed to achieve the necessary cost reductions for more sustainable technologies.

To meet the BLUE scenarios, we need to urgently develop and implement new far-reaching policies to a degree unknown in the energy sector and to substantially decarbonise power generation. A signifi cant discrepancy exists between current trends and the BLUE scenario targets. We will need to launch in the coming decade a global revolution in the way we produce and use energy, with a dramatic shift in government policies and unprecedented co-operation amongst all major economies.

3. ENERGY IN CROATIA: BALANCES AND SCENARIOS

Is the same pattern of development applicable to Croatia? Will Croatia need to undergo the same technology revolution? Some hints are given by comparing the present energy balance of Croatia and Europe and there possible medium term scenarios.

According to the 2006 energy balance (table 2), Croatia has a consumption pattern not to different from Europe6: industrial consumption are about 16%, transport nearly 20%, other sectors (residential, commercial, agriculture and fi shing) 26%, non energy 6%. The consumption of the energy sector is similar as well (16%) although own uses and distribution losses appear higher. The demand is satisfi ed by far less coal (6% instead of 17% in Europe), more oil (44% instead of 35%) and hydro.

In 2005 the GDP per capita in Croatia is nearly 50% of the average value in Europe, per capita energy consumption and CO2 emissions from the energy system are above 60%. When in 2030 the GDP per capita could become in Croatia around 80% of the average value in the rest of Europe, per capita energy consumption and CO2 emissions could range between 80% and 100% of the European average. Also the energy and carbon intensity of the GDP, which are now 30% and 80% higher than the Europe averages, will probably approach European averages in 2030 (fi gure 3). According to these projections, in the medium-long term Croatia should switch to a new energy system similarly to the rest of Europe. However, the path toward the long term sustainability might be different due to the present national circumstances.

6 Defi ned here as the OECD Europe aggregate: Austria, Belgium, the Czech Republic, Denmark, Finland, France, Germany, Greece, Hungary, Iceland, Ireland, Italy, Luxembourg, the Netherlands, Norway, Poland, Portugal, the Slovak Republic, Spain, Sweden, Switzerland, Turkey and the United Kingdom.


46

Coal and coal products

Crude, NGL, feedst.

Petro-leum products

Natural gas Hydro

Solar wind other

Comb. renew. waste

Electri-city Heat Total

Production 0 1002 0 2216 1342 4 412 0 0 4976 Imports 680 4004 1443 920 0 0 1 1859 0 8907 Exports 0 0 -1895 -731 0 0 -46 -601 0 -3273

Internat marine bunkers, Stock Ch -56 90 -29 -54 0 0 0 0 0 -49 Total primary energy supply 624 5095 -480 2350 1342 4 367 1258 0 10561

weight 5.9% 48.2% -4.5% 22.3% 12.7% 3.5% 11.9% Total transformations -494 -5096 4014 -769 -1342 -4 -2 36 230 -3427 Main activity producer ele plants -489 0 -298 -96 -515 -1 -1 855 0 -545 Autoproducer electricity plants 0 0 0 0 -1 0 0 1 0 0 Main activity producer CHP pl 0 0 -149 -375 0 0 0 161 213 -150 Autoproducer CHP plants -5 0 -39 -64 0 0 -1 41 0 -68 Main activity producer heat pl. 0 0 -38 -52 0 0 0 0 71 -19 Gas works 0 0 -13 13 0 0 0 0 0 0 Petroleum refineries 0 -4911 4887 0 0 0 0 0 0 -24 Own use 0 0 -522 -141 0 0 0 -84 -18 -765 Distribution losses 0 0 0 -54 0 0 0 -164 -36 -254

Nominal loss, Stat. diff., Transfer 0 -185 186 0 -826 -3 0 -774 0 -1602 Total final consumption 130 0 3534 1582 0 0 364 1294 230 7132 Industry sector 122 0 556 527 0 0 63 318 48 1633

Iron and steel 5 0 4 18 0 0 0 18 1 46 Chemical and petrochemical 0 0 99 112 0 0 0 41 13 265

Non-ferrous metals 0 0 7 0 0 0 0 8 0 15 Non-metallic minerals 92 0 203 151 0 0 0 62 0 509 Transport equipment 3 0 8 3 0 0 0 15 2 32

Machinery 1 0 7 21 0 0 0 24 4 56 Mining and quarrying 0 0 5 2 0 0 0 5 0 12

Food and tobacco 21 0 42 139 0 0 0 49 10 260 Paper, pulp and printing 0 0 12 48 0 0 4 28 10 101

Wood and wood products 0 0 2 12 0 0 28 14 0 56 Construction 0 0 152 0 0 0 0 22 0 175

Textile and leather 0 0 11 16 0 0 0 15 2 43 Non-specified (industry) 0 0 3 4 0 0 30 18 6 62

Transport sector 0 0 2004 0 0 0 0 26 0 2030

International aviation 0 0 40 0 0 0 0 0 0 40 Domestic aviation 0 0 60 0 0 0 0 0 0 60

Road 0 0 1838 0 0 0 0 0 0 1838 Rail 0 0 33 0 0 0 0 21 0 53

Pipeline transport 0 0 0 0 0 0 0 2 0 2 Domestic navigation 0 0 34 0 0 0 0 0 0 34

Non-specified (transport) 0 0 0 0 0 0 0 3 0 3

Other sectors 8 0 655 677 0 0 301 950 182 2772 Residential 7 0 304 539 0 0 301 561 146 1857 Commercial, public services 2 0 130 122 0 0 0 383 35 672 Agriculture/forestry 0 0 222 15 0 0 0 6 0 243 Fishing 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Non-specified (other) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Non-energy use 0 0 319 378 0 0 0 0 0 697

Industry/transformation/energy 0 0 289 378 0 0 0 0 0 667 Memo: feedstock X petrochem. 0 0 78 378 0 0 0 0 0 456

in transport 0 0 28 0 0 0 0 0 0 28 in other sectors 0 0 2 0 0 0 0 0 0 2

Table 2. Croatia Energy Balance, 2006 (in ktoe, substitution principle)7

7 Non fossil electricity is converted to primary equivalent at the average effi ciency of fossil power plants, which is 38.5% in Croatia, 41.3% for OECD Europe.


47

Figure 3. Energy and carbon intensity in Croatia and in Europe8

8 Historical data are taken from the IEA statistics. The GDP is expressed in constant US dollars of the year 2000; the GDP of Croatia is converted to international $ using the new purchasing power parity coeffi cient of 0.66, recently issued by the [World Bank, 2008]. The Total Primary Energy Supply is evaluated at the physical content principle. Projections for Croatia – in 20 years GDP +165%, TPES +48%, CO2 +35% – take into account preliminary results of SEE-REDP project [USAID-IRG, 2008]. Historical data for Europe are projected using the growth rates resulting from the preliminary runs of the Pan European TIMES model, as updated in the EC funded RES2020 project [EC-RES2020].

4. JOINING THE WORLD TRANSITION

Assuming Croatia joins soon the European Union, what policies can transform domestic demands for energy and climate change mitigation in an economic development opportunity? General rules, or even European rules, may not apply to Croatia and its national circumstances. The best approach seems to create domestic capabilities in order to fi nd out the best path without waiting for external – and sometimes interested – suggestions. Update knowledge, expertise and insight is best acquired by participating with Croatian organizations and institutes to ongoing EC-funded research projects. Three examples follow.

4.1. RES2020

The project “Monitoring and Evaluating the Renewable Energy Supply Directives implementation in EU-27 and policy recommendations” (RES20202 for short) started in October 2006 and should be completed in 30 months. The project aims at analysing the present situation in the RES implementation, defi ning future options for policies and measures, calculating concrete targets for the RES contribution that can be achieved by the implementation of these options and fi nally examining the implications of the achievements of these targets to the European economy. All the renewable energy options are examined with the help of a MARKAL-TIMES energy systems model of each EC member state,

1990 EU

2000

2010

2020

2030

1990 HR

2000

2010

2020

2030

TPES/GDP, toe/'000$CO2/GDP, t/'000 $

CO2/TPES, tCO2/toeTPES/cap, toe/pCO2/cap, tCO2/pGDP/cap, '000 $2000

0

5

10

15

20

25

30

35


48

which in aggregate form the Pan European TIMES model. Four scenarios have been defi ned in order to examine the effect of different policy options on the achievement of the targets set for 2020.

The project is coordinated by the Greek Centre for Renewable Energy Sources (CRES). The following partners participate: National Technical University of Athens, European Renewable Energies Council that associates a dozen of European sectoral associations (EREC), Energy Department of the Polytechnic university of Turin (Italy), National Research Centre of RISOE (Denmark), CHALMERS University (Sweden), Energy Research Centre ECN (the Netherlands), Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas CIEMAT (Spain), Institute for Advanced Environment Methods CNR-IMAA (Italy), Institute for Energy Research of the University of Stuttgart (Germany), Technical Research Centre VTT (Finland), Ecole des Mines de Paris ARMINES (France), Tallinn University of Technology TUT (Estonia), Center for Promotion of Clean and Effi cient Energy ENERO (Romania).

4.2. REACCESS

Import increasingly contributes to energy consumption of EU27. According to the commonly accepted energy outlooks in 2030 about 70% of the European energy needs will be met by primary non renewable sources originating from foreign areas, some of which are remote and geopolitically unstable. A relevant issue involves the reliability of the infrastructures (extraction, primary processing, transport to EU), as far as likely accidents and terrorist attacks are concerned. In addition to the import of primary sources, also the import of electricity will be relevant as many new interconnections are at several stages of design and implementation.

The project “Risk of Energy Availability: Common Corridors for Europe Supply Security” (REACCESS for short) started at the beginning of 2008 and should be completed in 36 months. The main goal of the project is to build tools suitable for EU27 energy import scenario analyses, able to take into account at the same time the technical, economical and environmental aspects of the main energy corridors, for all energy commodities and infrastructures.

The project is coordinated by the Energy Department of the Polytechnic university of Turin (Italy). The following partners participate: Applied Systems Analyses, Technology And Research, Energy Models ASATREM (Italy), Climate Change Coordination Center CCCC (Kazakhstan), Centro de Investigaciones Energeticas, Medioambientales y Tecnologicas CIEMAT (Spain), Deutsches Zentrum für Luft und Raumfahrt, German Aerospace Center DLR (Germany), KANLO Consultants (France), Institute for the Economy in Transition IET (Russia), Institute of Energy Technology IFE (Norway), National Technical University of Athens NTUA-EPU (Greece), Austrian Research Centres – Research Studios Austria ARC (Austria), Fundacion General de la Universidad Nacional de Educaciòn a Distancia F-UNED (Spain), Technical Research Centre of Finland VTT (Finland), Institute for Energy Research IER of the University of Stuttgart (Germany), Institute of Methodologies For Environmental Analysis CNR–IMAA (Italy).


49

4.3. REALISEGRID

The research project on “REseArch, methodoLogIes and technologieS for the effective development of pan-European key GRID infrastructures to support the achievement of a reliable, competitive and sustainable electricity supply” started in September 2008 and should be concluded in 30 months. The objective of REALISEGRID is to develop a set of criteria, metrics, methods and tools (hereinafter called framework) to assess how the transmission infrastructure should be optimally developed to support the achievement of a reliable, competitive and sustainable electricity supply in the European Union (EU). The project encompasses three main activity-packages:

1) identifi cation of performances and costs of novel technologies aimed at increasing capacity, reliability and fl exibility of the transmission infrastructure;

2) defi nition of long term scenarios for the EU power sector, characterized by different evolutions of demand and supply;

3) implementation of a framework to facilitate harmonisation of pan-European approaches to electricity infrastructure evolution and to evaluate the overall benefi ts of transmission expansion investments.The expected output of the project is fourfold:

Implementation of the framework to assess the benefi ts provided by transmission ●infrastructure development to the pan-European power system. Preparation of a roadmap for the incorporation of new transmission technologies in ●the networks. Analysis of impacts of different scenarios on future electricity exchanges among ●European countries. Testing/application of the framework for the cost-benefi t analysis of specifi c ●transmission projects.

The project is coordinated by CESI RICERCA SpA (Italy). The following partners participate: Commission of the European Communities - Directorate General Joint, Research Centre – JRC (the Netherlands), Observatoire Méditerranéen de l’Energie OME (France), Vienna University of Technology EEG (Austria), Technische Universiteit Delft TUDelft (The Netherlands), Technische Universität Dortmund TUDo (Germany), Politecnico di Torino PoliTO (Italy), TenneT TSO B.V. TenneT (The Netherlands), TECHNOFI S.A. (France), R&D Center for Power Engineering R-D Russian Federation (Russia), PRYSMIAN POWERLINK S.r.l. (Italy), Verbund-Austrian Power Grid AG VERBUNDAPG (Austria), KANLO CONSULTANTS SARL (France), Regional Energy Capacity Auction and Data Operator GmbH RIECADO (Austria), Technische Universität Dresden TUD (Germany), Univerza v Ljubljani UL (Slovenia), TERNA Rete Elettrica Nazionale SpA (Italy), Applied Systems Analyses, Technology and Research, Energy Models ASATREM (Italy), The University of Manchester UNIMAN (United Kingdom), RTE International (France).


50

5. CONCLUSION

Only an energy technology revolution in all the steps of the energy chain, from supply to end-use sectors, can assure the transition to a global sustainable energy system in the next few decades. Most probably also the Croat energy system will undergo a similar transition. The need for new and improved energy technologies, coupled with the expanding demand for energy services worldwide, offers great economic development opportunities. Cooperating with international organizations, joining foreign research institutes in EC research projects, working with large energy companies, Croat researchers can gain insight capabilities. This could enable the Croat authorities to prepare the country to the expected transitions to new energy systems and to capture a fraction of the markets for new technologies.

6. REFERENCES

[1] [EC-REACCESS, 2007] Risk of Energy Availability: Common Corridors for Europe Supply Security, at http://reaccess.epu.ntua.gr/

[2] [EC-REALISEGRID, 2008] REseArch, methodoLogIes and technologieS for the effective development of pan-European key GRID infrastructures to support the achievement of a reliable, competitive and sustainable electricity supply, an EC funded FP7 research project, 2008-2010.

[3] [EC-RES2020, 2006] Monitoring and Evaluating the Renewable Energy Supply Directives implementation in EU-27 and policy recommendations, at http://www.erec.org/projects/ongoing-projects/res2020.html

[4] [IEA, ETP 2008] Energy Technology Perspectives 2008 -- Scenarios and Strategies to 2050 - Released on 6 June 2008, 650 pages, ISBN 978-92-64-04142-4 (2008)

[5] [IEA, 2008] Energy in the Western Balkans, the path to reform and reconstruction, in cooperation with the United Nations Development Program, OECD/IEA 2008.

[6] [IEA, yearly] National Energy Balances of OECD and non OECD countries, to be purchased and downloaded from http://data.iea.org, and used with the Beyond 2020 interface.

[7] [IEA-ETSAP, 2008] “Global Energy Systems and Common Analyses”, Final Report of Annex X (2005-2008), 272 pages, June 2008

[8] [IPCC, AR4, WGIII, 2007] IPCC, 2007: Summary for Policymakers. In: Climate Change 2007: Mitigation. Contribution of Working Group III to the Fourth Assessment, Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change [B. Metz, O.R. Davidson, P.R. Bosch, R. Dave, L.A. Meyer (eds)], Cambridge, University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA.

[9] [USAID-IRG, 2008] Southeast Europe Regional Southeast Europe Regional, Energy Demand Energy Demand Planning: “Regional Energy Demand Planning and the Potential for Gas Substitution, The Energy Community Gas Distribution Conference; Zagreb, Croatia; 25 September 2008; downloaded on October 20 from www.e-control.at/portal/page/portal/ECRB_HOME/ECRB_DOCUMENTS/GAS2008/Wright_RESMD_GasDistribution_v06.pdf

CURRICULUM VITAE


51

Keywan Riahi is a Senior Research Scholar in both the Energy and the Transitions to New Technologies Programs at the International Institute for Applied Systems Analysis (IIASA); and holds a part-time position as Visiting Professor at the Graz University of Technology, Austria. Prof. Riahi is member of the Editorial Board of the Journal of Energy Economics, and serves on the Executive Committees of the Global Energy Assessment (GEA) and the Integrated Assessment Modeling Consortium (IAMC). He has served since 1998 as a Lead Author to various Assessment Reports of the Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC). His main research interests are the long-term patterns of technological change and economic development and, in particular, the evolution of the energy system.

Keywan Riahi

International Institute for Applied Systems Analysis (IIASA), AustriaGraz University of Technology, Austria


52

Keywan RiahiInternational Institute for Applied Systems Analysis (IIASA), AustriaGraz University of Technology, Austria

GLOBAL ENERGY TRANSITIONS AND THE CHALLENGE OF CLIMATE CHANGE

Abstract

Global emissions of greenhouse-gases have increased markedly as a result of human activities since pre-industrial times. This increase in emissions has lead to unequivocal global warming, which is evident from observations of increases in global average air and ocean temperatures, widespread melting of snow and ice, and rising global average sea level.

Reducing the risk of irreversible climate impacts requires thus the mitigation of global GHG emissions aiming at the long-term stabilization of atmospheric GHG concentrations. Achieving this goal translates into the need of reducing emissions to virtually zero over long time-frames. Yet international agreement on a long-term climate policy target remains a distant prospect, due to both scientifi c uncertainty and political disagreement on the appropriate balance between mitigation costs and reduced risks of dangerous impacts. At the same time, growing emissions of greenhouse gases continue to increase the amount of climate change we are committed to over the long term. Over the next few decades, these growing emissions may make some potentially desirable long term goals unattainable.

Recent analysis conducted at IIASA indicates the need of major energy transitions over the next few decades. For example, staying below the target suggested by the European Union of 2 C warming (with just a 50% likelihood) will require the massive deployment of zero-carbon energy by 2050, and a tippling of the contribution of zero-carbon energy globally to more than 60% by that time. Although there are large uncertainties with respect to the deployment of individual future technologies, there is strong evidence that no single mitigation measure alone would be suffi cient for achieving the stabilization of GHG concentrations at low levels. A wide portfolio of technologies across all GHG-intensive sectors is needed for cost-effective emissions reductions. The bulk of these emissions reductions would need to come from the energy sector, with the forest and agricultural sectors playing an important role for the cost-effectiveness. Energy-related measures range from energy conservation and effi ciency improvements to shifts away from carbon-intensive coal to cleaner fuels (such as natural gas, renewables, and nuclear), as well as “add-on” technologies such as carbon capture and storage. Other important measures include changes in agricultural practices to reduce CH4 and N2O emissions, and enhancement of terrestrial sink activities in the forest sector.

Reducing the risks of climate change signifi cantly, requires fundamental structural changes of the energy system in the long term, combined with accelerated technology diffusion and early investments over the next few decades. In addition, appropriate and effective investment incentives need to be in place for development, acquisition, transfer, and deployment of new technologies. Achieving a trend-reversal of presently declining trends of R&D expenditures in environmentally friendly energy technologies will thus be central for addressing the climate change challenge.


53

GLOBALNA ENERGETSKA TRANZICIJA I IZAZOVI KLIMATSKIH PROMJENA

Sažetak

Ljudskim aktivnostima izazvane globalne emisije stakleničkih plinova izrazito su povećane u odnosu na predindustrijsko razdoblje. Takvo povećanje emisija dovelo je do globalnog zatopljenja koje se očituje u povećanju prosječnih globalnih temperatura zraka i oceana, sve većem topljenju snijega i leda i povećanju prosječne globalne razine mora.

Stoga, ublažavanje rizika kojeg nose nepovratne promjene klime zahtijeva smanjivanje globalnih emisija stakleničkih plinova koje bi bilo usmjereno na dugoročnu stabilizaciju njihovih koncentracija u atmosferi. Postavljanje ovog cilja znači zapravo potrebu za smanjenjem emisija na doslovce nulte razine tijekom dugog vremenskog razdoblja. Međutim, međunarodni sporazum koji bi defi nirao ciljeve politike klime još je uvijek daleko, ili zbog znanstvenih neizvjesnosti ili zbog političkih neslaganja o pravoj ravnoteži između troškova smanjenja emisija i snižavanja rizika ugrožavajućih utjecaja. Istodobno, sve veće emisije stakleničkih plinova nastavljaju proizvoditi sve snažniji utjecaj na klimu s kojim se moramo suočiti u dugom vremenskom razdoblju. Tijekom nekoliko sljedećih desetljeća sve veće emisije bi mogle neke poželjne dugoročne ciljeve učiniti neostvarivim.

Nedavna analiza koju je načinio Međunarodni institut za analize primijenjenih sustava (IIASA) ukazuje na potrebu da se u narednih nekoliko desetljeća izvedu velike energetske tranzicije. Na primjer, ukoliko se želi zadržati emisije ispod ciljane razine što predlaže Europska unija (s 50% vjerojatnosti) potrebno je do 2050. godine uvesti u široku uporabu energiju bez ugljika, i postupno globalno povećanje udjela neugljične energije na preko 60 posto. Iako postoje velike neizvjesnosti u pogledu primjene pojedinačnih budućih tehnologija, postoje jaki dokazi da niti jedna pojedinačna mjera smanjenja emisija sama za sebe neće biti dovoljna za postizanje stabilnosti niskih koncentracija stakleničkih plinova. Potrebno je uvesti široku lepezu tehnologija u svim sektorima koji su veliki proizvođači stakleničkih plinova radi ekonomične redukcije emisija. Veliki dio ovih redukcija bit će potrebno izvesti u samom energetskom sektoru, kao i u sektorima šumarstva i poljoprivrede, gdje ekonomičnost smanjenja emisija mora biti važna. Raspon energetskih mjera ide od štednje energije i povećanja učinkovitosti do supstitucije ugljena čistijim gorivima (kao što su prirodni plin, obnovljivi izvori, i nuklearna energija), kao i uvođenja tehnologija hvatanja i skladištenja ugljika. Ostale važne mjere uključuju promjene poljoprivrednih tehnika radi smanjenja emisija CH4 i N2O i razvijanje aktivnosti na zemnom apsorbiranju ugljika u sektoru šumarstva.

Značajno ublažavanje opasnosti klimatskih promjena zahtjeva fundamentalne strukturne dugoročne promjene energetskog sustava uz istovremeno ubrzanje širenja tehnologija i pravovremenih ulaganja u nekoliko idućih desetljeća. Osim toga, potrebni su i odgovarajući poticaji ulaganjima radi razvijanja, stjecanja, prijenosa i primjene novih tehnologija. Stoga će preokret u sadašnjem trendu opadanja troškova za istraživanje i razvoj u ekološki zdrave energetske tehnologije biti važan čimbenik za suočavanje s izazovom klimatskih promjena.

CURRICULUM VITAE


55

Senior Economist at ADEME (French agency for environment and energy management), is is graduated (PHD) from the Grenoble university in energy economics. He is expert for more than 20 years on energy demand analysis, long term forecasting and energy effi ciency policy evaluation. He is the general secretary of the WEC service on energy effi ciency policy evaluation. He coordinates for more than a decade the ODYSSEE-MURE project for DGTREN on energy effi ciency monitoring. He is French delegate in many WGs including AIE, UNFCCC negotiation, EEA and member of the ECEEE board; He was consultant for many institutions including UN, WB and IEPF. He is lecturer in several universities in Paris, Corsica, Marseille and EPFL in Lausanne. He is the co-authors of 3 books and has written many articles in specialised reviews.

Didier Bosseboeuf

ADEMEE-mail:[email protected]: www.ademe.fr


56

Didier BosseboeufADEME

ENERGY EFFICIENCY POLICIES: A WORLD WILD PANORAMA

Abstract

The World Energy Council (WEC) with the technical support of ADEME (the French agency for environment and energy management) carries out every 3 years a report on the review of the energy effi ciency policies implemented around the world. To provide a diagnosis of the situation, three complementary topics are analysed. Firstly, a monitoring of the recent trend of energy effi ciency trends over the period 1980-2006 is performed with more than 20 energy effi ciency indicators at sectoral and end uses levels by regions and main countries. Results show that at world level, the primary energy intensities has decreased by 1.6% per annum since 1990 with an acceleration in the recent past due to energy prices increase. Secondly, through a questionnaire sent to all the national WEC committees, a survey has been conducted on the energy effi ciency policy implemented. Based on a sample of more than 70 countries, of which half are non OECD countries, a synthesis has been carried out showing convergence, but also divergences in the policy mix according to national circumstances across countries. Finally, 5 selected study cases about in-depth evaluation of the impacts of specifi c policies have been conducted by international experts. This in-depth analysis based on several good practices provides relevant inputs for decisions makers. Recommendations and conclusions on policies implementations are drawn. This WEC project is a unique forum of exchange of information among countries. All documents are gathered in data bases available in www.worldenergy.org.

POLITIKE ENERGETSKE UČINKOVITOSTI: GLOBALNI PREGLED

Sažetak

Svjetsko vijeće za energiju (WEC) uz tehničku potporu ADEME (francuske agencije za okoliš i upravljanje energijom) svake tri godine donosi izvještaj o politikama energetske učinkovitosti koje se primjenjuju u svijetu. U njemu se obrađuju tri komplementarne teme s ciljem da se načini pregled stanja u ovom području. Prva tema je praćenje najnovijih trendova energetske učinkovitosti kao i trendova u razdoblju između1980. - 2006. Praćenje je izvršeno na više od 20 pokazatelja energetske učinkovitosti na razini sektora i krajnjih korisnika po regijama i najvećim zemljama. Rezultati pokazuju da je na globalnoj razini, primarna energetska intenzivnost smanjivana po stopi od 1,6 posto godišnje od 1990. godine, a u nedavnom razdoblju s ubrzanjem zbog rasta cijena energije. Druga tema odnosi se na istraživanje provedeno putem upitnika odaslanog svim nacionalnim odborima WEC-a o provođenju mjera energetske učinkovitosti. Istraživanje je provedeno na uzorku od 70 zemalja, od kojih polovica nisu članice OECD-a i na temelju kojeg je načinjena sinteza koja pokazuje konvergenciju, ali i neke različitosti u pogledu sadržaja ovih politika koje ovise o specifi čnim okolnostima pojedinih zemalja. Konačno, međunarodni stručnjaci


57

izradili su i pet odabranih studija slučaja o dubinskoj evaluaciji rezultata konkretnih politika. Ova sveobuhvatna analiza o nekoliko slučajeva dobre prakse daje donositeljima odluka korisne uvide i informacije. Donijete su i preporuke i zaključci o provedbi mjera. Ovaj projekt WEC-a je jedinstveni forum za razmjenu informacija između zemalja. Svi dokumenti skupljeni su u bazu podataka koje je dostupna na stranici www.worldenergy.org.

CURRICULUM VITAE


59

Josip Sečen, diplomirani inženjer naftnog rudarstva, doktor tehničkih znanosti iz područja rudarstva, redoviti profesor u trajnom zvanju na Rudarsko-geološko-naftnom fakultetu Sveučilišta u Zagrebu, rođen je 20. rujna 1939. godine u Opatiji, Zagreb.

Od 1996. do 2004. godine radio je u INA-Naftaplinu, gdje je razvijao metode projektiranja razrade naftnih, plinskih i plinsko-kondenzatnih ležišta, bavio se analizom gubitka tlaka u proizvodnim bušotinama i površinskim sapnicama eruptivnih bušotina, projektiranjem i interpretacijom hidrodinamičkih mjerenja bušotina i energetikom. Obnašao je razne rukovodne dužnosti do predsjednika Poslovnog odbora INA-Naftaplina, direktora Sektora za pridobivanje nafte i plina i Sektora za istraživanje i razvoj.

Od 1970. godine usporedno radi i na Rudarsko-geološko-naftnom fakultetu, gdje je 1982. godine doktorirao, a od 1989. je redoviti profesor. Redoviti je član Akademije tehničkih znanosti Hrvatske, član suradnik Hrvatske akademije znanosti i umjetnosti i osam raznih stručnih i znanstvenih udruga. Pročelnik je Sekcije za Naftno rudarstvo Znanstvenog vijeća za naftu HAZU. Glavni je i odgovorni urednik časopisa Nafta.

Objavio je preko 70 znanstvenih i stručnih radova i četiri knjige: Pridobivanje nafte eruptivnim načinom (1977.), Istiskivanje nafte tekućinama podatljivim miješanju (1987.), Razrada ležišta ugljikovodika (2002.) i Metode povećanja iscrpka nafte (2006).

Josip Sečen

Rudarsko-geološko-naftni fakultet Sveučilišta u ZagrebuZagreb, Hrvatska


60

Prof.dr.sc.Josip SečenRudarsko-geološko-naftni fakultet Sveučilišta u ZagrebuZagreb, Hrvatska

NAFTA I PLIN – ENERGENTI 21-og STOLJEĆA?

Sažetak

U 150 godišnjem razvoju naftne industrije javljali su se mnogi prognostičari koji su najavljivali drastično smanjenje svjetskih zaliha nafte. Tako su u US Geological Survey 1950. godine procijenili konačne svjetske pridobive zalihe konvencionalne nafte na 150 milijardi m3 (1 bilijun bbl), da bi se 68 godina kasnije te zalihe ne smanjile, već su i nešto veće – 197 milijardi m3 ili 1,238 bilijuna bbl. U posljednje vrijeme je razvijena teorija o dosizanju pridobivenosti polovine dokazanih zaliha i maksimalnoj proizvodnji nafte, tzv. Hubertov maksimum, nakon čega bi se one morale početi smanjivati.

Unatoč nepovoljnim prognozama, dokazane zalihe nafte i prirodnog plina se neprekidno povećavaju, a maksimalna proizvodnja novih količina nafte pomaknuta je u neko buduće vrijeme. Većina tih prognostičara previđa potencijalni doprinos dokazanih zaliha primjenom novih tehnologija i metodom povećanja iscrpka nafte na otkrivenim ležištima i zalihama ogromnih resursa nekonvencionalnih ugljikovodika: teške nafte i nafte u škriljavcima te plina u ugljenim naslagama, slabo propusnim pješčenjacima i ležištima hidrata.

OIL AND GAS – ENERGY SOURCES FOR 21ST CENTURY?

Abstract

During the 150-year long history of the oil industry, many forecasters have been predicting a drastic decline in the world’s oil reserves. In 1950 the US Geological Survey estimated ultimately recoverable world’s conventional oil reserves at 150 billion m3 (1 trillion bbl), and 68 years later these reserves are not smaller, but even somewhat bigger –197 billion m3or 1.238 trillion bbl. A theory has been developed lately on achievement of recoverability of one half of the proved reserves and peak of oil production, the so called Hubert’s peak, with subsequent decline afterwards.

In spite of unfavourable prediction, the proved reserves of oil and natural gas are continuously increasing and the peak of oil production has been moved to some future period. Most of these forecasters predict a potential increase of the proved reserves, application of new technology and enhanced oil recovery methods on the already discovered reservoirs and increase of reserves through contribution of huge sources of unconventional hydrocarbons: heavy oil and oil in shale, as well as gas in coal beds, tight sands and gas hydrates.


61

1. UVOD

Kroz 150 godišnje doba nafte, uz optimiste koji su zagovarali nova istraživanja, bilo je i onih koji su najavljivali drastično smanjenje svjetskih zaliha nafte. Prema proročanstvu iz 1939. godine dokazane zalihe nafte u SAD-u trebale su trajati samo 13 godina, a 1949. godine je, također u SAD [8], na vidiku također bio brzi nestanak nafte u US Geological Survey su 1950. godine procijenili svjetske pridobive zalihe konvencionalne nafte na 159 milijardi m3 (1 bilijun bbl), da bi se 68 godina kasnije te zalihe ne smanjile, već su i nešto veće – 197 milijardi m3 ili 1,238 bilijuna bbl.16 U posljednje vrijeme je razvijena teorija, napisani brojni članci i knjige o dosegnutosti pridobivenosti polovice dokazanih zaliha i maksimalne proizvodnje nafte, nakon čega bi se ona morala početi smanjivati.

Dok se dokazane zalihe neprekidno povećavaju umjesto da nestaju, a maksimalna proizvodnja je pomaknuta u neko buduće vrijeme, i dalje se pokušava dokazati da čovječanstvo ostaje bez nafte do koje se dolazi na jednostavan i jeftin način. Nafta i prirodni plin izgledaju za laike Bogom dani nakon što su otkriveni i proizvedeni na razrađenim ležištima. Međutim, stručnjaci uključeni u procese istraživanja i proizvodnje nafte svjesni su da se nikada u 150 godišnjem razdoblju nije lako dolazilo do nafte. Naftna je industrija morala, a mora i dalje neprekidno razvijati tehnologije i tehnike kako doći do nafte i plina u sve složenijim geografskim i geološkim uvjetima. Većina pesimista previđa potencijalni doprinos dokazanim zalihama nafte koje će se dobiti primjenom novih tehnologija i metoda povećanja njezina iscrpka na postojećim poljima i zaliha ogromnih resursa teške nafte i nafte u škriljavcima.

Prema prikazanoj strukturi potrošnje primarne energije u svijetu u 2007. godini: [16]

2006./2007.

nafta 3 952,8 x 106 tona ili 35,6% 1.1%

prirodni plin 2 637,7 x 106 toe 23,8% 3,1%

ugljen 3 177,5 x 106 toe 28,6% 4,5%

nuklearna energija 622,0 x 106 toe 5,6% - 2,0%

hidroenergija 709,2 x 106 toe 6,4% 1,7%

ukupno 11 099,2 x 106 toe 100,0%

Naftom i prirodnim plinom se zadovoljava 59,4 posto svjetskih energetskih potreba. Promatra li se struktura potrošnje samo ugljikovodika, udjel nafte je 60,0 posto, a plina 40 posto.

Postavlja se opravdano pitanje hoće li se približno takvi odnosi zadržati i u 21. stoljeću, a ako ne, čime bi se mogla zamijeniti tolika količina nafte.

Također smo svjedoci činjenice da je završilo doba jeftine nafte, ali i da velesile prestrojavaju svoje interese prema bogatstvu njezinih nalazišta.


62

2. ZALIHE KONVENCIONALNIH UGLJIKOVODIKA

2.1. Nafta

Zalihe konvencionalne nafte grubo se dijele na dokazane i potencijalne. Potencijalne zalihe se dijele na

otkrivene nedokazane: zaobiđena nafta u slabije propusnim dijelovima otkrivenih ●ležišta, količina koja se može dobiti primjenom metoda povećanja iscrpka i neotkrivene ali naslućene količine u dubokim i jako dubokim podmorjima, dubokim i ●strukturno složenim ležištima te manjim zamkama u poznatim istražnim bazenima.

Količine dokazanih zaliha i proizvodnje sirove nafte u 2007. godini dane su u tablici 1.

Tablica 1. Dokazane zalihe i proizvodnja sirove nafte u 2007. godini po svjetskim regijama [16]

Zalihe Proizvodnja Regije

106 m3 109 bbl % 106 m3/g 109 bbl/g %

R/P

Sjeverna Amerika

Sr. i Južna Amerika

Europa

Srednji Istok

Afrika

Oceanija

11 018

17 679

22 862

120 083

18 681

6 487

69,3

111,2

143,7

755,3

117,5

40,8

5,6

9,0

11,6

61,0

9,5

3,3

793,0

384,9

1 035,0

1 461,0

598,8

458,8

5,0

2,4

6,5

9,2

3,8

2,9

16,5

8,5

22,0

30,8

12,5

9,7

13,9

45,9

22,1

82,2

31,2

14,2

Ukupno 196 828 1 237,9 100,0 4 731,5 29,8 100,0 41,6

Najbogatije područje sa sirovom naftom je Srednji Istok, u kome se nalazi 61,0 posto od dokazanih svjetskih zaliha. Nešto više od desetine svjetskih zaliha nalazi se u Europi, u čije područje je uključena Rusija i ostatak bivšeg Sovjetskog Saveza. I proizvodnja je tamo najveća - 30,8 posto od ukupne svjetske proizvodnje. Međutim, uočljiva je intenzivna proizvodnja nafte u Sjevernoj Americi i Europi, prema kojoj bi se preostale zalihe istim tempom mogle iskorištavati 13,9 odnosno, 22,1 godinu. Za Srednji Istok je to vrijeme jednako 82,2 godine, a za cijeli svijet 41,6 godina.

U tablici 2. je dan pregled otkrivenih zaliha i proizvodnje sirove nafte u većim zemljama-proizvođačima u Europi. Naravno, najveće zalihe nalaze se u Rusiji s udjelom od 55,2 posto u zalihama cijele Europe. Međutim, i tempo iskorištavanja je brz - 55,9 posto od europske proizvodnje s kratkim trajanjem od 22 godine. Iz prikazanog je uočljiva ograničenost zaliha nafte u Norveškoj i Velikoj Britaniji.

U tablici 3. dan je prikaz ukupno proizvedene količine nafte te preostalih dokazanih i potencijalnih zaliha nafte.


63

Tablica 2. Pridobive zalihe i proizvodnja sirove nafte u europskim državama [16]

Zalihe Proizvodnja Država

109 m3 109 bbl % 106 m3/g 106 bbl/g %

R/P

Rusija

Kazahstan

Norveška

Azerbejdžan

Vel. Britanija

Danska

Italija

Turkmenistan

Uzbekistan

Rumunjska

Ostali

12,6

6,3

1,3

1,1

0,6

0,2

0,13

0,10

0,10

0,08

0,33

79,4

39,8

8,2

7,0

3,6

1,1

0,8

0,6

0,6

0,5

2,1

55,2

27,7

5,7

4,9

2,5

0,8

0,6

0,4

0,4

0,3

1,5

579,0

86,5

148,3

50,4

94,9

18,1

7,1

11,5

6,6

6,1

26,5

3 642

544

933

317

597

114

45

72

42

38

166

55,9

8,4

14,3

4,9

9,2

1,8

0,7

1,1

0,6

0,6

2,5

22

73

9

22

6

10

18

8

14

13

13

Ukupno 22,84 143,7 100,0 1 035,0 6 510 100,0 22

Tablica 3. Proizvedene i preostale dokazane i potencijalne zalihe sirove nafte [14,16,20]

Količine Status zaliha

109 m3 109 bbl %

Proizvedeno

Dokazane

OPEC

Ostatak svijeta

Potencijalne

Otkrivene nedokazane

OPEC

Ostatak svijeta

EOR

Neotkrivene

OPEC

Arktik

Duboka podmorja

Ostatak

163,7

196,8

148,6

48,2

241,1

63,6

23,8

39,8

50,3

127,2

39,8

31,8

19,1

36,6

1 029,6

1 237,8

934,7

303,2

1 516,6

400,0

149,7

250,3

316,4

800,0

250,0

200,0

120,0

230,0

27,2

32,7

40,1

10,6

8,4

21,1

Ukupno 601,6 3 784,0 100,0


64

Prema različitim izvorima podataka do kraja 2007. godine je ukupno proizvedeno 163,7 milijardi m3 nafte, dok se procjene preostalih dokazanih zaliha nešto razlikuju. Tako ih OGJ17,18 procjenjuje na 182,4 milijarde m3, a BP16 na 196,8 milijardi m3. Prema tome, do sada je proizvedeno 45,4 posto od ukupno dokazanih pridobivih zaliha konvencionalne nafte. Dodaju li se tome i potencijalne zalihe koje se sastoje od količina koje će se dobiti primjenom novih tehnologija i metoda povećanja iscrpka nafte na postojećim poljima i otkrivenih, ali nedokazanih zaliha te neotkrivenih, ali naslućenih količina koje su procijenjene na 241,1 milijardu m3 (1 516,6 milijardi bbl), do sada je proizvedeno 27,2 posto od ukupno pridobivih dokazanih i potencijalnih zaliha konvencionalne nafte. Prema tome je za proizvesti ostalo 2,7 puta više nafte od proizvedene količine.

Prema nekim analizama predviđa se dominacija konvencionalne nafte najmanje do 2030. godine.

Koje su podloge za takve procjene?

U otkrivenim ležištima nalaze se ogromne preostale količine nafte (prosječni iscrpak je svega 27,2 posto) koje se moraju prevesti u kategoriju pridobivih razvojem i intenzivnom uporabom metoda povećanja iscrpka nafte i poboljšanih metoda (tehnologija) iskorištavanja ležišta.

Primjenom konvencionalnih metoda iskorištavanja pogodnih naftnih ležišta te primjenom primarnih i sekundarnih metoda iskorištavanja postiže se u prosjeku iscrpak od 34 posto. Poznatim metodama iscrpak bi se mogao povećati na 48 posto, a generacijom budućih metoda trebalo bi se približiti iscrpku od 80 posto.

Na starim poljima se dodatne količine nafte mogu dobiti iz slabije propusnih dijelova ležišta, gdje se nalazi tzv. zaobiđena nafta, i oslobađanjem nafte zarobljene u pornom prostoru prirodnim silama. Za traženje zaobiđene nafte potrebni su seizmički premjeri preko postojećih bušotina te 4D seizmika i karotažna mjerenja u zacijevljenim bušotinama. I dalje će se unapređivati i intenzivnije primjenjivati već poznate tehnike i tehnologije mehaničkih i kemijskih obrada ležišnih stijena i izrada bočnih i horizontalnih kanala, višezonalno opremanje bušotina i izrada bušotina pod uvjetima podtlaka.

Za oslobađanje i istiskivanje nafte iz pornog prostora koriste se termičke i kemijske metode koje se sastoje od utiskivanja plinova, pare i izgaranja nafte i utiskivanja plinova pod kritičnim uvjetima te neke druge metode, kao što su mikroorganizmi i vibracije terena.

Za povećanje iscrpka nafte već se koristi i još više će se koristiti ugljični dioksid. Djelotvornost istiskivanja nafte mu je manja od zavodnjavanja, u prosjeku 8,4 posto, ali bi se njegovom primjenom trebalo dobiti dodatnih 50,3 milijarde m3 (316,4 milijarde bbl) dodatne nafte.

Predviđa se i rast proizvodnje pridobivih potencijalnih zaliha nafte koja se nalaze na područjima dubokih i jako dubokih dijelova podmorja, u preostalim neistraženim bazenima, dubokim strukturno složenim naslagama, u neotkrivenim zamkama u poznatim istražnim bazenima i na arktičkom području.

Prevođenje tih količina u kategoriju dokazanih pridobivih zaliha predstavlja veliki znanstveni, stručni i tehnički izazov, za čiju realizaciju će trebati unaprijediti postojeće i uvesti u praksu nove tehnologije i metode istraživanja i proizvodnje, bolje planiranje radova, izradu „pametnih“ bušotina na „pametnim“ poljima, odvajanje fl uida u kanalima bušotina i dr.


65

2.2. Prirodni plin

U tablici 4. je prikazano stanje dokazanih zaliha prirodnog plina.

Tablica 4. Dokazane zalihe i proizvodnja prirodnog plina u 2007. godini po svjetskim regijama [16]

Zalihe Proizvodnja Regije

1012 m3 1012 ft3 % 109 m3/g 1012 ft3/g %

R/P

Sjeverna Amerika

Sr. i Južna Amerika

Europa

Srednji Istok

Afrika

Oceanija

7,98

7,73

59,41

73,21

14,58

14,46

288,65

272,84

2 097,89

2 585,35

514,92

510,69

4,5

4,4

33,5

41,3

8,2

8,2

775,8

150,8

1 075,7

355,8

190,4

391,5

27,5

5,3

38,1

12,6

6,7

13,9

26,6

5,1

36,5

12,1

6,5

13,3

10,3

51,2

55,2

205,8

76,6

36,9

Ukupno 177,36 6 263,34 100,0 2 940,0 104,1 100,0 60,3

I po zalihama prirodnog plina je najbogatiji Srednji Istok, a slijedi ga Europa. Međutim, kako je tamo godišnja proizvodnja jednaka trećini proizvodnje u Europi, trajanje tih zaliha je jako dugotrajno, 206 godina, dok je trajanje europskih zaliha 55 godina. Svjetske zalihe prirodnog plina bi uz postojeću dinamiku proizvodnje mogle potrajati 60,3 godine.

U tablici 5. je dan prikaz zaliha i proizvodnje prirodnog plina u europskim zemljama – proizvođačima.


66

Zalihe Proizvodnja Država

1012 m3 1012 ft3 % 109 m3/g 1012 ft3/g %

R/P

Rusija

Norveška

Turkmenistan

Kazahstan

Uzbekistan

Azerbejdžan

Nizozemska

Ukrajina

Rumunjska

Vel. Britanija

Njemačka

Danska

Poljska

Italija

Ostali

44,65

2,96

2,67

1,90

1,74

1,28

1,25

1,03

0,63

0,41

0,14

0,12

0,11

0,09

0,43

1 576,75

104,57

94,22

67,20

61,60

45,13

44,07

36,24

22,18

14,55

4,84

4,10

3,99

3,14

15,31

75,2

5,0

4,5

3,2

2,9

2,2

2,1

1,7

1,1

0,69

0,23

0,20

0,19

0,15

0,73

607,4

89,7

67,4

27,3

11,0

10,3

64,5

19,0

11,6

72,4

14,3

9,2

4,3

8,9

11,0

21,49

3,17

2,38

0,97

0,39

0,36

2,28

0,67

0,41

2,56

0,51

0,33

0,39

0,15

0,39

56,5

8,3

6,3

2,5

1,0

1,0

6,0

1,8

1,1

6,7

1,3

0,86

0,40

0,83

1,00

73,5

33,0

39,6

69,6

158,2

124,3

19,4

54,8

54,3

5,7

9,8

13,0

25,6

10,1

39,1

Ukupno 59,41 2 097,89 100,00 1 075,7 38,06 100,00 55,2

Tablica 5. Pridobive zalihe i proizvodnja prirodnog plina u Europi [16]

Prema prikazanom je uočljivo bogatstvo Rusije s prirodnim plinom. Ona posjeduje 75 posto europskih zaliha odnosno, 25 posto svjetskih zaliha. I njihova trajnost je velika – 73,5 godina. Od zapadnoeuropskih zemalja jedino je Norveška značajnija i po zalihama i po njihovu trajanju.

Uz dokazane zalihe postoje i velike količine potencijalnih zaliha prirodnog plina. U tablici 6. je prikazano stanje zaliha prirodnog plina: proizvedena količina i preostale dokazane i potencijalne zalihe.


67

Tablica 6. Proizvedene i preostale dokazane i potencijalne zalihe prirodnog plina [14,16,20]

Količine Status zaliha

1012 m3 1012 ft3 %

Proizvedeno

Dokazane

Bivši Sov. Savez

Sr. Istok + Sjev. Afrika

Ostatak svijeta

Potencijalne

Otkrivene nedokazane

Bivši Sov. Savez


Ostatak svijeta

Neotkrivene

Bivši Sov. Savez


Ostatak svijeta

85,3

177,4

53,5

86,6

37,3

229,5

88,2

26,4

35,4

26,4

141,3

44,1

35,3

61,9

3 018,2

6 276,9

1 893,0

3 064,2

1 319,8

8 120,4

3 120,8

934,1

1 252,6

934,1

4 999,6

1 560,4

1 249,0

2 190,2

17,3

36,1

46,6

17,9

28,7

Ukupno 492,2 17 415,5 100,0

Prema prikazanome je proizvedeno 32,5 posto od dokazanih i 17,3 posto od dokazanih i potencijalnih zaliha. Za proizvesti je ostala dvostruko veća količina preostalih dokazanih zaliha ili 4,8 puta veća količina preostalih dokazanih i potencijalnih zaliha u odnosu na proizvedenu količinu. Uočljiva je rasprostranjenost potencijalnih zaliha na prostoru bivšeg Sovjetskog Saveza, Srednjeg Istoka i Sjeverne Afrike.

3. ZALIHE NEKONVENCIONALNIH UGLJIKOVODIKA

Uz konvencionalne ugljikovodike, sve se više istražuju nalazišta i načini proizvodnje nekonvencionalnih ugljikovodika. Za dovođenje većeg dijela ugljikovodika na tržište trebat će nastaviti s tehničkim i tehnološkim unapređenjima uz znatan fi nancijski rizik. Ta nastojanja će najvjerojatnije rezultirati s velikom nagradom.

3.1. Nafta

Zalihe nekonvencionalne nafte procjenjuju se prema različitim izvorima između 477 i 684 milijardi m3 (3,0 i 4,3 bilijuna bbl) [13,17,18, 21]. Do sada je proizvedeno između 1,1 i 1,6 milijardi m3 (6,9 i 10,1 milijardi bbl).

U International Energy Agency (IEA)21 su procijenili zalihe nekonvencionalne nafte na 1,1 bilijun m3 (7,0 bilijuna bbl), uključujući tešku naftu, bitumen, naftne pijeske i naftu u


68

škriljavcima.Tehnički pridobive količine variraju između 159,0 i 477,0 milijardi m3 (1,0 i 3,0 bilijuna bbl). Ako se uzme srednja količina kao najizglednija, dobiva se 318,0 milijardi m3 (2,0 bilijuna bbl), što je dvostruko više od ukupno proizvedene količine nafte i skoro nejednako preostalim dokazanim zalihama nafte. Ako im se doda količina potencijalnih zaliha, dobiva se količina od 756,0 milijardi m3 (4,8 bilijuna bbl) koja je 4,6 puta veća od proizvedene količine.

U IEA predviđaju znatan porast proizvodnje teške nafte i bitumena, naročito iz kanadskih naftnih pijesaka. Resursi teške nafte u Kanadi procijenjeni su na 398 milijardi m3 (2,5 bilijuna bbl), a u Venezueli na 239 milijardi m3 (1,5 bilijuna bbl).

Tijekom posljednjih 20 godina troškovi proizvodnje i prerade su znatno smanjeni, čineći proizvodnju iz naftnih pijesaka ekonomičnom pri cijeni nafte od US$ 20/bbl.

Nafta u škriljavcima pojavljuje se u 24 zemlje svijeta, a količina joj je procijenjena na 413 milijarde m3 (2,6 bilijuna bbl).

U IEA21 su izvršili procjenu pridobivih zaliha nafte u škriljavcima, koja je dana u tablici 7.

Tablica 7. Procijenjene zalihe nafte u škriljavcima

Zemlja 109 m3 109 bbl %

SAD

Brazil

Rusija

Kongo

Australija

Kanada

Europa

Kina

Ostatak svijeta

98,6

47,7

6,4

6,4

2,4

2,4

2,4

1,6

0,8

620

300

40

40

15

15

15

10

5

58,5

28,3

3,8

3,8

1,4

1,4

1,4

0,9

0,5

Ukupno 168,7 1 060 100,0

Dok se proizvodnja nafte iz kanadskih naftnih pijesaka naglo povećava, isto kao i proizvodnja teške nafte primjenom novih tehnologija, dotle komercijalna proizvodnja nafte iz škriljavaca godinama zaostaje, jer je za nju potrebna veća količina energije u odnosu na proizvodnju iz drugih vrsta ležišta.

3.2. Prirodni plin

Ako se količini konvencionalnog plina dodaju i količine nekonvencionalnog u 21. stoljeću će na raspolaganju biti dovoljne količine za sve potrebe.


69

Pod nekonvencionalnim plinom se podrazumijeva plin u ugljenim naslagama, slabo propusnim pješčenjacima i ležištima hidrata.

Već su razvijene metode proizvodnje plina iz ugljenih naslaga i slabo propusnih pješčenjaka. U svjetskim ugljenim naslagama se nalazi pridobivih 28,3 bilijuna m3 (1 001,3 bilijuna ft3) plina, pri čemu se najveći dio nalazi u SAD koji raspolaže s 27,0 posto svjetskih zaliha ugljena.

Najveća količina nekonvencionalnog plina nalazi se u ležištima hidrata koja se nalaze u polarnoj zoni i rubnim dijelovima svjetskih oceana. Velike količine metana u hidratima otkrivene su i u Japanu te u Indiji, u području Bengalskog zaljeva.

Prema ranijim procjenama radilo se o količini od čak 3,4 x 1018 m3 (106 x 1018 ft3)20, dok su rezultati novijih procjena nešto skromniji, svega između 1 i 5 x 1015 m3 (35,4 i 176,9 x 1015 ft3)22, što je između 2 i 10 puta više od procijenjenih zaliha konvencionalnog plina. Te zalihe bi uz trenutnu proizvodnju mogle potrajati između 340 i 1 700 godina.

Međutim, ozbiljan problem je vezan uz njihovo iskorištavanje, rizike vezane uz njihovu nestabilnost. Promjenama tlaka i temperature, do kojih dolazi tijekom izrade bušotina, izaziva se njihova razgradnja uz razarajuće oslobađanje plina, što predstavlja opasnost za ljude i tehniku. Sada se njegova proizvodnja odvija jedino u Rusiji iz ležišta u kome se hidrati nalaze u kontaktu s ležištem konvencionalnog plina. Snižavanjem tlaka se ležište zasićeno plinom dopunjava s plinom iz ležišta hidrata.

Proizvodnja plina iz hidrata u nevezanim pijescima isprobana je u Kanadi podešavanjem u bušotini tlaka i temperature, nakon čega je ona davala 127 tisuća m3/d (4,5 milijuna ft3/d) plina.

Japan se priprema za iskorištavanje ležišta hidrata 2010. godine, a u SAD-u se planira početak iskorištavanja 2015. godine u arktičkom području, a 2025. godine u podmorju.

