Kogeneracija u evropskom energetskom zakonodavstvu i ...termotehnika.vinca.rs/content/files/kogeneracija-u-evropskom... · grijanja te u procesima hla|enja. Prednosti kogeneracijskih

Neven Dui}1, Marko Lipoš}ak2, Tihomir Žili}1, Igor Raguzin3,Draèn Lon~ar1, Hrvoje Petri}4, Željko Bogdan1

1 Fakultet strojarstva i brodogradnje Sveu~ilišta u Zagrebu2 EKONERG – Institut za energetiku i zaštitu okoliša d.o.o., Zagreb3 Ministarstvo gospodarstva, rada i poduzetništva, Zagreb4 Energetski Institut Hrvoje Požar, Zagreb

Kogeneracija u evropskom energetskom zakonodavstvui modeli primjene na nacionalnom nivou

Stru~ni radUDC: 620.92:65.011BIBLID: 0350-218X, 29 (2003), 1-4, 65-105

Liberalizacija tržišta te deregulacija cijena elektri~ne energije u skladu saevropskom regulativom dovode kogeneraciju elektri~ne energije i topline uotežanu tržišnu situaciju. S druge strane, zna~aj koji kogeneracija ima upove}anju energetske efikasnosti, i time doprinos smanjenju emisija stakle-ni~kih plinova i sigurnosti dobave, stvara nužne pretpostavke za posebnim pri- stupom kogeneracijskoj proizvodnji. Evropska regulativa priznaje kogene-raciji tu poziciju te zagovara pove}anje njenog udjela u ukupnoj opskrbielektri~nom energijom, ali prepušta nacionalnim zakonodavstvima da definiraju relevantne mehanizme i mjere. U radu je prikazan portugalski pristup,koji je vrlo povoljan za kogeneratore, a baziran je na modelu izbjegnutogtroška, te je dan pregled hrvatske leg is la tive u podru~ju kogeneracije, koja je,me|utim, još u procesu nastajanja. Tarifni modeli su zatim primijenjeni naprimjeru velikog industrijskog postrojenja, te za slu~aj mikrokogeneracije zastambenu zgradu, pomo}u modela mCOGEN. U radu su prezentirani model irezultati tehnoekonomske analize tih dvaju postrojenja, te analiza osjetljivostiparametara ekonomske isplativosti.

Klju~ne rije~i: kogeneracija, energetsko zakonodavstvo

Uvod

Energija je nužan resurs za tehni~ki i ekonomski razvoj suvremenog svijeta te jeuklju~ena u sve aspekte društvenog života. To se posebno odnosi na gusto naseljena ur -

65

bana podru~ja koja imaju visoki nivo aktivnosti povezanih uz potrošnju energije i stogavelik utjecaj na okoliš. Me|utim, dok visoka gusto}a naseljenosti rezultira povišenimone~iš}enjem okoliša, uz nju povezana visoka potreba za raznim oblicima energije otvaramogu}nosti za redukciju specifi~ne potrošnje energije [1]. Jedna od efikasnijih opcija utom smislu je korištenje kogeneracijskih postrojenja za opskrbu energijom.

Kogeneracija se definira kao sekvencijalno korištenje primarne energije gorivaza proizvodnju dvaju korisnih energetskih oblika: toplinske energije i mehani~kog rada[2]. Pritom se dobiveni mehani~ki rad naj~eš}e koristi za dobivanje elektri~ne energijedok se toplinska energija može koristiti u raznim tehnološkim procesima, procesimagrijanja te u procesima hla|enja. Prednosti kogeneracijskih sustava pred klasi~nimsustavima s odvojenom opskrbom raznih oblika energije proizlaze prije svega iz visokeefikasnosti kogeneracijskih sustava. Koliko je ta efikasnost viša ~ak i u slu~aju usporedbes visokoefikasnim kom bi elektranama na prirodni plin vidljivo je iz sl. 1. Pritom trebaistaknuti da je ovakav stupanj iskoristivosti kogeneracijskog postrojenja svojstven režimu rada pri kojem se utroši sva toplinska energija proizvedena u sustavu [3].