4. ZAKLJUČCI

1. Nafta i plin će i u 21. stoljeću biti glavni energenti koji će zadovoljavati preko 50 posto svjetskih energetskih potreba. Pri tome je naročito naglašena uloga plina. Ta tvrdnja ima sljedeća uporišta:

Raspoložive količine dokazanih i vjerojatnih zaliha nafte u ležištima koja se ●iskorištavaju te koje će postati dostupne primjenom novih tehnologija iskorištavanja ležišta (IOR postupaka) i metoda povećanja iscrpka nafte (EOR metoda) Uz dokazane zalihe nafte postoje i potencijalne zalihe (otkrivene nedokazane i ●neotkrivene), kojih prema tablici 3. ima znatno više od dokazanih Skoro jednake količine nekonvencionalne nafte u odnosu na proizvedene i preostale ●dokazane zalihe Skoro pet puta veće preostale dokazane i potencijalne zalihe prirodnog plina, ●koje mogu zadovoljiti potrebe svjetskog tržišta kroz dulje razdoblje 21. stoljeća, a dodatnim količinama potencijalnih zaliha se to razdoblje više nego udvostručuje. Dodaju li se tome količine nekonvencionalnog plina, posebice količine iz hidrata, plin će dobiti status glavnog energenta na prijelazu između 21. i 22. stoljeća


70

2. Povećana potrošnja će zahtijevati veću proizvodnju nafte i plina, što će izazvati daljnji razvoj metoda istraživanja trenutno nepristupačnih područja: Arktika, dubokih oceana i dubljih naslaga na kontinentalnim dijelovima Zemljine kore.

3. Sve istaknuto upućuje na činjenicu da će se opskrba naftom i prirodnim plinom moći zadovoljavati uz njihove više cijene.

4. Skuplja nafta i prirodni plin će se više cijeniti i potrošači će se morati usmjeravati na prilagođavanje restrukturiranom energetskom gospodarstvu. Tražiti će se zamjenska goriva i razvijati konkurencija na svjetskom energetskom tržištu.

5. LITERATURA

[1] Ginsburg, G.D. and all, Gas Hydrates of the South Caspian, International Geology Review, Vol. 34, 1992., 765-782.

[2] Kvelvolden,K.A., Gas Hydrates as a Potential Energy Resource – A Review of their Methane Content, D.G.(ed), The Future of Energy Gases, USGS Professional Paper 1570, 1993., 555-561.

[3] Barigov, E. And Lerche, i., Hydrates Represent Gas Source, Drilling Hazard, Oil and Gas Journal, December 1, 1977., 99-106.

[4] Sorassi, S., Dagli idrari di metano l´energia del XXI secolo?, CH4 ENERGIA METANO n.6. 1998., 11-16.

[5] Gruy, H.J., Natural Gas Hydrates and the Mystery of the Bermuda Triangle, Hart´s Petroleum Engineering International, March 1998.

[6] Collett, T.S. and Kuuskraa, V., Hydrates Contain Vast Storage of World Gas Resouces, Oil and Gas Journal, May 11, 1998., 90-96.

[7] Lowrie, A. and Max, M.D., The Extraordinary Promise and Challenge of gas Hydrates, World Oil, September 1999., 49-55.

[8] Kahn, H., Brown, W., Martel, L., Sljedećih 200 godina, Stvarnost, Zagreb, 1976., 122-132.

[9] Krason, J., Methane Hydrates Impetus for Research and Exploration, Offshore, March 1999., 76-80.

[10] Fischer, P.A., Gas hydrates Research Continues to Increase, World Oil, December 2000., 66-68.

[11] Forecast of Future Oil Output, http:/www.oilcrisis.com/midpoint.htm

[12] Unconventional Reserves – Reliable Asset Performance, Halliburton Bibliography Number HO 4564, November 2005.

[13] Leblond, D., IEA undresorces technology´s contribution to future oil supply, Oil and Gas Journal, Oct. 17, 2005, 18-20.

[14] Kovarik, B., The Oil Reserve Fallacy: Proven reserves are not a measure for future (Part III), www.radford.edn/cwkovarik/oil/3unconventional.htm


71

[15] BP Statistical Review of World Energy, June 2008, www.bp.com/statisticalreview2007

[16] Sandrea, i., Sandrea, R., Recovery factors leave vast target for EOR technologies, Oil and Gas Journal, Nov.5, 2007, 44-47.

[17] Sandrea, I., Sandrea, R., Recovery factors leave EOR plenty of room for growth, Oil and Gas Journal, nov.12, 2007, 39-42.

[18] Sečen, J., Hoće li svjetske zalihe nafte i plina biti dostatne za potrebe u 21. stoljeću?, Nafta 57 (5) 197 – 203 (2006).

[19] Sečen, J., Sečen-Đulabić, S., Hydrocarbons – energy source of the 21st century, Nafta 59 (6) 311-318 (2008).

[20] Sečen, J., Zelić, M., Hoće li metan iz hidrata biti energent budućnosti?, XIX. Međunarodni znanstveno-stručni susret stručnjaka za plin, Opatija, 5.-7. svibnja 2004. Zbornik radova, 2-13.

[21] Unconventional Oil, www.EPmag.com,July 2008.

CURRICULUM VITAE


73

Frano Barbir

Dr. Barbir is a professor at Faculty of Electrical Engineering, Mechanical Engineering and Naval Architecture, University of Split, Croatia. Until recently he was the Associate Director of UNIDO-International Centre for Hydrogen Energy Technologies in Istanbul, Turkey, where currently he serves as a senior consultant.Dr. Barbir is on of the world leading experts for hydrogen energy technologies, particularly for fuel cells. Since 1989. he has been actively involved in research and development of fuel cells, working in the U.S. in industry (Energy Partners, Proton Energy Systems) and in academia (University of Miami, University of Connecticut). He was the leader in many fuel cell related R&D projects for U.S. Department of Energy, U.S. Army, Ford Motor Company, 3M Company, etc.He is the author or a co-author of more than 150 publications on hydrogen and fuel cells in journals, books, encyclopedias, and proceedings, as well as a co-author at 7 U.S. patents on various aspects of fuel cell design and operation. He is the author of the book PEM Fuel Cells: Theory and Practice published by Elsevier/Academic Press in 2005. He is an associate editor of the International Journal of Hydrogen Energy, responsible for fuel cells related papers.He has been elected on the Board of Directors of the International Association of Hydrogen Energy, and he is the founder and the president of the Croatian Association for Hydrogen Energy.

Faculty of Electrical Engineering, Mechanical Engineering and Naval Architecture, University of Split, R. Boškovića bb, 21000 Split, CroatiaUNIDO-International Centre for Hydrogen Energy Technologies, Istanbul, [email protected]


74

Frano BarbirFakultet elektrotehnike strojarstva i brodogradnje, Sveučilište u Splitu

VIZIJA ULOGE VODIKA U OPSKRBI ENERGIJOM U BUDUĆNOSTI

Sažetak

Europa će u budućnosti biti u vrlo teškom položaju što se tiče opskrbe energijom jer većinu svojih potreba zadovoljava uvozom nafte i prirodnog plina. Osim toga, zbog problema zagađenja okoliša, globalnih klimatskih promjena, konačnih rezervi fosilnih goriva u Zemljinoj kori i geopolitičkih implikacija rasporeda tih rezervi, takav energetski sustav je neodrživ. Sve više raste svijest o neophodnim promjenama, ne samo u izvorima energije, nego i u energentima i tehnologijama za pretvorbu tih energenata u korisne oblike energije te u načinu korištenja energije. Prema sadašnjim saznanjima, jedini izvori energije koji zadovoljavaju uvjete održivosti su obnovljivi izvori energije su direktni i indirektni oblici Sunčevog zračenja. S obzirom da se obnovljivi izvori energije ne mogu koristiti direktno, u mnogim primjenama su potrebni energenti koji se mogu proizvesti iz njih i koji mogu zadovoljiti sve potrebe za energijom, uz zadovoljavanje uvjeta održivosti. Jedan takav energent je i električna energija koja se može koristiti u mnogim, ali ne i u svim primjenama. Za primjene gdje se električna energija ne može koristiti potreban je i drugi energent u obliku goriva koje se može skladištiti i koristiti, kao na primjer u transportu. Upravo je to uloga vodika u budućem energetskom sustavu - gorivo koje zadovoljava uvjete održivosti, može se proizvesti iz obnovljivih izvora energije i zajedno s električnom energijom može zadovoljiti sve energetske potrebe.

Iako se uloga vodika kao goriva u dalekoj budućnosti može relativno lako predvidjeti, problem je u tranziciji - kako prijeći sa sadašnjeg energetskog sustava na energetski sustav budućnosti. Naravno da se energetski sustav ne može promijeniti preko noći, ali pitanje je kako i gdje započeti i kojom dinamikom. Inzistiranje na kratkoročnim ekonomskim rezultatima favorizira “status quo,” pogotovo bez internalizacije svih eksternih prošlih, sadašnjih i budućih troškova. Iako bi masovno korištenje obnovljivih izvora energije (i energenata proizvedenih iz njih) moglo izazvati poremećaje u globalnoj ekonomiji, moguće je da bi ti poremećaji bili manji od onih koji bi nastali ako bi se nastavilo sa sadašnjim energetskim sustavom koji se temelji na fosilnim gorivima (uzevši u obzir ne samo stalan rast cijena nafte i plina kako se njihove globalne rezerve iscrpljuju nego i ekonomske posljedice globalnih klimatskih promjena koje prema nekim procjenama mogu poprimiti katastrofalne proporcije). Odluka o prijelazu na novi energetski sustav morat će se donijeti na svjetskoj razini, a i tranzicija će se morati koordinirati. Samo u jednoj takvoj dugoročnoj i globalnoj tranziciji vodik kao gorivo ima budućnost.

Planiranje energetske opskrbe do 2030. godine i poslije ne može se raditi samo ekstrapolacijom dosadašnjih energetskih potreba, tehnologija i trendova. Tranzicija ka nekom novom energetskom sustavu do 2030. već bi trebala biti u punom jeku. Zbog toga treba staviti naglasak na racionalno korištenje energije i na sve veće korištenje obnovljivih izvora energije. U pogledu mogućnosti korištenja obnovljivih izvora energije Hrvatska


75

ima bolje prirodne geoklimatske uvjete nego većina zemalja Europe. Teoretski, Hrvatska bi takvom orijentacijom mogla postati energetski neovisna, a vodik kao gorivo bi imao značajnu ulogu u tome. Proizvodnja vodika bi služila za ublažavanje utjecaja promjenjivosti intenziteta obnovljivih izvora energije na stabilnost elektroenergetskog sustava. Vodik bi se koristio kao gorivo za transport te za pokrivanje potreba za električnom energijom u razdobljima kad obnovljivi izvori nisu dostatni. U kojoj mjeri će se vodik koristiti do 2030. godine ovisit će o globalnim trendovima. Hrvatska bi zbog svoje veličine, geografskog položaja i klimatskih uvjeta mogla postati Europski i regionalni lider u korištenju novih energetskih tehnologija.

THE VISION OF THE ROLE OF HYDROGEN IN ENERGY SUPPLY IN THE FUTURE

Abstract

Europe is in a very diffi cult situation regarding the future of energy supply because it is highly dependent on import of oil and natural gas. In addition, because of environmental pollution, global climate changes, fi nite World reserves of fossil fuels and geo-political implications of distribution of those reserves, such an energy system is not sustainable. The need for inevitable changes in energy supply is becoming more and more obvious. This includes not only a change of the energy sources, but also in energy carriers and technologies for their conversion into useful forms of energy, as well as a change in the ways energy is used today. Based on present knowledge, the only energy sources that satisfy the sustainability requirements are the renewable energy sources - direct solar insolation and its consequences (wind, hydro, biomass). As the renewable energy sources cannot be utilized directly in most of applications there is a need for such energy carriers which can be produced from renewable energy sources and which can satisfy all the energy needs at the end use, again satisfying the sustainability requirements. Electricity is one of such energy carrier which may be used in most but not in all applications. There is a need for other energy carriers in the form of fuels which can be stored and used, for example, in the transportation sector. This is a role that hydrogen can fulfi ll in a future energy system - hydrogen satisfi es the conditions of sustainability, can be produced from renewable energy sources and together with electricity can satisfy all energy needs.

Although the role of hydrogen in a future energy system can be envisioned with some certainty, the problem is the transition, i.e. switching from the present energy system based on fossil fuels to the future energy system based on renewable energy sources. Of course, such transition cannot happen overnight, but the question is where and how to start and at which pace to proceed. Insistance on short term economic results favors “status-quo,” particularly without internalization of all external, past, present and future costs related to energy supply. Although a large scale use of renewable energy sources (and their energy carriers) may cause economic hardship, such disturbances could be of minor size compared to a havoc that continuous use of fi nite and polluting fossil fuels will most likely eventually bring. A decision to switch to a new energy system must be made on a global level, and so must be the monitoring and managing of the transition process. Only in such long-term global transition hydrogen as fuel has a future.


76

Planning of energy supply in 2030 and afterwards cannot be done solely on extrapolation from the past energy needs, technologies and trends. By 2030, transition to a new energy system should be in full swing. Because of that the emphasis of energy plans and strategies must be put on rational use of energy and on greater use of renewable energy sources. Croatia has more favorable natural geo-climatic conditions than most of Europe. Theoretically, with such strategy Croatia could become energy independent. In such strategy, hydrogen could have a signifi cant role. Hydrogen would be used as transportation fuel and for covering needs for electricity in the periods when the renewable energy sources are not suffi cient. At which extent hydrogen would be used depends agreat deal on the global trends. Croatia, because of its size, geographical position and climate could become European and regional leader in the application of new energy technologies.

CURRICULUM VITAE


77

Nenad J. Đajić (1941), emeritus Professor of the Faculty of Mining and Geology in Belgrade. He graduated from the Department of Thermal Engineering, Faculty of Mechanical Engineering in 1965; obtained his M.Sc. degree from the Faculty of Technology and Metallurgy in 1974 and Ph.D. degree from the Faculty of Mining and Geology in 1976, all belonging to the University of Belgrade. He is full member and Secretary General of Academy of the Engineering Sciences of Serbia, Chairman of the National Committee of Serbia the World Energy Council and Editor-in-Chief of the journal “Energy”. He is author or co-author of three university textbooks: “Heat Engines”, “The Machines and Equipment for Drilling and Oil Production” and “Energy Sources and Plants” and four monographs: “Energy for Sustainable World”, “The Distribution of Natural Gas“, “The Measurement and Regulation of Natural Gas” and “The Production and Utilization of Geothermal Energy”. He has published more than 450 papers (66 of them in the international journals and proceedings of international meetings), either as author or co author, reviewed 17 university books and monographs and more than 130 studies and projects related to energy management and thermal engineering. In his professional work has directed and/or participated in production of more than 190 studies and projects in the area of energetics and thermotechnics.

Nenad J. Đajić

WECSerbia

Dr. Miodrag Mesarović, secretary general of the Serbian WEC Member Committee, is special advisor to Energoprojekt Consulting Engineers Co. in Belgrade, Serbia. He graduated from the Electrical Engineering faculty, and took his doctors degree in engineering sciences from the Mechanical Engineering faculty of the University of Belgrade. His fi elds of activity are energy and environment with projects at home and in foreign countries. He published over two hundred professional and scientifi c papers, and was invited lecturer at several universities of the former Yugoslavia. Dr Mesarović was elected member of the Serbian Academy of Engineering Sciences and director of the Residential energy effi ciency program in the Serbian Ministry of Science and Technology.

Miodrag Mesarović


78

Nenad Đajić, Chair Miodrag Mesarović, SecretarySerbian WEC Member Committee

LONG TERM OUTLOOK OF ENERGY SECTOR IN SERBIA

Abstract

Major Serbian energy policy goals set up by the new Energy Law (2004) emerge from the purpose to establish qualitatively new working and development conditions inside the energy production and consumption sectors under the new circumstances in the country and in the region of South Eastern Europe. This is expected to give a new impetus to the economic development of the Republic of Serbia by increasing energy effi ciency, intensifying the use of renewable energy sources and reducing harmful emissions from energy production and consumption sectors, as well as to ease integration into regional and European energy markets. The above has also been defi ned by the “Strategy of Serbian Energy Sector Development by the Year 2015“ (adopted by the Serbian Parliament in 2005) and in more details by the “Programme of the Implementation of the Strategy by the Year 2012“ (adopted by the Serbian Government in 2007). Based on these strategic and other documents, which were drawn up with participation of the Serbian WEC MC as well, this paper presents a vision of the Serbian energy sector development during the period up to the year 2030.

DUGOROČNA VIZIJA SITUACIJE ENERGETSKOG SEKTORA U SRBIJI

Sažetak

Osnovni ciljevi energetske politike prikazani u Zakonu o energetici Republike Srbije (2004.), proizašli su iz namjere da se, u novim okolnostima u zemlji i okruženju, uspostave novi uvjeti rada, poslovanja i razvoja proizvodnih sektora i sektora potrošnje. To će dati novi poticaj ekonomskom razvoju Republike Srbije, povećanju energetske učinkovitosti, intenzivnijem korištenju obnovljivih izvora energije i smanjenju intenziteta štetnih emisija iz proizvodnih energetskih izvora i sektora potrošnje, kao i integraciji u regionalno i europsko energetsko tržište. To je i defi nirano usvojenom „Strategijom dugoročnog razvoja energetike Srbije do 2015. godine“ (2005.) i „Programom ostvarenja Strategije do 2012. godine“ (2007.) gdje su navedeni osnovni strateški ciljevi, koji će biti na snazi do 2030. godine. Na temelju tih strateških i drugih dokumenata, u čijoj su izradi sudjelovali i članovi Srpskog komiteta WEC-a, u radu je dana vizija dugoročnog razvoja energetike Srbije za razdoblje do 2030. godine.


79

1. INTRODUCTION

Energy sector is one of the largest sectors of Serbia’s economy comprising: power system; coal production; district heating system; oil, oil products and gas, production and import. It accounts for more than 10% of GDP. The current energy sector policy follows a framework for the long-term development of the overall energy sector based on the new Serbian Energy Law and Energy Sector Development Strategy in Serbia by the year 2015. This sector is undergoing a transition from the vertically integrated monopoly to the market based operation, as already seen in the Central and Eastern European Countries with the generic energy-economic problems. However, there are many differences originating from Serbia’s specifi c issues, both political and economic ones. The Serbian energy system is still characterised by a reduced operational availability and low effi ciency of the existing infrastructure including generation, transmission/transportation and distribution of energy carriers. On the other side, a relatively high dependency on energy imports continues to increase.

In order to overcome the institutional, technical, structural and economic diffi culties in the Serbian energy system and to implement an effi cient and sustainable reform, the objectives to be addressed by the relevant ministries and other state bodies, include a rehabilitation, modernisation and up-grading of the existing energy infrastructure (power, district heat, oil and gas) in order to adjust supply to a well-managed energy demand. Energy sector reforms are continuing through restructuring and unbundling the state-owned, vertically integrated companies in order to establish fi nancially sustainable energy service companies. Measures to substitute environmentally inadequate energy carriers need to be fi nancially supported and reinforced by municipalities (by attracting new consumers to district heating and natural gas for space heating purposes in the residential and public/commercial service sectors). Also, energy sector is being adapted in order to favour the future integration of Serbia into the European Union through the liberalization of the energy markets (electricity, natural gas, oil products and district heat) and opening them to the national, regional and international competition, in parallel to corporatization and commercialisation of the state owned energy supply enterprises by opening them to private sector participation.

Fossil energy resources in Serbia include lignite, oil and natural gas resources The volume and structure of energy reserves and resources of Serbia are unfavourable, because the reserves of quality energy products, such as oil and natural gas, are small and constitute less than 1% in the total balance reserves of Serbia, while the remaining 99% of energy reserves consist of various types of coal, predominantly (over 92%) of low-quality lignite. This particularly relates to the lignite extracted in open pit mines, which with the total extraction reserves of about 13,350 million tons represents the most important domestic energy resource of the Republic of Serbia. However, the largest part of the lignite reserves in the Republic of Serbia (over 76%) are located in the Province of Kosovo and Metohija, which is under the UNMIK administration in accordance with the UNSC Resolution 1244 from 1999 and presently without the possibility to be exploited by the power system of Serbia.

The most important renewable energy resource of Serbia is its hydropower potential (around 17000 GWh), about 10000 GWh of which has been used until today, fi gure 1. The greatest part of the remaining potential is in the Drina and the Morava Rivers watersheds. The total remaining technically usable hydro power potential in Serbia including the Drina amounts to around 6,500 GWh per annum. Taking into account the estimate that around


80

1,700 GWh per annum can be used in small hydro power plants below 10 MW, we get an amount of 8,200 GWh per annum as total technically usable potential. In determination of the possibilities for utilization of the largest part of remaining technical hydropower potential, one should take into account the decisive effect of non-energy criteria related to multipurpose utilization of waters and the political agreements on sharing of the hydropower potential with the neighbouring countries. The potentials of other new and renewable energy sources are considerable, but their use is still not cost-effective in many fi elds of application.

Figure 1: Hydropower potential in Serbia

Serbia currently has a relatively high degree of self-suffi ciency, as about 60% of primary energy requirements are met by domestic sources. The situation varies widely for individual energy carriers. The lignite resources will last for more than a century, though the economy of exploitation will deteriorate. On the contrary, oil and natural gas resources are small, but have a strategic value in terms of security of supply, although their gradual exhaustion means that import dependency will increase. While the import rate for higher quality coal is around 5%, it is about 85 % for gas and about 80% for oil.

2. THE PRESENT STATUS OF THE ENERGY SECTOR IN SERBIA

Society and economy of Serbia are now in the processes of successful reforms after democratic changes in 2000. Prior to these changes, the Serbia’s economy has been subjected to the sanctions and economic blockade, under which the energy sector had to withstand the largest burden in he survival of the society. Because of shortage of imported fuels and the impacts of the international blockade the domestic energy production had to preserve a high level of production in order to provide energy for industry and households. During that period, technical performance of energy infrastructure considerably deteriorated, while the economic capability to secure energy supply, reliable and effi cient operation, and regular energy system maintenance, had been considerably reduced. To cope with the situation after the year 2000, the Republic of Serbia received signifi cant fi nancial and technical support from the international community, that was used for urgent rehabilitation and modernisation of vital systems/units of the energy production

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

GW

h

Used potential

Technically usablepotential of large rivers

Tehnically usablepotential of smallhydropower plants

Hydropower potential structure


81

infrastructure especially power facilities. With improved operation of plants, reliability, and measures for meeting the energy demand by energy supply capability and consequent price policy, energy companies are slowly becoming fi nancially sustainable, capable of making own investments in maintenance, and have radically reduced import of electricity.

In the meantime, the procedures for unbundling of the Serbian vertically integrated energy public enterprises are being implemented. The former Electric Power Industry of Serbia (fi gure 2) has been separated into two independent entities: one in charge of generation, distribution and trade of electricity (Elektroprivreda Srbije-EPS) and the other in charge of transmission of electricity and transmission system operation (Elektromreže Srbije- EMS). By the government decision dated 1 July 2005, EPS was founded as a public enterprise for production, distribution and trade of electricity, with a total installed capacity of 8,355 MW, of which 5,171 MW in lignite-fi red thermal power plants, 353 MW in gas and liquid fuel-fi red thermal and heat plants and 2,831 MW in hydro-power plants (run-of-the-river HPP 1,849 MW, storage HPP 368 MW, reversible HPP 614 MW).

Figure 2: Serbian Electric Power System

According to the new Serbian Energy Law (2004) the process of market liberalisation created conditions for founding the Transmission System Operator (TSO) and forming the EMS company as the transmission system and electricity market operator, in charge of the capacity allocation rights for using available cross-border transmission capacities on interconnection transmission lines, defi nes procedures for the allocation of monthly cross-


82

border transmission capacities, as well as available cross-border transmission capacities on a weekly basis.

With unbundling of the oil and gas sector in Serbia, the former Oil Industry of Serbia (NIS) was separated to three independent entities, one (public company “Srbijagas”) for natural gas transmission, storage, distribution and trade operations, one (public company “Transnafta”) for oil and oil-derivates transport operations, while the third is state owned joint stock company (NIS a.d. – “Naftna industrija Srbije’’ a.d.) for investigation, production, refi ning and distribution of oil. Company NIS-Naftagas, part of NIS a.d. was formed for exploration and production of crude oil, natural gas, ground water and geothermal energy. NIS a.d. operates two refi neries (Novi Sad, 2.5 mil. t capacity and Pancevo, 4.8 mill t capacity). ‘’Transnafta’’ operates the 420 km pipeline system for oil transport in Serbia. Natural gas system covered by „Srbijagas“ consists of 2,130 km of high pressure pipelines, about 650 km of pipelines with medium pressure, as well as over 2,000 km of low pressure distributive network. In gas network are also one international and 13 domestic import stations, one international and 410 output metering-regulation stations, as well as one compressor stations with 4,400 kW of nominal power. The underground gas storage (Banatski Dvor) with capacity of 300 mil. m3 in the fi rst phase is under completion. Joint stock company “Yugorosgas” a.d. (with 70% shares of “Gazprom” and 30% of “Srbijagas”) is responsible for development of natural gas network is south part of Serbia.

The result of the last 50 year exploration activities in Serbia is the discovery of 95 oil and gas fi elds and of 267 reservoirs. Oil production started in 1956 and gas production started in 1952. The maximum output in crude oil and natural gas was reached around the year 1980 (1.3 million tons of crude oil in 1982 and 1.14 billion cubic meters of gas in 1979). Serbia has always been a net importer of oil and gas, with imports rising as the domestic production is on decline (at present annual production of oil is about 700000 t and of gas about 300 106 m3). Moreover, the oil sector, i.e. the refi neries, suffered particularly heavy damage as a result of the 1999 bombing campaign. Some refi nery reconstruction has taken place, enabling about 70% of combined capacity to be brought back on line. Secondary refi ning remains a problem and the domestic consumption of petroleum products has shifted toward the lighter products, so that considerable new investments in the refi neries are required.

There is no reliable evidence about current utilization of renewables in Serbia. There are numerous measurements of the wind energy potential in northern and eastern regions, but as yet without power generation from this energy source, although some estimates show that it could supply around 2300 GWh per annum. The solar energy in Serbia is used for low temperature applications only, although some photovoltaic projects are also under development. There is no reliable statistical evidence of biomass use in Serbia, but the assumption is that the biomass (fuel wood) share in total primary energy production is below 10 % (non-commercial wood consumption in Serbia is between 0.46 to 0.54 Mtoe per annum). As mentioned before, the total technically usable hydro potential of small hydro power plants is about 1700 GWh, but not used yet. Geothermal energy is insuffi ciently used, mainly for balneology (spas), but rarely in agriculture and energy supply industry (for heating, drying, sanitary hot water supply and other low temperature applications).

The Serbian industrial sector is the main fi nal energy consumer, although to a lesser extent than in 1990 and than it might be the case in the future. An assessment of the future trends in fi nal energy demand in the industrial sector shows a growth as the national


83

economy recovers. According to the state-of-the-art in energy consumption, there are large potentials for improving energy effi ciency in the industrial sector, depending on the cost effectiveness of the corresponding measures. There are also measures which affect not only ancillary equipment, although this represents a major target, but also production technologies/processes, and are linked the modernisation/restructuring of industrial enterprises. The Serbian industry could also reduce primary energy by adopting new energy converting technologies.

Despite relatively mild climate, heating is an important economic, social, and political issue. The total fuel used for heat amounts to 36% of the total fi nal energy demand. In terms of useful energy, the share of heating in the total is considerably lower due to the high proportion of electricity in heating. Electric heating is by far the most common secondary heating system. The majority of households using secondary heating use either accumulators, mostly as the primary heating system, or direct heaters as the secondary heating system (the rest use mainly coal and wood. Other collective (centralised) heating systems are supplied by individual boilers or mini-networks. The amount of gas supplied to commercial and public consumers is quite small. Individual heating systems: in compliance with the structure of the building stock, the majority of dwellings are heated by individual systems. Approximately 50 % of dwellings use solid fuels for individual heating systems.

Electrical heating is the most common system used in commercial and public buildings. District heating in this consumer group constitutes only about 20% of the connected load. Gas consumption in this group is quite small and the local heating systems (heating oil, coal, and fuel wood) are assumed to cover the rest. Reducing the energy consumption in buildings is, at fi rst, a complex issue. As the “true” reduction of energy consumption in a technical sense, it also involves the substitution of electricity by natural gas and district heat, as well as the consideration of rebound effects: consumers who have experienced a drop in their living standard due to the electricity and gas prices increases, will strive to recover the previous standard.

Compared to the electricity consumed for heating purposes, the use of electricity for electrical and electronic appliances plays a minor role, but it is not negligible. Households use more than 50 % of the total electricity consumption in Serbia. It is assumed that roughly 30% of household electricity consumption is for lighting and domestic appliances. It is therefore required to initiate the labelling process and to accompany it with information campaigns for the public and training for retailers. A very important component is that retailers see the labelling as useful for their dealings with customers. Serbia will most likely replace a large portion of its electrical appliances in the next 10 - 15 years. It is thus a matter of priority to encourage people to buy the most effi cient appliances.

The transport sector in Serbia is the largest single consumer of liquid fuels, with very small portions covered by electricity and natural gas. The energy demand in the transport sector in Serbia has received the least attention. However, the share of this sector in fi nal energy consumption already exceeds 23%. The energy saving potentials for this sector are large given the fact that the stock of cars is old with an energy consumption at least 20 % higher than the EU average.

Despite all facts mentioned above, the gross domestic consumption of primary energy in Serbia is still below its levels of 1990, table 1. Solid fuels have the major share in gross inland consumption, while electricity has a share of about 30 % in fi nal consumption, ranking second behind oil with 34 %. Hydropower contributes about one third to electricity


84

generation, and the remainder originates from thermal power plants on the basis of lignite and considerably smaller amounts on liquid and/or gaseous fuels. The share of electricity from cogeneration in total electricity produced in Serbia is below 1% (and well below the European Union average that is expected to reach 18% in 2010). These fi gures alone show the dominant use of lignite in Serbia. Because it is being almost entirely converted to electricity, the result is a very low ratio of fi nal to primary energy of about 56% (for most countries in Europe this ratio is between 65 % and 72%). On the other hand, the lack of the oil and gas resources in Serbia makes it very dependent on their imports from abroad.

Table 1: Energy Balance of Serbia, million tons of oil equivalent (Mtoe)

Besides a relatively high import dependency and a low portion of the primary energy input converted to fi nal energy in Serbia, there are other unfavourable energy related situations not covered by this paper. The major are: a rather high energy consumption per unit of gross domestic product of Serbia’s economy, which makes it ranked low as regards the energy intensity, as well as a high environmental impacts over the entire energy chain, from the mining, transportation and use of fuel, through road traffi c, to local boiler plants in cities and furnaces in the households. These are assumed to be better managed in the future economy, energy and environmental policies in Serbia.

3. FUTURE ENERGY PROSPECTS

3.1. Short-Term Forecasts

The short-term energy strategy objectives of the Serbian energy system development include adjustment of the energy demand sectors with the capabilities of energy supply and in particular improvement of end-use energy effi ciency. The development of energy strategy is conditioned by the way energy is currently used and how energy demand could evolve in the foreseeable future. The current demand projections are limited to short to medium term (2010 - 2015), with some qualitative outlook to the third decade. A basic requirement for the energy demand is a new policy of rationale energy use adjusted to future economic activities, while for energy supply the continued rehabilitation and modernisation of the existing energy infrastructure back to design levels is required, with particular attention placed to the environmental protection issues. The focus is mainly on the electricity and heat supply sectors as well as on residential energy demand in terms of their mutual interdependency. However, the transport and the public/commercial service sectors are becoming increasingly important, as the energy effi cient future development of all energy consumption sectors is essential regarding the infl uence of energy import dependency on the economic sustainability of the Serbian society.

Year 1990 1994 1998 2002 2006 Primary energy production 9.601 8.561 8.764 7.843 9.047 Net energy imports 6.243 0.568 3.465 4.599 5.070 Gross inland consumption 15.844 9.129 12.229 12.442 14.117 Import dependency, % 39.4 6.2 28.3 37.0 38.0 Final energy demand 9.034 4.471 6.391 6.943 7.920 Efficiency of transformation, % 57.0 49.0 52.3 55.8 56.1


85

The choice of the short-term objectives and establishing of the long-term priority programs the development of the energy system is to some extent linked with the economic development of Serbia. There are still inadequate energy prices, that do not refl ect costs and thus limit investments in the new and in improvement of the existing energy sources. Price distortion results in a very high share of electricity in the fi nal energy consumption (around 30%), particularly in the household sector (more than 50% of the total consumption), and still low natural gas consumption (bellow 22%) in this sector. Energy demand projections in the Energy sector development strategy of Serbia by 2015 is presented in table 2 for two options, one with dynamic and another with slow economic growth rates.

Table 2: Projected fi nal energy consumption per sectors (Mtoe)

Dynamic economic growth option Slow economic growth option Sector 2009 2012 2015 2009 2012 2015 Industry 2.65 2.80 2.98 2.58 2.69 2.82 Transportation 2.13 2.30 2.49 1.97 2.08 2.20 Other sectors 3.86 4.20 4.53 3.65 3.90 4.14 Total 8.66 9.30 10.00 8.20 8.67 9.16

Regarding structure of energy fuels, dominance of the liquid fossil fuel is expected to remain, but with a decreasing share in total energy consumption (from more than 37% to less than 35% in 2015) and with distinctive growth of natural gas share (from 20% to 24%) and progressive decrease of electricity consumption (from 29.5% to 28%). Together with the long-lasting lack of energy during the economic isolation of Serbia, an inadequate gas economy development of gas supply network caused excessive electricity consumption in the residential sector. Structure of the energy sources in the fi nal energy consumption as per projected demand in the energy sector development strategy of Serbia by 2015 is presented in the table 3 for the two above mentioned options.

Table 3: Projected fi nal energy consumption per energy carriers (Mtoe)

Dynamic economic growth Slow economic growth Energy carrier 2009 2012 2015 2009 2012 2015 Solid fuels 1.04 1.11 1.17 0.99 1.04 1.09 Liquid fuels 3.05 3.24 3.44 2.92 3.05 3.17 Gaseous fuels 1.92 2.13 2.38 1.84 2.00 2.18 Electricity 2.48 2.64 2.81 2.39 2.52 2.65 Renewables 0.17 0.18 0.20 0.06 0.06 0.07 Total 8.66 9.30 10.0 8.20 8.67 9.16 Electricity (%) 28.6 28.4 28.1 29.1 29.0 28.9

Certain share of fi nal energy fuels (natural gas and some fuel oil derivates) is being used as row material in process industry and belongs to the so-called non-energy fi nal energy consumption. Considering this fact and generally accepted methodology for introduction of fi nal energy consumption, total/primary energy above these two elements includes also fi nal and energy loss in systems of its transport and distribution, consumption within energy sector itself (at oil, gas and coal exploitation, including also consumption of the systems/technologies for conversion of primary into secondary energy) and energy loss in energetic transformations (oil refi neries, coal drying works, thermal power plants, thermal and heating plants, city heating plants).


86

Pursuant to the existing structure of electric sources, the ascendancy of coal shall decrease up to about 50% in the year 2015, irrespective of operating the new thermal power plant in the meantime (750 MW). The share of liquid oil derivates is expected to decrease, from 28% to 25% in the year 2015, while the gas share is expected to increase from 14% to 18%. Pursuant to generally accepted criterion on energy effi ciency of the national system for conversion and transformation of primary energy into the secondary/fi nal energy, expected increase of natural gas share in fi nal consumption will affect the increasing effi ciency of the total energy system in Serbia, from 60% nowadays to 62% in the year 2009 and again in the year 2015, after the effect of increased coal consumption for the purpose of new thermo power plant being normalized.

3.2. Longer-term Outlook

Energy effi ciency is addressed as the most urgent problem of the Serbian energy system by setting up packages of measures for electricity substitution and fuel saving mainly in residential and industrial sectors because these two sectors represent the main energy and electricity consumers. However, the delay of larger investments in the new power plants, although allowing the existing ones to recover to a considerable extent, made such a decision very urgent in order to meet ever increasing demand for electricity. Recent developments do not give optimistic signs in respect to the present use of lignite deposits in the Province of Kosovo and Metohija, and the fi rst new power plants are therefore expected to be built in other coal basins, on the unused hydropower potential (fi gure 1) and on natural gas, with gradual introduction of wind and other renewable sources. Therefore, under the current circumstances (presence of the UNMIK administration in Kosovo and Metohija, existence of the law that forbids nuclear power plants in Serbia etc.), the projected energy mix in table 4, besides conventional coal fi red and hydro power plants, includes new combined cycle plants using natural gas to meet ever growing electricity demand. It is, however, reasonable to assume that in the longer term options such as nuclear power, lignite deposits in the Province of Kosovo and Metohija, renewables etc., will be open for electricity generation mix in Serbia.

Table 4: Long-term Forecast of Electricity Generation Mix in Serbia, %

Year 2006 2012 2018 2024 2030 Lignite fired thermal power plants 71.31 71.77 65.15 61.92 56.27 Hydro power plants 28.22 25.86 22.14 24.30 22.07 Gas fired combined cycle plants 0.47 2.14 11.82 11.23 18.42 Renewable energy sources 0.00 0.23 0.89 2.55 3.24

To meet the electricity demand in the near future the EPS is considering several projects of coal fi red thermal power plants, such as Kolubara B (2x350 MW), “Nikola Tesla” B3 (700 MW, next to the existing ones in the thermal power plant), Kostolac B3 (300 MW) and Kolubara A6 (200 MW with fl uidized bed boiler for burning low quality coal below 5,300 kJ/kg). Under consideration is also the existing natural gas-fi red combined heat and power plant Novi Sad for repowering by installing gas turbines. Also, construction of medium- and small-size hydro power plants represents a signifi cant potential, the most important being that on the Drina River, which is shared with the neighbouring Bosnia and Herzegovina.


87

Under closer consideration also are hydro power plants Ribarići located on the Ibar River (76 GWh per annum), Bistrica located in the vicinity of the existing HP Bistrica with common new storage plant of (60 GWh per annum), Vrutci located on the Đetina River upstream from Užice ( 31.8 MW). It is estimated that by upgrading and modernization of the existing hydro power plants, an increase in the installed capacity of 178 MW could be achieved, giving an additional annual production of 327.5 GWh

The expected average growth rate in the natural gas demand (net consumption) of about 6 %/year will make penetration of gas to the power generation sector as well. This expectation is based on the recent agreement with „Gazprom“ and planned construction of gas pipeline „South Stream“ through Serbia with a minimum capacity of 10 billion m3 per annum. Although this will further increase the Serbia’s import dependency on gas, the use of gas in Serbia, in an international comparison, is still rather low. On the other hand, to increase the security of supply, at least the transport routes should be diversifi ed, if not the supplier, by extending the gas transit from the current route through Hungary via second connection through Bulgaria. The introduction of gas would favour the future compliance of industrial customers with EU environment regulations in the case of Serbia’s accession.

The demand for oil derivates (energy related use) is expected to increase at a rate of about 1.5% per year, but more information from the transport sector is needed to confi rm the growth rate. This development is mostly driven by the increasing demand for traffi c when the economy starts to recover. The rehabilitation and modernisation of the existing refi neries under the recent agreement on privatization of NIS a.d., is desirable in order to increase asset value, effi ciency, capacity and product quality as well as to reduce environmental impacts. However, there is a strong pressure in Europe to reduce refi ning overcapacities, which are particularly high in the region compared to the EU average. Nevertheless, it might be suitable to maintain at least one of the existing refi ning capacities and to modernise it adequately in the context of inland oil production.

With the development of a liberalised energy market and distributed generation, renewables other than hydro are expected to get a considerable role to play in Serbia in a long run. This category includes biomass, hydropower potentials of small rivers (with facilities of up to 10 MW), geothermal energy, wind energy and solar radiation. The energy potential of these renewable energy sources in Serbia amounts to over 3 Mtoe per year (with the potential of small hydro power plants of about 0.4 Mtoe). About 80 % of that total potential is in the biomass utilisation, about 1.0 Mtoe of which consists of the wood biomass potential (woodcutting and wood waste produced in its primary and/or industrial processing), and more than 1.5 Mtoe consists of agricultural biomass (agricultural and farming cultivation residues, including also liquid manure). The energy potential of the existing geothermal springs in Serbia is nearly 0.2 Mtoe. It is evident from the fi gure 3 below that of the total renewable energy potential of Serbia of 4.89 Mtoe per annum, a half is in the form of Biomass. Of that only 18% (0,86 Mtoe) is currently used, almost all in large hydro power plants (over 10 MW of installed capacity). By ratifying the Agreement on Energy Community in the South-Eastern Europe, Serbia is obliged to follow EU Directive 2001/77/EC on electricity generation from renewable sources, as well as Directive 2003/30/EC on biofuels use in transportation sector, so that the use of the renewable energy sources will be signifi cantly increased.


88

Figure 3: Composition of the renewable energy resources in Serbia

4. CONCLUSIONS

A relatively high import dependency and a low portion of the primary energy input converted to the fi nal energy in Serbia, put the current energy issues on the top of the Government’s policy agenda. The major issues are a rather low energy effi ciency, leading to a high energy consumption per unit of gross domestic product, which makes Serbia ranked low as regards the energy intensity, and a high level of all sorts of environmental impacts over the energy chain. These issues require attention to be drawn on much better management in the economy, energy and environmental policies in Serbia.

The Serbian long-term energy policy goals set up by the new Energy Law emerge from the purpose to establish qualitatively new working and development conditions inside the energy production and consumption sectors under the new circumstances in the country and in the region of South Eastern Europe. This is expected to give a new impetus to the economic development of Serbia by increasing energy effi ciency, intensifying the use of renewable energy sources and reducing harmful emissions from energy production and consumption sectors, as well as to ease integration into regional and European energy markets.

5. REFERENCES

[1] Energy Law, Offi cial Gazette of the Republic of Serbia no. 84/04

[2] Strategy of Serbian Energy Sector Development by the Year 2015, Offi cial Gazette of the Republic of Serbia no. 44/05

[3] Programme of the Implementation of the Strategy of Serbian Energy Sector Development by the Year 2015 for the period 2007-2012, Offi cial Gazette of the Republic of Serbia no. 17/07

[4] Law Ratifying the Treaty Establishing the Energy Community, Offi cial Gazette of the Republic of Serbia no. 17/07

CURRICULUM VITAE


89

Prof. dr Dragomir Miličić, dipl. inž., rođen 1937. godine u D. Rakovcu - Maglaj, BiH. Srednju tehničku školu završio u Banjoj Luci, a Mašinski fakultet u Beogradu. Magistarsku i doktorsku tezu odbranio na Fakultetu tehničkih nauka u Novom Sadu iz oblasti parnih kotlova. Radio na izgradnji, puštanju u probni pogon i eksploataciji energetskih postrojenja u Tvornici “Natron”-Maglaj i TE Tuzla. Vodio izgradnju i puštanje u progni pogon R i TE Ugljevik snage 300 MW. U ERS radio na dužnosti direktora Direkcije za razvoj i investicije. Na Fakultetu elektrotehnike i mašinstva u Tuzli i na Mašinskom fakultetu u Banjoj Luci radio kao profesor na predmetima iz oblasti proizvodnje električne energije i termoenergetike. Objavio više radova iz pomenutih oblasti, a jedan broj se odnosi na strategiju razvoja energetike u RS i BiH. Radio na izradi više PFS i FS za nove energetske objekte, a kao ekspert WB vršio tehničku reviziju “Studije energetskog sektora u BiH”. Sada je angažovan kao vanjski saradnik Mašinskog fakulteta u Banjoj Luci na predmetu “Parni kotlovi”.

Dragomir Miličić

ELEKTROPRIVREDA BiHTel.:++787 51 304 724;E-mail: [email protected]


90

Prof. dr. DRAGOMIR MILIČIĆ, dipl. ing.Mašinski fakultet,Banja Luka1)

JEDAN POGLED NA MOGUĆI RAZVOJ ELEKTROENERGETSKOG SEKTORA U BOSNI I HERCEGOVINI DO 2030. GODINE S OSVRTOM NA

KONTINUITET DO 2050. GODINE

Sažetak

U radu su prikazani: elektroenergetski kapaciteti, proizvodnja i potrošnja električne energije u BiH u razdoblju od 2000. do 2007. godine; prognoza rasta potrošnje od 2005. do 2030. godine, s osvrtom na izlazak iz pogona termo blokova kojima je istekao životni vijek; mogući scenarij pokrivanja rasta potrošnje novim energetskim blokovima do 2030. godine (hidro, termo i OIE) za scenarije dinamičnijeg i usporenijeg ekonomskog razvoja. Osim toga prikazana je raspoloživost preostalih energetskih resursa BiH za snabdijevanje tržišta električne energije u BiH do 2050. godine te je dana ocjena moguće proizvodnje električne energije u BiH za regionalno tržište električne energije u kratkoročnom i dugoročnom vremenskom razdoblju.

ONE OF THE VIEWS TO THE POSSIBIBLE DEVELOPMENT OF ELECTRIC POWER SECTOR IN BOSNIA AND HERZEGOVINA BY 2030, WITH THE

PROGNOSIS BY 2050

Abstract

Electric power capacities, generation and consumption of electricity i BiH, in the period 2000 - 2007. The prognosis of the consumption increase from 2005 to 2030, with the impact of the shutdowns of thermal power generation capacities with life cycle ended. The possible scenario of covering consumption increase with newly built generation capacities by 2030 (thermal, hydro and renewable energy generation capacities) for the scenarios of more dynamic and/or slowed down economic development. The availability of the remaining energy resources of BiH for the supply of internal electric power market in BiH by 2050. The estimate of possible electric power generation in BiH for regional electric power market, in short term and long term time periods.

1. UVOD

Često se može čuti ili pročitati u medijima i na stručnim skupovima da je Bosna i Hercegovina veoma bogata energetskim resursima i da je izvoz električne energije velika

1 Prof. dr. Dragomir Miličić, vanjski suradnik Mašinskog fakulteta u Banja Luci


91

mogućnost za BiH u budućnosti. To je posebno važno u Republici Srpskoj u kojoj još uvijek postoji određeni višak električne energije, iznad potreba potrošnje. Spori oporavak privrede poslije poznatih ratnih događanja, pa i sami tranzicijski procesi, doveli su do smanjenja potrošnje električne energije, iako već 18 godina u BiH nije izgrađen niti jedan proizvodni elektroenergetski objekt (osim manje HE Peć-Mlini snage 30 MW i nekoliko MHE).

Za sagledavanje sadašnjih i budućih energetskih prilika u BiH dobro je imati u vidu nekoliko važnih činjenica:

BiH je u procesu približavanja Europskoj uniji, pa je time i obvezna prihvatit i primijeniti ●zakonodavstvo EU-a u području energetike, uključujući i smjernice energetske politike EU-a BiH je potpisnik Ugovora o uspostavi Energetske zajednice, čime se priključila ●procesu stvaranja jedinstvenog tržišta energije i uspostavi regulatornog okvira u okviru mehanizama djelovanja tržišta mrežne energije u zemljama Jugoistočne Europe pa i EU-a BiH raspolaže s određenim neiskorištenim hidropotencijalom , rezervama mrkog ●ugljena i lignita i nedovoljno utvrđenim rezervama OIE, koji mogu biti dobra osnova za budući razvoj elektroenergetskog sektora BiH nema izrađenu i usvojenu strategiju razvoja energetike, pa time ni razvoja ●elektroenergetskog sektora, što u znatnoj mjeri otežava mogućnost odgovora na pitanje o energetskoj budućnosti Bosne i Hercegovine, tj. do kada postoje domaći resursi za podmirenje rasta potrošnje električne energije u BiH i koji dio tog resursa može biti stavljen na raspolaganje na slobodno tržište energije Dokumentacija za većinu novih proizvodnih objekata koji su se kandidirali za ●izgradnju stara je od 15 do 20 godina, što je slučaj i s istraživanjima i aktualizacijom kvalitativnih i kvantitativnih podloga za utvrđivanje energetskih rezervi i podloga za projektiranje.

U okviru ovog rada provedena je određena analiza raspoložive dokumentacije iz oblasti elektroenergetike u BiH i dan je kratki prikaz o elektroenergetskim kapacitetima, proizvodnji i potrošnji električne energije u razdoblju od 2000. do 2007. godine. Primjenom kombinirane metodologije izvedena je prognoza rasta potrošnje električne energije u BiH do 2030. godine, s osvrtom na prognozu do 2050. godine i to odvojeno za Federaciju BiH, RS i BiH kao cjelinu. Prognoza rasta potrošnje električne energije i “manjak” zbog izlaska iz pogona termo blokova, dan je za scenarij dinamičnijeg ekonomskog razvoja (DER) i usporenijeg ekonomskog razvoja (UER).

Za BiH je karakteristično da će približno oko 2030. godine iz pogona biti isključeni svi postojeći termo energetski blokovi, koji su 1990. godine imali instaliranu snagu od 1 957 MW i proizvodnju od 9 896 GWh. Instalirana snaga spomenutih termoelektrana u BiH u 2007. godini iznosila je 1 765 MW (već je obustavljeno 6 x 32 MW) s neto proizvodnjom od 7 972 GWh. Zbog toga će biti potrebno izgraditi zamjenske proizvodne elektroenergetske kapacitete koji će “pokriti” obustavljene termo blokove i naraslu potrošnju do 2030. godine.

S druge strane, evidentirani su i analizirani raspoloživi energetski resursi ugljena, hidroenergije i OIE, kao i mogući energetski objekti- kandidati za izgradnju (HE, TE, mHE, VE). Sada se pružaju velike mogućnosti za razradu strategije razvoja elektroenergetike, pri čemu bi trebalo usuglasiti energetsku politiku i druga važna opredjeljenja u vezi s njom.


92

2. KAPACITETI, PROIZVODNJA I POTROŠNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE

2.1. Postojeći proizvodni kapaciteti

U Bosni i Hercegovini djeluju tri samostalna elektroprivredna poduzeća koja su odgovorna za snabdijevanje određenih područja električnom energijom, i to:

u Federaciji BiH: EP Elektroprivreda BiH sa sjedištem u Sarajevu (EP BiH) i EP ●Hrvatske zajednice Herceg - Bosna (EP HZ-HB) sa sjedištem u Mostaru u Republici Srpskoj: Elektroprivreda Republike Srpske (ERS) sa sjedištem u ●Trebinju

Svaka od tri navedena EP raspolaže s određenim proizvodnim kapacitetima:

U sastavu EP BiH u funkciji je sedam termoenergetskih blokova u dvije termoelektrane (TE Tuzla i TE Kakanj) ukupne instalirane snage 1 165 MW (na pragu TE 1 049 MW). Moguća godišnja proizvodnja ovih termo blokova s godišnjim raspoloživim kapacitetom na pragu TE od 6 000 h/g iznosi 9 294 GWh, što bi trebalo očekivati poslije rekonstrukcije i revitalizacije. Sadašnja mogućnost proizvodnje ocijenjena je od 4 980 GWh/g, što bi trebalo očekivati i pri kraju njihovog životnog vijeka. U okviru EP BiH rade i tri hidroelektrane ukupne instalirane snage od 494 MW i srednje nazivne godišnje proizvodnje od 1 727 GWh, dok njihova prosječna proizvodnja u posljednjih osam godina iznosi 1 344 GWh. Ovoj proizvodnji treba dodati i prosječnu proizvodnju 20 malih (distributivnih) hidroelektrana od oko 60 GWh/g.

EP HZ-HB u svom sastavu ima samo šest hidroelektrana ukupne instalirane snage 775 MW sa srednjom nazivnom godišnjom proizvodnjom od 1 935 GWh, dok je njihova prosječna proizvodnja u posljednjih osam godina iznosila 1 511 GWh.

ERS raspolaže s dvije termoelektrane (TE Gacko i TE Ugljevik) ukupne instalirane snage 600 MW (neto 555 MW), ali sadašnja raspoloživa snaga iznosi 438 MW s mogućom proizvodnjom od 2 777 GWh/g. Ako bi ove termoelektrane poslije revitalizacije i rekonstrukcije radile po 6 000 h/g instaliranom snagom na pragu TE od 555 MW, njihova godišnja proizvodnja iznosila bi 3 330 GWh. U okviru ERS-a radi i pet hidroelektrana ukupne instalirane snage 710 MW sa srednjom nazivnom godišnjom proizvodnjom od 2 408,5 GWh. Prosječna proizvodnja ovih HE u posljednjih osam godina iznosila je 2 297 GWh/g. U hidroelektrane je uvrštena i HE Trebinje II (8 MW i 14,5 GWh), koja je sada svrstana u grupu male HE. Osim HE Trebinje II, u sastavu ERS-a se od ranije nalaze i četiri male HE i jedna mini HE sa zbirnom instaliranom snagom od 14 MW i prosječnom godišnjom proizvodnjom od 66 GWh.

Znači, EES BiH raspolaže s devet blokova u četiri termoelektrane instalirane snage 1 765 MW i mogućom godišnjom proizvodnjom od 9 624 GWh, ako bi radile instaliranom snagom na pragu TE (1604 MW) 6 000 h/g. Sadašnja srednja godišnja proizvodnja termoelektrana u BiH iznosi 7 757 GWh, što je i uzeto pri kasnijem proračunu realne proizvodnje TE do njihovog izlaska iz pogona. U sastavu EES BiH radi 14 hidroelektrana ukupne instalirane snage 2 001MW sa srednjom nazivnom godišnjom proizvodnjom od 6 192 GWh. Prosječna godišnja proizvodnja hidroelektrana u BiH iznosi oko 5 150 GWh, a kreće se između proizvodnje u sušnim (4 276 GWh) i vlažnim godinama (6 162 GWh).

Sve veću važnost u BiH dobivaju male hidroelektrane koje su ranije bile zapostavljene. Do 1992. godine u pogonu je bilo devet malih i mini HE ukupne snage 16,54 MW i proizvodnjom oko 70 GWh/g. Poslije 1996. godine izgrađeno je još 15 mHE, tako da su sada u pogonu 24 mHE, ukupne snage 31,9 MW i mogućom godišnjom proizvodnjom od oko 145 GWh.


93

2.2. Proizvodnja električne energije u razdoblju 2000 - 2007. godina

U tablici 2.2.1. prikazana je neto proizvodnja električne energije u posljednjih osam godina u termoelektranama i hidroelektranama, po entitetima (F BiH, RS) i na nivou BiH kao državne cjeline.

Iz tablice 2.2.1 vidljive su mogućnosti ostvarenja proizvodnje električne energije u sušnim, vlažnim i “osrednjim” periodima. Na osnovu toga su za dalju analizu i odabrane navedene mogućnosti proizvodnje HE, što ne znači da nije bilo ili da ne može biti i sušnijih i vlažnijih godina. Tako je za ovu analizu odabrana 2002. godina kao najsušnija (4 276 GWh), iako 2007. godina ima nešto manju proizvodnju u HE (4 159 GWh). Spomenuta analiza je djelomično preuzeta iz radova i kada nije bila poznata proizvodnja 2007. godine, ali se iz tablice 2.2.1 može vidjeti da nema značajnijih razlika između 2002. i 2007. godine. Kao maksimalna proizvodnja postojećih hidroelektrana prikazana je vrijednost od 6 162 GWh, kao kombinacija 2004. i 2005. godine (2816 + 3346 GWh). Srednja proizvodnja hidroelektrana u BiH prikazana je u iznosu 5 150 GWh (RS – 2 400 GWh i F BiH 2 750 GWh).

Tablica 2.2.1. Proizvodnja električne energije u Bosni i Hercegovini u razdoblju 2000 - 2007. godina GWh

2000. 2001. 2002. 2003. 2004. 2005. 2006. 2007. HE 2 2212,6 2625,4 1870,5 2137,1 2770,3 2816,0 2610,0 1856,0 TE 2180,1 2052,0 2205,0 2520,0 2189,9 2384,0 2802,0 2607,0 Ukupno RS

4392,7

4677,4

4075,1

4657,1

4960,2

5200,0

5412,0

4463,0

RS

Učešće HE, %

50,37

56,13

49,90

46,53

55,85

54,15

48,23

41,59

HE 1) 2592 3165 2406 2480 3346 3318 3437 2303 TE 3420 3589 4307 4214 4435 4219 4811 5365 Ukupno F BiH

6012

6754

6713

6594

7781

7537

8248

7668

FBiH

Učešće HE, %

43,11

46,86

35,84

37,61

43,00

44,00

42,67

30,00

HE 1) 4805 5790 4276 4617 6116 5134 6047 4159 TE 5600 5641 6512 6634 6625 6603 7613 7972 Ukupno BiH

10405

11431

10788

11251

12741

12737

13660

12131

B i H

Učešće HE, %

46,18

50,65

39,64

41,04

48,00

48,16

44,27

34,28

Detaljnije su analizirani podaci o proizvodnji električne energije u termoelektranama tijekom posljednjih osam godina i uspoređeni su s ostvarenom proizvodnjom u 1990. godini. Kapacitet TE iz 1990. godine umanjen je za isključene male i stare termo blokove u TE Kakanj i TE Tuzla (ukupno 6 x 32 = 192 MW). Niti jedna TE u BiH još nije dostigla razinu proizvodnje iz 1990. godine, koja je iznosila 9 706 GWh ( F BiH – 6 637 GWh; RS – 3 069 GWh). Najveća proizvodnja termoelektrana u BiH ostvarena je 2007. godine u iznosu od 7 972 GWh, ali to je još uvijek 82 posto od proizvodnje u 1990. godini. Termoelektrane iz F BiH ostvarile su najveću proizvodnju 2007. godine u iznosu od 5 365 GWh, što je 80,8 posto u odnosu na 1990. godinu, dok je u RS najveća proizvodnja ostvarena 2006. godine u iznosu od 2 802 GWh, što je 91,3 posto u odnosu na 1990. godinu.

Treba naglasiti da BiH ima značajnu proizvodnju iz hidroelektrana, ali ta proizvodnja nije ravnomjerna po pojedinim godinama. Tako se učešće hidroenergije u ukupnoj proizvodnji

2 Uključena i proizvodnja DHE i mini HE


94

električne energije u posljednjih osam godina kretalo od 34,28 posto (2007.) do 50,65 posto (2001.). Ostali odnosi prikazani su u tablici 2.2.1.

2.3. Potrošnja električne energije u razdoblju 2000 - 2007. godine

Potrošnja električne energije tijekom posljednjih osam godina po javnim elektroprivrednim poduzećima, entitetima (F BiH i RS) i na nivou Bosne i Hercegovine, prikazana je u tablici 2.3.1. U tablicu su uneseni i postotni porasti potrošnje u promatranoj godini u odnosu na prethodnu, što može poslužiti kao određeni indikator za utvrđivanje rasta potrošnje u BiH u narednim godinama. Posebna pažnja posvećena je obradi podataka za 2005. godinu, koja je uzeta kao referentna godina za dalje proračune i kao mogućnost uspoređivanja s rezultatima prognoze rasta potrošnje iz drugih izvora.

Na kraju tablice 2.3.1 uneseni su i zbirni podaci o proizvodnji električne energije za BiH i apsolutna razlika između proizvodnje i potrošnje električne energije po godinama. Ova razlika predstavlja određeni “saldo” iz kojeg se podmiruju preuzete obveze po ugovorima o prodaji električne energije na tržištu.

Tablica 2.3.1. Potrošnja, postotci rasta i mogući višak električne energije u BiH

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 GWh 3410 3500 3505 3667 3847 4191 4424 4514 Potrošnja

EP BiH % 0,41 2,64 0,14 4,77 4,91 8,94 5,56 2,03 GWh 2787 3026 3126,5 3267 3418 3470 3422 2856 Potrošnja

EP HZ-BH % 18,95 8,58 3,32 4,49 4,62 1,52 - 1,38 - 6,8 GWh 6197 6526 6631,5 6934 7265 7661 7846 7310 Potrošnja

F BiH % 7,98 5,31 1,62 4,56 4,77 5,45 2,41 - 6,01 Razlika u F BiH

GWh

- 185

+ 228

+ 81

- 340

+ 516

- 125

+ 402

+ 358

GWh 3147,8 3055,6 3068,5 3158,5 3291,6 3458,3 3463,0 3452,0 Potrošnja ERS % + 1,59 - 293 + 0,42 + 2,93 + 4,21 + 5,06 + 0,13 - 0,32 Razlika u ERS

GWh

+ 1245

+ 1621

+ 1007

+ 1498

+1668,6

+1742,7

+ 1949

+ 1011

GWh 9344,8 9581,6 9700,0 10092,5 10762,0 11372,0 11562,0 11019 Potrošnja u B i H 3 % 5,74 2,53 1,23 4,05 4,60 5,33 1,67 - 4,7 Proizvodnja u B i H

GWh

10405

11431

10788

11251

12741

12738

13660

12131

Razlika proizvodnje i potrošnje u B I H

GWh

1006,2

1849,4

1088,0

1158,5

1979,0

1366,0

2098,0

1112,0

3 S potrošnjom Distrikta Brčko

3. PROGNOZA RASTA POTROŠNJE ELEKTRIČENE ENERGIJE

Razmišljanja o strateškom razvoju elektroenergetskog sektora nisu moguća bez ozbiljnih istraživanja i studija koje će obuhvatiti strategiju razvoja svih važnijih privrednih područja u zemlji, pa time i rast bruto domaćeg proizvoda (BDP) na razini entiteta i na razini države u cjelini. Posebno je značajno uspostaviti korelaciju između rasta BDP i potrošnje električne energije, uzimajući u obzir i mogućnost povećanja energetske učinkovitosti u cjelini, čime bi potrošnja energije rasla sporije od BDP. U BiH ne postoje pouzdani statistički podaci na temelju kojih bi se mogle raditi odgovarajuće procjene i predviđanja rasta BDP-a i potrošnje električne energije. Takav najozbiljniji pokušaj napravljen je 2008. godine u


95

Studiji energetskog sektora u BiH [14] , na osnovu koje bi se trebala izraditi Strategije razvoja energetskog sektora F BiH, RS i BiH u cjelini.

Zbog nedostatka takve strategije defi niran je mogući scenarij rasta potrošnje električne energije do 2030. godine s vizijom tog razvoja i do 2050. godine, uz korištenje rezultate novijih predviđanja potrošnje električne energije u BiH:

Studija GIS - prosinac 2004. godine [9] ● Ekspertne analize autora iz 2005. [11] i 2007. [13] ● Indikativni plan razvoja proizvodnje od 2008. - 2017. NOS BiH iz 2007. [12] ● Studija energetskog sektora BiH - EI Hrvoje Požar i drugi iz 2008. godine [14] ●

Prilikom usvajanja “Plana za izgradnju novih proizvodnih elektroenergetskih kapaciteta u F BiH” [10] , Vlada F BiH je zaključila da je neophodno pripremiti integralni i pojednostavljeni scenarij bilanci do 2020. godine, koji bi između ostalog uvažavao i:

pretpostavljeni godišnji rast potrošnje, okvirno oko 2,5 do 3,0 posto ●povećanje potrošnje velikih/direktnih potrošača, kao što su Aluminijum, Elektrobosna, ●BH-Steel, Polihem, Cementara Kakanj, Željeznica F BiH i drugi.

Na temelju prethodnih studijskih analiza i konkretnih rezultata, u ovom radu je defi niran pojednostavljeni scenarij rasta potrošnje električne energije u BiH i to za dinamičniji ekonomski razvoj (DER) i usporeniji ekonomski razvoj (UER), sa slijedećim stopama porasta za odgovarajuće vremensko razdoblje od 2005 do 2050. godine:

DER: (2005 - 2010) - 3,5%; (2011 - 2020) - 2,8%; (2021 - 2030) - 2,0%; ● (2031 - 2035) - 1,6%; (2036 - 2040) - 1,4%; (2041 - 2045) - 1,3%;

(2046 - 2050) - 1,2 %;

UER: ( 2005 - 2010) - 2,5%; (2011 - 2020) - 2,0%; (2021 - 2030) - 1,6%; ● ( 2031 - 2035) - 1,3%; ( 2036 - 2040) - 1,2%; (2041 - 2045) - 1,15%;

( 2046 - 2050) - 1,05%.

Skraćeni rezultati proračuna potrošnje električne energije prikazani su u tablici i na slici 3.1.

Ukupna potrošnja električne energije u BiH na ulazu u prijenosnu mrežu prema scenariju DER raste s početnih 11 371 GWh u 2005. godini na 17 800 GWh u 2020. godini ili za 56,5 posto, odnosno raste prosječnom godišnjom stopom od 3,03 posto. U 2030. godini bi potrošnja narasla na 21 698 GWh ili za 90,8 posto u odnosu na 2005. godinu (2,62%/god.). U 2050. godini potrošnja po ovom scenariju iznosila bi 28 504 GWh i bila bi 2,5 puta veća u odnosu na 2005 godinu s godišnjom stopom rasta od 2,06 posto.

Prosječne stope rasta potrošnje električne energije u BiH prema umjerenijem scenariju UER su, naravno, nešto niže: do 2020. godine 2,16 posto /god (15 682 GWh), do 2030. godine 1,94 posto /god (18 380 GWh) i do 2050. godine 1,6 posto /god (23 217 GWh).

Iste prosječne stope rasta potrošnje električne energije dane su i za entitete (F BiH i RS), kao i za Distrikt Brčko.

Predviđanje rasta potrošnje električne energije u BiH do 2020. godine s tri scenarija dano


96

je u Studiji GIS [9] i Studiji EIHP [14], dok je u Indikativnom planu NOS BiH [12] dano predviđanje do 2017. godine. Znači, mogu se usporediti rezultati predviđanja samo do 2020. odnosno do 2017. godine. Vrijednosti potrošnje prema scenariju DER su za 2015. i 2020. godinu približni scenariju S2 EIHP-a, a rezultati prema scenariju UER približno se slažu sa scenarijem S1 EIHP-a. Vrijednostima potrošnje u 2020. godini prema scenarijima DER i S2 približno odgovaraju vrijednosti prema scenariju Case 3 GIS-studije.Vrijednosti potrošnje prema višem scenariju (prema BDP) Indikativnog plana NOS BiH za 2015. godinu (14 823 GWh) nešto su veće od vrijednosti Case 3, S1 i UER. Prognoza potrošnje NOS BiH je nešto niža za referentni i za niži scenarij, koji je defi niran po formuli y = 5905,5 x 0,2493.

Kao što je navedeno, osim predviđenog rasta potrošnje, nedostajuće količine električne energije u cijeloj BiH i po entitetima zavisit će i od izlaska iz pogona starijih termo blokova i hidroloških prilika svake pojedine godine. To se prije svega odnosi na F BiH koja ima starije termo blokove i koji će, osim TE Kakanj A7 (230 MW), izaći iz pogona oko 2020. godine.

Slika 3.1. Prikaz prognoze rasta potrošnje električne energije za RS, F BiH i BiH u cjelini za dva scenarija ekonomskog razvoja i potrošnje električne energije: dinamičniji ekonomski razvoj (DER)i usporeniji ekonomski razvoj (UER). U zbirnu potrošnju BiH uključena je i potrošnja Distrikta Brčko.


97

Sve postojeće termoelektrane u BiH izlaze iz pogona oko 2030. godine Radi sagledavanja potrebnih količina električne energije u periodu do 2030. godine, i orijentacijski do 2050. godine, izrađena je posebna analiza prema jednostavnoj formuli:

Takav proračun izveden je za ukupne potrebe električne energije u BiH pod pretpostavkom da se ne izgradi niti jedan novi proizvodni objekt te uz ostale zadane uvjete:

Proizvodnja pojedinih termo blokova uzeta je prema sadašnjim proizvodnim ●mogućnostima, iako bi one mogle biti nešto veće poslije završene rekonstrukcije i revitalizacije. Ipak, na kraju svog životnog vijeka valja računati na smanjene mogućnosti iskorištenja tih kapaciteta.Godina izlaska iz pogona pojedinih termoelektrana defi nirana je jedinstveno: 45 ●godina poslije njihovog pojedinačnog ulaska u pogon, računajući i revitalizaciju.Proizvodnja postojećih hidroelektrana promatrana je u tri varijante: minimalna ●proizvodnja u sušnoj godini (4 276 GWh), maksimalna proizvodnja u vlažnoj godini (6 162 GWh) i srednja proizvodnja (5 150 GWh).

Skraćeni rezultati proračuna potrebnih količina električne energije u BiH po godinama kada iz pogona izlazi neki termo energetski blokovi, petogodišnjim razdobljima te uz prethodno navedene uvjete prikazani su tablici 3.1. Naravno, slični proračuni su posebno izvedeni i za F BiH i za RS, ali nisu predstavljeni u ovom radu, osim završnih rezultata.

Tablica 3.1. Skraćeni rezultati proračuna pokrivanja potrošnje električne energije s raspoloživim proizvodnim kapacitetima (TE + HE) u Bosni i Hercegovini GWh

D E R U E R (HE + TE) -

Potrošnja el. energije (HE + TE) -

Potrošnja energije

Godina

Izlazak TE iz

pogona, MW/GWh

Moguća proizvod-

nja TE, GWh Maks. Min. Sred. Maks. Min. Sred.

2005

-

Ostvareno6603

Ostv. +1366

Ostv. +1366

2010 - 7757 - 1472 + 414 - 598 - 832 + 1054 + 42 2011 100/380 7377 - 2230 - 344 - 1356 - 1469 + 417 - 595 2014 110/420 6957 - 3850 - 1964 -2976 - 2692 - 806 - 1818 2015 - 6957 - 4271 - 2385 - 3397 - 2971 - 1085 - 2097 2016 200/850 6107 - 5555 - 3669 - 4681 - 4104 - 2218 - 3175 2019 200/850 5257 - 7782 - 5896 - 7782 - 5842 - 3956 - 4968 2020 - 5257 - 8267 - 6381 - 7393 - 6149 - 4263 - 5275 2022 110/480 4777 - 9466 - 7580 - 8592 - 7135 - 5249 - 6261 2023 215/1100 3677 - 10936 - 9050 - 10062 - 8494 - 6608 - 7620 2025 - 3677 - 11700 - 9814 - 10826 - 9025 - 7139 - 8151 2028 300/1420 2257 - 14322 - 12436 - 13448 - 11272 - 9386 - 10398 2030 300/1357 900 - 16522 - 14676 - 15648 - 13204 - 11358 - 123302033 215/900 0 - 18474 - 16628 - 17600 - 14830 - 12944 - 13956 2035 - 0 - 19208 - 17322 - 18344 - 15330 - 13444 - 14456 2040 - 0 - 20898 - 19012 - 20024 - 16535 - 14649 - 15661 2045 - 0 - 22578 - 20692 - 21704 - 17759 - 15873 - 16885 2050 - 0 - 24228 - 22342 - 23354 18941 - 17055 - 18067


98

Iz tablice 3.1 je vidljivo da su u BiH u 2020. godine potrebni novi izvori električne energije od – 4 263 do – 8 267 GWh, a u 2030. godini od – 11 358 do – 16 522 GWh, sve zavisno o scenariju potrošnje i hidrološkim prilikama u odgovarajućoj godini. Za iste godine potrebna energija u F BiH kreće se od – 4 740 do – 7 107 GWh u 2020. godini, odnosno – 8 138 do – 11 313 GWh u 2030. godini. Potrebna energija u RS u 2020. godini kreće se od + 824 do - 766 GWh u 2020. godini, odnosno od - 2 774 do - 4729 GWh u 2030. godini. Veće vrijednosti (maks.) odnose se na scenarij DER i sušnu godinu i obratno.

4. ENERGETSKI RESURSI BIH I GRADNJA PROIZVODNIH OBJEKATA ZA POKRIVANJE RASTA POTROŠNJE ELEKTRIČNE ENERGIJE

Bosna i Hercegovina raspolaže s dosta velikim hidropotencijalom i određenim rezervama mrkog ugljena i lignita. Postavlja se pitanje jesu li to velike rezerve i dokle će trajati radi podmirenja vlastitih potreba za energijom. Kolike su te rezerve i mogu li se davati u koncesije i druge oblike “otuđivanja”, a da se dugoročno ne ugrozi sigurnost opskrbe električnom energijom građana i privrede BiH. Na ta pitanja teško je odgovoriti jednoznačno bez znanstvenih i stručnih istraživanja u pogledu scenarija rasta potrošnje i ozbiljnih geoloških istraživanja rezervi ugljena, hidropotencijala i OIE. Naravno, odgovor je još teži u uvjetima kada ne postoji dugoročna strategija razvoja energetskog sektora u BiH. Dodatno pitanje je i što je pojam “dugoročno” u energetici, kada uobičajeni rokovi za koncesije iznose oko 30 godina.

4.1. Hidroenergetski potencijal i nove hidroelektrane

U literaturi o hidroenergetskom potencijalu Bosne i Hercegovine mogu se naći različiti podaci, ali većina se oslanja na one podatke iz 1985. godine [1] i [2] prema navedenim izvorima, tehnički iskoristiv hidropotencijal u BiH iznosi 19 182 GWh i 5 594 MW. U razdoblju do 1985. bilo je izgrađeno 5 599 GWh (1 587 MW), a neizgrađeni potencijal je iznosio 13 583 GWh i 4 007 MW. I u današnje vrijeme pojavljuju se tvrdnje nekih autora da tehnički iskoristiv hidropotencijal iznosi 24 000 GWh i 6 800 MW. Više od 25 godina nisu aktualizirani podaci o hidropotencijalu, a u međuvremenu su se desile mnogobrojne promjene. Desetljećima nije ništa urađeno kako bi se zaštitili prostori budućih hidroelektrana. Tijekom tog vremena stihija je spontano i konstantno djelovala, a posebno urbanizacija pokraj vodotoka, a porasli su i zahtjevi za njihovu zaštitu u sklopu borbe za zaštitu životne sredine i prirodnih vrijednosti. Rezultat takvog stanja je današnja sumnja u to da će se izgraditi veliki broj hidroelektrana, među kojima i jedan broj projektiranih višenamjenskih akumulacija.

U posljednje vrijeme predlaže se veliki broj hidroenergetskih objekata za buduću izgradnju. Kada se po svim riječnim slivovima zbroje karakteristike hidroelektrana - kandidata za moguću izgradnju, dobiva se zbirni hidropotencijal:

Federacija BiH 990 MW i 2 913 GWh/god. ●Republika Srpska 1 763 MW i 5 824 GWh/god. ●Ukupno BiH 2 753 MW i 8 737 GWh/god. ●

Naravno, ne znači da će navedeni hidropotencijal biti i izgrađen jer postoji protivljenje na pojedinim lokalitetima. Iako nije izrađena Strategija razvoja elektroenergetskog sektora,


99

na neki način su istaknuti pojedini hidroenergetski objekti koji bi se mogli graditi do 2020. godine kao prioriteti u prvoj fazi izgradnje:

U Federaciji BiH pet hidroelektrana ukupne snage 259 MW i 886 GWh: Mostarsko ●blato (61 MW; 167 GWh), Ustikolina (63 MW; 255 GWh), Vranduk (21 MW; 104 GWh), Vrilo (42 MW; 110 GWh) i Unac (72 MW; 250 GWh) ili ukupno 259 MW i 886 GWhU Republici Srpskoj vode se razgovori o izgradnji tri hidroelektrane u Gornjem toku ●Drine s ukupnim kapacitetom koji pripada RS od 124,1 MW i 377,3 GWh, HE Mrsovo na Limu (43,8 MW; 165 GWh), zatim tri HE u slivu Trebišnjice - Gornji horizonti u kapacitetu 256 MW i 488,2 GWh, kao i četiri hidroelektrane u Donjem toku rijeke Vrbasa (70,1 MW i 424,8 GWh) ili ukupno 494 MW i 1455,3 GWhUkupni kapaciteti novih HE u BiH u prvoj fazi izgradnje su: 753 MW i 2 342 GWh. ●Znači, u drugoj fazi izgradnje HE u BiH ostaje 2 753 - 753 = 2 000 MW i 8 737 – 2 342 = 6 395 GWh. Spomenuti ukupni HE - kapaciteti u BiH obuhvatili su male HE i nove kapacitete u slivu rijeke Bosne o kojima se govori u posljednje vrijeme (350 MW).

Najveći neizgrađeni hidropotencijal koji pripada BiH nalazi se u slivu rijeke Drine i iznosi 737 MW i 2 858 GWh, a odnosi se na mogućnost izgradnje HE sa snagama većim ili jednakim 10 MW.

4.2. Rezerve ugljena i izgradnja termoenergetskih kapaciteta

Rezerve mrkog ugljena i lignita u BiH iskazuju se različitim vrijednostima, što je rezultat nedovoljnih geoloških istraživanja i pravovremene kategorizacije rezervi u dužem vremenskom razdoblju. Tako se u citiranoj literaturi spominju ukupne geološke rezerve ugljena od 8 185 106 t, 6 120 106 t i 5 647 106 t. Naravno, razlikuju se i količine bilančnih, potencijalnih i vanbilančnih rezervi ugljena. Posljednji podatak je najnoviji i odnosi se na Studiju [14] u obradi EIHP - Rudarski institut Tuzla. Prema ovom izvoru, bilančne rezerve ugljena (A+B+C1) u BiH iznose 2 541 106 tona, od čega se 1 438 106 t odnosi na lignit, a 1 103 106 t na mrki ugljen. Eksploatacijske rezerve ugljena procijenjene su na 1 775 106 tona, pri čemu je 1 005 106 t lignit, a 770 106 tona mrki ugljen. Oko 50 posto geoloških rezervi svrstano je u potencijalne rezerve (C2 + D1 + D2) i iznose 2 488 106 t, što ukazuje na potrebu velikih ulaganja u geološka istraživanja i prevođenje ovih rezervi u više kategorije istraživanja.

Na temelju postojećih rezervi ugljena u BiH je planirana izgradnja većeg broja značajnih termoenergetskih objekata, pri čemu je jedan broj označen za izgradnju do 2020. godine (I. faza izgradnje). Poznato je da su u F BiH defi nirani strateški partneri za izgradnju četiri TE i četiri nove HE, osim HE Mostarsko blato koja se nalazi u izgradnji. U RS je dana koncesija za izgradnju TE Stanari (420 MW), a traži se strateški partner za izgradnju TE Gacko II (oko 300 MW) i TE Ugljevik II (oko 300 MW). Pretpostavka je da će navedeni termo blokovi biti izgrađeni do 2020. godine i to:

U F BiH: TE Tuzla G7 (370 MW; 2 408 GWh), TE Kakanj G8 (230 MW; 1 484 GWh), ●TE Kongora I (275 MW; 1 792 GWh) i TE Bugojno I (300 MW; 1 953 GWh). Ukupno F BiH 1 175 MW i 7 637 GWhU RS: TE Stanari (420 MW; 2 716 GWh) - ugovor o koncesiji sa EFT, TE Gacko II ●(300 MW; 1 953 GWH), TE Ugljvik II (300 MW; 1 953 GWh). Ukupno RS 1 020 MW i 6 622 GWh


100

Ukupno BiH: 2 195 MW i 14 259 GWh (pretpostavka: rad novih blokova 7 000 sati ●godišnje instaliranom snagom na pragu TE - 2037 MW)

U “drugoj” nedefi niranoj fazi gradile bi se ostale termoelektrane ukupne instalirane snage 2 245 MW s godišnjom proizvodnjom 14 581 GWh i radom TE 7 000 h/god. Predviđeni termo blokovi za ovu fazu izgradnje su: TE Bugojno II (300 MW), TE Kongora II (275 MW), TE Ugljevik III (300 MW), TE Gacko III (300 MW), TE Tuzla B (500 MW), TE Kamengrad (2x215 MW) i TE Miljevina (140 MW). Kapaciteti izgradnje u ovoj fazi odnose se na F BiH s 1 505 MW i 9 772 GWh, a na RS 740 MW i 4 809 GWh.

Prema tome, predviđa se izgradnja TE u BiH ukupno instalirane snage 4 020 MW s godišnjom proizvodnjom od 28 840 GWh. Zajedno s kapacitetom HE (2 753 MW; 8 737 GWh), ukupna mogućnost izgradnje energetskih kapaciteta u BiH iznosila bi 6 773 MW s godišnjom proizvodnjom od 37 577 GWh, što je tri puta više od ostvarene proizvodnje u 2007. godini.

5. ZAKLJUČAK

Na temelju poglavlja 4.1. i 4.2, predviđa se da bi do 2020. godine u BiH bilo izgrađeno proizvodnih objekata (TE i HE) čija bi godišnja proizvodnja iznosila 16 967 GWh (3 135 MW). Zajedno sa “starim” elektranama koje bi radile i u 2020. godini (10 407 GWh), ukupna proizvodnja u toj godini bi iznosila 27 374 GWh. Uspoređujući ukupnu proizvodnju ili samo proizvodnju novih elektrana u 2020. godini s odgovarajućim podacima o potrošnji električne energije u tablici 3.1, mogu se izvesti sljedeći zaključci:

1. Višak električne energije iznad potrošnje u BiH u 2020. godini iznosio bi +9 574 GWh za scenarij DER, odnosno + 11 692 GWh za scenarij UER. U isto vrijeme, višak energije u F BiH bi iznosio +2 127 GWh za scenarij DER i +3 554 GWh za scenarij UER, dok bi u RS taj višak bili znatno veći, + 7 841 GWh i 8 485 GWh

2. U 2030. godini postojeće elektrane proizvodile bi 6 050 GWh, što bi sa proizvodnjom iz novih elektrana (isti iznos 16 967 GWh) iznosilo 23 017 GWh. U tom slučaju, višak električne energije u BiH 2030. godine iznosio bi +1 319 GWh za DER i + 4 637 GWh za scenarij UER. U F BiH u 2030. godini u scenariju DER pokazao bi se manjak energije od – 2 079 GWh, a u scenariju UER višak od samo +156 GWh. U isto vrijeme u RS bio bi ponovo iskazan značajan višak energije od +3 878 GWh, odnosno 4 887 GWh.

3. S istim energetskim kapacitetima, u 2050. godini pojavio bi se manjak električne energije u BiH u scenariju DER od – 6 387 GWh, odnosno – 1 100 GWh za scenarij UER. Navedeni manjak električne energije mogao bi se pokriti pravovremenom izgradnjom HE na preostalom hidropotencijalu (6 395 GWh).

4. Pokrivanje rasta potrošnje električne energije poslije 2050. godine moglo bi se ostvariti izgradnjom preostalih termoelektrana, mHE i VE. U razdoblju između 2050. i 2060. godine iz pogona bi izašle sve nove termoelektrane izgrađene do 2020. godine, pa bi TE “druge faze” navedene u poglavlju 4.2 bile, praktično, zamjena za TE koje izlaze iz pogona zbog isteka životnog vijeka. Znači, BiH bi do kraja ovog stoljeća imala vlastite izvore za proizvodnju električne energije, ukoliko bi se oni u osnovi trošili samo za pokrivanje vlastitih potreba. U međuvremenu postojao bi i znatan višak energije za otvoreno tržište energije.


101

6. LITERATURA

[1] Studija “Struktura i dinamika izgradnje proizvodnih objekata u elektroenergetskom sistemu BiH do 2000. odnosno 2010. godine, sa posebnim osvrtom na period 1991- 1995. godina”. Institut za elektroprivredu - Sarajevo, april 1985. godine.

[2] Tubin. B.: Elektroenergetski potencijal u SR BiH; II Savjetovanje o razvoju elektroprivrede BiH, Zbornik referata, Neum, 5-7. april 1990. godine

[3] D. Miličić: Limitirajući faktori razvoja termoenergetike u ugljenim bazenima SR BiH. II Savjetovanje o razvoju elektroprivrede BiH. Zbornik referata, Neum, 5-7. april 1990. Strategija razvoja energetike Republike Srpske u periodu od 1995. do 2020. godine sa osvrtom na kontinuitet u daljoj bududćnosti. Elektroprivreda Republike Srpske, septembar, 1997. godine.

[4] D. Miličić: Elektroprivreda Republike Srpske - stanje i pravci daljeg razvoja. Časopis “ENERGIJA”, br. 2, Beograd,1998.

[5] D. Miličić, V. Dokić i dr.: Osvrt na strateške pravce razvoja Elektroprivrede Republike Srpske. Savjetovanje “ENERGETIKA SRPSKE , 98”, Zbornik radova, Banja Vrućica, oktobar 1998.

[6] Studija “Koncesioni model izgradnje energetskih objekata u Republici Srpskoj (Hidropotencijali)” EnergoNor, Banja Luka, avgust 2000.

[7] D. Miličić: Strategija razvoja elektroprivrede RS - stanje i mogućnost realizacije. Savjetovanje “ENERGETIKA SRPSKE 2001”, Zbornik referata, Banja Vrućica, oktobar 2001.

[8] Generation Investment Study (GIS). EU CARDS programme - Konsorcijum PwC, Atkinsu i MWH, decembar 2004

[9] Plan za izgradnju novih proizvodnih elektroenergetskih kapacitete u Federaciji Bosne i Heregovine Vlada F BiH, Srajevo, januar 2005.

[10] D. Miličić: Elektroenergetska analiza - poglavlje u “Predhodnoj studiji opravdanosti izgradnje termoelektrane u zoni rudnika Stanari”. Institut za građevinarstvo (IG), Banja Luka, 2005.

[11] Indikativni plan razvoja proizvodnje 2008 - 2017. NOS BiH, Sarajevo, avgust 2007. godine.

[12] D. Miličić: “Elektroenergetska analiza” i “prognoza tržišta električne energije ...” - poglavlja u “Predhodnoj studiji opravdanosti izgradnje TE-TO Doboj”. Institut za građevinarstvo (IG), Banja Luka,2007.

[13] Studija energetskog sektora u BiH. Energetski institut Hrvoje Požar i drugi. Završni izvještaj mart 2008. godine.

[14] Godišnji bilansi (izvještaji) EP BiH Sarajevo, EP HZ-HB Mostar, ERS trebinje i NOS BiH Sarajevo.

CURRICULUM VITAE


103

Ilija Vujošević

University of Montenegro, Faculty of electrical engineeringCetinjski put bb, Podgorica,Montenegro

Phone: +381-67-675905Fax: +381-81-245873E-mail: [email protected]

Experience:1995-present Full time professor at University of Montenegro, Faculty of Electrical Engineering.1985-1995 Associate professor at University of Montenegro, Faculty of Electrical Engineering. Higher research counselor at the Technical Institute of University of Montenegro.1977-1985 Lecturer at University of Montenegro, Faculty of Electrical Engineering.1986-1989 Minister for Development of Science and Technology in the Government of Montenegro 1992-1994 Dean of Faculty of Electrical Engineering at University of Montenegro2000-2004 Director of the Electrical Institute at University of Montenegro.

Publications and conferences:During research he has published and presented more than 60 technical papers at international and domestic journals and conferences. Also, as author he has worked on more than 20 projects for Government of Montenegro, Public Electrical Utility of Montenegro and other industrial companies. He participated at more than 20 international and domestic conferences for panel or paper presentation.

Topics of research and work:•Power System Analysis, Planning and Control•Distribution Network Planning and Operation•Power Losses Analysis and measures for their reduction in Distribution Networks•Reactive power compensation•Restructuring and Deregulation in Power Systems; •Application of Neural Networks in Power Systems;•Load Forecasting;•Energy savings, rational use and renewable energy resources


104

Prof. dr. Ilija VujoševićElektrotehnički fakultet Podgorica, Crna Gora

ENERGETSKE PERSPEKTIVE CRNE GORE DO 2030. GODINE

SažetakU radu su prezentirani neki ključni pokazatelji sadašnjeg stanja u energetskom sektoru, kao i neki rezultati Strategije razvoja energetike Crne Gore do 2025. godine, s posebnim naglaskom na razvoj elektroenergetike. Dana je i gruba projekcija energetskih bilanci u Crnoj Gori do 2030. godine. S osvrtom na vlastite resurse posebno se ističe opcija prevođenja dijela voda rijeke Tare u Moraču (HE ‘’Koštanica’’), što je, nažalost, iz određenih oportunih razloga isključeno iz usvojene Strategija razvoja.

ENERGY PERSPECTIVES OF MONTENEGRO UP TO 2030.

Abstract

In this paper some key indicators of the actual state in the energy sector, as well as some results of the Strategy of Energy Development in Montenegro up to 2025 year with emphasis on the electricity sector, are presented. An approximate energy balance forecast in Montenegro up to 2030 is given. With an insight in the proper resource basis, the option of transfer part of Tara River’s waters in Morača River (HPP Koštanica) is especially tackled, which was, unfortunately, due to reasons of opportunism, left out from the adopted Energy Strategy.

1. UVOD

Zbog zastoja u izgradnji novih izvora energije u zadnjim desetljećima, kao i zbog visoke ovisnosti o uvozu (između 55 i 60 %) Crna Gora se može okarakterizirati kao država s izrazitim zastojem u razvoju energetike u regiji. Od primarnih oblika energije u Crnoj Gori se proizvodi mrki ugljen, lignit i ogrjevno drvo, a koristi se i hidroenergija i drvni industrijski otpaci. U Crnoj Gori nema domaće proizvodnje nafte i prirodnog plina. U strukturi uvoza naftnih derivata zastupljeni su loživo ulje (mazut), dizelsko gorivo i motorni benzin. Energetski sektor Crne Gore u cijelom lancu od primarnih izvora do krajnjih potrošača karakterizira nizak stupanj energetske učinkovitosti.

Posljednjih nekoliko godina u Crnoj Gori su pokrenute određene aktivnosti na stvaranju sustavnih pretpostavki za uspostavu pravnog, institucionalnog, fi nancijskog i regulatornog okvira, potrebnog za održivi razvoj energetskog sektora. Osim toga, krajem 2007. godine usvojena je i Strategija razvoja energetike Crne Gore do 2025. godine. Neiskorišteni energetski resursi, posebno u hidroenergetici, kao i novi zakonodavni okvir i tržišna orijentacija predstavljaju prostor na kome se realno mogu razviti veliki projekti


105

Vodotok Tehnički iskoristivi

potencijal – Primjer 1 (GWh)

Tehnički iskoristivi potencijal – Primjer 2

(GWh) Komarnica 247 247

Tara 803 1 326

Ćehotina 148 234

Lim 755 589

Ibar 48 48

Morača 942 749

Gornja Zeta 100 100

Mala Rijeka 168 274

Mrtvica 73 80

Cijevna - 193

Ukupno 3 384 3 840

višenamjenskog korištenja ovih resursa. Jedan od najatraktivnijih projekata je HE ‘’Koštanica’’ čiji bi se energetski efekti mogli vrednovati na širem području regije, a Crna Gora bi uz ostale planirane objekte razriješila bilančne zahtjeve i nakon 2025. godine.

2. KRATKI OSVRT NA SADAŠNJE STANJE

Sadašnjem napetom stanju u energetskom sektoru Crne Gore prethodio je zastoj u razvoju koji je trajao više desetljeća. Odgovorne u državnoj upravi i energetskim kompanijama možda najbolje opisuju stihovi Cesarićeve »Mrtve luke«:

...I tako u snovima gledaju sreću / A plovit se boje.

Na jarbole šarene zastave meću / I stoje!...

I zaista, u tom pogledu Crna Gora prethodnih desetljeća podsjeća na »mrtvu luku« u kojoj je stalo vrijeme, a njene brojne strategije i energetski programi su kao na jarbolima istaknute šarene zastave. Bilo bi porazno ako i najnovija strategija razvoja energetike do 2025. doživi sličnu sudbinu kao i mnoge prethodne.

Ideja vodilja svake zemlje je održivi razvoj, oslonjen, pored ostalog, na korištenje obnovljivih izvora, energetsku učinkovitost i zaštitu okoline. Usprkos općim deklarativnim izjavama o održivom razvoju, Crna Gora je danas po svim navedenim zahtjevima zaglavljena u prošlosti (‘’stuck in the past’’). Jer, kako drugačije shvatiti da pri elektroenergetskom defi citu od oko 40 posto (2112 GWh 2007. god.), neiskorišteni hidroenergetski potencijal u velikim vodotocima iznosi preko 80 posto. Od II. svjetskog rata izgrađene su samo dvije veće hidroelektrane (‘’Perućica’’ i ‘’Piva’’) s prosječnom proizvodnjom od oko 1 800 GWh/god i termoelektrana Pljevlja od oko 1 200 GWh/god.

Vodoprivrednom osnovom Crne Gore [1] defi niran je prosječni hidroenergetski potencijal u iznosu od 9 846 GWh. Preostali tehnički iskoristivi hidropotencijal rijeka u prirodnom vodotoku u Crnoj Gori prikazan je u dva primjera tablici 1.1.

Tablica 1.1. Preostali tehnički iskoristivi HE potencijal glavnih vodotoka (u prirodnom pravcu toka)


106

Uključi li se i opcija s prevođenjem 22 m3/s iz Tare u Moraču, kao i oko 960 GWh iskoristivog potencijala malih vodotoka, tehnički iskoristivi potencijal se povećava (zavisno od varijante 1 i 2) do iznosa prikazanog u tablici 1.2.

Tablica 1.2. Preostali tehnički iskoristivi hidroenergetski potencijal svih vodotoka

Tehnički iskoristivi potencijal svih vodotoka

(GWh) U prirodnom pravcu toka S prevođenjem dijela vode

rijeke Tare u rijeku Moraču

Primjer 1 4 242 5 225

Primjer 2 4 798 5 393

U prethodnih 26 godina od brojnih opcija tehnički iskoristivog hidropotencijala od 3 000 – 5 400 GWh nije izgrađen niti jedan novi izvor! Slična je situacija i s niskim stupnjem iskorištavanja Sunčane energije u mediteranskoj zoni (2 000 – 2 500 sati godišnje ), kao i drugih oblika obnovljivih energetskih izvora.

Vlastita proizvodnja primarne energije u 2006. godini predstavljala je oko 54 posto ukupne potrošnje primarne energije. Po Eurostat metodologiji u 2006. godini, ukupna proizvodnja primarne energije iznosila je 24,59 PJ (100%), od toga: hidroenergije 8,26 PJ (33,6%), lignita 13,88 PJ (56,5%) i ogrjevnog drva 2,45 PJ (10,0%).

U razdoblju od 1997.-2006. godine ukupna potrošnja primarne energije rasla je po prosječnoj godišnjoj stopi od 3,7 posto. U istom razdoblju potrošnja ugljena je rasla po prosječnoj godišnjoj stopi od 3,0 posto, a hidroenergije 5,4 posto. Ukupna potrošnja naftnih derivata rasla je po stopi od 4,2 posto. Prikaz ukupnih energetskih bilanci Crne Gore za 1990. i za razdoblje od 1997. – 2006. dan je [2] na slici 1.1.

To je posljedica: orijentacije na energetski intenzivne i često zastarjele tehnologije i opremu; neoptimalnog angažiranja i neadekvatnog održavanja kapaciteta; nedovoljne tehničke kulture korisnika energije; nedovoljnog znanja o mogućnostima racionalne uporabe energije; pogrešne politike cijena energenata i nedovoljne motiviranosti potrošača.

Izvor: Strategija razvoja energetike Crne Gore do 2025.godine

Slika 1.1. Ukupne energetski bilance CG (1990, 1997-2006)

0 5

10 15 20 25 30 35 40 45 50

1990. 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

PJ

Ugljen Hidroenergija Drvo i otpaci Derivati nafte ukupno Električna energija


107

S druge strane, Crna Gora desetljećima nije aktivirala ništa od velikog potencijala energetske učinkovitosti. Karakteristika energetskog sektora Crne Gore je visoka energetska intenzivnost, ako se uspoređuje s EU i nekim razvijenim zemljama, koja jeposljedica visoke razine potrošnje u industriji aluminija i čelika. U 2003. godini energetska intenzivnost bruto potrošnje električne energije iznosila je 2 955 kWh/103 US$ što je 8,5 puta više od vrijednosti u EU-15 i više od skoro svih zemalja u regiji. To je posljedica energetski intenzivne industrije i koncentracije potrošnje kod dva velika industrijska potrošača: KAP (44%) i Željezara (4%). Intenzivnost ukupno utrošene energije u Crnoj Gori iznosi 1 908 kg ekvivalentne nafte/US$ 2000 (BDP), što je 5,6 puta više od prosjeka u EU-15.

Primjera radi, ukupni električni (tehnički i netehnički) gubici u distribucijskoj mreži EPCG u 2006. godini iznosili su 693,3 GWh, ili 29,1 posto, u odnosu na ukupnu potrošnju potrošača električne energije u distribucijskoj mreži (2 382,5 GWh). Zbirni ukupni gubici električne energije u prijenosu i distribuciji u 2006. godini iznosili su oko 850 GWh, što predstavlja 14,9 posto u odnosu na bruto potrošnju u prijenosnoj mreži. Ovi iznosi u 2007. godini su, zbog aktivnosti i mjera poduzetih u okviru u EPCG, smanjeni na ispod 20 posto, što je još uvijek izrazito visoko.

I sam društveni ambijent, u kojem je električna energija prešutno tretirana kao socijalni element u proteklom je razdoblju, stimulirao neadekvatan odnos potrošača prema električnoj energiji. Osim tehničkih (neizbježnih) gubitaka, došlo je i do povećanja netehničkih gubitaka, posebno neovlaštene potrošnje.

Gledano u cjelini, kvaliteta života je očuvana (s izuzetkom nekoliko ‘’crnih točaka’’) što omogućava dinamičan i racionalno koncipiran energetski i ukupni razvoj Crne Gore. Tri regije (sjeverni, srednji i južni) imaju različita ekološka obilježja i značajno različite zahtjeve u pogledu očuvanja okoliša. Dok obalni dio, odnosno primorja i podmorje već pokazuju znakove uništavanja uzrokovane ljudskim djelovanjem, na sjeveru Crne Gore (u Pljevaljskoj regiji) uništavanje je u najvećoj mjeri posljedica utjecaja energetike [2], tj. aktivnosti rudnika ugljena, termoelektrane, a naročito manjih kotlovnica u samom gradu. Također, se jalovina iz Rudnika ugljena smatra, zajedno s pepelom i šljakom iz TE Pljevlja, otpadom koji je štetan za ljudsko zdravlje.

3. KONCIPIRANJE DUGOROČNOG ENERGETSKOG RAZVOJA

Unazad nekoliko godina, a u skladu s reformama ekonomskog sustava u državama kandidatkinjama za EU, u Crnoj Gori počinje proces uspostavljanja odgovarajućeg pravnog, institucionalnog, fi nancijskog i regulatornog okvira, potrebnog za održivi razvoj energetskog sektora. Crna Gora je pristupila Energetskoj zajednici zemalja jugoistočne Europe. Izvršila je privatizaciju kompanija za opskrbu naftnim derivatima, država je manjinski vlasnik Rudnika ugljena Pljevlja, a izvršeno je i funkcionalno razdvajanje Elektroprivrede u pet kompanija (proizvodnja, prijenos, elektrogradnja, distribucija i opskrba). Crna Gora je pristupila i Ženevskoj konvenciji o dalekosežnom prekograničnom onečišćenju zraka i Protokolu iz Kyota.

U okviru ukupnih reformi i približavanja Europskoj uniji Crna Gora prihvaća energetsku politiku EU-a, koja se temelji na pet razvojnih ciljeva europske energetske regulative:

sigurnost opskrbe energijom ● zajedničko tržište za električnu energiju i prirodni plin ●


108

učinkovita potrošnja i proizvodnja energije ● uporaba obnovljivih izvora energije ● nuklearna energija ●

Također, Crna Gora je suglasna s prijedlogom Europske Komisije iz 2007. godine o realizaciji sljedećih ciljeva u državama članicama EU-a do 2020. godine:

smanjenje emisije stakleničkih plinova za 20 posto ● drastično povećanje energetske učinkovitosti i smanjenje potrošnje energije za ●najmanje 20 posto povećanje udjela obnovljivih izvora energije na 20 posto ukupne potrošnje primarne ●energije povećanje udjela biodizel goriva na najmanje 10 posto ●

Kao polaznu osnovu za europski model održivog i strateškog razvoja energetskog sektora, tj. radi osiguranja raspoložive i cjenovno dostupne energije, Vlada Crne Gore je u travnju 2005. godine usvojila dokument o dugoročnoj energetskoj politici [3]. Nakon toga, u razdoblju od 2005. do 2006. Energetski institut Hrvoje Požar izradio je Stručne osnove za Strategiju razvoja energetike Crne Gore do 2025. godine [4], a u prosincu 2007. usvojena je i sama Strategija [2] koju je, na temelju Stručnih osnova, pripremio IREET iz Ljubljane. Stručne osnove su bile veoma opsežan elaborat u kojem su obrađeni: energetsko-resursni, bilančni, tehničko-tehnološki, ekološki, socijalni, ekonomski, zakonodavni, međunarodni i svih drugi relevantni aspekti i osnovni scenariji budućeg razvoja energetike Crne Gore, koji su obrađeni u pet knjiga (A – E).

Strategija je svodni dokument s opredjeljenjem razvojnog scenarija i, u suštini, s obzirom na dugogodišnji zastoj i aktualne razvojne izazove, predstavlja jedan od ključnih državnih akata Crne Gore. Njezin značaj ogleda se u području energetske i ekonomske dimenzije, kao značajnog dijela doprinosa rastu GDP. Nije manje značajna ni za proces konstruktivne komunikacije između svih zainteresiranih segmenata crnogorskog društva u kojem već odavno postoji snažno protivljenje pojedinim projektima, naročito u području izgradnje hidroelektrana. Implementacijom Strategije se, također, očekuje pojačan interes investitora i porast obujma direktnih stranih investicija u energetski sektor Crne Gore.

Strategija obuhvaća razdoblje do 2025. godine koji se može smatrati dovoljnim za postizanje strukturnih promjena u razvoju infrastrukture. Ukoliko se do toga vremena dostignu ključni ciljevi Strategije, za preostalo petogodišnje razdoblje do 2030. godine može se grubo uzeti ekstrapolacija prethodnih trendova do 2025. godine.


109

Izvor: Strategija razvoja energetike Crne Gore do 2025. godine IREET Institut, Ljubljana 2007

Slika 2.1. Struktura potrošača i prognoza potrošnje fi nalne energije po scenarijima

Ostvarena prosječna stopa rasta potrošnje ukupne fi nalne energije od 2003. godine do 2025. godine u visokom scenariju je 3,0 posto, u srednjem scenariju 2,5 posto godišnje, a u niskom scenariju 1,9 posto godišnje, što ukazuje na značajan pomak u pogledu smanjenja energetske intenzivnosti, odnosno smanjenja potrošnje fi nalne energije po jedinici ostvarenog GDP u svim scenarijima.

Strategija se opredijelila za srednji scenarij s 2,5 posto prosječnog godišnjeg rasta koji se temelji na realnom stupnju uvođenja novih tehnologija, supstituciji goriva i mjerama energetske učinkovitosti. Pri toj stopi bi ukupne energetske potrebe Crne Gore 2030. godine iznosile oko 58,5 PJ.

3.2. Razvoj elektroenergetskog sektora do 2025. godine

Prema srednjem scenariju potrošnje električne energije koju je potrebno zadovoljiti na razini visokonaponskog sustava iz vlastite proizvodnje i/ili uvoza, u razdoblju 2005. – 2025. godine pretpostavlja se prosječni godišnji rast potrošnje od 1,22 posto, dok prosječni godišnji rast vršnog opterećenja u sustavu iznosi 1,51 posto. Pretpostavljeni prosječni godišnji rast potrošnje električne energije u promatranom razdoblju (2005-2025) iznosi 1,33 posto, dok je prosječno godišnje povećanje vršnog opterećenja u sustavu 1,51 posto. Slika ovog predviđanja dana je na slici 2.2.1.

3.1. Potrošnja fi nalne energije do 2030. godine

U Stručnim osnovama (Knjiga B) [4] su razvijena tri scenarija porasta GDP-a za predviđanje potrošnje fi nalne energije do 2025. godine: (I) niski , s prosječnom stopom privrednog rasta do 2025. godine od 4,3%, (II) srednji, sa stopom rasta od 6,3 posto i (III) visoki scenarij, sa stopom rasta od 7,7 posto. Rezultati predviđanja potreba za fi nalnom energijom prema MEDEE/MAED modelu prikazani su na slici 2.1.

27,6329,82

35,56

43,2240,64

37,87

50,3846,32

41,68

57,40

51,62

44,82

27,63 27,63 29,82 29,82

36,87

33,99

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

Vis

ok

i

Sre

dn

ji

Nis

ki

Vis

ok

i

Sre

dn

ji

Nis

ki

Vis

ok

i

Sre

dn

ji

Nis

ki

Vis

ok

i

Sre

dn

ji

Nis

ki

Vis

ok

i

Sre

dn

ji

Nis

ki

Vis

ok

i

Sre

dn

ji

Nis

ki

2000 2003 2010 2015 2020 2025

PJ

Industrija Promet Kućanstva UslugeGraditeljstvo Poljoprivreda UKUPNO


110

Izvor: Strategija razvoja energetike Crne Gore do 2025. godine, IREET Institut, Ljubljana 2007

Slika 2.2.1. Potrošnja, vršno i minimalno opterećenje za razdoblj 2005.-2025.

U Stručnim osnovama (Knjiga E) [4] razmatrana su tri scenarija: ograničene N-1, umjerene N-2 i intenzivne N-3 izgradnje. Strategija se opredijelila za scenarij N-2, koji je prikazan na slici 2.2.2. i u tablici 2.2.1. Međutim, zbog perspektivnog razvojnog potencijala poslije 2025. i potrebe da se taj potencijal u međuvremenu zaštiti, ovdje će određena pažnja biti posvećena i scenariju N-3.

Na slici 2.2.2. je prikazana struktura i dinamika uklapanja izvora pri pokrivanju potrošnje električne energije do 2025. godine. Vidljivo je da se uvoz električne energije povećava do izgradnje TE Pljevlja 2. Značajno je da je, uz predviđenu dinamiku izgradnje objekata, saldo uvoza i izvoza do pred sam kraj promatranog razdoblja negativan.

Tablica 2.2.2. Elektroenergetska bilanca za scenarij N-2 (u GWh)

Kota normalnog

uspora

Ukupna zapremina

akumulacije

Korisna zapremina

akumulacije

Instalis. protok

Instalis. snaga

Godišnja proizv.