Direktna posljedica visoke efikasnosti kogeneracijskih postrojenja niske suvrijednosti emisija CO2 u atmosferu pri njihovom radu. S obzirom da postoje jake indicije da bi pove}anje koncentracije CO2 u atmosferi moglo kroz efekt staklenika utjecati nafenomen globalnog zatopljenja Ujedinjeni Narodi zapo~eli su proces ublažavanja klimat- skih promjena potpisuju}i UNFCCC konvenciju (United Na tions Frame work Con ven -tion on Cli mate Change) na skupu u Rio de Janeiru 1992. Do sada najzna~ajnijidokument nazvan po gradu doma}inu „Kyoto Protokol” [4], potpisan je na tre}em skupu1997. godine. ^lanice Evropske Unije (EU), kao i zemlje kandidati za ~lanstvo, me|ukojima je i Republika Hrvatska (RH), potpisale su i ratificirale UNFCCC konvenciju tepotpisali Kyoto Protokol. Zemlje ~lanice su Protokol i ratificirale, te se o~ekuje njegovo

66

Slika 1. Usporedba odvojene opskrbe energijom i kogeneracijskog sistema

stupanje na snagu nakon o~ekivane ratifikacije od strane Rusije. U slu~aju stupanja nasnagu i njegove ratifikacije, RH je preuzela obvezu smanjenja emisije stakleni~kihplinova za 5% u odnosu na baznu godinu, za pe riod od 2008. do 2012. [5], dok je EUpreuzela obavezu smanjenja za 8%, ali je ta obaveza neravnomjerno raspodijeljena pozemljama ~lanicama, od kojih je Por tu gal dobio mogu}nost pove}anja emisija za 27%. Utom svjetlu, šira primjena kogeneracijskih postrojenja svakako bi bila korak u smjeruizvršenja ovih obaveza.

Tako|er, u vrijeme visokih cijena primarnih energenata, te njihove nesigurnedobave zbog geopoliti~kih nestabilnosti, pove}anje energetske efikasnosti važan je na~insmanjenja ovisnosti o uvoznim primarnim energentima. Ovo je vrlo važan el e ment pripravljenju energetskih strategija.

Veli~ina odnosno kapacitet kogeneracijskih postrojenja mogu znatno varirati.Tako danas imamo postrojenja veli~ine od 1 kWe koja se ugra|uju u ku}anstva, dopostrojenja reda veli~ine 200 MWe kakvo je npr. novoizgra|eno kom bi kogeneracijskopostrojenju u TE-TO na Žitnjaku. Podjela kogeneracijskih postrojenja do danas nijedefinitivno standardizirana pa mnogi autori navode razli~ite podjele kogeneracijskihpostrojenja s obzirom na njihovu elektroenergetsku snagu. U tom smislu kogeneracijskapostrojenja mogu se podijeliti na velike kogeneracijske sustave unutar sustava daljinskoggrijanja te na kogeneracijske sustave u rasponu snage od 1kWe do naj~eš}e 8–10 MWe. Sobzirom da je raspon snaga za potonje primjetno velik, unutar ove grupe u ve}inislu~ajeva se još uvodi podjela na mala ili mini postrojenja snage do 500 kWe, temikrokogeneracijska postrojenja pod kojima se uglavnom spominju postrojenja snage do 50 kWe.

U kogeneracijskom sektoru RH važno mjesto pripada sustavima daljinskoggrijanja u Zagrebu, Osijeku i Sisku, koje održava tvrtka HEP Toplinarstvo. Planovirazvoja ove tvrtke vezani su isklju~ivo za kogeneraciju. Nastoji se održati trend priklju-~ivanja zagreba~kih naselja na sustave daljinskog grijanja (CTS), koji toplinsku energijudobiva kogeneracijom iz EL-TO i TE-TO. Tako }e se smanjiti gubitci u opskrbi i osiguratiekonomi~no poslovanje sa znatnim ekološkim efektima. Tako|er, u planu je i proširenjepodru~ja opskrbe na velike sportske i bolni~ke objekte, te spajanje stadiona i SRCMaksimir na CTS, kojima se osim grijanja nudi i hla|enje pomo}u tehnološke pare.KBC-u Rebro ponu|ena je mogu}nost opskrbe elektri~nom, toplinskom i rashladnomenergijom, što bi bio prvi korak u razvoju bolni~ke energetike. Osim u Zagrebu, Osijeku iSisku, nudi se grijanje i u ostalim gradovima kontinentalne Hrvatske, sustavom industrij-skih kotlovnica, koje su u ve}em dijelu zastarjele, neefikasne, a poslovanje je optere}enovisokim troškovima održavanja. Postoji svijest da su manja kogeneracijska postrojenjajedino opravdano tehnološko rješenje za održavanje toplinarstva u kontinentalnoj Hrvat- skoj. HEP }e na primjeru Velike Gorice i prakti~no pokazati kako kogeneracija doprinosi dobrobiti lokalne zajednice. U Velikoj Gorici HEP }e u suradnji s lokalnom samo-upravom izgraditi kogeneracijsko postrojenje, koje }e zamijeniti postoje}i neu~inkovitisustav mini toplana i kotlovnica. U kom bi kogeneracijskom postrojenju pored plinskog iparnog turboagregata te kotla na ispušne plinove predvi|en je i kotao za spaljivanjebiomase, odnosno drvnog otpada kojeg ima mnogo u okolici Velike Gorice i koji se