Troškovi izgradnje Objekt

m.n.m. hm3 hm3 m3/s MW GWh mil. EUR

HE Koštanica 1 000 224 198 92 531,5 1332 417,0

P max

P min

W

0

200

400

600

800

1000

1200

2005 2010 2015 2020 2025

MW

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000 GWh


111

Izvor: Strategija razvoja energetike do 2025. g. Stručne osnove. IREETLjubljana, EI ‘’H. Požar’’ Zagreb

Slika 2.2.2. Struktura izvora u podmirivanju potrošnje do 2025. godine

Iz tablice 2.2.1. vidi se povoljna struktura ukupne domaće proizvodnje električne energije ovog scenarija. Prema izvoru primarnog goriva 2025. godine (bez izvoza) planira se sljedeća struktura: udio obnovljivih izvora energije (OIE) - približno 52 posto, udio «novih» obnovljivih izvora (NOIE) 4 posto i udio ugljena (TE Pljevlja 1 i 2) 44 posto.

3.3. Značaj HE ‘’Koštanica’’ za razvoj elektroenergetike nakon 2025. godine

Postavlja se pitanje - što poslije 2025. godine? Treba li samo uvoziti električnu energiju ili blagovremeno graditi dodatne izvore i koje? Načelne odgovore na ova pitanja treba tražiti u dokumentu o dugoročnoj energetskoj politici Crne Gore, a konkretnija rješenja u Stručnim osnovama Strategije do 2025. godine.

Ekstrapolacijom navedenih trendova rasta, potrebe za električnom energijom 2030. godine iznosile bi oko 6 190 GWh (tj. dodatnih 400 GWh), a vršno opterećenje bi naraslo na oko 1 095 MW (dodatnih 80 MW). Dokument o dugoročnoj energetskoj politici energično ustrajati na izgradnji izvora (posebno hidroenergetskih), makar do razine samodovoljnosti, ali snažno potencira i poziciju Crne Gore kao izvoznika električne energije. Crna Gora raspolaže hidropotencijalom koji spada u sam svjetski vrh po Indeksu Strateškog Prioriteta za korištenje (ISP), ekonomičnost i pogodnost uklapanja u ekološko i socijalno okruženje. Možemo biti zahvalni obrađivaču Stručnih osnova što je u Knjizi E elaboriran scenarij intenzivne gradnje N-3 koji bi uspješno zadovoljio navedene ciljeve dugoročne energetske politike, a ostvario bi se, čak, visoki izvozni višak 2025. od oko 2 500 GWh. Scenarij je prikazan na slici 2.3.1. i u tablici 2.3.1. i zaslužuje kraći komentar.

Treba primijetiti da je scenarij N-2 u suštini podskup scenarija N-3 koji, uz nešto izmijenjenu dinamiku izgradnje, sadrži još HE ‘’Koštanicu’’ i HES ‘’Buk Bijela’’. Ključno postrojenje scenarija N-3 je HE ‘’Koštanica’’ koja u raznim primjerima fi gurira od vremena Kraljevine

-2.000

-1.000

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

2005 2010 2015 2020 2025

GWh

Uvoz

TE na otpad

Biomasa

Vjetro-elektrane

HE Komarnica

HE na Morači

TE Pljevlja II

TE Pljevlja I

Valorizacija HE Piva

Male HE

HE Perućica

Uvoz

Bruto potrošnja

Izvoz

Saldo uvoz-izvoz

RealizacijaPrognoza


112

Crne Gore do danas. Tako je već u prvom desetljeću XX. stoljeća inženjer Ante Dešković, po narudžbi vlade Kraljevine Crne Gore, izradio projekt za izgradnju hidroelektrane i kanjonu Morače s tunelskim prebacivanjem voda Tare sa, za ono vrijeme, ogromnom instaliranom snagom od 60 MW. Nažalost, zbog kasnijih balkanskih ratova i I. svjetskog rata, kao i nestanka države Crne Gore 1918. godine, ostalo se samo na projektu.

Izvor: Strategija razvoja energetike do 2025. g. Stručne osnove. IREETLjubljana, EI ‘’H. Požar’’Zagreb

Slika 2.3.1. Struktura izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju N-3

Tablica 2.3.1. Elektroenergetske bilance za scenarij N-3 (u GWh)

Godina Hidroelektrane (bez HE Piva) Termoelektrane Valorizacija

HE Piva Obnovljivi

izvori Uvoz Izvoz Ukupno

2010. 971 1 152 1 065 60 1 516 0 4 765

2015. 3 025 2 473 1 065 197 60 1838 4 982

2020. 3 357 2 473 1 065 209 100 1832 5 372

2025. 4 523 2 473 1 065 220 151 2641 5 791

Dakle, vidi se da, zbog vrlo uske vododijelnice između slivova Tare i Morače, postoje izuzetno povoljni uvjeti za veliku koncentraciju pada na dosta kratkom potezu. U predjelu Ostrovice uzvodno od Kolašina glavni tok rijeke Tare dijeli tek 2 km od lijevih pritoka Morače. Takva prirodna specifi čnost omogućava da se s derivacijom od samo 6-7 km ostvari pad od preko 700 m. Konkretno, rješenje za korištenje ovog potencijala defi nirano je projektom izgradnje HE ‘’Voštanica’’.

Prema Glavnom i Idejnom projektu, HE Voštanica bi imala tehničke i ekonomske pokazatelje (uglavnom kao vršna elektrana) prikazane u tablici 2.3.2. Bila bi to derivacijska HE s akumulacijskim bazenom „Žuti krš“ i kompenzacijskim bazenom „Babovića klisura“. Tako bi „Žuti krš“ predstavljao čelnu akumulaciju hidroenergetskog sustava Tara-Morača, što bi, u kombinaciji s HE ‘’Andrijevo’’ kao vodećom akumulacijom kaskade hidroelektrana na Morači, omogućilo kvalitetno iskorištavanje potencijala ova dva sliva.

-4000

-2000

0

2000

4000

6000

8000

10000

2005 2010 2015 2020 2025

GWh

Uvoz

TE na otpad

Vjetroelektrane

HES Buk Bijela

HE Ljutica

HE Komarnica

HE na Morači

HE Koštanica

TE Pljevlja 2

TE Pljevlja 1

EPS-Piva

Male HE

HE Perućica

Potrošnja

Uvoz

Izvoz

Saldo uvoz-izvoz


113

Kota normalnog

uspora

Ukupna zapremina

akumulacije

Korisna zapremina

akumulacije

Instalis. protok

Instalis. snaga

Godišnja proizv.

Troškovi izgradnje Objekt

m.n.m. hm3 hm3 m3/s MW GWh mil. EUR

HE Koštanica 1 000 224 198 92 531,5 1332 417,0

Tablica 2.3.2. Tehnički i ekonomski pokazatelji HE Koštanica (s prevođenjem 22 m3/s)

Gradnja HE ‘’Koštanica’’ je više puta bila aktualizirana u raznim energetskim strategijama i programima tijekom prethodnih pola stoljeća. Nažalost, ne i u nedavno usvojenoj Strategiji, što bi u domaćoj i međunarodnoj stručnoj javnosti moglo biti shvaćeno kao defi nitivno odustajanje od ovog, nedvojbeno najatraktivnijeg potencijala u Europi. Istovremeno bi se na duže razdoblje obeshrabrili međudržavni dogovori Crne Gore s BiH i Srbijom kao nizvodnim korisnicima Drinskog sliva.

Prema „Dopunskoj investicijsko-tehničkoj dokumentaciji o uređenju slivova Drine, Pive, Lima i Morače“ [5] iz 1976. godine, u slučaju prevođenja 22 m3/s procjenjuje se da bi smanjenje proizvodnje na već izgrađenim hidroelektranama na Drini iznosilo 5,25 posto, odnosno 182 GWh. S druge strane, ovim bi se rješenjem za oko 52 posto, odnosno za 360 GWh povećala proizvodnja na svim budućim hidroelektranama na Morači. No, utjecaj na smanjenje hidropotencijala u susjednim državama je otvoreno pitanje koje treba rješavati na bilateralnim i multilateralnim razinama kako bi se, prema osnovnom principu međunarodnog vodnog prava o pravičnom i racionalnom korištenju voda, partnerski usuglasili interesi svih korisnika. Ovo se, prvenstveno, odnosi na sljedeće dogovore:

korištenje i upravljanje vodama ● prevođenje voda ● podjela zajedničkog hidropotencijala ● podjela energetskih učinaka nastalih zbog utjecaja akumulacija u Crnoj Gori na ●nizvodne korisnike

Prethodne generacije uključenih političara i stručnjaka nisu uspjeli razriješiti ovaj ‘’Gordijev čvor’’, od čega je najviše štete imala Crna Gora, mada je i sama često doprinosila iracionalizaciji problema. Pa i nedavnom Deklaracijom o zaštiti rijeke Tare u čitavom, a ne samo (kao što su preuzete međunarodne obveze) u kanjonskom toku. Postoje brojne veoma ozbiljne analize i prijedlozi tehničkih rješenja i procedura za kontrolu vodnih režima [6] za integralno rješenje ovog problema. U trudu da se pronađe platforma za dogovor o ovoj elektrani europskog značaja predlaže se koncepcija s faznom gradnjom. Bila bi to reverzibilna HE s četiri jedinice (posebno turbina i generator, a posebno pumpa i motor) koja bi se u prvoj fazi realizirala kao klasična HE u podzemnoj izvedbi. U drugoj fazi, u nekom nedefi niranom budućem vremenu, kada nizvodnim korisnicima treba uspostaviti prirodne vodne bilance, dogradnjom podzemne prostorije s pumpnim agregatima, klasično postrojenje bi se pretvaralo u reverzibilnu HE.

Strateški interesi Crne Gore za postizanje dogovora o integralnom sustavu gornjeg sliva Drine su:

a) Optimalno iskorištavanje HE potencijala slivova Drine i Moračeb) Osiguranje HE visokih instaliranih snaga, od interesa za plasman i razmjenu s regijom


114

c) Potpuno očuvanje zaštićenog dijela kanjona Tare, s dopunskom turističkom valorizacijomd) Intenzivnija urbanizacija Mojkovca i Kolašina i drugih naselja u gornjem toku rijeke Tare.

Strateški interesi Srbije i BiH su:

a) Poboljšanje režima malih voda (u vegetacijskom razdoblju) na srednjem i donjem toku Drineb) Ublažavanje valova velikih voda djelovanjem čelnih akumulacijac) Stvaranje uvjeta za racionalno iskorištavanje srednje i donje Drine i Limad) Povećanje snage HE koje mogu djelovati kao regulacijska i operativna rezerva u EES Srbije.

Analize pokazuju da je prevođenjem dijela voda iz Tare u Moraču i kasnijom dogradnjom HE ‘’Koštanica’’ u reverzibilno postrojenje moguće, kao i upravljanjem vodnim režimom čitavog HE sustava zadovoljiti navedene strateške interese svih strana. Odlaganje dogovora o korištenju ovog potencijala, a pogotovo potpuno ‘’guranje pod tepih’’, je veoma opasno i štetno po sve tri države.

4. ZAKLJUČAK

Posljednjih desetljeća energetski sektor Crne Gore ‘’stežu škare’’ rastućeg energetskog defi cita i sve skuplje uvozne energije, posebno električne. Odsustvo aktivne energetske politike, a naročito dugogodišnji zastoj u gradnji novih izvora, naslijeđena energetski intenzivna industrija aluminija i čelika, kao i odsustvo mjera energetske učinkovitosti u svim sektorima, dovelo je do ozbiljnih posljedica po dalji gospodarski razvoj.

Tek posljednjih nekoliko godina Crna Gora pokreće određene aktivnosti u pravcu stvaranja sustavnih pretpostavki za uspostavljanjem odgovarajućeg pravnog, institucionalnog, fi nancijskog i regulatornog okvira, potrebnog za održivi razvoj energetskog sektora. Osim toga, Crna Gora je usvojila dugoročnu energetsku politiku i strategiju razvoja energetike do 2025. godine. U Stručnim osnovama Strategije veoma su studiozno analizirani bitni utjecajni čimbenici i postavljeni različiti razvojni scenariji. U konačno prihvaćenom dokumentu Strategije usvojen je umjereni scenarij koji je, prema uvjerenju autora ovog rada, isključio neke energetski i ekonomski veoma atraktivne primjere kod daljeg aktiviranja neiskorištenog hidropotencijala. Ovo se naročito odnosi na zanemarivanje nesporne kvalitete integralnog rješenja sliva Drine i Morače.

Opredjeljenje Strategije da se koristi samo oko 900 GWh hidropotencijala na Morači, Pivi i malim vodotocima, može se donekle shvatiti kao taktički potez od strane obrađivača i Vlade Crne Gore zbog nedavno velikog protesta javnosti povodom najave gradnje HES Buk Bijela. No, potpunim zanemarivanjem primjera prevođenja dijela voda Tare u Moraču ne motivira nikakve buduće međudržavne pregovore o tom rješenju, pa postoji velika opasnost da se taj izuzetno vrijedan potencijal trajno degradira. U nekim budućim, izmijenjenim okolnostima on će sigurno biti veoma aktualan. Treba se nadati da će očekivani europski kontekst ovih država, rastući energetski problemi u regiji i partnerski pristup prilikom usuglašavanja strateških ciljeva svih strana konačno dovesti do aktiviranja i ovog potencijala.


115

5. LITERATURA

[1] Vodoprivredna osnova Crne Gore, 2001.

[2] Strategija razvoja energetike Crne Gore do 2025. godine. Bijela knjiga (2007.); IREET Ljubljana

[3] Energetska politika Republike Crne Gore, 2005.

[4] Strategija razvoja energetike Crne Gore do 2025. godine. Stručne osnove (Knjiga A – E), IREET Ljubljana, EI ‘’Hrvoje Požar’’, Zagreb, 2005. – 2006.

[5] Dopunska investicijsko-tehnička dokumentacija o uređenju slivova Drine, Pive, Lima i Morače. Energoprojekt, 1976.

[6] B. Đorđević, M. Šaranović: Hidroenergetski potencijali Crne Gore, Mogućnosti korišćenja za razvoj i unapređenje životne sredine. CANU, Podgorica 2007.

CURRICULUM VITAE


117

Djani Brečevič

Mag. Djani Brečevič je diplomirao 1982. godine na Elektrotehničkom fakultetu Univerze u Ljubljani, a četiri godine kasnije je na istom fakultetu uspješno zaključio i magistarski studij. Iste godine se zaposlio na Elektroinstitutu Milan Vidmar u Ljubljani na odjeljenju za energetiku. U tom vremenu je obavljao i zadaće univerzitetnog asistenta za područje elektroenergetskih sistema. Godine 1986 se upisao na postdiplomski studij poslovne politike i organizacije na Ekonomskom fakultetu Univerze u Ljubljani kojeg je tri godine kasnije i uspješno zaključio. U periodu od 1992 do 1996 godine je vodio Odjeljenje za energetiku na Elektroinstitutu Milan Vidmar. Od 1998 godine je direktor IREET Instituta za istraživanja u energetici, ekologiji i tehnologiji. Sudjelovao je na velikom broju savjetovanja u Sloveniji i inostranstvu sa više od 80 različitih referata iz oblasti energetike i ekologije.

IREETSlovenia


118

Mag. ekon., mag el. Djani Brečevič, univ. dipl. inž.IREET Institut za raziskave v energetiki, ekologiji in tehnologijiLjubljana, Slovenija

ENERGETSKA OPSKRBA U REPUBLICI SLOVENIJI DO 2030. GODINE

Sažetak

U radu su prikazane moguće projekcije razvoja energetskog sektora u Republici Sloveniji do 2030. godine. Razmatrani su scenariji fi nalne potrošnje energije s posebnim osvrtom na potrošnju električne energije. Slijedi analiza načina zadovoljavanja opskrbe energijom, odnosno mogući scenariji pokrivanja potrošnje s ocjenom utjecaja na životnu sredinu. Kvantifi cirani su svi relevantni čimbenici zaštite okoliša. Posebno je razmatran i geostrateški položaj Slovenije u procesu razvoja energetskog sektora u cijeloj regiji te njegov utjecaj na način energetske opskrbe.

ENERGY SUPPLY IN THE REPUBLIC OF SLOVENIA UNTIL 2030

Abstract

The Paper presents possible projections for energy sector development in the Republic of Slovenia till 2030. The fi nal energy consumption scenarios are discussed with special focus on electricity consumption. Different ways of energy supply satisfaction and possible consumption cover scenarios with environment effect estimation are analyzed. All important environment impact factors are determined. Special attention is dedicated to geo-strategic place of Slovenia in the energy sector development of the whole region and its infl uence on energy supply method in Slovenia.

1. UVOD

Nacionalni energetski program izrađuju se za razdoblje od 20 godina, a temelji se na prognozi potrošnje fi nalne energije uz uključivanje realno ocijenjenog potencijala učinkovite potrošnje energije, ekonomsko i ekološki prihvatljivog načina opskrbe energijom (uključujući i geostrateški položaj Slovenije), optimalnog iskorištavanja vlastitih resursa radi veće pouzdanosti te neophodno uvođenje čistih ekološko prihvatljivih tehnologija. Međutim, zbog promjena u energetskom sektoru i cjelokupnom gospodarstvu Nacionalni energetski program mora se revidirati barem svakih pet godina.

Temeljni izazov za slovensku energetiku postoji u procesu smanjivanja energetske intenzivnosti. Energetska intenzivnost je pokazatelj konkurentnosti gospodarstva, a mjeri se potrošnjom energije na jedinicu produkta, odnosno dodane vrijednosti i pokazuje strukturu gospodarstva te stupanj učinkovitosti iskorištavanja energije. Uz veće cijene energije visoka energetska intenzivnost utječe na smanjenje konkurentnosti gospodarstva.


119

Energetska intenzivnost se u Sloveniji poboljšava, međutim u sljedećem razdoblju morala bi se još dodatno poboljšati. Sadašnja razina energetske intenzivnosti posljedica je relativno sporih napora na području energetske učinkovitosti, neugodne strukture gospodarstva te relativno visokog udjela energetsko intenzivnih sektora za razliku od zemalja koje imaju približno isti nivo bruto domaćeg proizvoda.

Za elektroenergetski sektor je značajno da u posljednjem razdoblju vrlo brzo raste potrošnja električne energije za razliku od svih ostalih energenata. U posljednjem razdoblju je godišnja stopa porasta iznosila približno 3 posto, što predstavlja relativno visoku stopu. Uzroci su u relativno visokoj stopi rasta energetsko intenzivnih sektora i u nedovoljnom izvođenju mjera energetske učinkovitosti zacrtanih u Nacionalnom programu energetske učinkovitosti u skladu s Direktivom 32/2006/ES. Prosječna stopa porasta maksimalne snage opterećenja je niža i kreće se između 1,6 i 2 posto.

Za slovenski energetski sektor su značajni izazovi u procesu provođenja već prihvaćenih međunarodnih obaveza s područja zaštite okoliša i održivog energetskog razvoja. Posebno veliki izazov je ispunjenje obveza Protokola iz Kyota i radi smanjenja dušikovih oksida te ciljnog udjela električne energije proizvedene iz obnovljivih izvora. Osim tih kratkoročnih ciljeva do 2010. odnosno 2012. godine, u okviru klimatsko energetskog paketa postavljeni su novi srednjoročni ciljevi do 2020. godine na nivou EU-a: 20 posto udio energije iz obnovljivih izvora, najmanje 20 posto smanjenje emisija CO2 i 20 posto veća energetska učinkovitost. Potrebno je napomenuti da se Slovenija obvezala da će do 2020. godine povećati udio obnovljivih izvora na 25 posto u ukupnoj fi nalnoj potrošnji energije.

Za budući razvoj energetskog sektora posebno je važna Direktiva 2006/32/ES o provođenju mjera energetske učinkovitosti na razini fi nalne potrošnje, jer se od država EU-a očekuje da u razdoblju od 2008.-2016. postignu barem 9 posto ušteda energije.

Za Sloveniju su značajni svi događaji na europskom tržištu zbog relativno visoke energetske ovisnosti jer jeona više od 50 posto ovisna o uvozu primarne energije. Iako se znatan dio dobave energije realizira srednjoročnim, odnosno dugoročnim ugovorima, sve cijene primarnih energenata bit će ovisne o kretanju cijena na tržištu.

2. GOSPODARSKI RAZVOJ

Gospodarski razvoj u Republici Sloveniji ovisi prvenstveno o međunarodnim ekonomskim uvjetima i budućim događanjima i prilikama u svijetu. To znači da će se domaća ekonomska politika morati prilagoditi tim prilikama.

Visok scenarij gospodarskog razvoja (scenarij ++) temelji se na pretpostavci daljnjeg širenja europskog tržišta. U tom slučaju bi europske institucije bile sposobne izvršiti reforme zajedničke kohezijske politike i reforme tržišta radne snage te nastaviti proces otvaranja europskog tržišta za proizvode iz zemalja trećeg svijeta. Na taj način bi se ostvarili politički i ekonomski uvjeti za nastavak širenja EU-a na Balkan i Tursku te gospodarske suradnje sa zemljama nekadašnjeg Sovjetskog saveza i na šireg mediteranskog prostora. Pretpostavke scenarija temelje se na vrlo intenzivnim ulaganjima države u infrastrukturu, osobito u gospodarstvo i u obrazovanje. U takvim bi prilikama slovensko gospodarstvo nastavilo ubrzanu internacionalizaciju. Slijedilo bi razvojno aktiviranje prirodnih i kulturnih potencijala Slovenije kroz brži razvoj turizma i otvaranje novih srednjih i malih poduzeća. Razvojni uzorak bi se odrazio na visoku kupovnu moć stanovništva i gospodarsku strukturu


120

koja bi bila energetski učinkovita i prihvatljiva za cijeli okoliš. Ciljni razvojni scenarij (++) predviđa relativno visok stupanj gospodarskog razvoja.

U okviru scenarija se predviđa prosječna godišnja stopa porasta BDP-a od 4,4 posto u razdoblju do 2013. godine, 3,5 posto do 2020. godine i 3posto do 2030. godine.

Pretpostavke niskog scenarija gospodarskog razvoja (scenarij +) temelje se na činjenici pojave tendencije o promjeni ustava EU-a i nastavku uspona različitih oblika nacionalizma u europskom političkom prostoru. To bi svakako vodilo do nepotpunog djelovanja unutrašnjeg europskog tržišta. Kredibilnost EU-a bila bi ugrožena, a zajedničke europske institucije postale bi predmetom stalnih kritika, što bi rezultiralo sporijem gospodarskom razvoju. U takvim prilikama bi slovensko gospodarstvo imala oslonac na domaćoj razvojnoj i ekonomskoj politici te bi pokušalo intenzivno neutralizirati dolazeće šokove iz okruženja.

Dinamika gospodarskog razvoja smanjila bi se na 2 posto u razdoblju do 2020. godine i na samo 1 posto do 2030. godine.

3. PROJEKCIJE FINALNE POTROŠNJE ENERGIJE

Zbog predviđenog vrlo intenzivnog gospodarskog porasta u razdoblju do 2013. godine, sadašnji visoki stupanj potrošnje fi nalne energije nastavit će se i u budućnosti. Zbog toga su do 2010. godine razlike između pojedinih strategija relativno male. Prosječna godišnja stopa porasta fi nalne energije do 2020. godine bit će između 1,1 i 1,4 posto ( u ++REF i ++INT strategiji) i 1,0 i 0,8 posto godišnje (u +REF i +INT strategiji). Ukupan porast fi nalne energije do 2020. godine s obzirom na 2005. godinu je u rasponu od12 do 23 posto, odnosno između 230 PJ i 251 PJ. Do 2030. godine će se ovaj raspon fi nalne energije još povećati od 13 do 33 posto, tako da će fi nalna potrošnja energije biti između 232 PJ i 273 PJ (slika 1).

Slika 1. Ukupna potrošnja fi nalne energije


121

Analiza kretanja prosječne stope porasta fi nalne energije i BDP-a ukazuje na to da su stope porasta fi nalne potrošnje niže za razliku od porasta BDP-a. Naime u visokom scenariju gospodarskog razvoja (++) su stope rasta fi nalne potrošnje više za razliku od nižeg scenarija gospodarskog razvoja (+).

3.1. Finalna potrošnja električne energije

Analiza pokazuje da će se visoki prosječni godišnji porast potrošnje električne energije 3,7 posto (u razdoblju od 2000. do 2005. godine) do 2010. godine smanjiti. Pouzdano možemo predvidjeti da će prosječna stopa porasta biti između 2 i 2,5 posto. S obzirom na predviđanja fi nalna potrošnja električne energije će se povećati s obzirom na visoki scenarij (++) za 38, odnosno 32 posto (2,2 posto odnosno 1,9 posto godišnje). Ukupan porast potrošnje će biti 4,9 TWh u REF strategiji i 4,1 TWh u INT strategiji.

Porast potrošnje u nižem scenariju (+) je niža za 22 i 27 posto, odnosno ukupan porast potrošnje će biti 3,5 TWh u REF i 2,8 TWh u INT strategiji. Prosječna godišnja stopa porasta će biti između 1,3 i 1,6 posto (slika 2).

Trend porasta u visokom scenariju (++)nastavit će se u razdoblju između 2020. i 2030. godine jer će ukupna potrošnja električne energije iznositi 20,7 TWh, odnosno 19,6 TWh u REF i INT strategiji. Znači da će porast biti veći od 60, odnosno 50 posto s obzirom na 2005. godinu. U nižem scenariju (+) će se potrošnja električne energije u 2030. godini kretati između 16 i 17 TWh.

Slika 2. Projekcija potrošnje električne energije


122

3.2. Udio obnovljivih izvora energije u fi nalnoj potrošnji

S obzirom da se Slovenija obvezala u skladu s Direktivom o promoviranju obnovljivih izvora te da do 2020. godine mora postići udio obnovljivih izvora u fi nalnoj potrošnji energije od 25 posto, za postizanje tog cilja je značajan porast potrošnje fi nalne energije i opseg iskorištavanja obnovljivih izvora. Premda scenariji predviđaju bržu rast obnovljivih izvora od porasta fi nalne potrošnje, ciljni udio 25 posto je izuzetno teško postići. Najbliže se ciljnom udjelu približava s 22,1 posto +INT strategija i ++INT strategija sa 21,2 posto u 2020. godini. Obje strategije REF ne postižu niti 20 posto udjela u OIE (slika 3).

Slika 3. Udio OIE u fi nalnoj potrošnji energije po energetskim strategijama

4. PROJEKCIJE PRIMARNE ENERGIJE

S obzirom na četiri strategije fi nalne potrošnje energije i dva scenarija opskrbe električnom energijom (Ravnotežni i NEK2 scenarij) na slici 4 je prikazana ukupna potrošnja primarne energije. Do 2015. godine su razlike u bilancama primarne energije minimalne, međutim u 2020. godini su razlike osjetne zbog veće potrošnje nuklearnog goriva u NEK2 scenariju. U bilancama Ravnotežnog scenarija opskrba električnom energijom je porast potrošnje primarne energije do 2020. godine u rasponu između 0,7 i 1,1 posto godišnje, a poslije 2020. godine između 0,4 i 0,9 posto.

U scenariju NEK2 je prosječna stopa porasta primarne energije do 2020. godine dva puta viša, između 1,8 i 2,2 posto. Prosječne stope porasta u razdoblju poslije 2020. godine slične su stopama porasta u Ravnotežnom scenariju.

U strukturi primarne potrošnje energije postoje osjetne razlike između pojedinih scenarija. U Ravnotežnom scenariju se do 2025. godine smanjuje udio ugljena i tekućih goriva, a posebno se povećava udio prirodnog plina i obnovljivih izvora energije. U NEK2 scenariju se na račun osjetnog povećanja udjela nuklearnog goriva do 2025. godine, značajno smanjuje udio ugljena i tekućih goriva, dok se u znatno manjem opsegu povećava udio prirodnog plina i obnovljivih izvora energije.


123

Slika 4. Ukupna potrošnja primarne energije po strategijama za (a) Uravnoteženi i (b) NEK 2 scenarij opskrbe sa električnom energijom

Slika 5. Struktura potrošnje primarne energije po strategijama (a) Ravnoteženi i (b) NEK 2 scenarij opskrbe električnom energijom – 2025. godina

5. EMISIJE CO2

Ukupne emisije CO2 povećat će se u svim scenarijima do 2030. godine (slika 6), što znači da će znatno prekoračiti ciljnu projekciju iz OP-TGP za zadovoljavanje obveza iz Protokola iz Kyota. Europska unija je postavila za cilj smanjenje emisija stakleničkih plinova od 20 posto. Po prijedlogu Direktive bit će potrebni ogromni napori za postizanje tog cilja koji će se raspodijeliti između pojedinih zemalja, s time da će biti isključene emisije uključene u shemu trgovanja. Za Sloveniju je usvojen cilj da se za sektore koji su izvan sheme trgovanja povećaju emisije za 4 posto do 2020. godine. Međutim za emisije koje su uključene u shemu trgovanja je predviđeno smanjenje emisija za 21 posto na razini EU-a.


124

Slika 6. Ukupne emisije CO2 po strategijama

Slika 7. Projekcije emisija SO2 po energetskim strategijama

6. EMISIJE SO2 I NOX

Izgradnjom naprava za odsumporiranje u termoelektrani Šoštanj i Trbovlje i prelaskom na uvozni ugljen u TE-TOL, emisije sumpornog dioksida (SO2) su već u 2005. godini dostigle razinu oko 18.500 t SO2, što je ispod ciljne vrijednosti od 27 000 t SO2 do 2010. godine u skladu s NEC Direktivom. Emisije SO2 će se do 2020. godine dodatno smanjiti na nivo između 14 200 i 15 050 t SO2, zbog bolje kvalitete tekućih goriva i smanjenju potrošnje u sektoru široke potrošnje.


125

Slika 8. Projekcija emisija NOX po energetskim strategijama

Projekcije emisija dušikovih oksida (NOx) su indikativne prirode jer bi zbog specifi čnosti emisija trebalo provesti vrlo precizna istraživanja svih sektora, a naročito prometa. Predviđene projekcije pokazuju zadovoljavajući razvoj jer je cilj iz NEC Direktive do 2010. godine vrlo teško ostvariv. Ipak emisije NOx se u 2010. godini kreću između 54 800 t NOx i 55 000 t NOx, što je za približno 10 000 t iznad cilja, iako tomu u najvećoj mjeri s oko 8 100 t NOx doprinosi tranzitni promet. Emisije NOx će se do 2030. godine smanjiti na nivo oko 31 000 t, a razlike između energetskih strategija su minimalne.

7. ZAKLJUČAK

Aktualni trend porasta BDP-a u Sloveniji u 2008. godini i prognoze za 2009. godinu pokazuju da se trend smanjuje na niže stope porasta od pretpostavljenih u scenarijima razvoja. S obzirom na prognoze kako će se u narednim godinama znatno usporiti gospodarski razvoj, najrealniji je izbor nižeg scenarija (+), barem za razdoblje do 2020 godine. S obzirom na obavezu povećanja energetske učinkovitosti, postizanju ciljnog udjela obnovljivih izvora u fi nalnoj energiji i smanjivanje emisija CO2, potrebno je intenziviranje dodatnih aktivnosti na području povećanja energetske učinkovitosti. Predložena INT strategija omogućava približavanje zadanim ciljevima i zato ta strategija predstavlja jedini mogući izbor. Činjenica je da porast opsega decentralizirane proizvodnje u industriji, osobito kogeneracija, značajno doprinosi porastu pouzdanosti opskrbe u razdoblju do izgradnje većih novih proizvodnih jedinica poslije 2015. godine. Scenariji opskrbe električnom energijom ukazuju na problem pouzdanosti sustava jer će Slovenija biti u većoj mjeri ovisna o uvozu. Situacija će se poboljšati izgradnjom proizvodnih objekata veće snage poslije 2015. godine. Nakon 2020. godine je pouzdanost sustava na očekivanoj razini uz predviđen razvoj potrošnje i decentraliziranu proizvodnju električne energije. U scenariju NEK2 su pokazatelji puno bolji jer se znatno smanjila energetska ovisnost i ukupne emisije CO2.


126

8. LITERATURA

[1] IJS: Dolgoročne letne bilance RS za obdobje 2006 do 2026, Ljubljana 2008;

[2] IREET Institut: Strategija razvoja Republike Crne Gore do 2025 godine, Ljubljana 2007;

[3] Ministrstvo za gospodarstvo RS: Letopis elektroenergetskega gospodarstva Republike Slovenije (2000 – 2005);

[4] Baza podataka IREET Instituta.

CURRICULUM VITAE


127

Helena Božić (1968) obtained BS, MS and PhD degrees from the Faculty of Electrical Engineering and Computing, University of Zagreb in 1992, 1996 and 2005 respectively. At 2007 Ms. Božić fi nished the Study of Executive MBA at Cotrugli Business School in Zagreb. She also attented various regional and international training courses related with the models for the long term energy system planning.

Ms. Božić has a Senior Researcher position in the Department for Energy System Planning in the Energy Institute Hrvoje Požar since 1996, with the interest in energy system planning (energy models), energy balances and energy effi ciency. Before joining the Energy Institute Hrvoje Požar she was assistant in the Faculty of Electrical Engineering and Computing (Department of Applied Physics) in the fi eld of nuclear waste management.

Helena Božić

Energy Institute Hrvoje PozarSavska cesta 163, Zagreb,Croatiatel: ++385 1 60 40 588e-mail: [email protected]

Senior Economist at ADEME (French agency for environment and energy management), is is graduated (PHD) from the Grenoble university in energy economics. He is expert for more than 20 years on energy demand analysis, long term forecasting and energy effi ciency policy evaluation. He is the general secretary of the WEC service on energy effi ciency policy evaluation. He coordinates for more than a decade the ODYSSEE-MURE project for DGTREN on energy effi ciency monitoring. He is French delegate in many WGs including AIE, UNFCCC negotiation, EEA and member of the ECEEE board; He was consultant for many institutions including UN, WB and IEPF. He is lecturer in several universities in Paris, Corsica, Marseille and EPFL in Lausanne. He is the co-authors of 3 books and has written many articles in specialised reviews.

Didier Bosseboeuf

ADEME


128

Didier BosseboeufADEME, France

Helena Božić, Branko Vuk, Dino Novosel, Mario Keco, Marko Karan, Sara Vukman, Vedran KrstulovićEnergetski institut Hrvoje PožarZagreb, Croatia

MONITORING ENERGY EFFICIENCY IN THE EU-27 THE ODYSSEE - MURE PROJECT

Abstract

Since more than a decade, the European Commission through the Intelligent Energy for Europe programme and 29 partners, mainly European national energy effi ciency agencies, have developed common methodologies on energy effi ciency monitoring. This relies on two complementary tools:

ODYSSEE, an internet database on energy effi ciency indicators. Around 200 ●indicators comparable and harmonised across countries are developed at sectoral or end uses levels, over the period 1980-2006 for the EU-15 countries and from 1990 for EU-10 countries + Croatia and Norway. MURE, an interactive internet data base on energy effi ciency policies. More than ●1300 policies descriptions are stored. When available, ex-post evaluations are reported.

Based on this material provided by each of partners representing all the EU-Members and Croatia, a cross countries analysis is carried by sector on the recent trends for the EU as a whole and by countries. This diagnosis of benchmark shows that countries which have performed the best differ according to the end uses. The contribution of the manufacturing sector in the energy savings seems slowing down compared to the late nineties. Inversely, results in transport seem now encouraging. The building sector has performed disappointingly despites numerous policies. Analysis of the policy mix across countries and its dynamic shows divergences between the EU-15 countries and the EU-10. Innovative measures can be found everywhere and are discussed extensively.

These results become more and more widely used by member state to assess and interpret the target and the National Energy Effi ciency Action Plan of the plan of the Energy Service directive recently launched.

This report presents an analysis of energy effi ciency trends in Croatian on the basis of energy effi ciency indicators based on the ODYSSEE methodology. This analysis focuses on the period 1992-20041, in the energy consumption and energy effi ciency in total and in sectors (industry, transport, households and services).

1 The choice of 1992 for the starting year is because of war situation and relating energy consumption in 1990-1991.


129

PRAĆENJE ENERGETSKE UČINKOVITOSTI U ZEMLJAMA EU-27 PROJEKT ODYSSEE - MURE

Sažetak

U proteklih deset i više godina Europska komisija je, kroz program Inteligentna energija za Europu, zajedno s 29 partnera, uglavnom europskih nacionalnih agencija za energiju, razradila zajedničku metodologiju praćenja energetske učinkovitosti. Metodologija se zasniva na dva komplementarna alata:

ODYSSEE, internetska baza podataka o pokazateljima energetske učinkovitosti. ●Tijekom perioda između 1980. – 2006 defi nirano je oko 200 usporedivih i usklađenih pokazatelja na sektorskoj razini i razini krajnjih korisnika u različitim zemljama, za EU-15 i od 1990. godine za EU-10 plus Hrvatska i Norveška. MURE, interaktivna internetska baza podataka o mjerama energetske učinkovitosti. ●Pohranjeni su opisi više od 1300 mjera. Baze sadrže i ex-post evaluacije, ukoliko su one načinjenje.

Na temelju ovog materijala kojeg su priložili svi partneri koji predstavljaju članice EU-a i Hrvatsku provedena je usporedna analiza sektora nedavnih trendova među zemljama i to na razini EU-a kao cjeline i po pojedinačnim zemljama. Benchmarking analiza pokazuje da među zemljama koje su imale najbolje rezultate postoje razlike na razini krajnih korisnika. Doprinos prerađivačkog sektora u štednji energije se usporava u odnosu na razdoblje krajem devedesetih godina, a za razliku od njega, rezultati u transportu sada se pokazuju povoljnijim. Sektor zgradarstva, međutim, pokazao je razočaravajuće učinke unatoč brojnim politikama. Usporedna analiza kombinacije različitih mjera i njihove dinamike pokazuje razlike između zemalja EU-15 i EU-10. Sve zemlje primjenjuju inovativne mjere i o ovim mjerama se vodi široka rasprava.

Zemlje članice sve više koriste ove rezultate u ocjeni i tumačenju ciljeva Nacionalnog plana za energetsku učinkovitost i plana nedavno usvojene Direktive o energetskim uslugama.

Ovo izvješće prikazuje analizu trendova energetske učinkovitosti u Republici Hrvatskoj na osnovi indikatora energetske učinkovitosti i ODYSSEE metodologije. Analiza potrošnje energije i energetske učinkovitosti prikazana je ukupno i po sektorima potrošnje (industrija, promet, kućanstva i usluge) u periodu od 1992. do 2004. godine (gdje je polazna 1992. godina odabrana kao prva godina nakon energetske potrošnje u periodu ratnih zbivanja).

1. EXECUTIVE SUMMARY

The report starts with a review of general context of energy effi ciency, i.e. economic and energy consumption development, the policy background on energy effi ciency, policy instruments, international obligations on environmental protection. The energy consumption and trends in energy intensity are also presented, in total and at sectoral level, including the energy effi ciency by sector.

The main results and conclusions of the report are:

Over the period 1992-2004, the fi nal energy consumption grew at a rate of 3,3% ●per year. The highest growth rate was in the tertiary (services) sector, of 6,8%


130

per year, followed by the transport sector (5,7%/year) and households (3,9%/year). The industry sector had the smallest growth rate in this period (0,5%/year), while agriculture had a negative growth rate (-1,3%/year). The primary intensity decreased more than the fi nal intensity: -0,6% annually ●compared to -0,3% annually. In the period 1995-2004 energy effi ciency of the whole economy, as measured with ●the energy effi ciency index (ODEX) improved by 11%, compared to 8% for the EU-25. Especially the industrial sector (cement and paper) and transport sector (rail and trucks & light vehicles) contributed to this development. Direct CO ● 2 emissions (emissions from fi nal consumers) in Croatia have increased by 54% since 1992. The highest increase was in transport sector (99%), followed by households, services and agriculture sectors (60%). The emissions increase in industry sector was 12%.

2. THE BACKGROUND OF ENERGY EFFICIENCY

The economic growth in the period from 1992 to 2004 in Croatia was 3,4% per year (Table 1); the highest economic growth was recorded during the period 2001-2004 (5,1%).

The industrial activity (as measured by the value added at constant price) increased by 3,1% per year, with the highest growth in the period 2001-2004 (6,4%). Data for private consumption (households’ expenditures) are available from 1995; average growth rate for the period 1995-2004 was 3,9% per year, with the highest growth in the period 2001-2004 (5,7%). Because the data for private consumption are available from 1995, Figure 1 presents relative values for GDP, value added of the industry and private consumption of households relative to 1995.

Table 1. Economic and industrial growth in Croatia

%/year 1992-1996 1996-2001 2001-2004 1992-2004

GDP 2,4% 3,1% 5,1% 3,4%

Industry 0,4% 3,3% 6,4% 3,1%

Private consumption na 3,5% 5,7% 3,9%1

2 For the period 1995-2004.


131

Figure 1: Macro-economic development in Croatia: 1995-2004

2.1. Effi ciency measures in the transport sector - LPG & CNG Incentives

At the moment, in Croatia there is lack of support by local or national policy as for the CNG market development. Public transport companies favor diesel (or biodiesel as possible alternative fuel) and there is a strong LPG competition from focused LPG companies, primary daughter company of the Croatian national oil and gas company, which is interested to increase LPG demand in domestic market and reduce export (Croatia exports 70% of its LPG and imports 40% of needed natural gas).

Key drivers that might push the LPG & CNG market forward are: proximity of developed markets like Italy and the fact that CNG and LPG vehicles are exempt from, so called, “Eco-test” during annual technical vehicle inspection, which makes it interesting for older, more polluting vehicles, but on the other hand, this infl uences more the increase in the number of LPG vehicles then CNG vehicles. The international standards are accepted by national legislation and there are no obstacles for import of OEM vehicles.

In 2005, new Fund for Environmental Protection and Energy Effi ciency, which is fi nanced mostly from fees paid by the automotive sector, announced strategy to return part of the Fund revenues back to the automotive sector (probably in form of grants) instead of using them entirely for stabilization of landfi lls, which is case today. The Fund recently introduced favorable loans for projects aiming to decrease air pollution: loans up to (226 500 EUR) with 5 years repayment period + 2 years grace period or subsidy of interest rate of commercial loans up to 2%.

2.2. Energy effi ciency improvements in buildings

With the adoption of Technical regulation concerning heat energy savings and thermal protection in buildings (OG 79/05) in Croatia the level of thermal protection is enlarged and the annual heat energy consumption is limited depending on the form factor of the building and is between 51,31 kWh/m2 and 95,01 kWh/m2 for residential buildings and between

80

90

100

110

120

130

140

150

160

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

100=

1995

GDP VA ind Private cons


132

16,42 kWh/m3 and 30,40 kWh/m3 for non residential buildings. This is the fi rst step of implementing the 2002/91 EC Directive on the energy performance of buildings.

Energy Institute Hrvoje Požar conducted a large number of energy audits of family houses and residential buildings. For each house, according to specifi c location, infrastructure availability and specifi c demands, measures for effi cient use of energy are calculated with preview of total investment and simple pay-back period.

3. OVERALL ASSESSMENT OF ENERGY EFFICIENCY TRENDS

3.1. Energy consumption

Over the period 1992-2004, the fi nal consumption grew by 3.3% per year (at normal climate). The growth in the fi nal consumption was the most dynamic for the services sector (6,8% per year). The transport sector and the households had lower growth rates (5,7%/year and 3,9%/year), while the growth rate for the industry was the lowest (0,5%/year). The only sector with negative average growth rate was agriculture (-1,3%/year). The evolution of the fi nal consumption by sector in Croatia is shown in Table 2. Figure 2 presents the fi nal energy consumption by sectors in Croatia.

Table 2. Evolution of the fi nal consumption by sectors (normal climate)

1992-1996 1996-2001 2001-2004 1992-2004

Industry -2,2% 1,5% 2,8% 0,5%

Transport 8,6% 3,5% 5,5% 5,7%

Households 7,1% 1,2% 4,2% 3,9%

Services 11,7% 3,7% 5,6% 6,8%

Agriculture -2,1% 1,2% -4,3% -1,3%

Total 4,3% 2,1% 3,9% 3,3%

The industry sector had the highest share in total fi nal energy consumption in 1992 (35%) and in 2004 its share decreased to 24%, because of the dominance of the transport sector (23% in 1992 to 30% in 2004). Share of the households and tertiary consumption increased from 28% to 30% and from 7% to 11% respectively. Final energy consumption of the agriculture sector decreased from 7% in 1992 to 4% in 2004.

Final energy consumption of oil increased from 43% in 1992 to 49% in 2004 (Figure 3). The market share of electricity in the fi nal consumption remains stable (around 20%) together with coal (around 4%) and gas (19%). Share of heat consumption decreased from 6% in 1992 to 4% in 2004 and biomass from 8% to 6% in 2004.


133

2004

Coal3%

Oil49%

Gas19%

Biomass6%

Electricity19%

Heat4%

Figure 2. Final energy consumption by sector in Croatia

Figure 3. Final energy consumption by energy in Croatia in 1992 and 2004

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

ktoe

Coal Oil Gas Biomass Electricity Heat

1992

Coal4%

Oil43%

Gas19%

Biomass8%

Electricity20%

Heat6%


134

3.2. Energy intensity

3.2.1. Overall trends

In Croatia, the primary energy consumption developed from 6,61 Mtoe in 1992 to 8,83 Mtoe in 2004, i.e. by 34%. From 1990 to 1992 primary energy consumption increased (because of the war situation in Croatia) and after that it remained relatively stable at the level of 6,82 Mtoe until 1996. Up to 1999 primary energy consumption was increased at the level of 7,97 Mtoe, and in the following year it decreased to be increased again from 2000 to 2003 (8,80 Mtoe) and 2004 (8,83 Mtoe).

There are two general indicators which are often used to characterise the overall energy effi ciency of an economy: the primary energy intensity (i.e. the ratio primary consumption over GDP) and the fi nal energy intensity (i.e. ratio fi nal consumption over GDP).

Between 1992 and 2004, the primary energy intensity decreased much more than the fi nal intensity (Table 3): -0,6% per year on average compared to -0,3% per year. The strongest reduction in primary intensity was in the period from 2001 to 2004 (-1,6%/year), and for the fi nal intensity in the same period (-1,1%/year). Energy intensity is the indicator of energy productivity (energy effi ciency from an economic view point). The reason for the strongest reduction (fastest decrease) of the primary intensity in the period 1992-2004 lies in an improvement in the effi ciency of thermal power generation (higher effi ciency).

The development of primary (or fi nal) energy intensity over time is often used as an indicator for the overall energy effi ciency of all fi nal consumers. These indicators can be distorted by climatic variations from year to year. The infl uence of climatic variations on the development of fi nal energy intensity in Croatia is shown in Figure 4 and 5. In years with warmer winters than the long-term average year (in terms of degree days), the climate-corrected fi nal energy intensity is above the real intensity (e.g. 1992, 1994, 1999-2002). The coldest year was 1996 (13% colder than average) so the climate-corrected fi nal intensity is below the real intensity.

Table 3. Variations in primary and fi nal energy intensities in Croatia (normal climate)

1992-1996 1996-2001 2001-2004 1992-2004 Primary 0,3% -1,1% -1,6% -0,6% Final 0.7% -1,0% -1,1% -0,3%


135

Figure 4. Final energy intensity: actual, with climate corrections and degree-days

Figure 5. Final energy intensity in Croatia, role of climate variations

The different variations between primary and fi nal intensities are captured by the ratio fi nal to primary intensity (Figure 6). This ratio has increased for Croatia from 63% in 1992 and 1993 to the value of 67% in 1994. This ratio was stable in the period from 1994 to 1996 and after that it increased to 68% from 1997 and remained stable until 2004. The decrease in the fi nal to primary intensity ratio in Croatia in 1992 and 1993 was due not to an increased share of primary energy consumption of consumers themsleves (fi nal energy consumption), but to a growing consumption in the energy sector – losses in energy transformations and energy sector own use.

0.24

0.24

0.25

0.25

0.26

0.26

0.27

0.27

0.28

0.28

0.29

0.29

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

koe/

EUR0

0

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

Degr

ee d

ays

Final Final with cc Reference degree day Degree day

0.235

0.240

0.245

0.250

0.255

0.260

0.265

0.270

0.275

0.280

0.285

0.290

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

koe/

EUR

00

Final intensity Final intensity with cc


136

Figure 6: Primary and fi nal energy intensity in Croatia (normal climate)

3.2.2. Industry

The energy intensity (actual intensity) in manufacturing has decreased by -2,2% per year from 1995 to 2004, with the highest decrease in period 1995-2001 (-2,6%/year). The energy intensity at constant 2000 structure (energy intensity without structural changes) for the period 1995-2004 has a negative value is of -2,7% per year. For both energy intensities data, for 1992-1994 period are not available so the results are presented for the most recent period, from 1995 to 2004. The energy intensity in manufacturing is shown in Figure 7.

Table 4. Energy intensity in manufacturing

1995-2001 2001-2004 1995-2004

Energy intensity -2,6% -1,3% -2,2%

Energy intensity at constant 2000 structure -3,4% -1,2% -2,7%

A part of the reduction in energy intensity in manufacturing may be linked to changes in the structure of the industrial activity, with a reduction of the share of energy intensive branches (primary metals or non metallic minerals that require 29 and 15 times more energy to produce one unit of value added than equipment). In the case of Croatia, there was an increase in energy consumption for non metallic minerals, but the energy consumption for iron and steel branch decreased. The changes in iron and steel occurred due to closing of capacities, not because of energy effi ciency improvements.

0.150

0.200

0.250

0.300

0.350

0.400

0.450

0.500

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

koe/

EUR

00

50%

52%

54%

56%

58%

60%

62%

64%

66%

68%

70%

Final intensity Primary intensity Ratio final/primary intensity


137

Figure 7. Energy intensity in manufacturing

A steep decrease of energy consumption in the Croatian industry after 1990 can be observed. This is a clear consequence of the war and transition situations. This decline lasted approximately until 1996, after which the consumption took a stable path. It is evident that the electricity consumption practically went down to half of its pre-’90 level and remains constant after 1996.

The consumption for thermal uses – regarded as the sum of consumed gaseous, liquid and solid fuels, and steam and hot water – after drop of more than 35% is slowly increasing.

The biggest change in the energy consumption by branches was for non metallic industry, with increasing share from 26% in 1992 to 35% in 2004 and steel industry with changes from 12% to 2%. The next one is food industry with increasing share from 14% in 1992 to 18% in 2004. Because of the rapid energy decrease in the period from 1990 to 1992, the structure of shares for industrial branches are given starting from 1992.

The only increasing energy intensity is the one in the chemical industry, rating 25%. All other energy intensities of manufacturing branches decreased, for primary metals (-43%), non metallic minerals (-29%), paper (-12%), equipment (-19%), food (-27%) and textile (-42).

0.000

0.050

0.100

0.150

0.200

0.250

0.300

0.350

0.400

0.450

0.500

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

koe/

EUR

2000

Energy intensity Energy intensity at constant structure


138

Figure 8. Energy consumption of industry by branch

Figure 9. Energy intensities of manufacturing branches (2004, index 100 in 1995)

The unit consumption for all energy intensive products that decreased in 1992-2004, dropped; steel -9,4%/year, cement -2,9%/year, paper -0,7%/year and glass -1,7%/year.

In the 1995-1999 period, the fi nal energy consumption (actual change) increased by 0,3% per year with the growth of added value by 2,3% per year (activity effect), as is shown in Figure 10. In the 1999-2004 period the share of energy intensive branches (chemical industry) was higher. Energy intensity effect (intensity with constant structure and without structural changes) decreased by - 2,7% per year in the period 1995-2004 while the actual intensity (intensity with structural changes) increased by 1,6% peryear in same period (Table 5). Structural effect is calculated as the difference between the regarded energy intensity and the energy intensity at constant structure.

23% 21%

12%

26%35%

5% 6%

14% 18%

7% 4%5% 5%8% 7%

2%

1%

1%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1992 2004

Chemicals Steel Non ferrous Non metallic Paper Food Textile Equipment Others

57

125

81

58

7388

71

0

20

40

60

80

100

120

140

Primarymetals

Chemicals Nonmetallicminerals

Paper Equipment Food Textile

1995

=100


139

Figure 10. Explanatory factors of the energy consumption of industry

Table 5. Explanatory factors of the energy consumption of industry

1995-1999 1999-2004 1995-2004

Actual change 0.3% 2.5% 1.6%

Activity effect 2.3% 4.3% 3.9%

Structural effect 0.8% -0.2% 0.5%

Energy intensity effect -2.7% -1.5% -2.7%

3.2.3. Transport

Energy Intensity in transportThe stock of cars recorded almost a continous and high growth since 1996 with an average yearly increase of 7,4%. The stock of cars doubled over the period, from 669 760 to 1 337 537.

Also, as in the rest of Europe, there is a large increase, with further upward trend, in a number of new diesel personal cars (overall increased 303%). The share of gasoline cars decreased from 85% in 1992 to 69% in 2004, while share of gasoline cars increased from 14% up to 28% in 2004. The share of CNG and LPG cars doubled, from 2% up to 3%, as it is shown in the following Figure.