N. Dui} i dr.: Kogeneracija u evropskom energetskom zakonodavstvu i ...TERMOTEHNIKA broj 1-4 ‡ godina XXIX, 65–105 (2003)

67

neracionalno spaljuje. Postrojenje }e osigurati 80 MW raspoložive toplinske snage iomogu}iti proizvodnju do 20 MW elektri~ne energije te osigurati ve}u brigu za okoliš.

Evropska regulativa

Za kogeneraciju relevantna regulativa obuhva}a Direktivu 2003/54/EC o tržištuelektri~ne energije [6], Direktivu 2003/54/EC o tržištu prirodnim plinom [7], Direktivu2004/8/EC o poticanju kogeneracije [8], te Direktivu 2001/77/EC o promicanju proiz-vodnje elektri~ne energije iz obnovljivih izvora [9].

Svrha Direktive 2004/8/EC je stvoriti okvir za promicanje i razvoj visokou~in-kovite kogeneracije toplinske i elektri~ne energije temeljene na korisnoj toplinskojpotrošnji, pove}ati energetsku u~inkovitost uz ostvarenje uštede primarne energije(današnja EU zavisnost 50%, procjena 2030. oko 70%), pove}ati sigurnost opskrbeenergijom, utvrditi ujedna~enu metodu prora~una elektri~ne energije iz kogeneracije ipreporuke za implementaciju, uzimaju}i u obzir nacionalne specifi~nosti s naglaskom naklimatskim i ekonomskim uvjetima.

Prema Direktivi ukupna se iskoristivost definira kao:

CHPE H

Fh =

+(1)

gdje je:E – elektri~na energija dobivena iz kogeneracije,H – korisna toplinska energija, aF – potro{ena koli~ina goriva.

Visokou~inkovita kogeneracija je ona koja ostvaruje uštedu primarne energijeod najmanje 10% u odnosu na odvojenu proizvodnju toplinske i elektri~ne energije,odnosno za male (<1 MWe) i mikro (<50 kWe) kogeneracije, svaka ušteda primarneenergije:

PES =H

H+

E

E

%11

100-CHP

Ref

CHP

Ref

h

h

h

h

(2)

Do 21. velja~e 2006. Evropska Komisija (EC) }e utvrditi harmonizirane refe-rentne vrijednosti iskoristivosti za odvojenu proizvodnju toplinske i elektri~ne energijeuzimaju}i u obzir:

– godinu izgradnje,– tip postrojenja,– vrstu goriva,– prekograni~nu razmjenu elektri~ne energije,– miks goriva, i– klimatske uvjete.Prva revizija tih vrijednosti }e se napraviti 2011, a zatim svake ~etiri godine.

Garancija porijekla elektri~ne energije

Najkasnije šest mjeseci nakon utvr|ivanja ujedna~enih referentnih vrijednostiza iskoristivost, zemlje ~lanice trebaju osigurati utvr|ivanje garancija o porijeklu po

68

objektivnim, transparentnim i nediskriminatornim principima. Garancije trebaju speci-ficirati:– donju ogrjevnu vrijednost goriva, na~in korištenja proizvedene topline, da tum i

mjesto proizvodnje,– koli~inu elektri~ne energije iz visokou~inkovite kogeneracije, i– ostvarenu uštedu primarne energije.

Garancije moraju biti me|usobno priznate od zemalja ~lanica EU. Eventualnoodbijanje prihva}anja mora biti temeljeno na objektivnim, transparentnim i nediskrimi-niraju}im kriterijima. Krajnju procjenu donosi EC s pravom prisile.

Nacionalni potencijali za korištenjevisokou~inkovite kogeneracije

Napraviti analizu temeljenu na dobro dokumentiranim znanstvenim rezulta-tima (u skladu s Aneksom IV direktive o kogeneraciji) koja mora utvrditi:– raspoložive potencijale za korisnom toplinom i rashladnim u~inom, kao i raspo-

loživost goriva i drugih energetskih izvora, i– prepreke koje onemogu}avaju korištenje kogeneracije (cijene i troškovi, pristup gori-

vima i prijenosnom sustavu, administrativne pro ce dure, pomanjkanje internalizacijeeksternih troškova.

Zemlje ~lanice }e prvi put 2007, a zatim svake 4. godine procjenjivati progres usmjeru pove}anja udjela visokou~inkovite kogeneracije.

Mjere podrške

Zemlje ~lanice trebaju osigurati mjere podrške visokou~inkovitoj kogeneracijitemeljene na zadovoljenju potreba za korisnom toplinom i uštedama primarne energije u svjetlu mogu}nosti smanjenja energetske potrošnje, kroz ekonomski provedive i ekološki prihvatljive mjere.

EC }e analizirati mjere podrške za svaku zemlju i procjenjivati uspješnostostvarenja zacrtanih ciljeva Direktive te da li mjere podrške osiguravaju uvjete kojistimuliraju ulaganja u kogeneraciju.

Prijenosni sustav i tarife

Za osiguranje prijenosa i distribucije elektri~ne energije iz visokou~inkovitekogeneracije, trebaju se primijeniti ~lanci 7(1), (2) i (5) Direktive 2001/77/EC o obnov-ljivim izvorima [9] te relevantne odredbe direktive o op}im pravilima unutrašnjeg tržištaelektri~ne energije (2003/54/EC).


69

Zemlje ~lanice trebaju osigurati kogeneracijskim proizvo|a~ima mogu}nostkupnje bazne (remont) i vršne (nedostatak kapaciteta) elektri~ne energije po javnoobznanjenim tarifama i uvjetima.

Uz obavještavanje EC, zemlje ~lanice mogu osigurati povlašteni pristup pri-jenosnoj mreži elektri~ne energije proizvedene u visokou~inkovitim kogeneracijskimpostrojenjima (uklju~uju male i mikro kogeneracije).

Administrativne pro ce dure

Zemlje ~lanice }e vrednovati postoje}i zakonodavni okvir u pogledu administrativnih procedura koje se odnose na visokou~inkovitu kogeneraciju s namjerom:– stimulacije projektiranja kogeneracijskih jedinica temeljenih na ekonomski opravda-....noj potrošnji korisne topline,– smanjenja regulatornih i neregulatornih prepreka za pove}anje kogeneracije, i– osiguranja da pravila budu objektivna, transparentna i nediskriminatorna.

Aneks I: Kogeneracijske tehnologije koje pokriva Direktiva

(a) kombinirani proces plinske tur bine s iskorištavanjem otpadne topline,(b)protutla~ne parne tur bine,(c) kondenzacijske parne tur bine s oduzimanjem pare,(d)plinske tur bine s iskorištavanjem otpadne topline,(e) motore s unutarnjim izgaranjem,(f) mikroturbine, (g) Stirling motore,(h)gorive }elije,(i) parne strojeve,(j) organske Rankinove procese, i(k) sve ostale tehnologije koje predstavljaju simultanu proizvodnju toplinske i elektri~-

ne/mehani~ke energije u jednom procesu.

Aneks II: Prora~un elektri~ne energije iz kogeneracije

(a) Proizvodnja elektri~ne energije iz kogeneracije smatra se da je jednaka ukupnojgodišnjoj proizvodnji:

– za jedinice tipa (b), (d), (e), (f), (g) i (h) s ukupnom godišnjom iskoristivosti odnajmanje 75%,

– za jedinice tipa (a) i (c) s ukupnom godišnjom iskoristivosti od najmanje 80%,(b)Za jedinice koje ne zadovoljavaju (a) vrijedi:

ECHP = HCHP C (3)

Prora~un elektri~ne energije mora se temeljiti na stvarnom faktoru snage. Akonije poznat trebaju se koristiti vrijednosti iz tabl. 1.