-4.0%

-3.0%

-2.0%

-1.0%

0.0%

1.0%

2.0%

3.0%

4.0%

5.0%

1995-1999 1999-2004 1995-2004

Actual change Activity effect Structural effect Energy intensity effect


140

Figure 11. Structure of the cars by fuel type

CNG is at the moment used mainly by the fl eet (LDVs) of main gas distribution company of the City of Zagreb, which is also the owner of the only fuelling station in Croatia. Price difference is very favorable, but potential customers consider the price of CNG equipment still too high. Total number of CNG cars in 2004 amounted around 75, while total LPG number was around 41 000.

Figure 12. Stock of cars

The registration of new cars increased rapidly since 1996 from 20 000 new cars per year to 70 000 in 2001. It is almost stable since 2001.

84,6%

13,9%

1,6%

68,9%

28,0%

3,1%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1992 2004

Gasoline cars Diesel cars LPG and CNG cars

0,0

200,0

400,0

600,0

800,0

1000,0

1200,0

1400,0

1600,0

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

1X103

Stock of gasoline cars Stock of diesel cars Stock of LPG & CNG cars Stock of cars total


141

Figure 13. Stock of new cars

The stock of buses slightly increased within 1995 and 1996 (for about 18%) and than remained almost stable.

The stock of trucks and light duty vehicles increased rapidly ( 211% ).

Figure 14. Stock of trucks & light duty vehicles

In the Republic of Croatia, between 1992 and 2004, total energy consumption in the transport sector increased by about 91%, from 0,95 Mtoe up to 1,81 Mtoe with an average yearly growth of 5,6 %. The consumption increased quite linearly over the period.

Road transport represents 87% of total consumption in 1992, while its share increased up to 93% in 2004. Share of rail transport decreased from 5% in 1992 to 3% in 2004, while the

��

��

��

��

��

��

��

��

��

��

1x103

Total new cars

��

��

��

��

��

��

��

��

��

��

1X103

� ��


142

share of the domestic air transport remains stable at 3%.

The share of cars in the road transport consumption slightly inreased over the period, from 62% in 1992 up to 65% in 2004. The biggest change occurred in the share of trucks which increased from 10% in 1992 up to almost 20% in 2004. The share of light vehicles and buses respectively from 19% to 10,5% and for buses from 9% to 4%.

Since 1992, the consumption in road transport increased by more than 100%, with an average annual growth of 6,2%, where such a trend is reasonable due to almost double increase of vehicle stock as well as number of annual passed kilometers.

Figure 15. Evolution of the transport consumption by mode

The biggest growth of road traffi c in vehicle kilometers can be seen for trucks, diesel cars and light vehicles: trucks by 393%, diesel cars by 389% and light vehicles by 323%. Major reason for such development lies in enormous increase of freight traffi c on road in the post war period, since the Republic of Croatia has been passing through the “economy booming”. Buses seem to remain a stable mode of transport all over the period.

Figure 16. Traffi c of road vehicles (in vehicle kilometres)

0

50

100

150

200

250

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Road transport total Rail transport total Total

0

100

200

300

400

500

600

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

cars gasoline cars diesel cars trucks buses light vehicles


143

Final intensity of the transport sector (ratio of the energy consumption to the GDP in constant prices) has increased by 2,4% per year over the period. On the other hand, unit consumption per passenger - km almost remains stable, while unit consumption per tonne - km decreased by 31%.

Figure 17. Energy intensity, unit consumption per passenger-km and tone-km

Specifi c consumption of cars decreased approximately by 9,5% overall, from 9 litres in 1992 to 8,2 litres in 2004. Accordingly, the specifi c consumption of gasoline cars decreased by 5%, from 9,2 litres to 8,8 litres and diesel cars consumption decreased by 11%, from 7,6 litres to 6,8 litres per 100 km. This trend is explained by increased availability of commercial loans for vehicles to the wider population which led to the huge substitution of old vehicles with new ones (consequently, enhanced vehicles has boosted on the market).

Figure 18. Specifi c consumption of cars

0

20

40

60

80

100

120

140

160

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

intensity koe/pkm koe/tkm

6,00

6,50

7,00

7,50

8,00

8,50

9,00

9,50

10,00

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

l/100 km

all cars gasoline cars diesel cars


144

As for the other types of vehicles, biggest reduction in the specifi c consumption was obtained by diesel light vehicles (15%).

3.3.1. Households

Between 1992 and 2004, fi nal energy consumption of the Croatian households grew from 1,57 Mtoe to 1,87 Mtoe (not climate-corrected). The increase of energy consumption in 1996 was mainly due to colder weather but also with the increasing living standard, since the population size, the number of households and dwellings did not change much in Croatia during the period.

Figure 19. Development of household energy consumption between 1992-2002 (not-climate cor-rected)

The highest market share in fi nal consumption of households 1992 was for electricity and oil products (29%), and in 2004 the share of electricity increased to 32% and share of oil decreased (27%) (Figure 21). The share of gas increased from 17% in 1992 to 23% in 2004. Biomass consumption decreased from 15% to 11% so the share of heat (from 9% to 7%). Consumption of coal in households is very low (around 1%).

The share of space heating in total energy consumption of households increased from 57% in 1992 to 62% in 2004, as more dwellings have central heating, which requires on average twice as much energy than with room heating. The share of electric appliances and lighting and water heating remained stable (11% and around 12% resepctively) in the period, while the share of cooking decreased from 16% to 12%.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

ktoe

Fossil fuels (incl.heat) Electricity


145

2004

Space heating

62%

Water heating11%

Cooking12%

Elec. app, air condit. and lightning

15%

Figure 20. Households energy consumption by end-uses

Figure 21 shows the trends in the average energy consumption per dwelling for all end-uses and space heating (both climate corrected, in toe/dwelling) and for specifi c uses of electricity (for electrical appliances, air conditioning and lighting, in kWh/dwelling). The average growth rate of the unit consumption per dwelling for all end-uses in the period 1992-2004 was 3,2% peryear, 3,7% per year for space heating and 3,6% per year for specifi c uses of electricity. The rapid growth of the electricity consumption for electrical appliances, air conditioning and lighting is explained by a larger diffusion of large household appliances and the rapid penetration of air conditioning)3. The reason for growth in specifi c energy consumption for space heating in households was better living standard and increase in share of centrally heated apartments4.

3 The share of air conditioned households changed from 2% in 1990 to 24% in 2004 (result from the model). The second infl uence comes from the increase in number of TV, computers and similar appliances with the average growth rate of 1,6%/year from 1994-2004 (result from the model). The similar growth rate was for refrigerators and freezers. 4 The share of central heated dwellings changed from 25% in 1994 to 40% in 2004 (results from the model).

1992

Space heating

57%Water heating

12%

Cooking16%

Elec. app, air condit.

and lightning

15%


146

18%

25%

19%

0.9% 0.4%

51% 51%

11%

18%

6%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

1992 2004

Oil Gas Coal Electricity Heat

Figure 21. Unit consumption of households in toe/dwelling (total and space heating climate corrected and electrical appliances, air conditioning and lightning)

3.3.2. Services

Electricity has the highest share in energy consumption in service sector with a stable value of 51% during the whole period. The most important changes in the services consumption concern oil and heat; oil increased its market share from 18% to 25% from 1992 to 2004, while there was a decrease for heat from 11% to 6%. The share of gas remained stable at around 18%, while the share of coal is very small (under 1%), as shown in Figure 23.There are no data available on total energy consumption by sub-sector for the service sector in Croatia, except for electricity consumption. There was almost no changes in share of electricity consumption by sub-sectors. Hotels represents the largest share of the electricity consumpion of the sector (around one third).Because of statistical disruptions in available data the unit consumption per employee in the service sector is presented for the period 1998-2004, with growth rate of 0,8% per year. The unit consumption for electricity increased with growth rate of 2,4%per year.

Figure 22. Final energy consumption of services by energy carrier

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

toe/

dw

0

500

1000

1500

2000

2500

kWh/

dw

Total Space heating Electricity


147

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

toe/

emp

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

kWh/

emp

toe/emp kWh/emp

Figure 23. Energy consumption per employee in services (with climate corrections)

The energy intensity of services had different growth rates in the period; 8,2%/year in 1992-1996, 0,0%/year in 1996-2001, 0,6%/year in 2001-2004 and 2,8%/year in 1992-2004. Electricity intensity in services had growth rate of 2,9%/year in 1992-2004.

3.4. Energy effi ciency by sector

The improvement in energy effi ciency could be observed in all sectors based on the ODEX which calculates technical effi ciency improvements. There were energy effi ciency improvements for all sectors in Croatia, except in the chemicals and households sectors.

3.4.1. Overall energy effi ciency

In the period 1995-2004 the energy effi ciency index for the whole economy (ODEX) decreased by 11%, compared to 8% decrease for the EU-25. The industrial sector (cement and paper) and transport sector (rail and trucks & light vehicles) contributed the most to this development.

Figure 24. Energy effi ciency index for all sectors

All s ectors

80

85

90

95

100

105

110

115

120

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Croatia UE25


148

3.4.2. Industry

The effi ciency in the industrial sector progressed by about 18% in 2004 compared to 1995. The paper and cement branches contributed to decrease the overall industrial effi ciency index, because of decrease in specifi c energy consumption, while chemicals contributed to increase of the effi ciency index. The values for Croatia is above the EU-25 value (11%) for energy effi ciency improvement in the industry. This index could only be calculated from 1995 because there are not available data for the industrial sector from 1990.

Figure 25. Energy effi ciency index for industry

3.4.3. Transport

The energy effi ciency index for transport sector improved by 15% in 2004 compared to the base year 1995, which is above the EU-25 level of 8%. The highest effi ciency improvements was for trucks and light vehicles (25%), while cars had smaller improvement (6%).

Figure 26. Energy effi ciency index for transport

Indus try

40

60

80

100

120

140

160

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

chemicalspapercementtotal

Tra ns port

60

70

80

90

100

110

120

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

cars trucks & light vehicles rail total


149

3.4.4. Households

Between 1995 and 2004 the technical energy effi ciency index in the households sector was constant, while the trend in the EU-25 showed energy effi ciency index improvement for 7%; households sector in Croatia has no improvement of energy effi ciency. The reason for this is increased specifi c energy consumption for heating per dwelling in the period 1995-2004 (with the exception for years 1998 and 2001 with decreased energy consumption due to climate conditions). In the period 1995-2004 energy for heating increased, while the number of households fi rst increased (until 2000) and after that remained stable.

Figure 27. Energy effi ciency index for households

4. CO2 EMISSIONS

The ODYSSEE programme considers two types of emissions: direct emissions and total emissions. Direct CO2 emissions correspond to emissions generated at level of the consumers by the combustion of oil, gas and coal. Total CO2 emissions includes in addition to the direct emissions, the indirect emissions generated at the level of power plants by the production of electricity consumed in each of the end-use sectors; total emissions show the responsibility of each end-use sector in the total emissions of the country.

Direct CO2 emissions

Direct CO2 emissions (emissions from fi nal consumers) in Croatia have increased by 54% since 1992. The highest increase was in transport sectors (99%) and after that in households, services and agriculture sectors (60%). The emissions increase in the industry sector was 12%.

Total CO2 emissions

Total CO2 emissions in Croatia have increased by 44% since 1992. This change differs from the change in direct CO2 emissions because of emissions impact from electricity generation mix.

Hous eholds

70

80

90

100

110

120

130

140

150

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

heating (w ith cc) w ater heating cooking total total (tehnical)


150

Figure 28. Total CO2 emissions by sector (1992=100)

5. CONCLUSION

Between 1992 and 2004, the primary energy intensity decreased much more than the fi nal intensity:

-0,6% per year on average compared to -0,3% per year. The strongest reduction in primary intensity was in the period from 2001 to 2004 (-1,6%/year), and for the fi nal intensity in the same period (-1,1%/year).

The energy intensity (actual intensity) in manufacturing has decreased by -2,2%/year from 1995 to 2004, with the highest decrease in period 1995-2001 (-2,6%/year). The reason for the intensity decrease were the changes in structural components.

Final intensity of the transport sector (ratio of the energy consumption to the GDP in constant prices) increased by 2,4% per year over the period. On the other hand, the unit consumption per passenger - km almost remained stable, while unit consumption per tonne - km decreased by 31%.

In the households sector, the average growth rate of the unit consumption per dwelling for all end-uses in the period 1992-2004 was 3,2% per year, and 3,7%epr year for space heating and 3,6% per year for specifi c uses of electricity.

The unit consumption per employee in the services sector fl uctuated in the period 1998-2004, with growth rate of 0,8% per year. For electricity, the unit consumption increased with growth rate of 2,4% per year.

0

50

100

150

200

250

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

100=

1992

Industry Transport Households, services, agriculture Total


151

6. REFERENCES

[1] Vuk, B. and authors: Energija u Hrvatskoj (Godišnji energetski pregled) - Energy in Croatia (Annual Energy Report), 1990-2004, Ministry of economy, Labout and Entrepreneurship, Republic of Croatia

[2] Granić, G. and authors: Energy Development Strategy, Energy Institute Hrvoje Požar, Zagreb, 2002

[3] Capacity Building Programme for the Removal of Barriers to the Cost-Effective Development and Implementation of Energy Effi ciency Standards and Labelling in EU Candidate Countries, Regional Report Croatia, UNDP-GEF Project, EIHP, Zagreb, 2006

[4] Hrs Borković, Ž., Zidar, M.: Energy Audits of Family Houses to Improive Energy Effi ciency, Energy Institute Hrvoje Požar, Zagreb, 2007

[5] Energy Effi ciency in Small and Medium Size Enterprises, EIHP/REC, Zagreb, 2004

[6] Matić, D.: TRANCRO – Program energetske efi kasnosti u transportu, Faza 1, Energetski institut hrvoje Požar, Zagreb, 2003

[7] Matić, D.: TRANCRO – Program energetske efi kasnosti u transportu, Faza 2, Energetski institut hrvoje Požar, Zagreb, 2004

[8] Matić. D. and authors: International Gas Union (IGU) – Study Group 5.3, Global Opportunities for Natural Gas as a Transportation Fuel for Today and Tomorrow – Final report, Energy Institute Hrvoje Požar, Zagreb, December 2005.

CURRICULUM VITAE


153

I work for SenterNovem, an agency within the ministry of Economic affairs concerned with sustainability and innovation. My work is advising municipalities and provinces on their climate policy and coaching the municipal co-ordinators during the process of setting up the policy and carrying out the measures thereof. I am also involved in international projects concerning CO2 reduction in local authorities and Sustainable Energy Communities. I have worked with various countries in the EU region.For SenterNovem I am the co-ordinator for international projects on sustainability and climate change in the build environment.René Schellekens

SenterNovemThe Netherlandse-mail:[email protected]: +31 6 10946496


154

Rene Schellekens Advisor climate policies municipalities,Holland

THE DUTCH APPROACH TO LOCAL CLIMATE ACTION

Abstract

In the Netherlands we are working with municipalities on the subjects of RES and RUE for over 15 years now. Over the last 4 years we worked with 250 out of 430 municipalities on setting up and executing their local climate policies. For this there was a national climate covenant between the national government, the association of municipalities and the association of provinces. The municipalities and provinces were supported through a subsidy scheme and the help of SenterNovem. Products like the climate menu, the climate scan and an organisational assessment were developed to aid the municipalities in their process.

Through involvement of different stakeholders within the municipality or a region concerning the climate policy and the execution thereof, production of RES is stimulated and goals on energy saving are more likely to be reached. Through the involvement of stakeholders and by making climate change an integral part of the municipal organisation an irreversible process is started. Thus economic competitiveness and innovations are stimulated. The municipality and the region will gain economic strength through this. Results in the Netherlands on a municipal level are inspiring.

More and more municipalities are developing long-term strategies at the moment. Goals like energy neutrality, climate neutrality and CO2 neutrality in a set year are usually the basis of these strategies. Through these strategies Dutch municipalities become increasingly less dependent on energy sources outside their boarders.

On a European level the Dutch approach ties in with the Covenant of Mayors which is launched by the EU.

NIZOZEMSKI PRISTUP LOKALNOJ KLIMATSKOJ POLITICI

Sažetak

Već više od 15 godina surađujemo s jedinicama lokalne uprave u Nizozemskoj na razvijanju obnovljivih izvora energije i racionalne upotrebe energije. Tijekom predhodne četiri godine radili smo s 250 općina, od ukupno 430, na defi niranju i provedbi njihovih lokalnih klimatskih politika. U tom cilju načinjen je nacionalni klimatski sporazum između vlade, saveza općina i saveza pokrajina. Stvoren je i program potpora radi podrške općinama i pokrajinama a pomoć im pruža i SenterNovem. Razvijeni su i proizvodi kao što su klimatski meni, klimatski pregled i organizacijska procjena, radi pomoći općinama u provođenju ovih procesa.

Proizvodnja iz obnovljivoh izvora stimulira se i kroz uključivanje različitih sudionika u okviru općine ili pojedinih područja na pitanjima klimatske politike i njene provedbe, čime


155

se povećava mogućnost ostvarivanja ciljanih energetskih ušteda. Uključivanjem ovih sudionika i uvođenjem klimatske politike u samu organizaciju općina započinje jedan nepovratni proces. Time se povećava tržišna konkurentnost i inovacije, jer putem ove politike općine i područja jačaju svoju ekonomsku snagu. U Nizozemskoj, rezultati na lokalnim razinama su inspirirajući.

U ovom trenutku sve više općina razvija dugoročne strategije. Ciljevi kao što su energetska neutralnost, klimatska neutralnost i CO2 neutralnost u određenoj godini obično su osnova za ove strategije. Zahvaljujući ovim politikama općine u Nizozemskoj sve su manje ovisne o izvorima energije izvan svojih granica.

Ne europskoj razini, nizozemski koncept se vrlo dobro uklapa u Sporazum gradonačelnika koje se donosi u okviru Europske Unije.

1. HISTORY AND PRELIMINARY WORK. (EE POLICIES, COVENANT, ORGANISATIONAL STRUCTURE)

1.1. Kyoto protocol

The Netherlands was one of the signatories to the 1997 Kyoto protocol. As such, it had committed itself to lowering CO2 emissions by 2010 to 6% below the 1990 level. The action plan drawn up by the Dutch government to achieve that goal contains an intermediary role for local authorities in the country: the municipalities and provinces.

The Netherlands has 443 municipalities and 12 provinces. The largest is Amsterdam with population of around 735,000. The smallest one, Schiermonnikoog, has only 1,000 inhabitants. Between these two, there is every possible variation. The nature of municipalities (urban or rural, industrial or agricultural, etc.) is also diverse. For the municipalities to draw up a successful climate policy, it is clear that a national government that tries to direct matters too stringently will be more liable to curb initiatives than assist them. The underlying principle for climate policy is therefore that municipalities decide for themselves the topics on which they will focus their policy. They know better than anyone where the best chances of success lie. They can build on previously developed environmental and other measures. And they understand how to make the policy fi t local circumstances and needs. This means, for example, that municipalities in the densely populated urban agglomeration will be more likely to focus attention on energy-saving measures in the renovation of old housing stocks, whereas municipalities in the wind-rich coastal provinces will see more opportunities in wind energy.

1.2. The Climate Covenant

To give the municipalities/provinces the possibility to fulfi l their intermediary role, the government on national, provincial and local level and representatives of the municipalities and provinces had to work together. This co-operation was laid down in a Climate Covenant. The tasks were clearly defi ned: broadly speaking, central government focuses on identifying the climate objectives - including basic standards and furthermore acts as a facilitator, while the municipalities would be the ones to achieve results on a local level.


156

The central government was represented by four ministries which played a central role in implementing the Kyoto targets. The climate covenant was concluded by the ministries of:

Housing, Spatial Planning and the Environment ● Economic affairs ● Traffi c and water ● Agriculture ●

These ministries, the Dutch Association of Municipalities and the Dutch Association of Provinces signed the covenant in 2002.

The ministry of Housing, Spatial Planning and the Environment had commissioned SenterNovem, the Dutch Agency for Sustainability and Innovation, to draw up an ambitious programme for municipalities wanting to set up a climate policy.

This programme – which started in February 2002 – was designed to stimulate local and provincial climate policy (at least 70% of the – by that time almost 500 - municipalities), to the effect that the municipalities/ provinces within a period of four years would intensify their efforts to contribute to the reduction of CO2-emission in the Netherlands.

Beside appointing the targets, the Covenant regulated a climate covenant subsidy of a total of 37 million euros and support from SenterNovem to all municipalities that wanted to intensify and implement their climate policy.

1.3. Climate Covenant Subsidy

The Covenant made a subsidy available so that municipalities could release extra capacity for implementing the climate policy. A total of € 37 million was made available for a period of four years. This resulted in an investment in labour, research and communication worth € 96 million.

The municipal organisation could claim a subsidy to execute their implementation plan. The level of the subsidy was linked to the degree of ambition and the actual results that would be achieved. The subsidy was not meant for drawing up the plan.

��

� �

� � � � � � �

� � � � � � ��

� �

Maximum subsidy:

basic (€1,82/inhabitant + € 3,63/ ha)

plus (€ 2,27-/inhabitant + € 4,99/ha)


157

The national government (The Ministry of Housing, Spatial Planning and the Environment (VROM)) subsidized half of the costs which were needed to implement the local climate policy. The subsidy could only be used for costs of labour, communication, and research and not for investments in hardware.

The maximum amount of subsidies each municipality could claim was on one hand based on the number of inhabitants and the surface of the city. On the other hand the amount of subsidy was based on an implementation plan each municipality had to put down. (2 packages see chapter 1.4). In this implementation plan the council describes their ambition level and the costs for local climate projects.

1.4. Preliminary scan and Climate menu

The programme provided a timely insight into the opportunities available within the municipality to get started with reducing CO2 emissions and to implement the programme in combination with other policy topics, because climate policy is an integral item.

Preliminary scan or Climate scan ●A preliminary scan established the point of departure for the policy. The results of this scan indicated which ambitions and priorities were of interest to the municipality and which specifi c opportunities were in store for certain themes. Every municipality that was interested was interviewed by a SenterNovem advisor. (See chapter 2.5 Preliminary scan)

Climate menu ●The Climate menu described seven themes and a set of targets for each theme. This climate menu was developed in close cooperation with several leading municipalities.

A list of a la carte options was developed for each theme from which choices were made. These choices involved concrete activities with a clear goal and result based on the targets. On the basis of the Climate scan advice from SenterNovem and the Climate menu each municipality could choose its own themes out of the following options:

Municipal buildings and installations ● Housing (new and existing) ● Businesses (fi xtures and fi ttings and business parks) ● Agricultural sector ● Traffi c and transport ● Sustainable energy ● International ●

Before a municipality could get to work on one or more themes, it attached a level of ambition to it. This served to indicate how far the municipality wanted to take this theme. Distinctions were made between an active policy, a leading policy and an innovative policy. Based on the choices made, the municipality established its policy for the next four years. This policy was then implemented by means of a phased plan.

For the application of a climate covenant subsidy the council had to decide to implement either a basic or the plus programme.


158

A Basic programme required the following themes from the climate menu:

housing ● renewable energy ● 1 theme of their own choice or higher ambition ●

A Plus programme required

basic package and ● 2 themes of their own choice or higher ambition ●

1.5. Support by SenterNovem

As described before because of their importance and their infl uence the local authorities (LAs) are an important partner in achieving the national goals. This is mainly because this administration level is in direct contact with citizens and businesses, and municipalities have both policy instruments and the means to implement them.

SenterNovem knew that they had to deal with some barriers within the local governments, like:

1. Achieving a political consensus

2. A rigid decision making process

3. Lack of knowledge/ capacity.

4. Lack of structure on climate policy

Because of these barriers it was essential to offer municipalities support in their effort to develop and, even more importantly so, to implement their policy or projects. A team of advisors from SenterNovem was appointed by the ministry to stimulate and support the municipalities. SenterNovem developed several instruments and interventions to do so. (See chapter 2 SenterNovem way of working)


159

2. SENTERNOVEM WAY OF WORKING

2.1. Building the network (First contact, operational level and political level)

General informationHaving a good functional network is essential in achieving the results. Building and maintaining a network takes a lot of effort. SenterNovem has an extensive network among Dutch municipalities. This network grew over a period of many years. Our main asset in creating this network is personal contact. In every Dutch municipality we have at least one contact person. Usually this is the energy co-ordinator (EC). We have contact with this person on a regular basis. The fi rst contact is usually established by telephone. We explain our way of working and what we can do for the municipality. If they are interested we make an appointment to visit them. In this way contact is established and by regular contact after that, we establish a working relationship with this person.

Climate policyBefore we make a fi rst appointment, it has to be clear that the municipality to be visited wanted to work on a climate policy and has ambitions to fulfi l more than just their legislative obligations. If we establish that there were ambitions for setting up a climate policy, a meeting is set up with the EC and the deputy mayor. In this meeting we elaborate on the importance of a climate policy, we explain the process of setting up this policy within the framework of the subsidy, we explain our role in the process and we offer them our assistance. An important notice is that our assistance is paid for by the ministry of Housing, Environment and Spatial Planning, and is therefore free of charge for the municipalities.

2.2. Agreement on the process (planning)

When the deputy mayor is convinced of the benefi ts and the importance of having a climate policy, we set an agreement. Together with the EC we plan the entire process of setting up the climate policy including the implementation and project plan. We make an estimate on the time that the municipality has to put in to establish the policy and the execution plan. On the planning and on the estimate we want an okay from the political and operational management.

2.3. Political commitment

Political commitment to the process is very important. In case of stagnation of the process we need political back up to push through. Especially if there is little participation or commitment of the operational management. We get political commitment through involving the deputy mayor and sometimes through presentations in the municipal council.


160

2.4. First meeting (both political and operational, communication on the process and the work ahead)

To kick off the actual process a meeting is organised. For this meeting we have the deputy mayor send out an invitation to the operational management of the departments which will be involved in the fi nal execution of the climate policy and the civil servants working in these departments. To underline the political commitment the deputy mayor is asked to open this meeting and stress the importance of the climate policy. The necessity of a climate policy is explained. The method of working of SenterNovem is explained and again commitment is asked for entering the multi-step process plan and the work involved.

2.5. Preliminary scan (point of start, possibilities)

By using the ‘Climate Scan’ a baseline is established. The scan addresses not only climate topics, but also the way the execution of climate related projects are dealt with in the organisation up to this moment. Topics as organisation structure, budget, internal commitment and knowledge are assessed. The climate topics are assessed by scoring the level of execution of the targets mentioned in the Climate Menu (see chapter 1.5) and questions are being asked on future developments on the same topics. The Climate scan is executed through a series of interviews with stakeholders within the municipal organisation. Through these interviews the various municipal departments become further involved in the process.

The results of the scan can be compared to other municipalities, but mainly the results can be used as a starting point for choosing ambitions that fi t the local situation and possibilities.

2.6. Advice based on the scan (meeting)

The Climate scan gives information on organisational and climate topics. Out of this information SenterNovem writes an advice which states the level of ambition that seems appropriate. This advice is presented in a meeting with decision makers and civil servants who will play a part in implementing climate projects.

2.7. Discussing and setting the ambitions

Together with the EC, SenterNovem organizes a workshop. Every one who plays a part in the implementation of the climate policy is invited, both political and operational. During this workshop the possibilities and the proposed ambitions are discussed. In this way everyone concerned, participates in the process. This gets them more involved. The outcome of this workshop is a preliminary choice for ambitions and targets as are mentioned in the Climate Menu. A political decision is being asked on this preliminary choice.


161

2.8. Translating the ambitions into projects (involvement of all municipal departments concerned)

Now the ambitions have been set and the targets for the next four years are clear, they are translated into projects. Every department has to write its own projects to reach the targets. In this way the projects become theirs and they are more committed to execute them. To ensure a consistent quality in the way the projects are shaped a project sheet format is made available for them. This format contains approach, planning, budget, man-hours and participants. To help the municipalities write their projects SenterNovem has made good examples available to them. These good examples were gathered in previous years. This is an ongoing process. Through SenterNovem’s municipal network they can easily distribute and obtain good examples.

2.9. Writing the climate policy and implementation plan

The projects written by the various departments are gathered by the EC. Combining all projects and using the information gathered throughout the process so far the EC writes the climate policy and puts together the implementation and project plan. SenterNovem build a computer programme called the Climate Planner to facilitate the municipalities. This Climate Planner, when fi lled with the information from the Climate scan, generated part of the climate policy and implementation automatically. On the basis of this, the EC can adapt the plan to local circumstances and complete it. SenterNovem helps the EC in fi ne tuning of the plan and check if it meets the requirements for the subsidy.

2.10. Setting the policy and implementation plan

Once the policy and the plan are written they are put through to political and operational management to decide upon. In case of budget cuts the plan has to be revised. The fi nal plan is used in the request for subsidy from the ministry of Housing, Environment and Spatial Planning.

2.11. Implementation process

The defi nitive Climate policy and implementation plan now has to be translated to all departmental plans concerned. This to make sure that budget and man-hours are allocated accordingly.

2.12. Execution of the projects

Within the frame of the subsidy the municipality has 4 years to reach the targets as promised in their climate policy. For this the projects as mentioned in the implementation and project plan need to be executed. Every department executes its own projects and the EC plays his or her role as coordinator. On set moments the advisor from SenterNovem has contact with the EC to evaluate the progress. At least once a year the advisor evaluates with the deputy mayor as well. In case of unexpected events the EC can always rely upon


162

the SenterNovem contact. During this period of 4 years there is regular contact between SenterNovem and the EC. The support from SenterNovem is tailored to fi t. Things like workshops to raise awareness or seminars or one on one contact are organised in the municipality or in a region of municipalities if necessary.

2.13. Monitoring

Annual monitoring internally and externally (in case of a subsidy scheme). Results have to be analysed and if necessary must lead to adaptations in the projects.

2.14. Adapting the implementation plan

During the implementation phase, a lot of things can happen. Elections, people get new jobs, new building projects, cost reductions, new subsidy schemes. It‘s important that the projects are checked and adapted to new circumstances. Sometimes new projects are added, and others are cancelled. During their regular contact the SenterNovem advisor and the EC talk through all projects to see if changes need to be made.

3. CURRENT SITUATION

3.1. Results of the Dutch approach between 2004 and 2008

During the last subsidy programme good result were obtained. Out of all 434 municipalities, 230 municipalities used the subsidy programme to set up and execute a Climate policy. Out of the 230 less than 10 did not meet their obligations. The amount of € 36 million that was available in the subsidy scheme resulted in an amount of projects worth € 97 million. Through these municipal projects 7% of the Kyoto protocol targets of the Netherlands were met. Many projects were preparatory and the results will be achieved in the next period or in some cases even beyond that. A sense of urgency was created in the municipalities. A growing number of municipalities started developing long term visions like Energy neutrality in the year 2025 or Climate neutrality in the year 2030.

3.2. Lessons learned

Although many projects were executed and a sense of urgency was created there are still a few challenges that need to be met.

The intention of the subsidy programme was to internalize climate issues throughout the municipal organisation. Few municipalities achieved this. The execution of climate related projects was usually dealt with by a limited number of staff in the organisation. This posed a risk for the continuity of the climate policy in these municipalities. By joining the IEE project 3-Nity, SenterNovem obtained the tools to tackle this problem. Part of the excellence model used in the 3-Nity project was an organisational assessment. This assessment was adapted for the Dutch situation and is now used to help municipalities to make clear what the organisational shortcomings are and how to tackle them.


163

Monitoring and evaluation of the actual results was diffi cult through the lack of actual data. Through the Dutch national statistical bureau this data will now be made available to the municipalities.

Many projects were strictly executed within the municipal organisation or from the municipal organisation towards the stakeholders. The results that were hoped for were therefore not always realised. Now more municipalities are focussing on involving the stakeholders in the process of setting and executing their climate policies. IEE projects like 3-Nity and Innovative Thinking aimed at Sustainable Energy Communities helped fi nding ways to involve stakeholders.

3.3. Climate Agreement 2007-2011

To further stimulate and support municipalities a new covenant was drawn in 2007. The KlimaatAkkoord(Climate Agreement) was signed between 7 ministries and the association of municipalities. The targets mentioned in this Climate Agreement exceed the Kyoto Protocol and even exceed the European targets. The Dutch national government has set the task to reduce greenhouse gas emissions by 30% in 2020, reduce energy use by 2% each year and realise 20% sustainable energy in 2020. Municipalities play an important role in this. Through the Agreement municipalities have promised to give priority to climate related subjects in their policies. Furthermore a new scheme is set up by the national government to give fi nancial aid to the municipalities who are executing new and additional projects on climate change. There is a budget of € 35 million for this aid. Municipalities have to go to a similar process to apply for this funding as the they did to obtain the subsidy in the previous period. The new fi nancial aid programme started in July 2007 and 10% of all municipalities have applied for funding in the fi rst two months. It is expected that at least 300 municipalities out of 443 will apply for funding.

3.4. Changes made

Since the start of the Climate Covenant in 2002 and the new Climate Agreement in 2007 the approach Dutch municipalities take on combating Climate Change is shifting. The process started as an internal process within the municipal organisation, and is now widening. The municipalities realise that to achieve actual results they have to involve stakeholders from outside their own organisation. Various approaches are used to do this.

For instance many municipalities sign performance agreements with the housing corporations or other parties involved in building in which they agree to make the housing stock more energy effi cient. The Energy Performance for Buildings directive proves to work really well in this.

Another example is municipalities that involve stakeholders through setting up and organising Climate Platforms. These platforms have multiple roles. The platforms are involved in setting up and executing the municipal climate policies and they are important in developing new ways to combat climate change and innovative ideas can spring from these platforms.

The involvement of stakeholders also helps to make the process towards for example


164

energy neutrality or climate neutrality an irreversible one. By setting an entire community in motion the process of combating climate change becomes less depended upon political choices.

Another change is that more and more municipalities are developing long term visions. These visions are very useful to make the municipal climate policies less haphazard. Through the long term visions there is more continuity in the process. The long term visions are also a handy communication tool. If individual projects can, in their communication, refer to this long term vision, the execution of various projects becomes more coherent to the outside world. For instance if a new bike path and a new energy effi cient dwelling are in their communication linked through working towards the same long term vision.

3.5. A shift in communication

Communication on climate change is no longer merely from an environmental point of view. In communication there is more focus on the needs and interests of the ones addressed. Climate change or the environment becomes a sideline. For instance in trying to convince people to build a more energy effi cient and sustainable house, the argument of energy effi ciency is not an important topic. There is more focus on comfort, health and quality. Comfort is used to focus on low temperature heating and better insulation. The same applies to the other topics.

This change in communications is found at all levels from personal to political to mass media.

4. COVENANT OF MAYORS

4.1. The Covenant

On the 29th of January 2008 Commissioner Piebalgs presented, on behalf of the European Commission, the procedure to launch a Covenant of Mayors. Through the covenant citizens will be involved in the fi ght against global warming. By now the core text of the Covenant of Mayors is fi nalised. The Covenant consists of the formal commitment of the municipalities joining it to go beyond the objectives of the EU in terms of reducing their CO2 emissions through energy demand and renewable energy actions. Many municipalities all over Europe have expressed an interest to sign up to the Covenant. Amongst them are nine Dutch municipalities. These are municipalities with long term visions on climate or energy neutrality.

The Covenant of Mayors is a result-oriented initiative, focusing on concrete projects and measurable results. The adhering municipalities and regions will formally commit to reduce their CO2 emission more than 20% by 2020. In order to do that, they will develop Sustainable Energy Action Plans within the year following adhesion. Citizens will be informed on the achievements of their respective cities through periodic reports, which can be monitored by a third party. In order to reinforce the commitment to concrete results and as a consequence of requests from the most committed municipalities in Europe, the Covenant includes an exclusion clause in case of non-compliance.


165

4.2. Consequences

The Covenant of Mayors is an important European initiative, which has the interest of the European Commission. The idea of using a covenant is a typical Dutch solution. This makes the Covenant of Mayors tie in very nicely with the Dutch way of working and the Dutch Climate Agreement between the national government and the municipalities. The Covenant of Mayors will play a major role in the way municipalities and regions in Europe will work on climate change and it will result in many initiatives from within and towards municipalities and regions. The municipalities and regions that will join the Covenant will lead the way for other municipalities and regions. It is expected that many interesting projects will be executed. Dissemination of these projects is of course very important to achieve a good level of effi ciency. The Covenant of Mayors is not supported by a directly related subsidy scheme. Therefore participating municipalities have to make sure that the means to achieve their goals are well allocated within their own budgets. Besides that the involvement of all stakeholders becomes more and more important. Where municipalities and regions direct and facilitate the process, it’s usually the stakeholders who account for the larger part of the investments.

5. CONCLUSION

In the Netherlands the majority of municipalities is working on setting and executing local climate policies. This is very important to reach the goals set by the national government and the EU on CO2 reduction. It’s the municipalities that are in close contact with the build environment and knowing that 40% of energy is used in buildings, this makes the municipalities a very important for national governments. Municipalities also play important roles in other fi elds like mobility and sustainable energy. The Dutch approach of local climate policies proves to be very fruitful. Important in this is the one-on-one support municipalities get from SenterNovem. Working with municipalities now for many years results in municipalities getting ever more ambitious and more municipalities joining in. Long term visions help to obtain continuity in the process. It also proves very important to involve all stakeholders. Involvement of stakeholders also ensures continuity, but even more important through involvement of stakeholders investments in actual projects are easier.

SenterNovem found that through their work with municipalities, their network within these municipalities has grown extensively, both internally within the municipal organisation and in the municipality as a whole.

Dissemination of the European projects and taking part in the European projects are useful to help the process of CO2 reduction. Moreover, it makes this process more effi cient. The Covenant of Mayors will be an important platform in this regard. On the Dutch scale it has become clear that dissemination of good examples helped municipalities to execute their programmes more effi ciently and that it helped developing networks of municipalities. Cooperation between municipalities and between municipalities, different regions and provinces was benefi cial to both the effi ciency and the level of ambitions within all partners involved.


166

6. REFERENCES

[1] http://www.senternovem.nl/mmfi les/Klimaatakkoord

[2] http://ec.europa.eu/energy/climate_actions/mayors

[3] http://www.energie-cites.eu

[4] http://www.senternovem.nl/gemeenten

CURRICULUM VITAE


167

Jadranka Cace has worked for 16 years for different utility companies in The Netherlands. Since 1991 she is active in the fi eld of renewable energy, participating in product- and policy development, managing projects and advising.

In 2002 she founded RenCom (Renewable Energy Company), a consultancy specialized in renewable energy. Recent references of RenCom are: business plan for a new PV factory in The Netherlands, Guidelines for Urban Turbines (IEE project), management of a project with 40 urban wind turbines in The Hague, participation in the PVUPSCALE (IEE project) and the management of the European Leader Renewable Energy Network (ELREN).

Jadranka Čače

RENCOME-mail:[email protected]


168

Jadranka Čače RenComAmsterdam, Nizozemska

POTICAJNE MJERE ZA ŠTEDNJU ENERGIJE I PRIMJENU OBNOVLJIVIH IZVORA ENERGIJE U NIZOZEMSKOJ

Sažetak

Štednja energije i primjena obnovljivih izvora energije ponovo su u žarištu političkog i gospodarskog života u Nizozemskoj. Predstavnici tržišta razvili su akcijski plan za provedbu ciljeva naznačenih u nacionalnom energetskom elaboratu. Izrada poticajnih programa bazira se na intenzivnoj suradnji svih organizacija koje sudjeluju u energetskom sektoru. Za fi nanciranje takvih planova vlada je rezervirala sredstva u proračunu do 2011. godine. Najvažniji argument za poduzimanje mjera na području štednje energije i obnovljivih izvora energije jest uvjerenje da će ove mjere pridonijeti jačanju gospodarstva te da će dobit biti puno veća od izdataka.

Najvažniji problemi pri primjeni obnovljivih izvora energije tiču se prostornog uređenja, građevinskih dozvola i pokrivanja troškova za priključak na mrežu (vjetroelektrane) te nedostatka jasnih kriterija u vezi s zaštitom okoliša (biomasa).

Za 2020. godinu, Nizozemska predviđa povećanje energetske učinkovitosti od 20 posto, udio obnovljivih izvora energije od 20 posto i sniženje emisija stakleničkih plinova za 30 posto.

INCENTIVES FOR ENERGY SAVING AND RENEWABLE ENERGY IN THE NETHERLANDS

Abstract

Energy saving and renewable energy are again on the Dutch political agenda. Based on the governmental energy report, market parties have developed the action plan for the realisation of national renewable energy targets. The evaluation of recently closed subsidy programmes and development of new incentives take place in close cooperation among governmental organisations and market parties. For the fi nancing of the action plan the government has reserved the budget up to 2011. The government believes that the implementation of energy effi ciency and renewable energy will strengthen the national economy and that the benefi ts of these measures will exceed the costs.

The main obstacles related to the implementation of a large scale wind power generation are: spatial integration, permits and connection to the grid. Also, the large scale biomass plants meet problems because of the lack of clear environmental and sustainability criteria.


169

The Dutch targets for 2020 are: increasing of energy effi ciency with 20%, 20% renewable energy and decreasing of CO2-emissions with 30%.

1. UVOD

Zaštita okoliša kroz smanjenje potrošnje energije i šire primjene obnovljivih izvora već je godinama važna tema javnih rasprava u Nizozemskoj. Financijska i politička podrška mijenjala se zavisno o sastavu vlade, no ipak, neke inicijative uspjele su nadživjeti različite kabinete. Jedna od njih je i Energetska Tranzicija ka trajnom i čistom snabdijevanju električnom energijom. Radi se o jednom dugoročnom projektu započetom u 2001. godini, usmjerenom ka sniženju potrošnje energije, povećanju udjela obnovljivih izvora, upotrebi čistih fosilnih goriva i razvoju inteligentnih distributivnih mreža. Konačni cilj je postizanje CO2-neutralne proizvodnje energije u 2050 godini.

2. PROGRAM ENERGETSKE TRANZICIJE

Očekuje se da ce tranzicija dovesti do značajnog ubrzanja na području štednje energije i primjene obnovljivih izvora (OIE). Što se tiče ambicija, one su veće kod sudionika tranzicijskog procesa, nego kod sadašnje vlade. Tablica 1. prikazuje razlike u ambicijama između vlade i platforme za energetsku tranziciju.Tablica 1. Ambicije za primjenu OIE u Nizozemskoj

cilj tranzicija cilj vlada

Ambicije za 2020. godinu (TWh) (TWh)

vjetar na kopnu 8 7

vjetar na moru 30 20

biomasa 30 16

fotonaponska energija 1 1

ukupno 69 44

udio u totalnoj proizvodnji 32% 50%

Kako bi se ovi ciljevi ostvarili formirano je sedam platformi u kojima sudjeluju predstavnici brojnih organizacija s područja proizvodnje, distribucije, razvoja i fi nanciranja energije. Radi se o slijedećim platformama: transport, zelena goriva, fi nancijska učinkovitost, zgradarstvo, staklenik kao izvor energije, novi plinovi i energija iz obnovljivih izvora.

Važni preduvjeti za realizaciju postavljenih ciljeva su: jasni izvedbeni planovi, jasna organizacijska i fi nancijska struktura, obveze i dobra suradnja među sudionicima.


170

U zadnje dvije godine razrađeni su izvedbeni planovi i potpisani dogovori među odgovornim sudionicima tranzicije. Važno je napomenuti da ovi planovi, osim u energetski sektor, zadiru i u sve druge sektore ekonomske djelatnosti, uključujući promet, industriju i poljoprivredu.

3. ENERGETSKI ELABORAT (ENERGIERAPPORT)

Ovaj elaborat, izdan u lipnju 2008. godine od strane Ministarstva gospodarstva, analizira sadašnju i buduću situaciju na energetskom tržištu u Nizozemskoj u kontekstu aktualne svjetske političke i energetske situacije i očekivanih smjerova razvoja. Na osnovu široke analize je opisana strategija pristupa različitim aspektima proizvodnje, distribucije i potrošnje energije kao i načini zaštite interesa proizvođača i potrošača energije uz istovremeno jačanje nacionalne ekonomije. Nacionalni ciljevi za 2020. godinu defi nirani su kako slijedi:

smanjenje emisija ugljičnog dioksida za 30 posto ● podizanje udjela OIE na 20 posto ● podizanje energetske učinkovitosti od 2 posto godišnje, što će dovesti do porasta ●od 20 posto u 2020. godini.

Slika 1. Zajednički interesi snabdijevanja energijom

Na slici 1. opisane su polazne točke za razvoj energetske politike: snabdijevanje mora biti pouzdano, plativo i čisto. Ovi uvjeti moraju biti zadovoljeni kako za proizvođača, tako i za potrošača i za vladu.

Energetski elaborat pokazuje da ce razvoj od 2020. do 2050. ići u smjeru povećanja udjela OIE do 40 posto te smanjenja emisija CO2 do 50 posto u odnosu na razinu iz 1990. Osim toga očekuje se da će udio ugljena i nuklearne energije u proizvodnji električne energije porasti, prvenstveno na račun domaćeg zemnog plina čije će zalihe do tog vremena dobrim djelom biti iscrpljene. Potrošnja topline u zgradarstvu će se, zahvaljujući mjerama za štednju energije i većoj primjeni otpadne topline, značajno sniziti. Također se očekuje da će većina vozila upotrebljavati alternativna goriva kao vodik, biogoriva ili električnu energiju. To će između ostaloga dovesti do značajnog porasta potrošnje električne energije. Planovi na području energetike imaju za cilj osigurati snabdijevanje domaćeg tržišta energije, uz istovremeno jačanje nacionalnog gospodarstva. U tu svrhu planira se ostvarenje nekoliko velikih projekata tzv. ‘projektnih ikona’. Nizozemska kao žila kucavica

Proizvođač

Vladačistoplativo

pouzdano


171

za Europski promet zemnim plinom i Sjeverno more kao izvor i spremište energije su primjeri tih projektnih ikona.

Nizozemska kao žila kucavica za Europski promet zemnim plinom

Kao veliki proizvođač i izvoznik zemnog plina, Nizozemska je razvila tehnologiju vađenja, čišćenja, transporta i spremanja zemnog plina. Znanje, kao i postojeća infrastruktura i prazne bušotine, mogu se u budućnosti iskoristiti za transport, distribuciju i spremanje bio plina ili zemnog plina iz uvoza.

Sjeverno more kao izvor i spremište energije

Nekoliko velikih nalazišta zemnog plina nalaze se u Sjevernom moru. U budućnosti se ova nalazišta mogu koristiti kao spremišta za plin iz uvoza ili za spremanje ugljičnog dioksida (CCS: carbon capture and storage).

Posljednje dvije godine se more počelo koristiti za gradnju vjetroelektrana. Ukupni offshore kapacitet vjetroelektrana u ovom trenutku iznosi 220 MW. Osim dugotrajnih procesa za izdavanje dozvola, najveći problem predstavlja pitanje tko bi trebao snositi troškove priključka na mrežu na obali. Iz rasprave koja se u ovom trenutku vodi, moglo bi se zaključiti da postoji mogućnost da će ove troškove u budućnosti snositi vlasnik transportne mreže.

Još jedna mogućnost za korištenje Sjevernog mora je izgradnja umjetnog energetskog otoka na kojem bi se izgradili veliki kapaciteti za proizvodnju i spremanje energije.

Za sljedeće četiri godine, vlada je za potrebe energetskog razvoja rezervirala sredstva u iznosu od 7 471 milijuna eura. U tablici 2. su prikazana rezervirana godišnja sredstva po sektoru.

Tablica 2. Predviđeni troškovi energetskog razvoja od 2008. do 2011.

2008. 2009. 2010. 2011.

Štednja energije 273,5 294,6 294,7 314,4

Obnovljivi izvori energije 837,1 943,2 1.070,1 1.171,4

Sniženje emisija CO2 224,6 246,8 263,6 250,2

Energetska inovacija 195,7 214,5 248,3 246,7

Sigurnost opskrbe 95,2 95,5 95,5 95,5

Ukupno 1 626,1 1 794,6 1 972,2 2 078,2

Po pitanju razvoja energetskog tržišta, Nizozemska podržava daljnje otvaranje tržišta i potpuno odvajanje proizvodnje od transporta i trgovine. Na nizozemskom tržištu je aktivno nekoliko inozemnih opskrbljivača iz susjednih zemalja. Isto tako su nizozemski opskrbljivači aktivni u susjednim zemljama. U tom smislu vjeruje se da je internacionalna trgovina CO2-certifi katima najbolji način za ispunjavanje strategije da onaj tko više onečisti okoliš mora više i platiti. Sustav ovakve trgovine (ETS: emission trading system) razvijen je u Nizozemskoj prije deset godina.


172

4. AKCIJSKI PLAN ‘ČISTO I ŠTEDLJIVO’ (SCHOON EN ZUINIG)

Ovaj akcijski plan opisuje na koji će način Nizozemska ostvariti ciljeve postavljene u nacionalnom energetskom elaboratu. ‘Čisto i štedljivo’ je vladin dokument donesen u rujnu 2007. godine i potpisan od strane šest ministarstava: Ministarstva gospodarstva, Ministarstva okoliša i prostornog uređenja, Ministarstva prometa, Ministarstva poljoprivrede, Ministarstva fi nancija i Ministarstva vanjskih poslova.

4.1. Emisije stakleničkih plinova

Udio Nizozemske u svjetskim emisijama stakleničkih plinova je otprilike 0,5 posto, a na europskom nivou 12,5 posto. U ovom trenutku emisije iznose otprilike 210 Mton godišnje. U grafi konu na slici 2. prikazane su promjene u emisijama stakleničkih plinova od 1990. godine, kao posljedice mjera koje su do sada poduzimane u različitim sektorima. Očekuje se da će, ako se ne poduzmu drastične mjere, emisije ostati na ovoj razini ili će i dalje rasti. Cilj plana ‘Čisto i štedljivo’ je smanjenje emisija na razinu od oko 150 Mton godišnje u 2020. godini.

Polazna točka ovog akcijskog plana je tvrdnja da je razina emisija stakleničkih plinova u Nizozemskoj u ovom trenutku previsoka. Drastično smanjenje emisija je moguće jedino uz pomoć drastičnih mjera. Važna komponenta u ovom razmišljanju je da će mjereć koje će najvećim dijelom biti ostvarene dobrovoljno, dati snažan poticaj gospodarskom razvoju kako na individualnom tako i na nacionalnom nivou.

Slika 2. Emisije stakleničkih plinova u Nizozemskoj

Plan ‘Čisto i štedljivo’ predviđa prosječno smanjenje emisija od 30 posto u odnosu na 1990. godinu. Najveće sniženje od oko 50 posto očekuje se u sektoru industrije i proizvodnje energije.


173

4.2. Poticajne mjere

Predložene mjere se mogu razvrstati u tri grupe: primjena postojećih (ready-to-use) tehnologija, ubrzana primjena inovativnih rješenja i ubrzani razvoj novih inovativnih rješenja. Pri tome će se za poticanje tržišta koristiti sljedeći instrumenti: zakonska regulativa, standardizacija, subvencioniranje ili fi skalne mjere.

Tako će se za poticanje štednje energije u zgradarstvu primjenjivati: klasifi ciranje zgrada zavisno o njihovoj energetskoj potrošnji (labels), subvencije za primjenu OIE i štednje energije te standardi za energetsku učinkovitodt električnih uređaja. Isto tako, tzv. zeleno fi nanciranje koje se u ovom trenutku primjenjuje samo u novogradnji, bit ce prošireno i na postojeće zgrade. Što se tiče novogradnje postojeći standardi će biti pooštreni. Osim toga stimulirat će se uvođenje inovativnih tehnologija. Pri tome će vladine zgrade služiti kao primjer, što znači da će one morati zadovoljiti više standarde od onih koji vrijede za ostale tržišne segmente.

Glavne smjernice za energetski sektor su: primjena OIE, štednja topline, razvoj inteligentnih mreža te trgovina certifi katima (ETS) i razvoj tehnologije za spremanje ugljičnog dioksida pod zemlju (CCS).

4.3. Ciljevi za OIE

Ciljevi za primjenu OIE su sljedeći:

Energija vjetra na kopnu: očekuje se porast instaliranog kapaciteta s otprilike 2 GW u 2008. na 4 GW u 2020 godini.

Energija vjetra na moru: očekuje se porast instaliranog kapaciteta s 0,22 GW u 2008. na 6 - 10 GW u 2020.

Fotonaponska energija: očekuje se porast instaliranog kapaciteta s 0,05 GWp u 2008, na 0,5 GWp 2015, 6 GWp u 2030. i 75 GWp u 2050. godini. Predviđa se da bi Sunčeva energija u 2050. godini mogla imati udio od 25 posto u ukupnoj opskrbi električnom energijom u Nizozemskoj.

Biomasa: u ovom trenutku radi se prvenstveno o biomasi koja se spaljuje u spalionicama otpada. U budućnosti se očekuje razvoj specijalnih centrala za plinofi kaciju biomase čime bi sadašnji volumen od 4,5 TWh godišnje porastao na 15 TWh u 2020. godini.

4.3.1. Poticajne mjere za primjenu OIE

U Nizozemskoj postoje razni programi za subvencioniranje OIE. Primjena zavisi o fazi razvoja tehnologije za koju se traži subvencija (R&D, istraživanje tržišta, pilot projekt, demonstracija, pokrivanje nerentabilnog vrha itd). Primjena tehnologija koje su već više-manje razvijene, ali su još uvijek preskupe, potiče se fi skalnim mjerama koje omogućuju odbitak djela investicija od poreza, ili uz pomoć SDE subvencije (Stimuleringsregeling Duurzame Energieproductie). SDE je subvencija po proizvedenoj jedinici energije, s sljedećim iznosima za različite tehnologije:


174

Tablica 3. Visina iznosa za subvencioniranje OIE

SDE subvencija iznos

Vjetroenergija na kopnu 2,8 ct/kWh

Fotonaponska energija 33 ct/kWh

Toplinska Sunčeva energija ≤6m2 200 €/GJ

Toplinska Sunčeva energija >6m2 180 €/GJ

Toplinska pumpa (zrak/voda) ≤ 10 kWth 500 €/kWth

Toplinska pumpa (zrak/voda) > 10 kWth 250 €/kWth

Mikro kogeneracija 4000 €/instalaciji

Biomasa 5,3 ct/kWh

Bioplin 7 ct/m3

Pri razvoju poticajnih mjera se polazi od ukupnih troškova tradicionalne proizvodnje energije. Ako se ovim troškovima dodaju i troškovi saniranja onečišćenja okoliša, transportnih gubitaka, štete za ljudsko zdravlje i slično (‘internalizacija’ ostalih troškova), onda se puno ranije postiže ‘break even point’ na kojemu je investicija u OIE ekonomski opravdana.

4.4. Štednja energije

Najveće uštede toplinske energije mogu se postići u zgradarstvu, industriji i staklenicima. Za postizanje ušteda u zgradarstvu napravljen je akcijski plan ‘Meer met minder’. Za industriju se dogovori o ciljevima prave po sektorima, prvenstveno na bazi dugoročnih dogovora (MJA) i benchmarkinga.

Staklenici su važan sektor u kojem se u ovom trenutku najviše energije troši na grijanje. S druge strane, u pilot projektima je dokazano da staklenici u Nizozemskoj ne samo da mogu drastično sniziti potrošnju plina za grijanje, nego mogu služiti i kao izvor energije. Pri tome važnu ulogu igra činjenica da Nizozemska obiluje spremištima podzemnih voda u pijesku. Ovi tzv. aqiferi su vrlo pogodni kao sezonski spremnici topline ili hladnoće.


175

Tablica 4. Ukupni kapacitet i proračun u okviru SDE programa

Kategorija Dogovoreni kapacitet iz SDE u MW Iznos

2008 2009 2010 2011

Vjetar na kopnu 500 600 450 520 129

Vjetar na moru 200 250 119

Energija iz otpadnih voda 8 8 7 7 0

Zeleni plin iz otpadnih voda 5 5 1

Spalionice smeća η>22% 70 60 30 31

Spalionice organskog otpada 40 40 40 40 68

Individualne PV instalacije 10 15 20 25 19

Ukupno 367

4.5. Inteligentna mreža

Inteligentna mreža je potrebna da bi se omogućio transport i distribucija energije iz malih OIE i istovremeno garantirala sigurnost opskrbe. Uz ovo ide i primjena tzv. inteligentnih brojila. Ova brojila mogu registrirati prolaz energije u oba smjera, očitavaju se na daljinu i omogućuju primjenu varijabilnih tarifa.

5. AKCIJSKI PLAN ‘MEER MET MINDER’U siječnju 2008. godine, ministri gospodarstva i okoliša i prostornog uređenja potpisali su Sporazum s predstavnicima općina, te energetskih, građevinskih i instalaterskih udruga. Sporazum sadrži plan za ostvarivanje štednje energije u zgradarstvu. Ciljevi ovog plana su slijedeći:

ušteda 100 PJ/god u 2020. godini ● godišnji cilj: 30 posto niza energetska potrošnja u 200 000 – 300 000 zgrada ●godišnje rješavanje praktičnih problema, po potrebi razvoj novih poticajnih mjera i odluka ● ukupni troškovi plana procjenjuju se na €15 milijardi ● vrijednost ukupnih ušteda energije procijenjena je na € 30 milijardi ● očekuje se da će ostvarenje ovog plana donijeti 10 000 novih radnih mjesta u 13 ●godina


176

6. ZAKLJUČAK

Planovi za implementaciju štednje energije i primjenu OIE izgledaju vrlo povoljno. Prvi tenderi za subvencioniranje OIE su nedavno zatvoreni i sada su u fazi evaluacije. Broj prijava bio je višestruko veći od planiranog. Svi sudionici pozvani su da daju komentar i tako pomognu u izradi novih programa. Jedan od zaključaka je da su programi za subvencioniranje previše kompleksni i skupi za potrošače. Isto tako je jasno da fi nanciranje iz državnog proračuna ovisno o ekonomskoj i političkoj situaciji i pruža puno manje mogućnosti nego fi nanciranje is tarifnog dodatka. No, do sada navedene primjedbe nisu imale nikakav učinak na vladine odluke.

7. LITERATURA

[1] Naar een duurzame elektriciteitsvoorziening, Creatieve Energie november 2007

[2] De visie, Platform duurzame elektriciteitsvoorziening

[3] Transitiapad fotovoltaische zonne-energie, Platform duurzame elektriciteitsvoorziening

[4] Transitiapad bio-elektriciteit, Platform duurzame elektriciteitsvoorziening

[5] Aandachtsgebied decentrale infrastructuur, Platform duurzame elektriciteitsvoorziening

[6] Transitiepad offshore windenergie, Platform duurzame elektriciteitsvoorziening

[7] Aandachtsgebied centrale elektrische infrastructuur, Platform duurzame elektriciteitsvoorziening

[8] Status wind op land, Platform duurzame elektriciteitsvoorziening

[9] Nieuwe energie voor het klimaat, Werkprogramma Schoon en zuinig, VROM, september 2007

[10] Energierapport, Ministerie van Economische zaken, juni 2008

[11] Meer met minder, Creatieve Energie, jun 2007

CURRICULUM VITAE


177

Igor Grozdanić rođen je u Osijeku. Diplomirao je 2001. godine na Elektrotehničkom fakultetu, smjer elektroenergetika. Završio je postdiplomski na RGN fakultetu i odmah upisao doktorat na istom fakultetu. Piše doktorsku disertaciju iz područja prirodnog plina, plinskih energetskih pravaca i LNG.

Paralelno s tim postdiplomskim upisuje i postdiplomski na Ekonomskom fakultetu, smjer poslovno upravljanje krajem 2005. godine. Upravo završava ovaj postdiplomski temom iz područja energetike (Obrana se očekuje u 11. mjesecu 2008.).

Završio je menadžersko-poslovnu škola FBA- Fundamentals of Business Administration Ekonomskog fakulteta - Poslovna škola INE, 2005., 1. generacija kod prof.dr.sc. Ljube Jurčića. Završio je također i poslovne tečaje na IEDC u Bledu.

Kao autor i koautor objavio je desetak znanstvenih i stručnih članaka u inozemstvu i u Republici Hrvatskoj iz područja energetike, ekonomije te strategije naftno-plinskih kompanija. Sudjelovao je i u izradi nekoliko energetskih studija. Dobitnik je nagrade Hrvoje Požar, 2002. za diplomski rad iz područja energetike. Zaposlen je u INA d.d. u Zagrebu na poslovima Strategije plinskog i energetskog poslovanja INA - Naftaplina, d.d. u Projektu LNG-Energetika. Aktivni član je HSUP-a i HSUSE-a.

Kandidat se služi aktivno engleskim, a pasivno njemačkim i francuskim

Igor Grozdanić

INA - Industrija nafte, d.d.Zagreb, HrvatskaE-mail: Igor. Grozdanić@ina.hr


178

Igor GrozdanićINA - Industrija nafte, d.d.Zagreb, HrvatskaGordana SekulićJadranski naftovod, d.d.Zagreb, Hrvatska

NOVI DOBAVNI PRAVCI NAFTE I PLINA ZA I KROZ JUGOISTOČNU I SREDNJU EUROPU TE UKLJUČENOST REPUBLIKE HRVATSKE

Sažetak

U radu će se analizirati čimbenici koji utječu na potrebu izgradnje novih plinovoda i naftovoda koji će omogućiti veću i sigurniju dobavu plina i nafte za EU i ostale zemlje Europe. To su prvenstveno rast dobave nafte i plina uz umjereno povećanje potrošnje nafte i značajan rast potrošnje plina. Uz to, EU je jasno utvrdila energetsku politiku s povećanjem sigurnosti opskrbe diversifi kacijom pravaca i izvora opskrbe plinom i naftom, odnosno energijom. Naglasak te politike je na većem udjelu obnovljivih izvora u proizvodnji i potrošnji energije te smanjenju emisije CO2.

Većina potencijalnih naftovoda i plinovoda trebala bi prolaziti kroz regiju Jugoistočne Europe, uključivo i Republiku Hrvatsku. S obzirom da je izgradnja ovakvih projekata rizična, “Ugovorom o energetskoj zajednici” (2006.) stvoren je zakonodavni i institucionalni okvir prema kojem se nacionalna zakonodavstva moraju uskladiti s pravnom stečevinom EU-a (ili će to biti u tranzicijskom razdoblju). U radu su sagledane mogućnosti izgradnje nekoliko većih potencijalnih naftovoda i plinovoda kroz zemlje Jugoistočne i Srednje Europe. Međutim, izgradit će se samo neki od projekata koji se danas razmatraju, a oni će morati zadovoljiti kako energetske i ekonomske kriterije tako i kriterije zaštite okoliša te posebno povećanje sigurnosti opskrbe plinom i naftom.

NEW OIL AND GAS SUPPLY ROUTES FOR AND THROUGH SOUTHEAST AND CENTRAL EUROPE AND CROATIAN INVOLVEMENT

Abstract

Thisa paper analyzes the factors that infl uence the need for constructing new oil and gas pipelines which will enable greater and safer crude oil and gas supply to the EU and other European states. These are primarily the growth in crude oil and gas supply with moderate increase in crude oil consumption and signifi cant growth in gas consumption. Besides, the EU has clearly defi ned its energy policy demanding for enhancement of the supply security by diversifi cation of routes and sources of crude oil and gas supply and energy supply respectfully. The emphasis of this policy is put on greater share of renewables in energy production and consumption, as well as on reduction of CO2 emissions.


179

Majority of potential oil and gas pipelines should pass through the Southeast European region, including the Republic of Croatia. Given the fact that construction of such highly budgeted projects carries a risk, a legislative and institutional framework was created by the Energy Community Treaty (2006), according to which the national legislations have to be harmonized with the EU acquis communautaire (or such harmonization will occur in the transition period). The possibilities are considered of constructing potential large oil and gas pipelines passing through the countries of Southeast and Central Europe. However, only some of the projects contemplated nowadays will be constructed and they will have to meet both energy and economic criteria, as well as the environmental protection requirements and especially the increase in crude oil and gas supply security.

1. UVOD

Rast potrošnje nafte i plina u Europi (iako umjeren kod nafte) uz stalno smanjenje proizvodnje utječe na rast potražnje za uvoznom naftom i plinom, odnosno za njihovom pojačanom dobavom. Time se otvara pitanje osiguranja novih dobavnih pravaca i izgradnje naftovoda i plinovoda za zemlje Europe. Pri tome se mora imati u vidu da je jedan od najznačajnijih ciljeva energetske politike Europske unije, povećanje sigurnosti opskrbe energijom (posebno plinom i naftom), ali pod uvjetima održivosti i konkurentnosti.

U ovom radu će zemlje Jugoistočne (JIE) i Srednje Europe (SE) imati posebnu ulogu u tome jer se, u današnjim razmatranjima, planira da upravo one budu kako korisnici tako i tranzitne zemlje za veliki dio novog uvoza nafte i plina. Neki od planiranih naftovoda (PEOP, tranzit Ruske nafte) i plinovoda (Nabucco, South Stream, IAP) trebali bi prolaziti ili biti povezani s Republikom Hrvatskom, na čijem se teritoriju planira gradnja jednog od europskih UPP/LNG terminala (Adria LNG) koji će služiti kako za potrebe opskrbe Hrvatske tako i za Europu.

U radu će se obraditi razlozi za nove pravce uvoza, tj. dobave plina i nafte te postojeće stanje pripremljenosti projekata naftovoda i plinovoda. Uz to, prikazat će se projekti koji prolaze Hrvatskom i njihov značaj za domaću energetiku i gospodarstvo.

2. IZAZOVI OPSKRBE PLINOM I NAFTOM EUROPE 2.1. Globalna kretanja

Globalni pokazatelji govore da se u svijetu i dalje najviše troši nafta, čiji udio iznosi 35,6 posto u ukupnoj primarnoj energiji, ali s tendencijom pada upravo u razdoblju visokog rasta cijena što pokazuje određenu osjetljivost potražnje na višestruki rast cijena. Prirodni plin je treći po redu izvor energije s udjelom od 23,8 posto (2007) [1].

Količinsko povećanje ukupne potrošnje energije u narednih četvrt stoljeća predviđa se iznosom od 7,87 milijardi tona ekvivalentne nafte (ten) [2] [3] [4]. Ovo samo pokazuje da energija postaje sve važnija u Europi i svijetu. Ovi podaci se mogu objasniti uglavnom očekivanim gospodarskim razvojem u zemljama s rastućim tržištima (Kina, Indija), ali ujedno dovode u pitanje učinkovitost svih aktivnosti i mjera u vezi zaštite okoliša i smanjivanja nepoželjnih učinaka klimatskih promjena. Predviđenom rastu najviše će pridonijeti potrošnja nafta od 6,7 milijardi ten i prirodnog plina od 4 728 milijardi ten u 2030. godini kada će prirodni plin postati drugi svjetski energent po značaju [5].


180

U takvim okolnostima, vodeći računa o klimatskim promjenama i zaštiti okoliša (Upravljanju okolišem), realno je očekivati izuzetno pooštravanje zakona i propisa, skuplje tehnologije, rast cijena energije, političke, ali i ekonomsko-fi nancijske krize.

S druge strane moraju se osigurati novi izvori opskrbe te diversifi cirati energetski pravci dobave (transportna infrastruktura (naftovoda i plinovoda)) kojima će se ti energenti dovesti do potrošača, budući da se rezerve plina i nafte nalaze u regijama udaljenim od velikih potrošača.

2.2. Rast potrošnje prirodnog plina i obnovljivih izvora u EU-28

U Europi se također troši najviše nafte (35,1 posto), a prirodni plin je drugi energent po važnosti s udjelom u ukupnoj energetskoj potrošnji od 26,6 posto (2006.). Bržim rastom potrošnje, prirodni plin će se za 25 godina još više približiti nafti s razlikom od svega 86 milijuna ten u 2030. godini prema razlici od 349 milijuna ten u 1990. godini.

Predviđa se da će se potrošnja do 2030. godine osigurati uglavnom iz obnovljivih izvora i plinom, dok bi potrošnja nafte bila za 102 milijuna ten manja.

2.3. Dugoročna zavisnost EU-a o uvozu nafte i plina

Prvo, važno je naglasiti visoku zavisnost Europe o uvozu nafte, posebno iz Ruske Federacije, koja danas s bivšim zemljama SSSR-a sudjeluje s oko 48 posto u ukupnom uvozu (Ilustracija 1.1.). Ruska Federacija brzo crpi svoje rezerve koje će biti dostatne, uz današnju razinu proizvodnje, za naredne 23 godine. Stoga europske zemlje moraju dugoročno tražiti alternative, posebno vodeći računa o trendu smanjenju proizvodnje nafte iz Sjevernog mora, ali i potrebi diversifi kacije pravaca opskrbe.

Nafta – ukupan uvoz - 690 milijuna tona

Izvor: BP Statistical Review of World Energy, June 2008

Slika 1.1. Struktura uvoza nafte za Europe u 2007. godini [6]

Zavisnost zemalja EU-a o uvozu nafte (izvan EU) će se, prema predviđanjima, povećati s 59 posto u 2000. godini na 68 posto u 2010. te na 82 posto u 2030. godini.

Što se tiče prirodnog plina Europa ga uvozi putem cjevovoda, a značajno zavisi od uvoza iz Rusije (45 posto) i Alžira [7].

Bivši SSSR48%

Srednji Istok21%

Sjeverna Afrika14%

Zapadna Afrika6%

Ostali11%


181

Tim količinama treba dodati i transport prirodnog plina u ukapljenom stanju (ukapljeni prirodni plin-UPP/LNG) kojeg se u svijetu koristi oko 226 milijardi m3, od čega u Europi 53 milijardi m3 i to zahvaljujući uvozu uglavnom iz Alžira, Nigerije i Egipta.

Zemlje Jugoistočne i Srednje Europe (Hrvatska, Bosna i Hercegovina, Makedonija, Srbija, Crna Gora, Albanija, Rumunjska, Bugarska, Austrija, Mađarska i Slovenija) u 2006. godini imale su uvoznu ovisnost o nafti oko 82 posto, uz potrošnju od oko 54 milijuna tona i domaću proizvodnju od oko 10 milijuna tona [8]. Slična je situacija i s prirodnim plinom. Ove zemlje troše oko 60 milijardi m3 plina i do 2030. godine će povećati potrošnju na oko 90 milijardi m3. S obzirom na kontinuirano smanjenje njihove domaće proizvodnje nafte i plina te uslijed rasta i razvoja gospodarstva rast će i potražnja za naftom i plinom. Tako će se za regiju trebati osigurati oko 30 milijardi m3 novog uvoza, tj. dobave plina do 2030. godine [9].

Rast energetske uvozne zavisnosti europskih zemalja praćen je visokim cijenama nafte (koje su imale snažan rast od 2004. godine), ali i plina. To u narednim desetljećima predstavlja jedan od najvećih izazova za globalne kompanije i vlade.

Na takva kretanja će, prema Chakib Khelila-u - predsjedniku OPEC-a, utjecati i razvoj visokih troškova alternativnih energetskih izvora [10].

Cijene plina prate cijene nafte na nižem odstojanju od 20-30 posto u posljednjih pet godina.

Može se očekivati smanjenje razlike u cijenama između nafte i plina zbog niza razloga kao što su: izgradnja novih plinovoda i LNG terminala, velika udaljenost izvorišta plina od potrošača, ekološke prednosti, širenje mogućnosti primjene i sl. Uz to, ne manje važan razlog je vezanost cijena prirodnog plina za cijenu sirove nafte. Analizirani čimbenici ukazuju na opravdanost intenzivnijeg angažmana EU Komisije, vlada pojedinih zemalja i kompanija na izgradnji novih naftovoda i plinovoda koji će prolaziti zemljama Jugoistočne i Srednje Europe, uključivo Republiku Hrvatsku.

3. NOVI NAFTOVODI ZA EUROPU KROZ ZEMLJE JIE I SE, UKLJUČIVO HRVATSKU

3.1. Projekti naftovoda u Energetskoj strategiji EU-a

EU predviđa osigurati novu količinu od oko 100 milijuna tona nafte iz uvoza u naredna dva desetljeća, kroz nove projekte međunarodnih naftovoda. Stoga je u Energetskoj strategiji EU-a zapisano [11].

„Glavni međunarodni naftovodi koji su koncentrirani na području kaspijske regije značajni su za opskrbu Europe. Nekoliko je projekata u razmatranju: nastavak izgradnje naftovoda Odesa – Brody kroz Poljsku s dionicama do Latvije, Njemačke, Slovačke i Češke; Bratislava – Schwechat; Burgas – Aleksandropoulis; Constanta – Trst; (odnosno Pan-European Oil Pipeline, PEOP); integracija naftovodnih sustava Adria (Srednja Europa) i Družba (Istočna Europa).” (slika 2.1.1.)


182

Slika 2.1.1. Naftni projekti od paneuropskog interesa

Pripremljenost svakog od navedenih projekata u različitim je fazama:

Burgas (Bugarska luka na Crnom moru) – Aleksandropoulis (Grčka luka na Mediteranu) (BA): projekt je započeo s realizacijom (nakon 12 godina razmatranja) zahvaljujući dogovoru o 51 posto vlasništvu ruskih kompanija i dobivenom pravu prolaza kroz zemlje (ROW) i dr.

Odesa – Brody – Plotsk – Gdansk: projekt izgrađen do Brodyja, a do sada je transportirao samo rusku naftu reverzibilnim pravcem do Odese

Bratislava – Schwechat: memorandum o razumijevanju za gradnju naftovoda kojim bi se Bratislava povezala s rafi nerijom u Schwechatu potpisan je 2003. godine. Međutim, trasa još nije defi nirana zbog prigovora aktivista za zaštitu okoliša

3.2. Projekt PEOP i značaj za Hrvatsku [13]

Projekt Paneuropskog naftovoda (PEOP), „ekološki“ je naftovod, kojim se planira transport kaspijske nafte do Europe. Za razliku od drugih naftovoda i njihovih trasa, on neće dodatno opteretiti Mediteran i Jadran od prometa tankera i nafte. Trasa naftovoda započinje u Crnomorskoj luci Constanta/Rumunjska, prolazi kroz Rumunjsku, Srbiju, Hrvatsku, Sloveniju i Italiju do Srednjoeuropskog naftovoda TAL-a kod Trsta i dalje do talijanske naftovodne mreže i luka Genove/Marsellia.

Predviđeni kapacitet je 60 MTG (sagledavaju se i varijante 40 MTG i 90 MTG), uz dužinu cjevovoda od oko 1 850 km i investicijska ulaganja od oko 2,7 milijardi USD [14].


183

Projekt je od 2003. godine vodilo Međunarodno povjerenstvo. Ministarsku deklaraciju o PEOP-u je u Zagrebu, početkom travnja 2007, potpisalo pet zemalja partnera i povjerenik Europske unije za energiju. Daljnju promociju i razvoj PEOP-a, na načelima Ministarske deklaracije i na temelju Sporazuma dioničara, vodit će Razvojna kompanija (PEOP PDC Plc) formirana u Londonu u lipnju 2008. godine.

Koristi od PEOP-a bile bi:

Smanjenje tankerskog prometa u Mediteranu i Jadranu za oko 50 mtg nafte ● Povećanje sigurnosti opskrbe europskih zemalja uz diversifi kaciju izvora i pravaca ●opskrbe Značajne gospodarske koristi za zemlje u tranziciji Jugoistočne i Srednje Europe ● Jačanje regionalne suradnje u Jugoistočnoj i Srednjoj Europi ● Manji troškovi transporta zbog korištenja postojeće naftovodne infrastrukture i ●koridora

Realizacija PEOP-a je ujedno i najkonkretniji način integracije Republike Hrvatske u EU.

Razvoj analiziranih naftovoda u regiji JI i SE povezan je uz nekoliko značajnih čimbenika i izazova:

- Izgradnja konkurentskih naftovoda koji se predviđaju za transport kaspijske nafte, koji se spominju u Energetskoj strategiji EU-a, ali i drugih kao što su:

Albanija – Makedonija – „Bulgaria Oil Pipeline” (AMBO) ● Samsun – Ceyhan ● Kazahstan - Kina, koji mogu preusmjeriti velike količine nafte ●

- Izgradnja novih ruskih naftovoda (Baltic Pipeline 2) koji zaobilaze tranzit kroz druge zemlje;

Upravo zbog toga neke zemlje JI i SE već su počele koristiti mogućnost uvoza alternativnim pravcima (Češka iz Mediterana, naftovodima TAL/MERO, Mađarska i Slovačka iz Mediterana naftovodom JANAF)

- Sve stroži zahtjevi u vezi zaštite okoliša poskupljuju transport nafte jer traže visoka ulaganja u modernizaciju naftovoda i sigurnost transporta. U tome dolaze do izražaja oni naftovodi koji imaju djelomično izgrađenu infrastrukturu i koriste postojeće koridore te zaobilaze mora koristeći kopnene pravce

4. NOVI PLINOVODI ZA EUROPU, ZNAČAJ REGIJA JIE I SE TE UKLJUČENOST HRVATSKE

4.1. Novi plinovodi za EU kroz Jugoistočnu i Srednju Europu

Zemlje Jugoistočne i Srednje Europe trebale bi imati značajnu ulogu u opskrbi plinom Europe u narednom razdoblju. Plinovodi koji se razmatraju graditi kroz regiju bit će namijenjeni zadovoljenju rastućih potreba u tim zemljama i u ostalim zemljama EU-a (slika 3.1.1.).

Strateški značaj regije u tranzitu prirodnog plina (kao i električne energije) za Europu jedan je od razloga osnivanja Energetske zajednice Jugoistočne Europe (2006.), (u daljnjem tekstu: EZ) pod pokroviteljstvom i uz aktivno sudjelovanje Europske komisije.


184

Zadatak „Energetske zajednice – EZ“ [15] je organiziranje odnosa između zemalja i stvaranje pravnog i gospodarskog okvira za „umreženu energiju“ (uključuje električnu energiju i prirodni plin u smislu Direktiva Europske Unije/Zajednice 2003/54/EZ i 2003/55/EZ).

Slika 3.1.1. Novi projekti plinovoda od kaspijske regije i Rusije kroz JI Europu

Sveukupno gledajući projekte koji se razmatraju i koji su u različitim fazama pripremljenosti, prikazani su sljedeći potencijalni plinovodi:

- Nabucco je projekt kojeg vodi Konzorcij kompanija iz zemalja kroz koje prolazi trasa plinovoda i to: BOTAS-Turska, Bulgargaz-Bugarska, Transgaz-Rumunjska, MOL-Mađarska, OMV-Austrija te RWE koji je pristupio u veljači 2008. godine, dok će kompanija GdF Suez će vjerojatno biti sljedeći partner. Plinovod duljine 3 300 km, vrijedan 6 milijardi eura trebao bi u završnoj fazi omogućiti isporuku 31 milijardi m3 prirodnog plina godišnje. Prva faza trebala bi biti dovršena do 2012/13 godine [16], [17] čime bi se plin iz zemalja kaspijskog područja, ali i Egipta ili Sirije dovodio do Austrije (krajnja točka). Za sada se jedino Azerbejdžan (iz polja Shah Deniz) obvezao na isporuku prirodnog plina Nabuccom (procjenjuje se s oko 9 milijardi m3).

- Trans–jadranski plinovod (Trans-Adriatic Pipeline) – TAP [18] – je projekt kojeg će graditi i operativno voditi EGL (švicarska kompanija za trgovinu prirodnim plinom i električnom energijom) i StatoilHydro.

- Ionsko–jadranski plinovod (Ionian – Adriatic – Pipeline) – IAP – je plinovod koji bi se trebao nastaviti na TAP kod luke Vlore i povezati se s Crnom Gorom, Bosnom i Hercegovinom te s potencijalnim odvojkom prema Hrvatskoj. Projekt podupire Svjetska banka i TAP. U rujnu 2007. godine ministri uključenih zemalja potpisali su Međuvladinu deklaraciju i Memorandum razumijevanja o provedbi Projekta.

- Tursko–grčko-talijanski plinovod (Turkey – Greece – Italy - Pipeline) – TGI – bi trebao biti uz Nabucco i TAP treći plinovod za opskrbu Europe, koji ujedno znači i diversifi kaciju opskrbe iz Kaspijske regije (Azerbejdžan) umjesto od ruskog Gazproma.

- Južni tok s odvojcima, Sjevernim i Južnim plinovodima (South Stream with North and


185

South Pipelines), je projekt transporta ruskog plina (i vjerojatno turkmenistanskog kroz Rusiju) kroz Crno more (tehnički vrlo zahtjevan podmorski plinovod dužine 900 km), Bugarsku, Rumunjsku i Mađarsku te Austriju (Sjeverni plinovod), odnosno Crno more, Bugarsku, Makedoniju, Albaniju, Italiju (Južni plinovod).

- Bijeli tok (White Stream) – GLUEU – je plinovod koji ima nekoliko opcija za transport kaspijskog plina, prvenstveno iz Azerbejdžana preko Gruzije, Crnog mora i Rumunjske, odnosno Gruzije, Crnog mora, Ukrajine i Rumunjske i dalje.

- Paneuropski plinovod (Pan European Gas Pipeline) – PEGP – projekt koji se razmatra graditi uz naftovod PEOP, dakle od Constante u Rumunjskoj, preko Rumunjske, Srbije, Hrvatske, Slovenije i Italije.

- Plavi plinovod (Blue Line) koji je nastavak Blue Streama (kroz Crno more) je projekt transporta ruskog plina (i moguće turkmenistanskog kroz Rusiju) kroz Tursku, Bugarsku, Srbiju, Bosnu i Hercegovinu (moguće), Hrvatsku, Sloveniju i Italiju. Značajno je da Gazprom i Eni već surađuju na zahtjevnim tehničkim pitanjima prolaza plinovoda kroz Crno more. Ovaj cjevovod bi trebao biti kompatibilan s projektom Južnog toka.

Navedeni projekti se razmatraju i u različitim su fazama pripremljenosti kao i realnosti ostvarenja. Neki od njih će tijekom narednih godina biti modifi cirani i prilagođeni realnim zbivanjima.

Neki od prikazanih plinovoda koncepcijski su zamišljeni tako da prolaze i kroz Hrvatsku (PEGP, Južni tok-Sjeverni plinovod i Blue Line) ili da imaju potencijalne odvojke do Hrvatske (Nabucco, TAP/IAP). Što se tiče Hrvatske, za diversifi kaciju pravaca opskrbe i njezin strateško energetski – tranzitni značaj za povećanje sigurnosti opskrbe plinom Europske unije od posebne je važnosti Adria LNG projekt.

4.2. Značaj Adria LNG projekta za Republiku Hrvatsku

Intenzivna i široka razmatranja novih plinovoda u regiji praćena su i razmatranjima izgradnje brojnih (više i manje perspektivnih) UPP/LNG terminala. Uz Adria LNG projekt koji se predviđa graditi na otoku Krku (optimalna lokacija na cijelom području Sjevernog Jadrana) - kao najizgledniji projekt zbog stupnja pripremljenosti - u tijeku je izgradnja ili priprema izgradnje sljedećih terminala:

- Sjeverno Jadranski (North Adriatic) UPP/LNG terminal (Isola di Porto Levante) koji bi trebao biti glavni uvozni terminal na Sjeveroistočnoj obali Italije. Kapacitet terminala je 8 milijardi m3 plina.

- „Brindisi LNG terminal“ na jugu Italije se gradi od strane tvrtke BG koju je ovlastilo talijansko Ministarstvo gospodarskog razvoja. Kapacitet terminala je 8 milijardi m3.

- UPP/LNG terminal u tršćanskom zaljevu, u Muggi pokraj Trsta, nedaleko od talijansko-slovenske granice. Iza projekta stoji španjolska kompanija Gas Natural, a zasad je izdana samo lokacijska dozvola (ne i konačna dozvola za izgradnju).

U Italiji se razmatra još desetak potencijalnih UPP/LNG terminala za uvoz plina na obje strane obale. Potencijalni projekti LNG-a su i uz obale Grčke i Albanije. Izgradnja UPP/LNG na Jadranu i uz zapadnu obalu Italije povezana je s izgradnjom plinovoda iz kaspijske regije i Rusije.


186

Za europske zemlje, uključivo Republiku Hrvatsku, posebno je značajan međunarodni projekt Adria LNG, projekt koji se počeo pripremati još 90-tih godina dvadesetog stoljeća. Kompanija je neko vrijeme bila u statusu mirovanja, a projekt se ponovno aktivirao 2003. godine. (Slika 3.2.1.). [19], [20].

Slika 3.2.1. UPP/LNG Terminal na hrvatskoj obali Sjevernog JadranaIzvor: OMV

Kompanija Adria LNG d.o.o. osnovana je u listopada 2007. godine sa sjedištem u Zagrebu (bez hrvatskih tvrtki) za koje je „rezerviran“ udio od 25 posto (od čega INA d.d. 14 posto, HEP d.d. 10 posto i PLINACRO d.o.o. 1 posto).

Struktura dioničara bi nakon pristupanja hrvatskih tvrtki Konzorciju pretpostavljeno bila: E.ON Ruhrgas (22,5 posto), OMV (20,00 posto), Total (20,00 posto), RWE (11,5 posto), Geoplin (1 posto) [21]. Predviđa se da će INA d.d. biti prva hrvatska kompanija koja će se pridružiti Konzorciju.

Odlukom Vlade RH o lokaciji terminala počela je izrada studije utjecaja na okoliš predmetne lokacije na otoku Krku. Ako se partneri dogovore terminal bi se izgradio i stavio u funkciju 2013. godine. Kapacitet terminala bio bi oko 11 milijardi m3 prirodnog plina godišnje u prvoj fazi (2013.) te 16,5 milijardi m3 u drugoj fazi (2016.), a omogućavao bi opskrbu plinom tržišta Hrvatske, Italije, Austrije, Njemačke i drugih zemalja Europe. Sve zemlje će zahvaljujući terminalu i plinovodu povećati sigurnost vlastite opskrbe dobavom plina iz još jednog pravca. Poseban interes ima i Republika Hrvatska jer će direktno s terminala biti opskrbljena prirodnim plinom, što povećava njezinu sigurnost opskrbe.

Terminal se može kapacitirati tako da postane i priručno skladište prirodnog plina za pokrivanje potrošnje u ekstremno hladnim danima (peak shaving postrojenje) za područje potrošnje u RH [22].

Dodatna vrijednost takvog terminala predstavljala bi ušteda na SWOP-u prirodnog plina koji se uvozi iz drugih izvora dobave (Ruska Federacija).


187

Projekt će donijeti i druge, novčano mjerljive i nemjerljive, koristi od izgradnje i rada terminala te plinovoda, kao što su novi porezi na dodanu vrijednost od prodanih roba i usluga, porezi na dobit, komunalni i vodni doprinosi, i dr. (doprinos proračunu države i lokalnih zajednica), zapošljavanje na izgradnji i radu, te održavanje postrojenja terminala.

Uz to, treba istaknuti da izgradnja UPP/LNG Terminala, odnosno diversifi kacija opskrbe plinom hrvatskih potrošača predstavlja temelj ispravnog vođenja energetske politike i razvoja plinskog gospodarstva Republike Hrvatske.

Uvozom UPP/LNG-a izbjegli bi se i potencijalno politički nestabilni uvjeti u dobavi kopnenim pravcima. Time bi Republika Hrvatska postala tranzitna zemlja te izvoznik plina u regiju Srednje Europe što bi doprinijelo daljnjem razvijanju i modernizaciji hrvatskog plinskog gospodarstva, povećanju potrošnje plina te na taj način i smanjenju štetnih emisija u okoliš [23].

Iz toga se može uočiti da je nužno razvijati plinovodnu infrastrukturu (slika 3.2.2.) na području RH uz ulaganja od oko 443 milijuna eura (2007.- 2011.) i povećanje dužine magistralnih plinovoda za novih 920 km te dvostruko povećanje potrošnje plina na oko 6 milijardi m3 u 2020. godini.

Slika 3.2.2. Glavna plinovodna mreža u Hrvatskoj [24]Izvor: Plinacro d.o.o.


188

5. ZAKLJUČAK

Stalan rast potreba za energentima, prvenstveno prirodnim plinom i naftom, njihovim sve većim uvozom, udaljenošću izvora i rizičnosti opskrbe te nužnost energetski održivog razvoja, uvjetovali su diversifi kaciju pravaca i izvora opskrbe naftom i plinom za EU i druge zemlje Europe.

U tom smislu EU je utvrdila jasnu energetsku strategiju u kojoj razmatra potrebu izgradnje novih naftovoda i plinovoda iz kaspijske regije. Pri tome većina potencijalnih naftovoda i plinovoda prolazi kroz regiju Jugoistočne Europe, uključivo Republiku Hrvatsku. S obzirom da je izgradnja ovakvih projekata rizična, „Ugovorom o energetskoj zajednici“ (2006.) je stvoren zakonodavni i institucionalni okvir prema kojem se nacionalna zakonodavstva moraju uskladiti s pravnom stečevinom EU-a (ili će to biti u tranzicijskom razdoblju). Sigurnost ulaganja i tranzita energenata, pristup transportnim kapacitetima, zaštita okoliša i drugo, obvezni su za 53 zemlje (među kojima i zemlje Jugoistočne Europe, uključivo Republike Hrvatske) koje su ratifi cirale Ugovor o energetskoj povelji.

Kroz zemlje JI predviđaju se sljedeći potencijalni naftovodi i plinovodi:

Naftovodi: Constanta - Trst – talijanska naftovodna mreža- Genoa/Marseille (PEOP), Bourgas – Alexandroupolis, Odessa – Brody- Plotsk – Gdansk i Bourgas - Vlore (AMBO) te Samsun - Ceyhan. Za Republiku Hrvatsku od posebnog značaja je projekt PEOP te tranzit Ruske nafte koji će doprinijeti boljem korištenju postojećeg sustava Jadranskog naftovoda (JANAF-a) i većem transportu nafte. Osim toga povećat će prihode kompanijama i proračune država kroz koje prolazi, kao i lokalnim zajednicama. Važno je istaknuti da PEOP doprinosi, kako povećanju sigurnosti opskrbe naftom europskim zemljama, tako i smanjenju tankerskog prometa u Jadranu i Mediteranu za više desetaka milijuna tona nafte. To svojstvo projektu osigurava i ekološki značaj. Svi drugi novi projekti znače znatno veći tankerski promet jer se nafta iskrcava na obalama Mediterana, odnosno Jadrana.

Plinovodi: Nabucco, Trans-jadranski plinovod (TAP), Ionsko – Jadranski plinovod (IAP) (s odvojkom prema Hrvatskoj), Tursko – Grčko- Talijanski plinovod (TGI), South Stream, Blueline, White Stream. U neke u njih biti će uključena i Republika Hrvatska, ovisno uglavnom o potrebama tranzita prema Europi.

Republika Hrvatska će svoje rastuće potrebe za uvoznim, dobavnim plinom moći većim dijelom zadovoljiti iz međunarodnog Adria LNG projekta čiji će se iskrcajni/prihvatni terminal graditi na hrvatskom dijelu Jadranskog mora, a plinovod bi prolazio jednim dijelom kroz Hrvatsku i dalje prema zemljama EU-a.

Može se zaključiti da postoje strateške potrebe za novim plinovodima i naftovodima koji će omogućiti porast uvoz plina i nafte za EU i ostale zemlje Europe i to iz novih dobavnih pravaca i izvora. Međutim, izgradit će se samo neki od projekata koji se danas razmatraju, a oni će morati zadovoljiti kako energetske i ekonomske kriterije, tako i kriterije zaštite okoliša te posebno povećanje sigurnosti opskrbe naftom i plinom.


189

6. LITERATURA

[1] BP Statistical Review of World Energy, June 2008

[2] BP Statistical Review of World Energy, razna godišta

[3] European Commission: European energy and transport, Scenarios on high oil and gas prices, September 2006

[4] Sekulić G.: Nafta i plin u svjetskoj energiji 2006/2007. godine s aspekta prošlih, a još više budućih trendova, EGE br. 04/07.

[5] Grozdanić, I.: LNG i Republika Hrvatska, Javni seminarski rad iz područja doktorske disertacije, RGN Fakultet, 2007.


[7] Grozdanić, I., Rifer, D.: Possibilities for Supply of Liquifi ed Natural Gas for the Croatian Market XXIII. Međunarodni znanstveno stručni susret stručnjaka za plin, Opatija 2008.


[9] Granić G.: Regionala suradnja u energetici, Pogled EIHP-a, Regional conference, supply security and stability through the connection of national energy systems, Zagreb 23. 06. 2007.

[10] Chakib Khelil, OPEC President and Algerian oil minister: www.argusmediagroup.com, 13. 02. 08.

[11] Annex to the Green Paper „A European Strategy for Sustainable, Competitive and Secure Energy“ (EC 2006.)

[12] PVM Vienna: FSU/CEE Insight, November 29, 2008

[13] Sekulić G.: New Oil and Gas transportation routes for and through Southeast and Central Europe and Croatian involvement, Nafta br. 5/08

[14] IC, International Advisory Board: PEOP Feasibility Project, Key Cost and Financial Data, Warsaw, October 2006 (working adviser’s paper)

[15] Ugovor o energetskoj zajednici (NN 06/2006.)

[16] FSU Oil & Gas Monitor, Pipelines and transport, 06 February 2008, Week 05

[17] Petroleum Economist, March 2008, p. 31

[18] www.iene.gr: Synopsis and Conclusion of 1st Meeting of IENE’s Southeast Europe Energy Dialoge, Thessaloniki 28-29 June, 2007

[19] South East Europe: Regional Gasifi cation Study, Draft Final Report, October 2007, submitted to The World Bank, KfW, PPIAF and ESMAP by: Economic Consulting Associates, Penspen, Energy Institute Hrvoje Požar

[20] Šourek, M.: Projekt Adria LNG – Aktualni trenutak, Skupština Hrvatskog nacionalnog komiteta Svjetskog vijeća za naftu, Zagreb, 17. ožujak 2008. (prezentacija)

[21] Šourek, M.: Projekt Adria LNG – Aktualni trenutak, Skupština Hrvatskog nacionalnog komiteta Svjetskog vijeća za naftu, Zagreb, 17. ožujak 2008. (prezentacija)


190

[22] Grozdanić, I.: LNG i Republika Hrvatska, Javni seminarski rad iz područja doktorske disertacije, RGN Fakultet, 2007.

[23] Kukulj, N., Kurevija, T., Rajković, D.: Moguće prednosti za hrvatski energetski sektor uvozom ukapljenog naftnog plina, XXII. Međunarodni znanstveno stručni susret stručnjaka za plin, Opatija 2007.

[24] www.plinacro.hr

CURRICULUM VITAE


191

Ivica Toljan

FER-energetika, Znanstveni magisterij EKF, MBA, sve u Zagrebu Preko dvadeset godina rada u energetskom sektoru.

Sudjelovao u kreiranju i izradi zakonske i podzakonske regulative reforme, tarifnog sustava, restrukturiranja HEP grupe,izradi hrvatskog Grid code, pripremi i izgradnji visokonaponskih trafostanica i mreže, vodio rekonenciju prve i druge europske sinkrone zone, bio član Skupštine i Upravnog odbora UCTE-a, predsjednik HRO CIGRE, član pregovaračkog Tima za članstvo u EU, poglavlje 15. Energetika.

Osobni podaci: Rođen 16. travnja 1958. u Slavonskom BroduObrazovanje:1982. Elektrotehnički fakultet u Zagrebu, smjer Elektroenergetika, usmjerenje Opća energetikaRadno iskustvo:travanj 2008. -Hrvatski operator tržišta energijeSavjetnik2005. – travanj 2008. Hrvatski operator tržišta energijeVoditelj Službe za obnovljive izvore energije i kogeneracije2002. – 2005. Hrvatski nezavisni operator sustava i tržištaVoditelj Službe za organiziranje tržišta1984. – 2002. Hrvatska elektroprivredaSektor za vođenje i gospodarenje elektroenergetskim sustavomDežurni dispečerSudjelovao u izradi podzakonskih akata vezano za regulativu obnovljivih izvora i kogeneracije.

Branko Kaurić

HROTE d.o.o.Miramarska 2310 000 Zagreb


192

Mr.sc. Ivica ToljanBranko Kaurićprof.dr.sc. Sejid TešnjakHROTEZagreb, Hrvatska

SIGURNOST HRVATSKOG ELEKTROENERGETSKOG SUSTAVA

Sažetak

Sigurnost elektroenergetskog sustava je višeznačan pojam koji pokriva više područja elektroenergetskog sektora. To su: planiranje izgradnje proizvodnih kapaciteta, opskrba primarnim energentima (dugoročni ugovori o nabavi goriva), planiranje prijenosne i distribucijske mreže uz kriterij N-1 i vođenje u realnom vremenu (problem snage). Poznato je da je pet godina najmanja vremenska jedinica pri planiranju elektroenergetskog sustava i ta činjenica najviše zabrinjava energetske stručnjake. Provedbom reforme hrvatskog energetskog sektora od 2001. godine ustanovljen je veći broj subjekata koji sudjeluju na liberaliziranom tržištu. Prije reforme odgovornost za sigurnost elektroenergetskog sustava bila je koncentrirana u Vladi RH, njenim resorima i elektroprivredi. Danas je došlo do podjele ovlasti, što za posljedicu ima i podjelu odgovornosti. Cilj ovog rada je prikazati te odnose ovlasti i odgovornosti prisutnih subjekata koje determiniraju sigurnost elektroenergetskog sustava.

SECURITY OF THE CROATIAN ELECTRICAL POWER SYSTEM

Abstract

Electrical power system security is a loose term, which cuts across several areas of the power sector: planning of the construction of production facilities, supply of primary energy sources (long-term contracts on fuel procurement), planning of transmission and distribution networks under the N-1 criterion, and real-time management (power adequacy). It is well known that fi ve years is the shortest time unit in planning electrical power system security, and that this is precisely the fact that troubles most power experts. Since the implementation of the reform of the Croatian energy sector in 2001, a larger number of power producers have been established and are active on the liberalised market. Before the reform, responsibility for electrical power system security was in the hands of the Government, its agencies, and the Croatian Electrical Utility (HEP). Today, there is a division of authorisation, with the consequent division of responsibilities. The objective of this paper is to show the relations between the authorisation and the responsibilities of various entities that determine the security of the electrical power system.


193

1. UVOD

Nakon Drugog svjetskog rata dolazi do povećanja gospodarske aktivnosti s godišnjim stopama rasta ukupnog (bruto) domaćeg proizvoda (BDP, eng. gross domestic product, GDP) od čak 10 posto, naročito u Europi (posebno u Njemačkoj i Francuskoj). Takav razvoj gospodarstva zahtijevao je i bolju organizaciju rada elektroenergetskih sektora kako bi se mogla pratiti potražnja za energijom. Godišnje povećanje potrošnje električne energije bilo je praćeno i godišnjim povećanjem BDP-a, koji su se uglavnom kretali od 3-8 posto, ovisno o zemlji. Planiranje potrebne potrošnje bilo je centralizirano na razini zemalja. Stalna opasnost i najveći izazov za planere je bila dostatnost proizvodnje električne energije u elektroenergetskom sustavu (u daljnjem tekstu: EES), odnosno pitanje, hoće li u svakom trenutku imati dovoljno snage (vršna opterećenja naročito zimi, ali i ljeti, ekstremne suše, manjak hidro proizvodnje). Zbog toga pet godina nakon rata dolazi do spajanja nacionalnih EES-a u velike cjeline. U Europi je osnovan UCTE s osnovnim ciljem međusobnog pomaganja u havarijskim stanjima kao i racionalnije eksploatacije postojećih proizvodnih kapaciteta. Daljnjim širenjem dolazimo do danas drugog najvećeg EES-a na svijetu s godišnjom potrošnjom od 2530 TWh, vršnim opterećenjem od 390 535 MW i opskrbom preko 450 milijuna ljudi (izvor: UCTE 2006.). Centralizirano planiranje bilo je realizirano preko okomito integriranih elektroprivreda (OIE). To su poduzeća koja su bila u stopostotnom vlasništvu države i pokrivala su proizvodnju, prijenos i vođenje, kao i distribuciju. Imala su apsolutni monopol, ali i odgovornost za proizvodnju, prijenos i vođenje te distribuciju električne energije. Svi uspjesi, ali i problemi bili su na jednoj adresi. Devedesetih godina prošlog stoljeća s liberalizacijom energetskog sektora dolazi i do deregulacije. Deregulacija je proces u kojem se dio monopola energetskog sektora, i to tržišni dio, otvara za konkurenciju, koja se odvija na otvorenom tržištu. Možemo utvrditi da se deregulacija kao proces odnosi uglavnom na proizvodnju i prodaju. Prodaju dijelimo na prodaju na veliko (na visokom naponu) i prodaju na malo (na niskom naponu). Deregulacija neminovno dovodi do raspetljavanja stare OIE (u literaturi se naziva i eng. incumbent utility) i svakako je najzahtjevniji dio procesa. Ukupni rezultat procesa liberalizacije je velika parcijalna fragmentacija energetskog sektora kao i stvaranje novih subjekata (pravnih osoba). Siguran i pouzdan rad EES-a je misija o kojoj brinu tisuće djelatnika, inženjera i menadžera elektroenergetskog sektora. Restrukturiranje sektora je djelovalo i na sigurnost, pa defi nicija i pojam sigurnosti kao i sve izvedenice, zaslužuju vrlo temeljitu analizu.

2. DEFINICIJA I POJAM SIGURNOSTI EES-A

U stručnoj literaturi, zakonskim i drugim dokumentima koristi se pojam „sigurnost opskrbe“ (eng. security of suply). Događanja u elektroenergetskom sektoru u posljednjih desetak godina ukazuju na to da je neophodno pojasniti pojam sigurnosti i sve što se pod njim podrazumijeva. Prvenstveno, pod pojmom „sigurnost opskrbe“ većina autora podrazumijeva garantiranu dostatnost električne energije u svakom trenutku. Smatra se da je opskrba stalna i bez poremećaja, a time i sigurna. Treći energetski paket EC ima tri glavna cilja: sigurnost opskrbe, održivi razvoj i industrijsku konkurentnost. Kada govorimo o sigurnosti EES-a svakako moramo defi nirati i pouzdanost i raspoloživost. Prema literaturi (2,6,8) pouzdanost je defi nirana kao sposobnost rada najčešće iskazana vjerojatnošću rada sustava ili njegove komponente tijekom određenog vremenskog razdoblja. Dva osnovna atributa pouzdanosti su dostatnost (adekvatnost) i sigurnost.


194

Dostatnost je statistička pouzdanost, odnosno mogućnost pokrivanja ukupnih zahtjeva kupaca (potrošača) za snagom i energijom i nakon planiranih i neplaniranih otkazivanja komponenti tijekom stacionarnog stanja.

Sigurnost se tretira kao dinamička pouzdanost, odnosno sposobnost EES-a da ostane u funkciji i nakon iznenadnih poremećaja nastalih kao posljedica kvarova i ispada dijelova sustava.

Raspoloživost je matematička vjerojatnost ispravnog rada komponenti, odnosno sustava koja se dobije izračunom (npr. kada kažemo da neka elektrana ima raspoloživost od 92 posto, to znači, kada oduzmemo vrijeme remonta, možemo izračunati koliko će vremena biti spremna za pogon u jednoj godini (u 8760 sati), odnosno na raspolaganju operatoru sustava, kao tehnički ispravna).

Direktiva 2005/89/EZ Europskog parlamenta i Vijeća o mjerama zaštite sigurnosti opskrbe električnom energijom i investicija u infrastrukturu defi nira sigurnost opskrbe električnom energijom kao „sposobnost EES-a za opskrbu krajnjeg potrošača električnom energijom“. Drugi pojam „pogonska sigurnost mreže“ je „neprekinut rad prijenosne i, prema potrebi, distribucijske mreže u predvidivim okolnostima“. Sigurna opskrba se prvenstveno postiže sigurnom proizvodnjom. Proizvodnja će biti sigurna, odnosno dostatna, ako se na vrijeme izgrade potrebni kapaciteti uz čvrste dugoročne ugovore o opskrbi gorivom (plin, ugljen, naftni derivati). Zemlje uvoznice električne energije trebale bi imati dugoročne ugovore o kupnji. Navedene činjenice su se prije liberalizacije energetskog sektora rješavale u državnim elektroprivredama, a danas je situacija bitno drugačija jer se pojavljuje nekoliko značajnih problema koji mogu ozbiljno ugroziti sigurnost opskrbe (npr. slučaj Kalifornija).

2.1. Sigurnost proizvodnje

Cilj navedene Direktive je omogućiti što veće investiranje privatnog kapitala u elektroenergetsku infrastrukturu. Proizvodnja (termoelektrane, hidroelektrane, nuklearne elektrane, vjetroelektrane, kogeneracijske elektrane, solarne elektrane, itd) je na zatvorenom tržištu električne energije bila centralno planirana u okomito integriranim elektroprivredama. Računala se projekcija potrošnje i na temelju nje je dugoročno planirana izgradnja novih proizvodnih kapaciteta. Sva odgovornost je bila na nacionalnim elektroprivredama. Jedno veliko državno poduzeće je obavljalo i proizvodnju i prodaju prema birokratski izračunatim cijenama: jedan prodavač i jedan kupac. Vlade su određivale politiku cijena. U siromašnim državama su zbog zaštite stanovništva cijene bile nerealno niske i imale za posljedicu poslovanje elektroprivrednih kompanija s gubitkom.Takvo stanje je dovelo da čitavog niza problema koji su umanjivali profi tabilnost i uspješnost nacionalnih ekonomija. Unatoč svemu, možemo reći da je izgradnja kapaciteta bila dostatna i pravovremena. Sigurnost opskrbe je bila narušena naftnim šokovima (1973. i 1980.). Iz političkih razloga je došlo do velikog poremećaja na svjetskom naftnom tržištu, kako povećanjem cijene tako i smanjenjem proizvodnje nafte. Odgovori su bili različiti, od zemlje do zemlje. Neke zemlje su povećale obavezne rezerve (SAD), dok su druge promijenile energetsku strategiju (Francuska se, na primjer, orijentirala isključivo na nuklearne elektrane). Cilj je bio isti, osigurati energetsku neovisnost i time zaštiti nacionalno gospodarstvo jer energija ne smije biti zapreka razvoju nacionalnog gospodarstva. Napomenimo izuzetno važnu činjenicu da su sve okomito integrirane elektroprivrede bile u stopostotnom vlasništvu države. U takvom sustavu ekonomskih odnosa, uvijek su se postavljale iste zamjerke


195

energetskom sektoru: monopol, neracionalnost, gušenje neoliberalnog otvorenog tržišta koji sputava gospodarski razvoj i previsoki troškovi za energiju. Uvođenjem mehanizma otvorenog tržišta otvara se proces racionalizacije. Devedesetih godina liberalizacija dovodi i do privatizacije energetskog sektora. Okomito integrirane elektroprivrede se „raspetljavaju“ (eng.unbundling) i prodaju uglavnom velikim korporacijama u privatnom vlasništvu. Osmišljavaju se mehanizmi otvorenog tržišta, koje se postupno počinje otvarati. Gotovo u cijeloj Europi tržište se deklarira 100 posto otvorenim. To znači da svi kupci, od najvećih do najmanjih, imaju pravo promijeniti opskrbljivača i kupovati energiju od kog žele, odnosno, od svih opskrbljivača koji licencirano djeluju na tržištu. Ulaganje u nove proizvodne kapacitete postaje kompleksnije nego u prošlosti i javlja se nesigurnost. Ona najviše proizlazi iz činjenice da se trgovina skraćuje sa srednje satnog na petnaest minutno opterećenje (vrijeme), a povrat uloženog kapitala mjeri se godinama (desetak godina najmanje). Konkurentnost pojedinih proizvodnih kapaciteta postaje upitna u budućnosti.

Privatni kapital se teško odlučuje za ulaganje u takvim uvjetima. Dugoročni ugovori o isporuci goriva i električne energije bit će sigurno predmetom ponovnih pregovora i velikih nesporazuma.

Vlade će biti zabrinute, ali njihova odgovornost će biti znatno manja jer sve te odluke donose privatni vlasnici. Iz prethodno navedenog se može zaključiti da problem sigurnosti proizvodnje kao zasebni element opskrbe na liberaliziranom tržištu postaje sve veći pa se mogu očekivati problemi veći nego danas. Glavni dokument kojim se jamči sigurnost proizvodnje je Strategija energetskog razvitka. U Hrvatskoj je u tijeku izrada nove Strategija energetskog razvitka od 2009. do 2020. godine.

2.2. Sigurnost vođenja i prijenosa EES-a

Hrvatska Mrežna pravila EES-a defi niraju vođenje elektroenergetskog sustava kao aktivnost koju obavlja Operator prijenosnog sustava, a sintetizira funkcije planiranja, upravljanja i nadzora nad elektroenergetskim sustavom. Upravljanje je defi nirano kao sve radnje koje djelovanjem na jedinice mreže ili na proizvodne jedinice ostvaruju siguran i pouzdan pogon, odnosno napajanje potrošača električnom energijom. Možemo reći da operator prijenosnog sustava kroz upravljanje vodi EES radi maksimalne sigurnosti. Liberalizacijom je segment vođenja i prijenosa doživio najveće strukturne promjene, odnosno restrukturiranje. Kao primjer možemo uzeti Hrvatsku, ali i u svim drugim zemljama zabilježene su velike strukturne promjene koje su se odrazile na sigurnost. Zadatak Operatora prijenosnog sustava je sigurno vođenje pogona, održavanje, izgradnja i razvoj elektroenergetskog sustava. Tradicionalno vođenje pogona se velikim dijelom oslanjalo na dispečersko iskustvo. Snažan razvoj HW i SW opreme (Mooreov zakon, na kojem se temelji globalizacija, kaže: „računalna snaga silicijskih čipova se udvostručuje svakih osamnaest do dvadeset i četiri mjeseca, uz stalan pad cijene“) danas je dispečerima od pomoći kod izbjegavanja rizika gubitka stabilnosti i iskustvenih improviziranja. Organizacijski fragmentiran EES zahtijeva mnogo više informacija i brže procjene rizika ugrožavanja pogonske sigurnosti. Zadnjih desetak godina razvijena je DSA metoda (eng. Dynamic Security Assesment, dinamička procjena sigurnosti). U kontekstu DSA metode istraživački projekt OMASAS (eng. open market access and security assessment system, pristup otvorenom tržištu i procjena sigurnosti sustava) je uz potporu Europske zajednice postao važan pomoćni alat u svakodnevnom sigurnom vođenju EES-a. Softverska platforma je povezana s postojećim EMS-om (eng. energy management systems) koji producira mnoštvo istovremenih podataka (eng. on


196

line) i priprema dinamičke analize procjene sigurnosti radi provedbe aktivnosti koje će spriječiti probleme koji bi mogli dovesti i do raspada. Razvoj informatičko-komunikacijske tehnologije značajno doprinosi sigurnosti vođenja, unatoč fragmentaciji funkcija koje su se nekad odvijale u dispečerskim centrima. Izgradnjom brzih i stabilnih komunikacijskih veza (npr. EU eng. electronic highway, elektronski autoput, HEP-OPS je umrežen!) harmoniziranih odgovarajućim SW formatima koji omogućuju međusobnu komunikaciju, uvođenje otvorenog tržišta električnom energijom je značajno ubrzano. U trafostanicama i dalekovodima zaštita i visokotehnološki releji, također, doprinose povećanju sigurnosti.

2.3. Sigurnost distribucijskog sustava

Distribucija je oduvijek bila u „izravnom kontaktu“ s kupcima električne energije. Sigurnost opskrbe u konačnici ovisi o pouzdanosti distribucijske infrastrukture. Odgovornost za sigurnost ima isključivo operator distribucijske mreže pod nadzorom regulatora. Problem koji se javlja proizlazi iz činjenice da regulator određuje visinu tarifa za upravljanje, pogon, planiranje i izgradnju elektroenergetske mreže, a odgovornost leži na operatoru. U svim distribucijama se javlja problem uvođenja „napredne mjerne infrastrukture“ (eng. advanced metering infrastructure) - tehnike kojom se prikuplja i mjeri korištenje električne energije preko vrlo skupih digitalnih brojila. Analogna tehnika se napušta jer više nije upotrebljiva na otvorenom tržištu električne energije.

Razvija se novi sustav eksploatacije „pametna mreža“ (eng. smart grid) s novim performansama koje omogućavaju brz i kvalitetan rad svih djelatnosti od mjerenja, obračuna, zaštite, izračuna gubitaka, osiguranja kvalitete i upravljanja imovinom do upravljanja integracijom novih energetskih izvora za proizvodnju na razini distribucije (eng. energy resource management).

Gotovo sve što vrijedi za sigurnost prijenosa vrijedi i za sigurnost distribucije. Osim sigurnosti opskrbe električnom energijom propisima je defi nirana i kvaliteta opskrbe. Ona se najčešće određuje kvalitetom napona, pouzdanošću napajanja i kvalitetom usluga korisnicima mreže na mjestu preuzimanja, odnosno predaje električne energije. Kvaliteta napona određena je kao stalnost fi zikalnih značajki napona u odnosu na normirane vrijednosti (efektivna vrijednost, frekvencija, valni oblik, pojava fl ikera, simetričnost faznih vrijednosti napona i dr.).

Kvaliteta usluge je defi nirana kao razina pružanja usluga koje je operator prijenosne mreže ili operator distribucijske mreže ili opskrbljivač dužan osigurati korisnicima mreže. Operator prijenosnog sustava i operator distribucijskog sustava dužni su osigurati standardnu razinu kvalitete opskrbe električnom energijom na obračunskom mjernom mjestu korisnika mreže, prilikom donošenja planova razvoja i izgradnje prijenosne i distribucijske mreže.

Svjedoci smo globalnog klimatskog poremećaja koji za posljedicu ima nekontrolirano ispuštanje CO2, a time i direktno zagrijavanje Zemljine atmosfere. Meteorološki podaci unatrag zadnjih 30-tak godina upućuju na to da se klimatska situacija značajno promijenila i u Republici Hrvatskoj. Prosječne temperature su u stalnom porastu, a posljedica je ugradnja značajnog broja klima uređaja u stambene i poslovne prostore. Razvojem turističke djelatnosti porast ugradnje klima uređaja u našem priobalju je postao značajan te se postavlja načelno pitanje kako će distribucijska mreža, projektirana i građena prije više od 30-tak godina, uspjeti podnijeti taj “toplinski“ udar i ujedno garantirati sigurnost opskrbe.


197

Kao primjer možemo navesti da je u Dalmaciji 1998. godine dnevni ljetni maksimum potrošnje bio 6 745 MWh, a zimski 9 065 MWh. Prema podacima iz 2008. godine ljetni (11 998 MWh) i zimski maksimumi (12 989 MWh) su se gotovo izjednačili što ne ostavlja dovoljno vremena za redovito godišnje održavanje i remonte distribucijske mreže.

Najveći utrošak energije u kućanstvu (oko 80 %) je za dobivanje tople vode i grijanje. Mnoge zemlje fi nancijski potiču (povoljnim kreditima, poreznim olakšicama ) ugradnju solarnih kolektora za dobivanje tople vode. U Hrvatskoj se, nažalost, ti resursi ne koriste na adekvatan način iako se nalazimo u izuzetno povoljnom zemljopisnom području s velikim brojem sunčanih dana. Solarna konstanta je ukupna energija sunčeva zračenja koje okomito pada na vanjski rub atmosfere i iznosi oko 1,37 kW/m2. Pod optimalnim uvjetima, na površini Zemlje se može dobiti približno 1 kW/m2, a stvarna vrijednost ovisi o lokaciji, godišnjem dobu, dobu dana te vremenskim uvjetima. Za približne izračune možemo uzeti vrijednost od 0,4 kW/m2, pa vidimo da ugradnjom kolektora od samo 2 m2 i prosječno 3000 sati sunčeve svjetlosti dolazimo do uštede od 2400 kWh/godišnje.

2.4. Sigurnost dugoročnih ugovora za kupnju goriva i električne energije

Proizvođači električne energije koji koriste fosilno gorivo (plin, naftne derivate, ugljen) moraju kupovati planirano i dugoročno. Nekorištenje proizvodnih kapaciteta zbog nedostatka goriva uzrokuje ogromne štete. Zbog velike nesigurnosti isporuke i nepredvidive cijene nafte, prema kojoj se određuju i cijene plina, sigurnost proizvodnje može biti značajno ugrožena. Karakteristika hrvatskog energetskog sektora je problem isporuke plina tijekom zime. Pri niskim temperaturama pojavljuje se manjak koji se nadoknađuje proizvodnjom iz drugih energenata ili kupnjom na tržištu električne energije, što bitno poskupljuje poslovanje i ugrožava sigurnost opskrbe. Sigurnost dugoročnih ugovora o kupnji električne energije do sada nije bila upitna.

3. SIGURNOST VOĐENJA I PRIJENOSA ELEKTRIČNE ENERGIJE U HRVATSKOM ELEKTROENERGETSKOM SUSTAVU

Glavnina procesa restrukturiranja hrvatskog elektroenergetskog sektora se odvijala i odvija se u Nacionalnom dispečerskom centru HEP-a, odnosno glavnom kontrolnom centru za vođenje elektroenergetskog sustava. Otežavajuća okolnost je bila istodobnost fi zičkog rušenja mreže zbog ratnih razaranja (početak je bio rušenjem DV 400 kV Mladost – Ernestinovo 26. rujna 1991. a završetak krajem 1995.) i provođenja procesa liberalizacije. Vođenje i prijenos su doživjeli najveće organizacijske i strukturne promjene. Pogonsko stanje je bilo zabrinjavajuće sve do završetka izgradnje velikih 400 kV stanica Žerjavinec i Ernestinovo te potpune obnove mreže i spajanja prve i druge paneuropske sinkrone zone (10.10.2004.).

Od tada do danas na području Jugoistočne Europe nije zabilježen veći raspad ili poremećaj rada EES-a. Zadnjih petnaestak godina rad i funkcija Nacionalnog dispečerskog centra su se bitno promijenili. Poglavito su značajne promjene bile početkom reforme, odnosno donošenjem paketa energetskih zakona (2001. godine) i traju sve do danas.


198

3.1. Prikaz funkcije vođenja EES-a do reforme elektroenergetskog sektora

Uspostavom Republike Hrvatske dolazi i do osnivanja pravne osobe, Hrvatske elektroprivrede, javnog poduzeća s potpunom odgovornošću sa sjedištem u Zagrebu (1991.). HEP je okomito integrirano poduzeće, što znači da pokriva sve elektroprivredne djelatnosti, organizirano po Direkcijama (slika 3.1.1.). To je jedna pravna osoba s jednim računom. Poslovanje je centralizirano, pa su tako i sve funkcije vođenja koncentrirane u Nacionalnom dispečerskom centru. Tada je započeo proces liberalizacije energetskog sektora u Velikoj Britaniji (Stephen Littlechild) i SAD-u (Paul Joskow) koji se nezaustavljivo proširio po cijelom svijetu. Kao što je već spomenuto taj je proces u Hrvatskoj započeo deset godina kasnije.

Direkcija za

proizvodnju

HEP javno poduzeće

Direkcija za

upravljanjei

prijenos

Direkcija za distribuciju

Direkcija za razvoj,

inženjering i informatiku

Direkcija za ekonomske

poslove

Direkcija za pravne,

kadrovske i opće poslove

Slika 3.1.1. Organizacijska shema HEP-a kao javnog poduzeća, 1991.

U to vrijeme nisu postojala mrežna pravila EES-a i defi nirani rječnik pa se Sektor za vođenje zvao Sektor za upravljanje. Danas je to nazivlje defi nirano i usuglašeno, napravljena je jasna razlika između pojmova vođenje i upravljanje. Direkcija za upravljanje i prijenos je pokrivala velik dio poslovanja koji se brinuo za sigurnost opskrbe hrvatskog elektroenergetskog sustava. Bila je podijeljena na Sektor za upravljanje i Sektor za prijenos.

Direkcija za upravljanje i prijenos

Sektor za upravljanje

Sektor za prijenos

Odjel za dispečiranje

Odjel za energetiku Odjel za promet el. energije

Odjel za promet gorivom

Odjel za procesni sustav

Slika 3.1.2. Organizacija Direkcije za upravljanje i prijenos, 1991.

Sektor za upravljanje (slika 3.1.2.) je bio zadužen za vođenje hrvatskog EES-a. Vođenje je bilo centralizirano u organizacijskom i upravljačkom dijelu. Zadatak Sektora za upravljanje je da u skladu s tehničko-tehnološkim uvjetima u elektroenergetskom sustavu HEP-a i uvjetima na tržištu električne energije i energenata osigura optimalnu proizvodnju, kupnju i prodaju električne energije radi uredne i sigurne opskrbe potrošača kvalitetnom električnom energijom, kao i razvoj i izgradnju SDV-a (sustava daljinskog vođenja). Poslovi i zadaci Sektora za upravljanje obavljali su se u sljedećim odjelima:

1. Odjel za dispečiranje koji obavlja poslove procjene, planiranja, nadzora i optimalnog


199

vođenja rada elektroenergetskog sustava

2. Odjel za energetiku koji obavlja poslove procjene planiranja mjesečnih, kvartalnih, godišnjih i višegodišnjih potreba potrošnje, proizvodnje i kupoprodaje električne energije

3. Odjel za promet električne energije koji nadzire i obračunava promet električne energije s drugim republikama, inozemstvom, direktnim i distribucijskim potrošačima, proizvodnim objektima izgrađenim za potrebe HEP- a u drugim republikama

4. Odjel za promet gorivom koji u suradnji s Direkcijom za ekonomske poslove obavlja poslove nabavljanja i transportiranja goriva elektranama za proizvodnju električne i toplinske energije

5. Odjel za procesni sustav koji obavlja poslove razvoja procesne informatike, izgradnju TSU te koordinacije održavanja SDV-a i telekomunikacija

Možemo pratiti genezu uspostave i razvoja današnjih sektora, poduzeća i ostalih subjekata u hrvatskom elektroenergetskom sektoru. Gotovo svi imaju korijene u Nacionalnom dispečerskom centru. HEP – Trgovina d.o.o se razvila iz Odjela za promet i energetiku, ICT sektor iz Odjela za procesni sustav, HROTE d.o.o. iz Odjela za dispečiranje, Odjela za energetiku i Odjela za promet. HEP – Obnovljivi izvori d.o.o. iz Odjela za energetiku, HEP – Opskrba d.o.o. dijelom iz Odjela za promet itd. Poslovi koji ranije nisu bili u fokusu rada okomito integrirane elektroprivrede danas su gotovo glavni elementi tržišta. Električna energija je dobila snažnu ekonomsku komponentu, odnosno postala je roba čija je mjerna jedinica kWh. Cijena joj se izražava u lipama ili kunama, ima defi niranu kvalitetu i s njom se vrlo intenzivno trguje.

3.2. Razvoj procesa liberalizacije i prikaz današnjeg stanja

Hrvatski su stručnjaci uz pomoć stranih konzultanata u roku od godine dana sačinili paket energetskih zakona, a podzakonski akti su napisani tijekom sljedećih godina. Svi zakonski i podzakonski akti su usklađeni s postojećom europskom pravnom regulativom. No, kako se i u Europskoj uniji u međuvremenu donose novi zakoni (npr. treći paket energetskih zakona) može se očekivati promjena i prilagođavanje u hrvatskoj pravnoj regulativi.

Razvojem procesa liberalizacije i restrukturiranjem dolazimo do današnjeg stanja organizacije sektora za vođenje (slika 3.2.1), unutar HEP – OPS-a d.o.o., koji dobro ilustrira promjene do kojih je došlo. Velika većina funkcija se više ne obavlja u NDC-u, a pojavile su se i nove funkcije. Proradio je sustav javnih dražbi za prekogranične prijenosne moći, obračunava se balansirajuća energija i razvija se sustav pomoćnih usluga. U sektoru se odvijaju isključivo tehničke aktivnosti koje brinu o sigurnom vođenju EES-a.


200

Odjel za obuku i licenciranje

Odjel za operativno vođenje sustava

Odjel za planiranje rada sustava

Odjel za usluge sustava

Odjel za analizu rada sustava

Odjel za obračun električne energije

Odjel za statistiku

Služba za planiranje rada sustava i usluge sustava

Služba za analizu rada sustava i obračun

Služba za vođenje sustava i obuku

Sektor za vođenje sustava

Slika 3.2.1. Organizacija sektora za vođenje unutar HEP – OPS-a, 2008.

4. ZAKLJUČAK

Proces liberalizacije i deregulacije dovodi do parcijalne fragmentacije energetskog sektora, uključujući i elektroenergetski sektor. U centraliziranim okomito integriranim elektroprivredama organizacijski su bile smještene sve djelatnosti, koje su brinule o urednoj opskrbi svih kupaca. Otvaranjem tržišta slika se u potpunosti mijenja i javlja se niz novih subjekata koji sudjeluju na tržištu. Odnosi postaju zahtjevniji i uspješnost rada sektora velikim dijelom ovisi o harmonizaciji međusobnih odnosa uz primjenu najsuvremenije informatičko-komunikacijske tehnologije. Hrvatska postaje dio velikog, otvorenog europskog tržišta i ta činjenica s pozicije sigurnosti nameće nove zahtjeve i izazove energetskim stručnjacima. Za sigurnost opskrbe električnom energijom pojedine europske zemlje ne odgovara Europska unija nego svaka zemlja pojedinačno. Svi problemi i rizici koji se pri tom mogu pojaviti prvenstveno su nacionalni problemi.

5. LITERATURA

[1] Chang,Y. and Yang, Liu. Generation, Transmission and Distribution, Improvement for Power system Security Evalution, IEE Proceedings, NY, SAD, 2005.

[2] Klepo, M. Pouzdanost i raspoloživost elektroenergetskog sustava pri operativnim planiranjima rada, Doktorska disertacija, Sveučilište u Zagrebu, FER, Zagreb 1996.

[3] Goić, R. i Lovrić, M., Osvrt na problematiku sigurnosti rada ees-a, HO CIGRE, 6. Savjetovanje, Cavtat, 2006.

[4] Granić,G. Supply Security and Stability Through the Connection of National Energy Systems, Regional conference, Zagreb, 2007.

[5] Mehmedović, M. i Ivanković, I. Predviđanje raspada elektroenergetskog sustava, HO CIGRE, 7. Simpozij o sustavu vođenja EES-a, Cavtat 2006.

[6] Mikuličić, V.Pouzdanost ees-a, FER, Poslijediplomski doktorski studij, Zagreb, 2006.

[7] Paska,J. Methodologies and Tools for Electric Power System Reliability Assessment on HL I and HL II Levels, Institute of Electrical Power Engineering Warsaw University of Technology, Warsaw, Poland, 2007.


201

[8] Švarc, N. Kriterij za održavanje prijenosne mreže u tržišnim uvjetima, Magistarski rad, Sveučilište u Zagreb, FER, Zagreb 2005.

[9] Tešnjak, S., Dinamička i statička stabilnost ees, FER, Poslijediplomski doktorski studij, Zagreb, 2006.

[10] Tinney, W. Yong, Fu. Impact of security on power system operation. Illions Institute of Technology Chicago. IL. USA. 2008.

[11] Zeljko, M. Planiranje izgradnje elektrana u okruženju otvorenog tržišta električnom energijom, Doktorska disertacija, Sveučilište u Zagrebu, FER, Zagreb, 2003.

CURRICULUM VITAE


203

Dr.sc. Natko Urli, dipl.ing., rođen u Zagrebu 1937.god. Diplomirao eksperimentalnu fi ziku na PMF-u u Zagrebu, a magistrirao iz nuklearnog inženjerstva na University of Michigan, Ann Arbor, SAD, 1963.god. Doktorat iz fi zike obranio na Sveučilištu u Zagrebu 1966.god. Znanstveni je savjetnik IRB-a i predsjednik udruge CERES. Autor je preko 200 znanstvenih i stručnih radova i 11 patenata. Nosilac je republičkih i državnih nagrada za znanost i tehniku iz područja korištenja sunčeve energije, elektroničke tehnologije i nuklearne energetike. Koordinirao je sva istraživanja na području novih obnovljivih izvora energije u Hrvatskoj u razdoblju od 1977.-1985. Vodio je međunarodne projekte UNDP/UNEP-a i Svjetske banke, te sa DOE, Washington, a i državne delagacije vladinih eksperata na mediteranskom kooperativnom programu. Član je ISES-a, IEEE-a, HED-a, HFD-a, Hrvatskog udruženja za sunčevu energiju i Hrvatskog nuklearnog društva.

Natko Urli

CERESCroatia


204

Dr.sc. Natko Urli, dipl.ing.Centar za obnovljive izvore energije CERESZaprešić, Hrvatska

Dr.sc. Ljubomir Majdandžić, dipl.ing.Hrvatska stručna udruga za sunčevu energijuZagreb, Hrvatska

EVALUACIJA I REALNO UČEŠĆE SUNČEVE ENERGIJE U NOVOJ STRATEGIJI ENERGETSKOG RAZVITKA REPUBLIKE HRVATSKE

Sažetak

Sunčeva energija koja dopire na površinu Zemlje tijekom jedne godine daleko nadmašuje sve procijenjene rezerve nafte, plina, ugljena i ostalih izvora zajedno. Ona može godišnje pokriti 10 000 puta veću globalnu potrošnju energije od današnje. Kao i ostali novi obnovljivi izvori energije, danas se nalazi u tranzicijskom razdoblju od energetski skoro zanemarivog izvora do izvora pune ekonomičnosti i konkurentnosti na svjetskom energetskom tržištu. Sunčeva energija će omogućiti smanjenje štetnih utjecaja emisije ugljika u atmosferu uz nepovoljne klimatske promjene i pružit će zemljama širom svijeta mogućnost da poboljšaju svoju energetsku sigurnost i neovisnost te stimuliraju svoj brži ekonomski razvoj. Unatoč svojim povoljnim karakteristikama i visokoj razini insolacije u odnosu na većinu europskih zemalja, u Hrvatskoj su potencijali solarnih tehnologija bili godinama podcijenjeni kako u stručnim podlogama tako i u energetskoj strategiji prihvaćenoj u Hrvatskom saboru. Propisi, direktive i ostali akti koji dolaze iz Europske unije donekle su popravili ovu situaciju kada su od 2004. godine do danas doneseni zakoni, uredbe i pravilnici koji tretiraju obnovljive izvore energije na povoljniji način, no oni se još ne osjećaju u praksi.

U radu se analizira i evaluira razvoj Sunčeve energije kod nas i u svijetu kako niskotemperaturne i visokotemperaturne toplinske i fotonaponske konverzije Sunčevog zračenja, tako i potencijali njezinog pasivnog korištenja u arhitekturi i zgradarstvu. Poseban je osvrt dan na kašnjenje Hrvatske u ratifi kaciji sporazuma iz Kyota, kao i na nemoć postojećih strategija u sprečavanju sve većeg uvoza energenata u predstojećim razdobljima. S druge strane, ukazuje se na posljedice najnovijih skokova u razvoju fotonaponske tehnologije tankog fi lma, s kapacitetima u pojedinim proizvodnim pogonima čak i do 1000 MW/god., koji će značajno skratiti i najoptimističnije prognoze o rokovima dostizanja kompetitivnosti prema drugim konvencionalnim izvorima električne energije, a mnoge današnje opcije u zadovoljenju energetskog konzuma učiniti zastarjelima.


205

EVALUATION AND ACTUAL PARTICIPATION OF SOLAR ENERGY IN THE NEW ENERGY STRATEGY OF THE REPUBLIC OF CROATIA

Abstract

Solar energy reaching the surface of Earth in one year is much greater than all estimated reserves of oil, gas, coal, and all other sources combined. It could cover ten thousands time greater global energy consumption than the present one. As the all other new renewable energy sources it goes through a transitional phase from an almost negligible source to fully competitive source on the world energy market. It can decrease harmful infl uence of carbon emission into the atmosphere with permanent unfavorable climatic changes. It may offer an improved energy safety and independence to all countries and stimulate their faster economic development. In spite of its favorable characteristics and a higher level of insolation compared to that of majority of the European countries the potential of solar technologies has been underestimated in professional documents as well as in the energy strategy accepted in the Croatian parliament. The situation was somewhat improved by directives, recommendations and other EU legislation as some laws, ordinances, and regulations on renewable energy sources treating them in a more favorable way were proclaimed in the period from 2004 till the present days. However, their benefi ts have been still lacking in practice.

In this paper, we analyze and evaluate the development of low- and high- temperature, and photovoltaic conversion of solar radiation as well as its potential in solar passive architecture and in the building industry. A special attention has been given to our late ratifi cation of the Kyoto protocole and inability of the existing strategy to prevent ever increasing energy import in the near future. On the other side, the consequences of unexpected recent development in thin-fi lm PV technology, which makes possible a single unit production capacity up to 1000 MW/year have been pointed out. This would shorten even most optimistic forecasts on PV competitiveness against other conventional electric energy sources to cover energy consumption making many of present-day options obsolate.

1. UVOD

Sunčeva energija kao izvor života na Zemlji implicitno obuhvaća sve ostale praktične energetske izvore (osim geotermalne i nuklearne) i može godišnje pokriti 10 000 puta veću globalnu potrošnju energije od današnje. Ipak zbog svoje relativno male gustoće po jedinici prihvatne površine (oko 1 kW/m2 na morskoj površini) i zbog isprekidanog i nejednakog dotoka (dan/noć, klimatske i atmosferske prilike) dalji razvoj tehnologije samih prihvatnika Sunčevog zračenja mora biti praćen i odgovarajućim razvojem tehnologije njenog skladištenja nakon konverzije u druge oblike energije, kako bi postala dominantni energetski izvor 21. stoljeća. Osim samog energetskog značaja, sunčeva energija i drugi obnovljivi izvori energije (OIE) su najpoželjnija opcija za smanjenje štetnih utjecaja emisije ugljika u atmosferu uz dugoročno nepopravljivo i štetno djelovanje na klimu u svijetu. Kako je prilično ravnomjerno raspoređena po nastanjenim područjima pruža zemljama u razvoju priliku da poboljšaju svoju energetsku sigurnost i neovisnost te stimulira njihov brži ekonomski razvoj.


206

1.1. Korištenje Sunčeve i drugih OIE u svijetu

U 2006. godini globalnu fi nalnu energetsku potrošnju pokrivala su fosilna goriva sa 79 posto, OIE s 18 posto i nuklearna energija s 3 posto. Unutar OIE tu je tradicionalna biomasa doprinijela s 13, a velike hidroelektrane s 3 posto.

U fi nalnoj potrošnji električne energije fosilna goriva su učestvovala sa 67 posto, nuklearna s 14 posto, velike hidroelektrane 15 posto te novi OIE s 3,4 posto [1].

Godine 2007. u nove kapacitete, proizvodne pogone i istraživanje i razvoj OIE investirano je više od 100 milijardi US$.

Od dosad instaliranih 240 GW kapaciteta OIE elektrana, 95 GW otpada na vjetroelektrane (uz porast kapaciteta prema 2006. od 40%). Ipak još brži porast od 50 posto imaju solarna fotonaponska (FN) postrojenja priključena na električnu mrežu sa ukupno 7,7 GW (uz projekciju od oko 12 GW do kraja 2008. Tu 1,5 milijuna krovova šalje već struju u električnu mrežu.

Što se tiče toplinskih solarnih kolektora 50 milijuna kućanstava ih koristi za grijanje prostora i potrošne sanitarne vode s ukupno 105 GWt i godišnji porast od 19 posto.

U sektoru proizvodnje i održavanja pogona OIE zaposleno je oko 2,4 milijuna ljudi.

1.2. Energetska bilanca Hrvatske i učešće OIE

Učešće u proizvodnji primarne energije (ukupno 197,23 PJ) u Hrvatskoj prikazano je u tablici 1. (prema podacima [2]):

Tablica 1. Postotno učešće pojedinih energenata u proizvodnji primarne energije u Hrvatskoj (2005.)

Tekuće gorivo

Prirodni plin Električna energija

Velike hidroelektrane

Ugljen, koks Ogrjevno drvo

OIE

44,2%

24,5%

4,5%

15,2%

8,0%

3,6%

0,05%

Kako bi se zadovoljila fi nalna potrošnja od 411,66 PJ bilo je potrebno uvesti 214,43 PJ, odnosno 52 posto od ukupne potrošnje.

Vidi se da je učešće novih OIE još uvijek neznatno no kako smo podzakonskim aktom, odnosno pravilnikom pritisnuti od EU-a kao njezini budući članovi, minimalno učešće novih OIE u fi nalnoj potrošnji električne energije defi nirano je od 5,8 posto u 2010. godini, odnosno oko 400 MW novih kapaciteta, što će zajedno s velikim hidroelektranama kao OIE činiti ukupno učešće od oko 36 posto.

1.3. Propisi, direktive i projekti EU-a i naš zakonodavni okvir

Kao u Hrvatskoj tako i u EU potrošnja energije ne može biti u potpunosti pokrivena vlastitim lokalnim izvorima. S ciljem da se zaustave i promjene negativni energetski i ekološki


207

trendovi EU je još od 2000. godine donijela čitav niz zakonskih mjera za povećanje energetske učinkovitosti i za postepeni prijelaz od izvora koji zagađuju okoliš prema znatno čistijim novim OIE. Počevši od Bijele knjige [3], gdje se traži 12%-tno učešće OIE u pokrivanju energetske potrošnje, odnosno 22,1 posto u pokrivanju potrošnje električne energije do 2010. godine i programa kao što su SAVE, ALTENER i THERMIE, donesen je i veći broj direktiva i preporuka. Jedna od posebno značajnih je i Direktiva 2001/77/EC, koju je obuhvatio i naš osnovni Zakon o energiji [4]. Zakon propisuje poticajne naknade za proizvodnju energije iz OIE i kogeneracije, a sredstva za naknadu se prikupljaju iz cijene ostalih izvora energije. Zakon o tržištu električnom energijom [5] uvodi status povlaštenog proizvođača električne energije i zakonsku obvezu otkupa električne energije proizvedene iz OIE (gdje su hidroelektrane preko 10 MW isključene). Nažalost bilo je potrebno nekoliko godina da se preko podzakonskih akata i propisa omogući provođenje odrednica ovih zakona u praksi.

Jedan od učinkovitih propisa za stimulaciju korištenja novih OIE bio je pravilnik «Tarifni sustav za električnu energiju proizvedenu iz OIE i kogeneracije» [6], koji je stupio na snagu 1. srpnja 2007. godine, pa je Hrvatska na taj način ušla među 37 zemalja svijeta koje koriste tzv. «feed-in» tarifu. Nažalost, naši individualni proizvođači električne energije teško uspijevaju da se ovaj propis primjeni u praksi zbog raznih birokratskih prepreka i nedorađenosti sustava.

2. RAZVOJ NISKOTEMPERATURNE I VISOKOTEMPERATURNE KONVERZIJE SUNČEVOG ZRAČENJA

2.1. Niskotemperaturna toplinska konverzija

Niskotemperaturna toplinska konverzija se koristi za zagrijavanje potrošne sanitarne vode i zagrijavanje prostora putem ravnih pločastih kolektora Sunčevog zračenja ili nešto učinkovitijih vakuumskih kolektora uz koncentraciju Sunčevog zračenja. Kolektori bez staklenog pokrova, dakle praktički samo apsorberi dovoljni su za zagrijavanje bazenske vode u otvorenim bazenima tijekom ljetnih mjeseci. U odnosu na položaj toplinskog spremnika prikupljene energije u odnosu na kolektor razlikuju se: termosifonski sustavi (obično na krovu zgrada smješteni iznad kolektora) i oni sa spremnikom u podrumu zgrada uz cirkulaciju pokretanu pumpama.

2.2. Situacija u Europi

U 2006. godini je došlo do značajnog povećanja od preko 44 posto u površini instaliranih solarnih termalnih kolektora, tj. oko 3 milijuna m2 što povećava ukupno instalirani kapacitet na preko 20 milijuna m2, odnosno preko 14 GWth. Od toga 88,5 posto čine ravni pločasti kolektori sa staklenim pokrovom, 8,3 posto kolektori s vakuumskim cijevima i 3,2 posto za zagrijavanje bazena [7].

Rast tržišta nije svojstven samo dosad vodećim zemljama na ovom području kao što su Njemačka, Austrija i Grčka već i u drugim zemljama s odgovarajućim potencijalom kao što su Francuska, Italija, Španjolska i Portugal. One daju fi nancijsku pomoć pri instaliranju


208

ovih uređaja, a uvode i novu regulativu koja obvezuje ili potiče ugradnju solarnih termalnih sustava u zgrade u izgradnji ili u restauriranju.

Njemačka prednjači s preko 1,5 milijuna m2 kolektora instaliranih u 2006. godini premda su smanjene državne subvencije sa 105 EUR/m2 na samo 40 EUR/m2 zbog prevelikog broja zahtjeva.

Austrija ima dosad instaliranih oko 300 000 m2 kolektora s porastom od 25 posto između 2005. i 2006. godine. I ovdje savezna vlada potiče instalacije u privatnom sektoru čak s 30 posto troškova investicije.

Grčka ima 240 000 m2 instaliranih kolektora i to pretežno u termosifonskim sustavima do 2006.god. s godišnjim porastom od 9,1 posto. Na snazi su porezne olakšice u visini od 20 posto investicije.

Francuska ima najbrži godišnji porast od preko 83 posto u 2006. godini i dosegla je 300 000 m2 kolektora. Porezne olakšice omogućavaju čak 50 posto povrata cijene opreme.Italija ima instaliranih 186 000 m2 kolektora s godišnjim porastom od 46 posto. Država daje porezne olakšice od 55 posto uz pripremu novog zakona o energetskoj učinkovitosti u zgradarstvu, gdje bi termalni kolektori trebali imati značajnu ulogu u grijanju sanitarne vode.

Procjene eksperata iz EU-a su da bi do 2010. godine mogli imati oko 41 milijun m2 solarnih kolektora. Međutim, za razliku od već dostignutih projekcija kapaciteta u fotonaponskoj konverziji, postavljeni cilj u Bijeloj knjizi od 100 milijuna m2 solarnih kolektora bit će značajno podbačen.

2.2.1. Situacija u Hrvatskoj

Sredinom 80-tih godina prošlog stoljeća dogodila se prava infl acija tvrtki u bivšoj Jugoslaviji, njih čak 27 su samostalno ili u kooperaciji sa stranim tvrtkama proizvodile solarne toplinske kolektore. U Hrvatskoj je tada bilo instalirano oko 60 postrojenja za grijanje sanitarne vode s ukupno oko 16 000 m2 kolektora. Kasnije su tijekom domovinskog rata gotovo sve ove tvrtke prestale s radom, no procjenjuje se da je 1997. godine oko 25 do 50 tisuća m2 kolektora još bilo u funkciji.

Do danas se situacija nije bitno popravila. Samo jedna tvrtka u Hrvatskoj samostalno proizvodi solarne kolektore i sve dijelove solarnog sustava za grijanje prostora i sanitarne vode, uz još nekoliko tvrtki koje se oslanjanju na ovakve proizvode stranih renomiranih proizvođača. Danas nažalost još ne postoji zakonska regulativa koja bi stimulirala ovu danas već kompetitivnu primjenu Sunčeve energije, unatoč činjenici da nam je solarni potencijal znatno veći od onog u zemljama središnje Europe.

2.3. Visokotemperaturna konverzija

U ovom dijelu će biti govora o indirektnoj konverziji Sunčeve energije u električnu. Postoje tri osnovna tipa solarnih termoelektrana i to: a) sustav sa distribuiranim prijemnicima Sunčevog zračenja s cilindrično-paraboličnim zrcalima, b) sustav s centralnim prijemnikom na tornju i s ravnim zrcalima na heliostatima i c) sustav s prijemnicima za točkasto fokusiranje (tanjurasti koncentratori).


209

2.3.1. Situacija u svijetu

Solarne termoelektrane s cilindrično-paraboličnim koncentrirajućim zrcalima su jedine vrste solarnih termoelektrana koje su do danas dosegle širu komercijalnu primjenu. Ukupno 354 MWe takvih elektrana bilo je instalirano u Kaliforniji, a planiraju se i slične jedinice na drugim lokacijama (Maroko, Španjolska). Velika parabolična zrcala s faktorom koncentracije od 80 – 100 smještena u paralelne redove čine kolektorsko polje, a orijentirana su u smjeru sjever-jug s jednoosnim praćenjem Sunca od istoka do zapada. Evakuirana staklena cijev s još jednom unutarnjom metalnom apsorberskom cijevi sa selektivnim slojem reducira gubitke prikupljene topline koja se zatim prenosi na fl uid – sintetičko ulje koje protječe cijevima i može se zagrijati i do 400oC. Dalje se toplinska energija predaje vodenoj pari u standardnom Rankinovom ciklusu, gdje turbina pokreće električni generator koji pretvara mehaničku energiju u električnu. Ovakve elektrane s dva toplinska spremnika mogu isporučivati električnu energiju i kada nema dovoljnog dotoka Sunčevog zračenja ili u večernjim satima. U hibridnoj kombinaciji s gorionikom na fosilna goriva imaju fi ksni kapacitet, a mogu koristiti i ekološki prihvatljivije gorivo kao biomasu ili vodik iz obnovljivih izvora energije. Godine 2007. proradila je elektrana od 64 MW Nevada Solar One, koja godišnje daje 134 milijuna kWh. Ovakve termoelektrane dosežu godišnju učinkovitost konverzije Sunčevog zračenja od 15 posto s jediničnom cijenom od oko 3000 US$/kW, odnosno cijenom električne energije od oko 0,15 US$/kWh.

Sustavi s centralnim prijemnikom na tornju i heliostatima daju stupanj koncentracije od 300 – 1500 i temperature od 550 – 1500oC. Sastoji se od polja heliostata na zemlji koji okružuju centralni toranj s prijemnikom. Heliostati refl ektiraju i koncentriraju Sunčevo zračenje na apsorber prijemnika, gdje se prikupljena toplina prenosi na medij (obično tekući natrij) – prenosnik topline. Za svaki heliostat s lagano zakrivljenim zrcalom računalo proračunava njegov optimalni položaj i nagib u svakom času i prenosi komandu na motorni pogon heliostata. Ovom tehnologijom mogu se postići učinkovitosti solarnog sustava od preko 20 posto.

Prve pokusne elektrane ovog tipa bile su Themis u Targasonneu, Francuska, (2,3 MWe), gdje su kao medij prenosnik topline korištene eutektičke soli i IEA-SSPS 500 kWe elektrana u Almeriji u Španjolskoj, koja je radila od 1981. do 1986. demonstrirajući tehničku mogućnost i izvrsnu izdržljivost komponenti s tekućim natrijem u apsorberu. Nedostatak ovog pristupa pokazao se u riziku većih troškova održavanja elektrane kako bi se natrij održavao neprestano iznad točke solidifi kacije.

Godine 1996. proradila je u SAD SOLAR TWO elektrana od 10 MWe s dovoljnim toplinskim spremnikom da može proizvoditi električnu energiju pri punoj snazi tri sata nakon zalaska Sunca. Ona je bila namijenjena kao prototipna za hibridne solarno/plinske jedinice snage od 100 do 200 MWe, sa specifi čnom cijenom od 2000 US$/kWe i leveliziranom cijenom električne energije od 6-7 US c/kWh.

Razvoj heliostata bio je od teških konstrukcija s masivnim staklenim zrcalima do laganih jeftinijih konstrukcija s posrebrenim polimernim folijama ili zrcala s napetim membranama. Tako je Njemačka termoelektrana PHOEBUS s volumetrijskim zračnim prijemnikom na 700oC, potpomognuta plinskim pogonom snage 30 MW s laganim heliostatskim zrcalima trebala proizvoditi električnu energiju s cijenom od 0,10-0,15 US$/kWh.

Sustavi s tanjurastim koncentratorima s paraboloidnim konkavnim zrcalom promjera oko 10 m imaju jedinične snage u kilovatnom području. U točkastom fokusu postižu temperaturu


210

do 650oC, a prikupljena toplina pokreće Stirlingov motor. Učinkovitost konverzije sustava može biti i veća od 20 posto, no cijena proizvedene električne energije je znatno veća nego kod ostalih tipova solarnih termoelektrana.

2.2.2. Situacija u Hrvatskoj

Solarne termoelektrane se u svijetu grade na lokacijama s maksimalnom insolacijom. Maksimalna dnevna insolacija u južnoj Dalmaciji od 5,2 kWh/m2 je još premala ili granična da se ovakve elektrane projektiraju u Hrvatskoj. Ipak, u zadnjim godinama prošlog stoljeća postojala je inicijativa od jedne njemačke tvrtke da se izgradi solarna termoelektrana kombiniranog a) i b) tipa s jedinstvenim toplinskim sezonskim spremnikom velikih razmjera, koji bi omogućio kontinuirani rad ovakve elektrane. Unatoč osiguranja vanjskih fi nancijskih investicijskih sredstava pregovori s HEP-om tada nisu uspjeli zbog relativno male razlike u ponuđenim i prihvatljivim otkupnim cijenama ovako proizvedene električne energije.

3. RAZVOJ FOTONAPONSKE KONVERZIJE SUNČEVOG ZRAČENJA

Fotonaponski pretvornici pretvaraju Sunčevu energiju u električnu energiju bez da koriste mehaničke pokretne dijelove podložne trošenju. Pritom nemaju nikakvu štetnu emisiju u okoliš, a nije im potrebno dodatno gorivo ili pomoćni izvori energije kako bi funkcionirali. Imaju brzi odgovor i gotovo trenutno dolaze do pune snage. Kako su po prirodi modularni, a rade bez buke to im omogućuje širok opseg primjena: od malih odvojenih jedinica snage od desetak vata, preko autonomnih izvora snage od nekoliko kW pa sve do centraliziranih elektrana u megavatnom području. Mogu se locirati tamo gdje je potrebna električna energija pa nije potrebna prijenosna električna mreža. Kako imaju veliki omjer snage prema težini, mogu se lako instalirati na građevine, a i na pokretne jedinice. Kao i kod većine solarnih tehnologija nedostatak im je da ne proizvode električnu energiju kontinuirano pa su pri njihovu korištenju potrebni spremnici električne energije, ili akumulatorski ili kao priključak na električnu mrežu.

Premda su osnovni principi fotonaponske (FN) konverzije otkriveni još u 19. stoljeću, tek su 50-tih i 60-tih godina solarne ćelije pronašle praktičnu promjenu kao izvori električne energije, koristeći prvenstveno razvoj silicijske poluvodičke tehnologije u elektroničkim primjenama. Danas postoji čitav opseg raznih FN tehnologija na tržištu ili su u daljem razvoju u istraživačkim laboratorijima.

Unatoč značajnijim ulaganjima u istraživanje i razvoj solarne fotonaponske tehnologije posljednjih desetak godina cijena solarnih ćelija, odnosno fotonaponskih sustava bila je visoka i oni su mogli biti komercijalno konkurentni drugim standardnim izvorima električne struje samo u određenim područjima primjene i to tamo gdje u blizini nema električne mreže. Međutim, vodeći svjetski energetičari, a i najveće naftne kompanije procijenili su da će upravo fotonaponska tehnologija postati dominantna u zadovoljavanju potreba za električnom energijom u 21. stoljeću, kako će opadati raspoložive zalihe konvencionalnih goriva. U posljednjih nekoliko godina svjedoci smo dosad nezapamćenog porasta godišnje stope porasta u proizvodnji solarnih ćelija i modula od preko 40 posto, a jedinični kapaciteti pojedinih novosagrađenih proizvodnih pogona već prelaze 50 MW. U prijelaznom razdoblju od desetak godina otvara se novo tržište za fotonaponske sustave u građevinarstvu, gdje oni mogu nadomjestiti kao građevni elementi klasične krovove i fasade u novim zgradama (tzv. BIPV) ili poboljšati toplinsku izolaciju na postojećim objektima generirajući pritom


211

električnu energiju za potrošnju na licu mjesta ili za isporuku električnoj mreži. U pojedinim zemljama, a i u Hrvatskoj ozakonjene su stimulativne fi nancijske mjere za otkup u mrežu ovako proizvedene struje, što omogućuje snažan poticaj za sve veće korištenje i primjenu novih obnovljivih izvora energije.

Kompletni FN sustav sastoji se od dva dijela: modula (ili panela) koji sadrže solarne ćelije, i ostatka sustava ili “Balance-of-System” (BoS) koji sadrži elektroničke komponente, priključne kablove, strukturu mehaničke potpore modula i, u pojedinim slučajevima, električne spremnike, optiku i/ili sustave za praćenje položaja Sunca iznad horizonta.

Prema njihovoj namjeni FN sustave dijelimo na autonomne ili samostojne, obično manjih snaga, i one priključene na električnu mrežu. Ovi prvi mogu koristiti akumulatore kao spremnike električne energije ili mogu raditi bez njih. Pored akumulatora ovdje obično treba uključiti jedan ili više invertera koji pretvaraju istosmjernu struju iz solarnih modula u izmjeničnu od 220 V, na kojoj rade svi uređaji u kućanstvima. Nadalje se mogu koristiti za napajanje TV repetitora, navigacijskih uređaja, signalizacije, sigurnosnih uređaja i automata, senzora, za mobilne vojne primjene, na sportskim i rekreacijskim plovilima, za svjetionike, lokalno osvjetljenje prostora ili puteva i sl. Autonomni izvori bez akumulatora imaju tipičnu primjenu u pumpanju vode za navodnjavanje ili iz dubljih bušotina za piće. Postoje i hibridne kombinacije, obično s malim vjetrogeneratorima ili dizel agregatima, za kontinuirano snabdijevanje potrošača.

FN sustavi priključeni na električnu mrežu obično spadaju u dvije kategorije prema instaliranoj snazi. U prvoj su oni instalirani na krovove ili fasade obiteljskih ili javnih višestambenih zgrada, administrativnih, bolnica, škola i sl., gdje snaga obično ne premašuje 30 kW, a u drugoj su solarne fotonaponske elektrane, danas preko 1 MW, koje svu konvertiranu energiju isporučuju električnoj mreži. Za ove kategorije moraju se zadovoljiti i zahtjevi koje postavlja električna mreža u stabilnosti izmjeničnog napona, frekvenciji, višim harmonikama i mogućnosti rada u otočnom režimu.

3.1. Razvoj FN sustava u svijetu

FN moduli i ostale komponente sustava doživjele su značajne transformacije koje se ogledaju u redukciji njihovih cijena zbog povećanja u učinkovitosti konverzije i energetskom doprinosu, povećanju raspoloživosti sustava i drastičnom skraćivanju vremenu povrata energije utrošene pri njihovoj proizvodnji. Tako je u tablici 2. dana slika gdje se FN tehnologija nalazila prije više od 25 godina, gdje se nalazi u današnje vrijeme i što se od nje može očekivati u sljedećih 25 do 50 godina [8].


212

Tablica 2. Očekivani razvoj FN tehnologije u nadolazećim dekadama (sve cijene u konstantnim vrijednostima iz 2007.god.)

1980. Danas 2015.–2020.

2030. Dugoročno

Tipična cijena sustava (bez PDV) (EUR/W) >30 5 2,5/2,0 1 0,5

Tipična proizvodna cijena el. struje u južnoj Europi (EUR/kWh)

>2 0,30 0,15 do 0,12

0,06 0,03

Tipična komercijalna učinkovitost ravnih modula

do 8% do 15% do 20% Do 25%

do 40%

Tipična komercijalna učinkovitost FN s koncentracijom

oko 10% do 25% do 30% Do 40%

Do 60%

Tipično vrijeme povrata utrošene energije u FN sustav u južnoj Europi (u godinama)

>10 2 1 0,5 0,25

Napomena: Navedene cijene su: a) uz pretpostavljenu performansu sustava od 750 kWh/kW/god za insolaciju od 1000 kWh/m2/god; za južnu Europu 1275 kWh/kW/god uz 1700 kWh/m2/god, b) uračunati su s 1 posto troškovi pogona i održavanja, c) vrijeme amortizacije od 25 godina i d) diskontna stopa od 4 posto.

Europska komisija je još u Bijeloj knjizi 1997.godine predvidjela da će u Europi do 2010. biti instalirano do 3 GW FN sustava, no ta je brojka ostvarena i obilato premašena već u 2007. sa 4,5 GW, što predstavlja čak 50 posto svih instalacija u svijetu. Sredinom 2008. postavljeni su novi ciljevi za 2020. od 100 GW, što bi uz europski prosjek instalacije davalo 3 posto od ukupne

fi nalne potrošnje od 3 500 TWh, tj. 105 TWh. Slično se za 2030. očekuje oko 200 GW, što će biti vjerojatno nadmašeno, kad se uzme u obzir nevjerojatno brzi razvoj FN tehnologije u posljednje vrijeme. Pri nekim scenarijima [9] FN sustavi bi mogli u 2040. pokrivati više od 20 posto fi nalne potrošnje električne energije u svijetu. To bi moglo značajno pridonijeti sigurnosti opskrbe energijom u zemljama Europe i zemljama u razvoju.

U posljednjih desetak godina otvoreno je preko 40 tisuća radnih mjesta u Europi u ovom sektoru. FN industrija će moći do 2020. otvoriti preko 200 tisuća radnih mjesta u Europi i oko deset puta više u cijelom svijetu. U sljedećem vremenskom razdoblju razne će FN tehnologije kao što su kristalni Si, tanki fi lmovi a-Si, CIGS i CdTe i neke novije tehnologije Četvrte generacije biti u žestokoj konkurenciji na svjetskom tržištu. Jedno od područja koje može značajno utjecati na redukciju BoS i realizaciju ovih ciljeva jest integracija FN sustava u zgrade kao građevni elementi (BIPV), supstituirajući pojedine konvencionalne dijelove fasada i krovova.

3.2. Situacija u Hrvatskoj

Hrvatska se vrlo rano uključila u istraživanje i razvoj FN tehnologije na Institutu «Ruđer Bošković» u Zagrebu (početkom 80-tih godina prošlog stoljeća) u okviru republičkog projekta «Energetika». Godine1989. je došlo do transfera tehnologije iz SAD-a i otvaranja proizvodnog pogona solarnih modula iz a-Si u «Končaru-solarne ćelije» u Splitu godišnjeg


213

kapaciteta od 1 MW, tada jednog od najvećih u Europi. Ova tvornica je uspješno poslovala sve do kraja 2007. izvozeći svoje proizvode u čak 17 zemalja Azije, Afrike, Europe i Amerike, no na naše tržište uspjela je plasirati tek zanemarivi broj modula. Kako kroz čitavo ovo razdoblje nije dodatno investirano u proširenje i modernizaciju njenog pogona na kraju je postala marginalna na svjetskom tržištu. Time je Hrvatska izgubila sve početne prednosti u ovom sektoru, no ostao je vrlo iskusan stručni kadar u ovoj visokoj tehnologiji.

Posljednjih godina se pridružila još jedna FN proizvodna tvrtka Solaris d.o.o. u Novigradu proizvodeći solarne module iz kristalnog silicija uz planirano proširenje kapaciteta na 50 MW. U Hrvatskoj je u postupku realizacije još nekoliko pogona sličnog kapaciteta, koji bi trebali popraviti opću sliku našeg zaostajanja u tom sektoru.

Što se tiče instaliranih FN sustava tu je također stanje nezadovoljavajuće s četiri instalacije od ukupno 56 kW, od kojih je samo jedna za sada prošla kompliciranu birokratsku proceduru za priznavanje «feed-in» tarife uz isporuku električne energije mreži.

4. ALTERNATIVNI ENERGETSKI SCENARIJI U HRVATSKOJ

Indikativno je kako je Hrvatski sabor odgađao ratifi kaciju Protokola iz Kyota potpisanog prije desetak godina. Razlog je tome što niti jedan od predloženih i usvojenih scenarija službene Strategije energetskog razvitka Hrvatske nije mogao smanjiti emisiju CO2 za 5 posto u usporedbi s najprihvatljivijom razinom iz 1990.godine. Tek nakon niza pregovora i moljakanja za povišenje dozvoljene emisijske kvote to je postalo moguće. Sve su se te nepoželjne situacije mogle izbjeći pravilnijim vrednovanja potencijala OIE.

Čak i najoptimalniji tzv. ekološki scenarij dovodio je zemlju u sve veću ovisnost o uvozu energije (na 64% u 2010. i oko 71% u 2030. godini) sa sve većim fi nancijskim opterećenjem. Međutim, još od 2002. postoji još jedan alternativni energetski scenarij po kojem su se svi ovi negativni efekti mogli izbjeći, ali koji je u potpunosti bio zanemaren. Naime, interdisciplinarna grupa znanstvenika i inženjera, okupljena u nevladinoj udruzi CERES, objavila je u studiji izvodljivosti projekta «Hrvatska solarna kuća» (HSK) novi scenarij u energetici, koncentrirajući se na najveći sektor fi nalne potrošnje energije u zemlji, tj. onaj u kućanstvima koji iznosi preko 30 posto. U skladu s direktivama EU-a o karakteristikama stambenih zgrada u ovom scenariju očuvanje energije se ogleda u promicanju tzv. «pasivne kuće» sa smanjenjem ukupnih toplinskih gubitaka na manje od 15 kWh/m2 godišnje, što se može postići boljom izolacijom vanjskih zidova, s posebnim trostrukim ostakljenima prozora, orijentacijom i dizajnom zgrade optimizirajući upadno Sunčevo zračenje, ventilacijskim sustavima i rekuperacijom iskorištenog zraka. Ovakve zgrade trošile bi čak 10 do 20 puta manje energije za grijanje prostora od zgrada kakve su dosad građene u nas ili 5 puta manje prema nedavno usvojenim novim normama. Početna ulaganja ne bi trebala biti veća od 10 posto nego pri standardnoj gradnji [10].

Ako se pasivnoj kući pridodaju aktivni solarni uređaji kao npr. toplinski kolektori u kombinaciji s toplinskim pumpama, fotonaponske ćelije s gorivnim ćelijama i vodikom kao spremnikom kemijske energije i elektrolizerom za njegovo dobivanje ovakva se kuća pretvara u energetski autonomnu ili čak kao mala energana, ako isporučuje višak u električnu mrežu. Proračuni su pokazali da ako do 2015. ostvarimo oko 1 m2 toplinskih kolektora/stanovniku i približno jednaki iznos za fotonaponske modula, tada bi do 2030. samo u sektoru kućanstva uštedjeli čak 73 PJ u ukupnoj potrošnji energije uz 7 m2 toplinskih kolektora i 12 m2 FN modula po glavi stanovništva, pokrivajući ukupnu potrošnju energije


214

u kućanstvima. Na taj način uvoz energenata mogao bi se održavati bez povećanja na današnjoj razini, uz smanjenje emisije CO2 od 7,4 Mt, što bi uz racionalizacije u drugim sektorima održavalo emisiju CO2 ispod sada određene granice od 30 Mt. Za usporedbu, naši službeni scenariji premašili su graničnu vrijednost od 22,5 Mt, određenu u Protokolu iz Kyota još 2005. godine.

5. PODLOGE ZA PROCJENU REALNOG UČEŠĆA FN KONVERZIJE U NOVOJ STRATEGIJI ENERGETSKOG RAZVITKA HRVATSKE

Prema podacima iz HEP-a u Hrvatskoj bi do 2015. trebalo sagraditi još 1 672 MW novih elektrana. Pored hidroelektrane Lešće od 42 MW, od OIE se očekuje još dodatnih 400 MW. Postojeći projekti vjetroelektrana uz nešto geotermalnih i malih hidroelektrana mogli bi sami pokriti ovu ukupno predviđenu snagu. No, je li to najbolja opcija i gdje je tu mjesto FN tehnologije? Kako bi se odgovorilo na ovo pitanje najprije treba pogledati što rade druge zemlje u Europi, posebno naši susjedi koji često imaju znatno manji solarni potencijal. Što se tiče FN elektrana (čine 10% europskog FN tržišta) tu prednjači Španjolska s dosad najvećom FN elektranom od 23 MW Hoya de los Vincentes, puštenoj u pogon u siječnju 2008. godine, uz proizvodnju od 41 600 MWh/god i uštedu od 42 000 t CO2. No i u puno manje osunčanoj Njemačkoj bilo je ekonomično izgraditi 16,1 MW Brandis 2007. ili 10 MW Pocking u Bavarskoj u travnju 2007. uz cijenu od 40 milijuna eura s 58 000 FN modula površine 75 000 m2.

Češka je od novopridošlih članica EU-a načinila najveći skok s 292 instaliranih kW u 2005. na čak 5 269 kW u 2007. s 5 FN elektrana većih od 500 kW [11].

Slovenija koja je godinama zaostajala u FN sektoru za Hrvatskom, ima FN tvrtku Bisol d.o.o. s godišnjom proizvodnjom od 40 MW i imat će do kraja 2008. instaliranih 1 MW. Planovi su da se do 2020. dosegne 100 MW, a između 2025. i 2030. čak 1000 MW.[9].

FN sustavi instalirani na krovove i fasade zgrada te povezani na električnu mrežu čine najbrže rastući FN sektor dosegavši 7,7 GW s godišnjim porastom 2007./2006. od čak 50 posto. Po postojećim kapacitetima prednjači Njemačka zatim Japan, SAD, Španjolska, Nizozemska i Italija. Kapaciteti industrijske proizvodnje FN modula do kraja 2008. dosegnuti će 12,5 GW s 800 tvrtki, od čega 10 GW otpad na kristalinične silicijeve solarne ćelije. Tankoslojne solarne ćelije daju 2,5 GW sa znatno bržim rastom od kristaliničnih, pa će u 2010. dosegnuti čak oko 7 GW.

Zbog visoke cijene električne energije za kućanstva u Italiji, FN struja trebala bi postati konkurentna čak i prije 2010., a u Njemačkoj, Portugalu i Španjolskoj oko 2015. godine.

Sve ove projekcije, naizgled preoptimistične, mogu postati čak previše konzervativne u svjetlu najnovijih događanja u Kaliforniji, gdje je načinjen ogroman skok u tankoslojnoj FN tehnologiji. Nanočestice CIGS se u otopini štampaju na fl eksibilnu metalnu foliju, koja se kreće brzinom od 30 m/min i to u zraku bez korištenja vakuuma (slično se rade i novine), uz iskorištavanje materijala od preko 95 posto dobivaju se solarne ćelije velike homogene površine i učinkovitosti konverzije od preko 14 posto. Time se otvara mogućnost pojedinog proizvodnog pogona godišnjeg kapaciteta od 1 000 MW, a cijena FN modula pada ispod 1000 US$/kW, čime postaje konkurentan današnjim standardnim izvorima el. energije.


215

6. PRIJEDLOG I ZAKLJUČAK

Uzevši u obzir argumente i sve iznesene podatke, predlažemo da se u novu verziju Strategije u okviru planiranih instaliranih 400 MW novih OIE uključi 50 MW FN sustava do 2010. godine, a 200 MW do 2020. godine. Kako bi se to moglo realizirati treba prije svega maknuti smiješno, ali kontraproduktivno ograničenje od 1 MW za stimulativno fi nanciranje proizvođača energije iz FN izvora. Takvo ograničenje nema niti jedna članica EU-a. Prigovori svih potrošača el. energije o prevelikom plaćanju za tu svrhu mogu se lako demantirati jednostavnom računicom. Postojeća distributivna i prijenosna mreža može prihvatiti predložene snage sve do trenutka kada će razvoj vodikove tehnologije riješiti problem kontinuirane isporuke FN električne energije. Projekcije iz studije HSK za 2030. dobro se uklapaju u one od EU-a, jer bi naši FN sustavi predstavljali oko 2 posto do tada instaliranih kapaciteta u Europi. Pri izboru drugih opcija u investiranju u izvore električne energije treba pažljivo sagledati ne samo današnju situaciju nego i onu u neposrednoj budućnosti te pokušati naći optimalnu kombinaciju.

7. LITERATURA

[1] Renewable 2007-Global Status Report, REN21, Paris, Washington, 2008.

[2] Energetika, HGK Sektor za industriju, Zagreb, listopad 2007.

[3] White Paper for a Community Action Plan, EC, Bruxelles, 1997.

[4] Zakon o energiji, Narodne novine br. 68/01 i 177/04.

[5] Zakon o tržištu električnom energijom, Narodne novine br. 177/04.

[6] Tarifni sustav za električnu energiju proizvedenu iz OIE I kogeneracije, NN br. 33/07.

[7] Izrada nacrta Strategije energetskog razvitka Republike Hrvatske i prijedlog Programa provedbe Strategije – Solarna energija Rev.2.0, Zagreb, 16. lipnja 2008.

[8] C.Sinke, A Strategic Research Agenda for PV Solar Energy Technology, EC, 2007.

[9] 3rd General Assembly of PV Technology Platform, EU, Ljubljana, 06.06.2008.

[10] Hrvatska solarna kuća, Studija izvodljivosti, Institut «Ruđer Bošković», Zagreb, 2002.

[11] Status of Photovoltaics 2007 in the EU New Member States, ed.by S.M. Pietowszko, Warshaw University, 2007.

CURRICULUM VITAE


217

Vladimir Potočnik

Born in Travnik in 1936. In 1960 graduated from the Faculty of Mechanical Engineering and Naval Architecture in Zagreb, where he won a master’s degree in 1975. He speaks English, German, French and Russian language.

From 1960 to 2001 he was employed with Elektroprojekt Zagreb, and participated in and lead more than one hundred projects in Croatia (waste-fi red CHP Plant Zagreb, Combined Thermal Power Plant Jertovac, CHP Zagreb, Nuclear Power Plant Prevlaka, etc.) and abroad (Diesel-operated power plant Lesvos Greece, Thermal Power Plant Kandla India, Hydro Power Plant Martinsville USA, Thermal Power Plant Al Shemal Iraq, Nuclear Power Plant Krško Slovenia, etc.). He initiated a number of projects in Croatia (revitalisation of thermal power plants, cogenerations, renewable energy sources, etc.).He participates in defi ning waste management strategy and legislation in Croatia, drawing up the National Energy Program BIOEN and the First National Communication of the Republic of Croatia to the UNFCCC. He is active in the Committee for Environmental Impact Assessment appointed by the of the Ministry of Environmental Protection and Physical Planning.

Published more than 60 papers in professional publications and proceedings of the meetings. Author of two books:• Obrada komunalnog otpada – Svjetska iskustva, 1997. (Municipal Waste Treatment – Global Experience) • Obnovljivi izvori energije i zaštita okoliša u Hrvatskoj, 2002. (Renewable Energy Sources and Environmental Protection in Croatia)

Translated the book: J. Skitt, 1000 Terms of Waste Management, 1995.

Address: D. Golika 38, Zagreb, CroatiaTel. ++385 (0)1 3665 205e-mail: [email protected]


218

Mr. sc. Vladimir PotočnikZagreb, Hrvatska

NEISKORIŠTENI ENERGETSKI RESURSI REPUBLIKE HRVATSKE

Sažetak

Hrvatska ima vrlo skromne resurse fosilnih goriva i relativno velike neiskorištene resurse za povećanje energetske učinkovitosti i korištenje obnovljivih izvora energije. Energetska ovisnost o uvozu je blizu 60 posto i stalno raste, povećavajući već ozbiljan inozemni dug Hrvatske. Iskorištavanjem potencijala tih resursa do 2020. godine Hrvatska bi mogla gotovo potpuno eliminirati uvoz fosilnih goriva, smanjiti inozemni dug i štetne utjecaje energetike na okoliš, klimu i zdravlje, te povećati domaće zapošljavanje.

UNUSED ENERGY RESOURCES OF THE REPUBLIC OF CROATIA

Abstract

Croatia has very modest fossil fuels resources and relatively large unused potentials of increasing energy effi ciency and renewable energy sources. Energy import dependency is close to 60 percent and constantly rising, thus increasing already considerable Croatian foreign debt. By using potential of these resources until the year 2020 Croatia could almost totally eliminate fossil fuels import, reduce foreign debt as well as energy systems’ harmful infl uences on environment, climate and health, and increase domestic employment.

1. UVOD

Suvremena energetika s dominantnom ulogom fosilnih goriva (ugljen, nafta, prirodni plin) negativno utječe na nacionalnu sigurnost većine zemalja. Razlozi tome leže u stalnom oscilirajućem rastu cijena tih goriva (slika 1), njihovom utjecaju na klimatske promjene, onečišćenje okoliša i narušavanju ljudskog zdravlja te u izazivanju brojnih ratnih sukoba.


219

Slika 1. Uvozne cijene nafte Brent (1)

U posljednjih deset godina aktualne cijene nafte na svjetskom tržištu gotovo su se udeseterostručile, što je rast daleko veći od infl acije i devalvacije američkog dolara. U proljeće 2008. čak su jednog trenutka dostigle rekordnih 1060 USD/t (145 USD/b). Uvozne cijene prirodnog plina i ugljena prate rast cijena nafte s određenom zadrškom i u nešto manjim iznosima.

Hrvatska energetika je pretjerano ovisna o nafti i plinu (slika 2).

Slika 2. Udio nafte i plina u potrošnji primarne energije 2005. (1)

Po udjelu sve rizičnijih i skupljih goriva nafte i prirodnog plina Hrvatska je znatno iznad prosjeka svijeta (36%), EU-27 (24%) i SAD (22%). U Hrvatskoj je energetska ovisnost o uvozu u 2005. bila 59 posto iznad prosjeka EU-27 (oko 52%), a i dalje raste.

Vanjskotrgovinski robni defi cit Hrvatske neprestano raste i dostigao je 2007. oko 10 milijardi eura (oko 15 milijardi USD), a inozemni dug je narastao na 35 milijardi eura (blizu 8000 EUR-a po stanovniku ili oko 23000 EUR-a po zaposlenom), čemu je najviše doprinio sektor energetike.

Sve su to dovoljni razlozi da se Hrvatska počne preusmjeravati s uvoza energije na povećano iskorištavanje svojih neiskorištenih energetskih resursa, i to:

povećanje energetske učinkovitosti (uštede energije) ●

55,761,4 62,5

76,0

0,0

50,0

100,0

SVIJET EU-27 SAD HRVATSKA

Udi

o (%

)


220

korištenje obnovljivih izvora energije i ● preostalih fosilnih goriva ●

Većim iskorištavanjem domaćih energetskih resursa ne samo što se smanjuje energetska ovisnost i vanjskotrgovinski defi cit, nego se postižu i drugi pozitivni učinci kao što su:

povećanje energetske i nacionalne sigurnosti ● povećano domaće zapošljavanje i osposobljavanje domaće industrije za izvoz ● bolji izgledi za regionalni i ruralni razvoj ● lakše ispunjavanje obveza iz Kyoto protokola o ublažavanju klimatskih promjena i ● smanjenje štetnih emisija u okoliš ●

2. POVEĆANJE ENERGETSKE UČINKOVITOSTI

Hrvatski energetski sustav sadrži brojne gubitke energije, čijim smanjivanjem se može postići povećanje energetske učinkovitosti (slika 3).

Slika 3. Sankeyev dijagram toka energije za Hrvatsku 2006. (2)

Pojednostavljeni Sankeyev dijagram toka energije za Hrvatsku pokazuje da se od ukupne primarne energije svega oko 17 posto koristi kao uslužna energija za zadovoljavanje energetskih potreba krajnjih potrošača. Znači da se čak oko 83 posto primarne energije gubi u pretvorbama i transportu energije.


221

Smanjenje gubitaka energije može se postići iskorištavanjem potencijala ušteda sekundarne i primarne energije.

2.1. Potencijal ušteda sekundarne energije

U svim sektorima potrošnje energije (industrija, promet i opći sektor) postoje znatni potencijali ušteda energije primjenom uglavnom poznatih i provjerenih postupaka i tehnologija (tablica 1).

Tablica 1. Procjena potencijala uštede sekundarne energije u sektorima potrošnje Hrvatske (3).

POTROŠNJA ENERGIJE (Mten)

POTENCIJAL UŠTEDA 2020. SEKTOR

2006. 2020. (BAU) Mten %

POTROŠNJA ENERGIJE

2020. (Mten)

Industrija 1,65 2,18 0,52 24 1,66

Promet 2,09 2,95 0,74 25 2,21

Opći sektor 2,76 3,90 1,05 27 2,85

UKUPNO 6,50 9,03 2,31 25,6 6,72

BAU = Business As Usual (dosadašnji trend)

Procjena za Hrvatsku napravljena je prema procjeni za EU (3).

Prema toj procjeni potencijal ušteda sekundarne energije kreće se oko 25 posto energije, koja bi se u 2020. potrošila u scenariju BAU bez iskorištavanja toga potencijala (slika 4).

Slika 4. Potrošnja sekundarne energije u Hrvatskoj sa i bez ušteda do 2020.

Potrošnja sekundarne energije bi u Hrvatskoj porasla do 2020. godine za oko 39 posto bez iskorištavanja potencijala ušteda energije, a s njegovim iskorištavanjem bi se zadržala

6,72 6,5

9,03

0

5

10

2020. (UŠTEDE) 2006. 2020. (BAU)

Potro

šnja

(Mte

n)


222

gotovo na istoj razini kao 2006. godine. Ušteda sekundarne energije od 2,31 Mten u 2020. značila bi uštedu od oko 3 Mten primarne energije te godine.

2.2. Mjere za ostvarenje potencijala uštede sekundarne energije

Kako bi se ostvarili potencijali ušteda sekundarne energije politika bi trebala osigurati odgovarajuće doprinose i fi nanciranje za potrebe mjera po sektorima potrošnje energije.

2.2.1. Industrija

Kogeneracija ili kombinirana proizvodnja električne i toplinske energije ● Iskorištavanje otpadne topline i otpadnih goriva ● Smanjivanje toplinskih gubitaka zgrada, opreme i cjevovoda ● Pravilan pogon i održavanje energetskih i tehnoloških postrojenja ● Recikliranje komponenata industrijskog otpada za proizvodnju sekundarnih ●sirovina Smanjivanje jalove električne snage ● Zamjena postojećeg primarnog energenta ekonomičnijim ● Mjerenje potroška svih vrsta energije po pogonima ● Poboljšanja, zamjene i ukidanje tehnoloških procesa koji troše velike količine ●energije po jedinici proizvoda

2.2.2. Promet

Mjere na strani dobave (infrastruktura, vozila):

Ulaganja u prometnu infrastrukturu treba više usmjeriti na održive vrste prometa ●(nemotorizirani, željeznički, brodski), nego na cestovni i zračni promet Cijene prometa trebaju odražavati stvarne marginalne troškove s eksternalijama ● Subvencije automobilima i teretnjacima treba ukidati ● Uvođenje pješačkih i ekoloških zona u gradovima ● Stimulacija čistijih vozila, penalizacija nečistih ● Prometne trake za javni promet, biciklističke i pješačke staze u gradovima ● Inteligentni prometni sustavi ● Besplatna parkirališta na periferijama gradova ● Biciklistički terminali ● Prostorno planiranje kompaktnih naselja, pogodnih za pješake ●

Mjere na strani potrošnje (korisnici):

Edukacija za održivi promet i prometnu kulturu ● Program ekovožnje za štedljivu i sigurnu vožnju ● Zajednička vožnja (“carsharing”), ponajprije između stana i radnog mjesta ● Korištenje telekomunikacija za rad kod kuće i sastanke ● Autostopiranje ●


223

Bolje korištenje kapaciteta javnog prometa ● Ograničenje maksimalnih brzina na cestama i ulicama ●

Tehnološke mjere:

Klasična vozila sa smanjenom potrošnjom goriva i emisija štetnih plinova ● Klasična vozila na autoplin, osim što su ekološki povoljnija od vozila na benzin ●i dizelsko gorivo, trenutno su i ekonomski povoljnija zbog znatno nižih cijena autoplina Biogoriva (biodizel, etanol) su se počela brzo širiti, ali su se javili problemi kod ●biogoriva prve generacije (iz uljane repice i kukuruza) zbog eventualnog negativnog utjecaja na cijenu hrane. Primjenom tehnologija druge generacije biogoriva (iz poljoprivrednih i šumskih ostataka), koje se sada razvija, taj problem nestaje. Gorive ćelije pogonjene vodikom, čijim izgaranjem nastaje samo voda, koja ne ●oštećuje okoliš i zdravlje. Razvoj infrastrukture za distribuciju i punjenje vodika zahtijevat će određeno vrijeme uz rješavanje problema eksplozivnosti vodika. Elektrifi kacija prometa uvođenjem elektrovozila i hibridnih elektrovozila (HEV) ●predmet je opsežnog razvoja diljem svijeta. Za širu primjenu postoje dobri izgledi zbog veće učinkovitosti pogonskih elektromotora u odnosu na termomotore, bržeg rasta potrošnje električne energije od potrošnje fosilnih goriva, te zbog šireg izbora sirovina za proizvodnju električne energije, uključivo iz obnovljivih izvora energije.

2.2.3. Opći sektor (kućanstva, usluge, itd.)

Zamjena žarulja štednom rasvjetom ● Primjena štedljivih kućanskih, uslužnih i uredskih aparata ● Smanjenje toplinskih gubitaka novih zgrada primjenom pasivnih (potrošnja topline ●manja od 15 kWh/m2, god) i niskoenergetskih (< 50 kWh/m2, god) kuća, kao i sanacijom postojećih zgrada prilikom njihove obnove Individualno mjerenje potrošnje i regulacija topline po uzoru na električnu energiju ●i prirodni plin potiče štednju te vrste energije kao najvećeg potrošača energije u kućanstvima Primjena centraliziranih i daljinskih sustava grijanja i hlađenja u kombinaciji s ●kogeneracijom toplinske i električne energije ili trigeneracijom toplinske, rashladne i električne energije Energetski pregledi zgrada na temelju kojih se preporučuju mjere za njihove ●energetske sanacije radi smanjenja potrošnje svih oblika energije Edukacija potrošača energije u lokalnim energetskim savjetovalištima ● Državne i javne zgrade trebaju prednjačiti u primjeni mjera za štednju energije ● Recikliranja komponenata komunalnog i ostalog otpada za ponovno korištenje i ●proizvodnju sekundarnih sirovina i energije

2.3. Potencijal ušteda primarne energije

Moguće uštede primarne energije sastoje se od dvije komponente:

Smanjenje gubitaka i vlastite potrošnje primarne energije ● Ušteda sekundarne energije prenijete na razinu primarne energije ●


224

Smanjenje gubitaka i vlastite potrošnje primarne energije

Gubici i vlastita potrošnja primarne energije ostvaruju se u transformaciji i transportu električne energije, nafte i plina (tablica 2).

Tablica 2. Gubici i vlastita potrošnja primarne energije u Hrvatskoj u 2006. (2)

IZNOS GUBITAKA (Mten) VRSTA GUBITAKA

El. energija Nafta i plin Ukupno

UDIO

(%)

Transformacija energije 0,85 0,05 0,90 49

Vlastita potrošnja 0,18 0,52 0,70 38

Transport energije 0,10 0,15 0,25 13

UKUPNO 1,13 0,72 1,85 100

UDIO (%) 61 39 100 -

Najveći gubici primarne energije ostvaruju se u proizvodnji električne energije (termoelektrane) u vlastitoj potrošnji nafte i plina (ukupno oko 74%).

U scenariju BAU ti gubici bi se do 2020. povećali za oko 33 posto na 2,55 Mten. Potencijal ušteda se procjenjuje na 0,65 Mten (oko 25%), tako da bi u štedljivom scenariju gubici primarne energije porasli svega na 1,9 Mten u 2020. godini.

Mjere za smanjenje gubitaka primarne energije:

Iskorištenje otpadne topline termoelektrana (50-70% uložene primarne energije) ●kogeneracijom za grijanja u zgradarstvu, poljoprivredi, marikulturi itd. Revitalizacija postojećih elektrana radi povećanja ekonomičnosti i produženja ●životnog vijeka za prosječno 20 godina Smanjivanje vlastite potrošnje rafi nerija nafte nakon njihove modernizacije itd. ●

2.4. Uštede sekundarne energije

Potencijal ušteda sekundarne energije (tablica1) od 2,31 Mten u 2020. godini povećava se na razini primarne energije pa iznosi:

2,31 / 0,78 = 2,96 Mten u 2020. godini

Potencijal povećanja energetske učinkovitosti

Potencijal povećanja energetske učinkovitosti, odnosno ušteda energije u Hrvatskoj za 2020. godinu sastoji se od dvije najvažnije sastavnice:

Uštede sekundarne energije 2,96 (82%) ● Smanjenja gubitaka primarne energije 0,65 (18%) ●

Ukupno 3,61 Mten/god


225

Čak oko 4/5 potencijala povećanja energetske učinkovitosti, odnosno ušteda energije leži u sektorima potrošnje sekundarne energije (industrija, promet, opći sektor), a 1/5 potencijala je u području primarne energije (elektrane, rafi nerije itd.).

Predviđena potrošnja energije u Hrvatskoj 2020. godine sa i bez iskorištavanja potencijala ušteda energije prikazana je u tablici 3. i na slici 5.

Tablica 3. Projekcija potrošnje energije u Hrvatskoj do 2020.

POTROŠNJA ENERGIJE (Mten) ENERGIJA

2006. 2020. (BAU) 2020. (ŠT)

UŠTEDE 2020.

(Mten/god)

Sekundarna 6,5 9,03 6,72 2,31

Primarna 8,35 11,61 8,0 3,61

Opaska: Bez neenergetske potrošnje

Slika 5. Potrošnja primarne energije u Hrvatskoj do 2020. sa i bez ušteda energije

Iskorištavanjem potencijala ušteda energije Hrvatska bi u 2020. godini mogla smanjiti potrošnju primarne energije za oko 30 posto u odnosu na dosadašnji trend potrošnje (BAU).

3. OBNOVLJIVI IZVORI ENERGIJE

Obnovljivi izvori energije (OIE) predstavljaju skup perspektivnih izvora energije, koji neznatno oštećuju klimu, okoliš i zdravlje, ne uzrokuju krize i ratove te potiču lokalni razvoj.

Uz energetsku učinkovitost, OIE su glavni element u borbi protiv klimatskih promjena. Njihove pozitivne karakteristike znatno nadmašuju one negativne (cijene bez eksternih troškova, vremenska promjenjivost i velike površine nekih OIE), tako da se danas intenzivno razvijaju i šire diljem svijeta.

8,00 8,35

11,61

0,00

5,00

10,00

15,00

2020. (UŠTEDE) 2006. 2020. (BAU)

Potro

šnja

(Mte

n)

DA NE


226

Iz OIE se proizvode različiti oblici sekundarne energije, kao što su električna, toplinska i rashladna energija, kao i motorna goriva.

OIE se ponekad dijele na konvencionalne OIE (velike HE i eventualno drvo) i nove ili nekonvencionalne OIE (VE, SE, male HE, biomasa i otpad, geotermija).

Posljednjih godina neke vrste OIE (VE, SE, biogoriva) dvoznamenkastim godišnjim rastom postale su najbrže rastući energetski izvori u svijetu, zahvaljujući djelomično fi nancijskim poticajima OIE i smanjivanju subvencija fosilnim gorivima (slika 6).

Slika 6. Svjetski rast energetskih izvora 2000.-2005.

U razdoblju od 2000.-2005. najbrže su rasle OIE: Sunčeva FN energija, vjetroenergija i biogoriva. Taj trend se nastavlja.

3.1. Vrste potencijala OIE

Razlikuju se sljedeće vrste potencijala OIE:

Prirodni (teoretski) potencijal je ukupni raspoloživi potencijal OIE ● Tehnički potencijal je dio prirodnog potencijala koji se može koristiti raspoloživim ●tehnologijama uz zadana ograničenja prostora i okoliša Ekonomski potencijal je dio tehničkog potencijala koji se u vrijeme procjenjivanja ●najviše isplati za društvo u cjelini

Razvojem tehnologija i masovnom proizvodnjom tehnički i ekonomski potencijali u pravilu rastu

3.2. Potencijali OIE u Hrvatskoj (4; 5)

Za Hrvatsku su zanimljive sve vrste OIE osim onih specifi čnih za oceane (plima – oseka, morski valovi itd.)

Vjetroenergija se u Hrvatskoj može koristiti na kopnu i moru. Trenutno je izražen ●interes za gradnju oko 1500 MW elektrana, dok je prihvatljivost postojeće elektromreže za oko 400 MW. Dosad su izgrađene 2 VE snage 20-ak MW. Sunčeva energija u Hrvatskoj zrači dnevno prosječno oko 3,6 kWh/m ● 2, a može se koristiti za hlađenje, grijanje i pripremu tople vode (solarni kolektori) ili proizvodnju električne energije pomoću fotonaponskih solarnih ćelija ili solarnih tornjeva. Posebno je zanimljivo korištenje krovova i fasada zgrada za iskorištavanje solarne energije. U novije vrijeme se istražuju i mogućnosti korištenja specijalnog asfalta na cestama i

29,1

17,1

4,42,5 1,6 1,1

26,4

0

10

20

30

FN VE BIOGORIVA UGLJEN PLIN NAFTA NE

Rast

(%/g

od)


227

POTENCIJAL (Mten/god) VRSTA ENERGIJE

Prirodni Tehnički Ekonomski

KORIŠTENJE

2006. (Mten)

NEISKORIŠTENI

EK.POT. (Mten/god)

Vjetroenergija 23,20 1,89 0,30 0 0,3

Sunčeva energija 6383,34 71,60 2,84 0 2,84

Biomasa i otpad 3,72 2,22 1,77 0,35 1,42

Geotermija 11,90 1,18 0,24 0 0,24

Male HE 0,12 0,08 0,06 0,01 0,05

Ukupno novi OIE 6422,28 76,97 5,21 0,36 4,85

Velike HE 1,72 1,03 0,79 0,54 0,25

UKUPNO 6425,00 78,00 6,00 0,90 5,10

parkiralištima, kao i čeličnih konstrukcija sa solarnim bojama. Biomasa i otpad su važan oblik OIE za proizvodnju električne i toplinske energije i ●biogoriva, a obuhvaća sljedeće vrste: poljoprivredna biomasa (ostaci ratarske i stočarske proizvodnje, energetske ●plantaže) šumski i drvni otpad, uključivo energetske plantaže i ● otpad i otpadne vode (komunalni i industrijski otpad, teški rafi nerijski ostaci, muljevi ●iz pročistača otpadnih voda), alge. Geotermija koristi toplinu geotermalnih voda za proizvodnju toplinske i električne ●energije. Kontinentalni dio Hrvatske ima geotermalni gradijent 50oC/km, što je znatno iznad svjetskog prosjeka. U novije vrijeme se istražuju i razvijaju tehnologije vrućih suhih stijena (HDR – Hot Dry Rock), koji bi znatno povećali potencijale geotermalne energije. Hidroenergija uobičajeno sadrži male hidroelektrane (ispod 5÷10 MWe) i velike ●hidroelektrane. Velike HE daju blizu 50 posto proizvodnje električne energije u Hrvatskoj, ali je zadnja HE puštena u pogon još 1988., a sad je u gradnji HE Lešće. Kako bi se izbjegli problemi s velikim HE zbog brana i akumulacijskih jezera, u novije vrijeme se za veće rijeke razmatra mogućnost gradnje hidrokinetičkih elektrana, kojima vi se ti problemi izbjegli.

Tablica 4. prikazuje procjenu potencijala primarne energije OIE u Hrvatskoj.

Tablica 4. Potencijali primarne energije OIE u Hrvatskoj (4; 5)


228

Struktura neiskorištenog ekonomskog potencijala OIE u Hrvatskoj prikazana je na slici 7.

%

1 Sunčeva energija…….55,7

2 Biomasa i otpad…… 27,8

3 Vjetroenergija………...5,9

4 Geotermija……………4,7

5 Male HE………………1,0

Ukupno novi OIE…...95,1

Slika 7. Struktura neiskorištenog ekonomskog potencijala OIE u Hrvatskoj

Najveći potencijal je u Sunčevoj energiji, slijedi biomasa i otpad zatim VE, HE i geotermija.

Od ekonomskog potencijala OIE iskorišteno je ukupno oko 15 posto, i to novi OIE oko 7 posto a velike HE oko 68 posto.

Od tehničkog potencijala OIE iskorišteno je ukupno oko 1,2 posto, i to novi OIE oko 0,5 posto, a velike HE oko 52 posto.

3.3. Zapreke za iskorištavanje potencijala OIE i energetske učinkovitosti (EE)

Najvažnije zapreke za iskorištavanje OIE i EE u Hrvatskoj su sljedeće:

Niska razina informiranosti i edukacije potrošača energije, administrativnog aparata ●i energetske struke o mogućnostima primjene OIE i EE Neodgovarajuća zakonska regulativa koja nedovoljno potiče širenje OIE i EE, ●osobito u području biogoriva, toplinske i rashladne energije Relativno visoke subvencije za fosilna goriva, najviše u obliku nerealnih cijena ●energenata, navodno zbog zaštite potrošača Nerazvijeni fi nancijski instrumenti za poticanje izgradnje objekata i infrastrukture ●OIE i provedbu zahvata EE Pretežno negativni stav velikih energetskih kompanija (INA, HEP) koje još smatraju ●da su OIE “previše ovisni o ćudima prirode”, a da im EE smanjuje prodaju energenata, prihode i dobit

5

6

4

3 2

1

100% = 5,1 Mten/god


229

4. PREOSTALA FOSILNA GORIVA

Fosilna goriva (N – nafta, P – prirodni plin, U – ugljen) danas dominiraju u svjetskoj energetici s udjelom od oko 80 posto u potrošnji primarne energije (slika 8).

Slika 8. Struktura potrošnje primarne energije 2005. (2; 6)

Udio fosilnih goriva u potrošnji primarne energije u svijetu iznosi oko 81 posto, u EU-27 oko 79 posto, a u Hrvatskoj oko 85 posto zahvaljujući visokom udjelu nafte i plina (76%).

Rezerve fosilnih goriva nejednoliko su raspoređene diljem svijeta i uglavnom se ne podudaraju s područjima najveće potrošnje, osim djelomično u slučaju rezervi ugljena, koje su najveće u SAD-u, gdje je i potrošnja najveća. Najviše nafte i prirodnog plina troši se u SAD-u i Europi, gdje su i rezerve najmanje.

4.1. Nafta

Kretanje dokazanih (bilančnih) rezervi i proizvodnja nafte u Hrvatskoj prikazana je u tablici 5.

Tablica 5. Dokazane rezerve i proizvodnja nafte u Hrvatskoj (2)

GODINA 1990. 1995. 2000. 2005. 2006.

Rezerve (Mt) 27,5 19,44 10,56 8,58 8,92

Proizvodnja (Mt/god) 2,5 1,5 1,2 0,95 0,92

Statičko trajanje rezervi (god) 11,0 12,3 8,7 9,1 9,7

Mt = milijun tona

Dokazane rezerve i proizvodnja nafte u Hrvatskoj se od 1990.-2000. smanjuju, a zatim se blago povećavaju zahvaljujući intenziviranju iscrpljivanja i proizvodnji u inozemstvu.

Domaća proizvodnja nafte pokriva oko 20 posto potrošnje nafte u rafi nerijama, dok se oko 80 posto nafte uvozi iz raznih zemalja. U tijeku je modernizacija rafi nerija nafte u Sisku i Rijeci, kojom bi se uz proizvodnju kvalitetnijih goriva povećali rafi nerijski kapaciteti za oko 50 posto.

25,3%6,3%

20,7%35,0%

12,7%

17,6%

36,9%

14,2%

24,5%6,8%

27,1%

48,9%

10,3%

4,9%8,8%

SVIJET

EU-27 HRVATSKA

100%=11435 100%=2340 100%=8,9

Mten= Milijun tona ekvivalent nafte

N N N

P

P

P

U U U NE

NE NE OIE

OIE OIE


230

REZERVE VRSTA UGLJENA

Mt Mten

Kameni 3,72 2,6

Mrki 3,65 1,3

Lignit 37,79 6,3

UKUPNO 45,16 10,2

4.2. Prirodni plin

Razvoj dokazanih (bilančnih) rezervi i proizvodnja prirodnog plina u Hrvatskoj prikazan je u tablici 6.

Tablica 6. Dokazane rezerve i proizvodnja prirodnog plina u Hrvatskoj (2).

GODINA 1990. 1995. 2000. 2005. 2006.

Rezerve (109 m3) 48,48 38,88 29,20 30,36 30,11

Proizvodnja (109 m3 /god) 1,98 1,97 1,66 2,28 2,71

Statičko trajanje rezervi (god) 24,5 19,8 17,6 13,3 11,1

Potrošnja (109 m3 /god) N.P. N.P. N.P. 2,91 2,88

Neto uvoz (109 m3 /god) N.P. N.P. N.P. 0,63 0,17

Dokazane rezerve i proizvodnja prirodnog plina u Hrvatskoj se od 1990.-2000. smanjuju, a zatim eksploatacijom nalazišta u sjevernom Jadranu nešto rastu. Plin se uvozi iz Rusije, a izvozi se u Italiju, koja je suvlasnik plinskih polja u sjevernom Jadranu. Tek će se vidjeti kako će utjecati većinsko preuzimanje INE od strane mađarskog MOL-a na proizvodnju plina i nafte u Hrvatskoj.

4.3. Ugljen

Od 1999. rezerve ugljena u Hrvatskoj klasifi cirane su kao izvanbilančne i prikazane su u tablici 7.

Tablica 7. Dokazane rezerve ugljena u Hrvatskoj 2006.

Mt = milijun tona

Mten = milijun tona ekvivalent nafte

Potrošnja ugljena i koksa u Hrvatskoj od 1,19 Mt/god podmiruje se iz uvoza.


231

4.4. Statičko trajanje rezervi

Statička trajanja dokazanih rezervi fosilnih goriva na bazi aktualne potrošnje goriva za svijet i Hrvatsku prikazano je na slici 8.

Slika 8. Statičko trajanje rezervi fosilnih goriva krajem 2006 (1; 2)

Statička trajanja rezervi nafte i prirodnog plina u Hrvatskoj su daleko manja od svjetskog prosjeka. Prikazano trajanje zaliha za ugljen odnosi se na slučaj kada bi se sva potrošnja ugljena u Hrvatskoj pokrila iz domaćih rezervi, koje se na koriste od 1990-ih.

4.5. Ukupne dokazane rezerve fosilnih goriva

Dokazane rezerve fosilnih goriva u Hrvatskoj krajem 2006. čine (Mten):

Nafta 9,69 Mm ● 3 x 0,92 = 8,9 Prirodni plin 30,11 x 10 ● 9 m3 : 1250 m3/ten = 24,1 Ugljen 10,2 (ne koristi se) ● Ukupno 43,2 Mten ●

Slika 9. prikazuje dokazane rezerve fosilnih goriva za svijet (7) i Hrvatsku.

11,1

9,7

63,3

40,5

147(13)

0 50 100 150

PRIRODNIPLIN

NAFTA

UGLJEN

God

SVIJETHRVATSKA

SVIJET

20,2%

18,4%

61,4%

HRVATSKA

55,8%

20,6%

23,6%

1 – UGLJEN 2 – NAFTA 3 – PRIRODNI PLIN

1

2

1

3 3

2

100%=790x109 ten 100%=0,0432x109 ten


232

Svedemo li te rezerve na stanovnike dobivamo specifi čne dokazane rezerve fosilnih goriva (ten/stan):

- Svijet 120

- Hrvatska 9 (7,4 bez ugljena)

Specifi čne dokazane rezerve fosilnih goriva po stanovniku u svijetu su 13,3 (16,2 bez ugljena u Hrvatskoj) puta veće nego u Hrvatskoj.

Dakle, Hrvatska je izrazito oskudna fosilnim gorivima.

5. ZAKLJUČAK

Neiskorišteni energetski resursi u Hrvatskoj sadrže:

Povećanje energetske učinkovitosti (EE) 3,61 ● Korištenje obnovljivi izvori energije OIE 5,1 ● Ugljen 10,2 Mten : 25 god = 0,4 ● Ukupno 9,11 Mten/god ●

Polazeći od slike 5. struktura potrošnje primarne energije u 2020. godini prikazana je na slici 10.

Slika 10. Struktura primarne energije u Hrvatskoj

Iskorištavanjem potencijala povećanja energetske učinkovitosti (EE) i obnovljivih izvora energije (EE) do 2020. godine u Hrvatskoj bi se gotovo potpuno mogao eliminirati uvoz fosilnih goriva, povećati domaće zapošljavanje i smanjiti štetne utjecaje energetike na okoliš, klimu i zdravlje.

HRVATSKA 2006.

FOSILNA GORIVA

OIE+NE

HRVATSKA 2020.

EE

OIE

FOSILNA GORIVA

+ NE

85%

15% 25%

31%

44%

100%=8,35 Mten 100%=11,61 Mten


233

6. LITERATURA


[2] Energija u Hrvatskoj 2006, Ministarstvo gospodarstva, rada i poduzetništva Hrvatske

[3] 2020 Vision: Saving our Energy, European Commission, Brussels 2007

[4] Nacionalni energetski pogoni, EI Hrvoje Požar, Zagreb 1998.-2001.

[5] V. Potočnik, Obnovljivi izvori energije i zaštita okoliša, MZOPU Zagreb, 2002.

[6] EU Energy and Transport in Figures, Statistical Pocketbook 2007/2008, EC Luxembourg

[7] V. Potočnik, Energetska revolucija protiv klimatskih promjena, 16. Forum HED, Zagreb 2007.

CURRICULUM VITAE


235

Faculty of EE & IT, University Sv Kiril I Metodij, Skopje, Republic of Macedonia

Rubin Taleski

Professor Rubin Taleski is expert in power system planning, energy effi ciency and electricity markets. He has been involved as a project coordinator, lead expert or team member in various projects commissioned by the power industry, government institutions or World Bank.

Professor Rubin Taleski has published more than 50 scientifi c papers (most notable papers and projects related to power systems planning and electricity markets) alongside two text-books.

Employment:Faculty of EE & IT, University Sv Kiril I Metodij, Skopje, Republic of Macedonia - Professor (2007 – present),

Faculty of EE & IT, University Sv Kiril I Metodij, Skopje, Republic of Macedonia – Associate professor (2002 – 2007),

Faculty of EE & IT, University Sv Kiril I Metodij, Skopje, Republic of Macedonia – Assistant professor (1997 – 2002),

Faculty of EE & IT, University Sv Kiril I Metodij, Skopje, Republic of Macedonia – Teaching assistant (1987 - 1997),

EMO, Energy Institute, Skopje, Republic of Macedonia – Engineer (1982 - 1987),

Other:• IEEE, Senior Member 2008, Member 1990 (Republic of Macedonia Section, Treasurer 2002 – 2006)• CIGRE, 1995• MAKO CIGRE, 1995 (Vice chairman 2004 –)• Institute for Standardization of the Republic of MacedoniaMember of the Council (2008)TC 31 Electrical lighting, Chairman (2007)TC 32 Electric power and installations, Member (2008)


236

Rubin TaleskiFaculty of EE & IT, University Sv Kiril I Metodij, Skopje

Trajče Čerepnalkovski CEO, Neotel

DEVELOPMENT OF THE ELECTRICITY MARKET IN MACEDONIA AND FUTURE CHALLENGES

Abstract

The power sector in the Republic of Macedonia started the restructuring process in 2000 by corporatization of the state owned vertically integrated utility “Elektrostopanstvo na Makedonija” (ESM). However, major changes happened after 2003. First, an independent Energy Regulatory Commission (ERC) was established and later ESM was unbundled into three companies: MEPSO (TSO), “ELEM” (Generation) and ESM-Distribution (DSO). The market model that was adopted, in essence, was a combination of the Single Buyer and wholesale competition models. The idea was to establish a transitional legal framework that would later be further developed to allow competition on retail level in accordance with EU directives and the SEE Energy Treaty. The wholesale competition was meant for the large industrial customers that had right to choose if they would buy electricity in the (regional) market or stay on the tariff system. However, since there is no competition on generation level in the country, and regional market prices were higher than the regulated prices, the wholesale component didn’t really worked.

In 2007 and 2008 the Energy law was changed to enforce the wholesale competition. With these changes MEPSO was replaced by ELEM to serve as Single buyer for captive (distribution) customers. Although the Government of Macedonia (GoM) claimed that these changes further enhance the market model, in reality they provide very little (if any) improvements in the sector since 2005. As a result, there were no possibilities to open the market for all non-residential customers as of January 1, 2008.

There are several reasons that led to stagnation in the liberalization process. Failure to develop a number of secondary legislation documents and very low electricity prices for captive customers were probably the most relevant issues.

In order to proceed with the liberalization process relevant institutions need to develop market code, establish sustainable balancing market, and upgrade the tariff system and unbundle the tariffs. These issues are crucial for the next step – opening of the market for non-residential customers.

Low electricity tariffs have been major hurdle in the process. However, given the standard of households it is very prudent to have appropriate approach in order to provide the necessary environment for liberalization of the rest of the market. The GoM needs to develop appropriate social mechanisms for protection of families with low income in order to eliminate the cross subsidies that exist in the current tariff system. Also, addressing the demand side in the sector, the GoM has to be more aggressive in promoting and supporting EE measures and technologies, as well as expansion of the gas distribution network to reduce the demand for electricity needed for space heating.


237

RAZVOJ TRŽIŠTA ELEKTRIČNE ENERGIJE U MAKEDONIJI I BUDUĆI IZAZOVI

Sažetak

Elektroenergetski sektor u Republici Makedoniji krenuo je u proces restrukturiranja 2000. godine osnivanjem okomito integriranog poduzeća “Elektrostopanstvo na Makedonija” (ESM) u državnom vlasništvu. Međutim, značajnije promjene nastupile su nakon 2003. godine. Prvo je osnovan nezavisni regulator - Regulatorna komisija za energiju - a kasnije je ESM razdvojen na tri poduzeća: MEPSO (operator sustava prijenosa), “ELEM” (proizvodnja električne energije) i ESM-Distribucija (operator distribucijskog sustava). Usvojeni tržišni model bio je mješavina modela jedinog kupca i konkurencije u veleprodaji električne energije. Namjera je bila da se donese prijelazni zakonski okvir koji bi se kasnije nadogradio čime bi se stvorili uvjeti za konkurenciju na razini maloprodaje u skladu s direktivama Europske unije i Ugovorom o osnivanju Energetske zajednice Jugoistočne Europe. Konkurencija u veleprodaji osmišljena je za velike industrijske potrošače koji imaju pravo izbora hoće li električnu energiju kupovati na (regionalnom) tržištu ili će ostati u okviru tarifnog sustava. Međutim, budući da konkurencija u zemlji ne postoji na općoj razini, cijene na regionalnom tržištu bile su veće od reguliranih, tako da ovaj sustav u veleprodaji električne energije zapravo i nije zaživio.

U 2007. i 2008. godini donijete su izmjene Zakona o energiji radi jačanja konkurencije. S ovim izmjenama MEPSO je zamijenjen ELEM-om koji bi trebao funkcionirati kao jedini kupac za potrošače na distribuciji. Iako je Vlada Republike Makedonije tvrdila da ove izmjene jačaju tržišni model, u stvarnosti one su donijele malo ili nimalo poboljšanja stanja u samom sektoru. Posljedica toga je bio odsustvo mogućnosti otvaranja tržišta za potrošače izvan sektora kućanstava nakon 1. siječnja 2008. godine.

Nekoliko čimbenika dovelo je do stagnacije u procesu liberalizacije. Među njima su vjerojatno najznačajniji izostanak niza podzakonskih akata i vrlo niske cijene električne energije za potrošače na distribuciji.

Kako bi se proces liberalizacije nastavio, odgovarajuće institucije trebaju defi nirati tržišni kodeks, ustanoviti održivo uravnoteženo tržište, unaprijediti tarifni sustav i razdvojiti tarife. Ova su pitanja ključna za sljedeću fazu – otvaranje tržišta za potrošače izvan sektora kućanstava.

Niske tarife za električnu energiju značajna su prepreka ovom procesu. Međutim, s obzirom na standard kućanstava poželjno je usvojiti odgovarajući pristup koji će stvoriti potrebne uvjete za liberalizaciju ostalog dijela tržišta. Vlada treba razviti odgovarajuće socijalne mehanizme za zaštitu obitelji s niskom razinom prihoda kako bi se ukinule skrivene subvencije koje postoje u sadašnjem tarifnom sustavu. Također, u kontekstu upravljanja potrošnjom u ovom sektoru Vlada mora imati aktivniji pristup u promicanju i podršci mjera energetske učinkovitosti i tehnologija, kao i razvoju plinske distribucijske mreže kako bi se smanjila potražnja za električnom energijom za grijanje prostora.

CURRICULUM VITAE


239

Mildred Dresselhaus

Department of Electrical Engineering and Computer Science and Department of Physics Massachusetts Institute of Technology Cambridge, Massachusetts 02139 USA

Mildred Dresselhaus is an Institute Professor of Electrical Engineering and Physics at MIT. She served as the Director of the Offi ce of Science at the U.S. Department of Energy in 2000-2001 and chaired the Governing Board of the American Institute of Physics 2003-2008. Dr. Dresselhaus has served as president of the American Physical Society, treasurer of the National Academy of Sciences, president of the American Association for the Advancement of Science and is a member of the National Academy of Engineering. She has received numerous awards, including the U.S. National Medal of Science and 24 honorary doctorates worldwide.

Dr. Dresselhaus’ research has covered a wide range of topics in condensed matter and materials physics. She is best known for her work on carbon science and carbon nanostructures. She is also one of the researchers responsible for the resurgence of the thermoelectrics research fi eld 15 years ago by moving the fi eld in the direction of nanostructures. She co-chaired a DOE study on “Basic Research Needs for the Hydrogen Economy” in 2003 and more recently co-chaired of a National Academy Decadal Study of Condensed Matter and Materials Physics.

Mildred DresselhausProfesor elektrotehnike i fi zikeMassachusetts Institute of Technology (MIT)

PERSPECTIVES ON PROMOTING REGIONAL RENEWABLE ENERGY RESEARCH AND DEVELOPMENT

Abstract

Recent discussions at the Washington International Renewable Energy Conference (WIREC), hosted in March 2008 by the United States Government, with nearly 9000 participants including 103 ministers from 126 countries, concluded that a major acceleration in the adoption of renewable energy technologies was needed by mid-century. Because of different climatic conditions and societal preferences, regional cooperation is expected to play a major role in the effi cient adoption of appropriate renewable energy technologies, and countries with special expertise in specifi c technologies seem eager to collaborate internationally to promote global goals in renewable energy. A review will be given of what we learned from this conference about renewable energy research and development strategies with a special focus given to using this basic knowledge base to promote the development of renewable energy technologies appropriate to specifi c regions of the world.

PERSPEKTIVE U PROMICANJU REGIONALNIH ISTRAŽIVANJA I RAZVOJA OBNOVLJIVE ENERGIJE

Sažetak

Nedavne rasprave na Međunarodnoj konferenciji za obnovljivu energiju (WIREC) koja je održana u ožujku 2008. godine u Washingtonu, pod pokroviteljstvom američke Vlade s 9000 sudionika među kojima 103 ministra iz 126 zemalja, dovele su do zaključka da je najveće ubrzanje u usvajanju tehnologija obnovljive energije potrebno ostvariti do sredine ovoga stoljeća. Zbog drugačijih klimatskih uvjeta i društvenog izbora, očekuje se da će regionalna suradnja igrati veliku ulogu u učinkovitoj primjeni odgovarajućih tehnologija obnovljive energije.Zemlje koje posjeduju posebna znanja o konkretnim tehnologijama žele surađivati na međunarodnom planu na promicanju globalnih ciljeva kad je riječ o obnovljivoj energiji. U radu je dan pregled onog što smo naučili iz ove konferencije o istraživanjima obnovljive energije i razvojnim strategijama s posebnim osvrtom na korištenje osnovnih znanja radi poticanja razvoja tehnologija obnovljive energije koje najbolje odgovaraju pojedinim regijama u svijetu.

SPONZORI 17. FORUMA

CIP zapis dostupan u računalnom katalogu Nacionalne i sveučilišne knjižnice u Zagrebu pod brojem 684682

ISBN 978-953-7096-06-9

Dan energije u Hrvatskoj - osti.gov

Documents

Transcript of Dan energije u Hrvatskoj - osti.gov