70

Tablica 1. Faktori snage

Tip jedinice Faktor snage

Kombinirani proces plinske turbines iskorištavanjem otpadne topline

0,95

Protutla~na parna turbina 0,45

Kondenzacijska parna turbinas oduzimanjem pare

0,45

Plinska turbina s iskorištavanjemotpadne topline

0,55

Motor s unutarnjim izgaranjem 0,75

Aneks IV: Kriteriji za analizu nacionalnih potencijalaza visokou~inkovitu kogeneraciju

(a) Analiza nacionalnih potencijala mora uzeti u obzir:– tip goriva koji dolazi u obzir, s posebnim osvrtom na mogu}nost pove}anja udjela....obnovljivih izvora,– tipove kogeneracijskih tehnologija koji dolaze u obzir,– tipove odvojene proizvodnje toplinske i elektri~ne/mehani~ke energije koje bi viso-....kou~inkovita kogeneracija trebala zamijeniti, i– mogu}nosti izgradnje novih i modernizacije postoje}ih kapaciteta.

(b)Analiza treba obuhvatiti procjenu efikasnosti troškova u odnosu na uštedu primarneenergije i pove}anje udjela visokou~inkovite kogeneracije u nacionalnom energet-skom miksu.

(c) Analiza treba procijeniti potencijale u vremenskom okviru, 2010, 2015, i 2020. kao iodgovaraju}u procjenu troškova.

Primjer prora~una plinske tur bine s kotlovimana otpadnu toplinu

H = 597,51 GWh/god.E = 255,38 GWh/god.F = 974,70 GWh/god.

CHPHh = H/F = 61,3%CHPEh = E/F = 26,2%

RefHh = 86%RefEh = 40%

PES = 26,89%C = E/H = 0,427


71

Portugalska regulativa

Struktura postoje}e portugalske leg is la tive vezane uz kogeneraciju [10], koja još nije u skladu s novom kogeneracijskom direktivom, sastoji se od:– glavnog zakona koji definira zakonodavni okvir, uvjete i pretpostavke tko se smatra

kogeneracijskim proizvo|a~em. Ovaj zakon stupio je na snagu 19. prosinca 1999,– izmjena i dopuna glavnog zakona koje su stupile na snagu 10. prosinca 2001,– uredbi o formiranju cijene, odnosno iznosa koji se mjese~no ispla}uje za isporu~enu

elektri~nu energiju iz kogeneracijskog postrojenja u elektroenergetsku mrežu izpostrojenja ve}ih, odnosno manjih od 10 MW; uredba je stupila na snagu 15. sije~nja2002,

– zakona koji regulira odnose i definira zakonski okvir u slu~aju upotrebe mikroko-generacije (do 150 kWe); zakon je stupio na snagu 25. ožujka 2002,

– uredbe o formiranju cijene, odnosno iznosa koji se mjese~no ispla}uje za isporu~enuenergiju iz mikrokogeneracijskog postrojenja u elektroenergetsku mrežu; uredba jestupila na snagu 1. srpnja 2002.

Postrojenja na srednjem naponu ve}a od 10 MW

Formiranje mjese~nog iznosa koji se ima isplatiti vlasniku kogeneracijskogpostrojenja za isporu~enu elektri~nu energiju u javnu elektroenergetsku mrežu vrši seprimjenom slijede}ih izraza:

VRDm = PFm + PVm + PAm (4)

gdje je:

VRDm – iznos koji se mjese~no ispla}uje vlasniku kogeneracijskog postrojenja za ispo-ru~enu elektri~nu energiju u elektroenergetsku mrežu,

PFm – tzv. fiksni mjese~ni dio,PVm – tzv. varijabilni mjese~ni dio, iPAm – dodatak zbog o~uvanja okoliša.

Indexi

m – mjese~na vrijednost,ref – referentna vrijednost definirana svake godine,p – vršna (peak) vrijednost.

Fiksni mjese~ni iznos

PS PF CPOT POTIPC

IPCm ref m p,m

dez

ref

= [€/mj.] (5)

gdje je:

PFref – referentni fiksni mjese~ni iznos [€/kWh]. Odre|uje se svake godine, a vrijedi zacijeli pe riod od 10 godina (na koliko se sklapa ugovor o isporuci energije umrežu),

72

CPOTm – bezdimenzionalni faktor koji izražava koliko isporu~ena energija iz kogeneracije doprinosi kvaliteti naponskih prilika u mreži. Odražava „kvalitetu”isporu~ene energije,

POTp,m – prosje~na snaga [kW] koju je postrojenje ostvarivalo pri isporuci energije umrežu za vrijeme vršnih sati po tarifnom sustavu (4 tarifni sustav, mjerniintervali od 15 min),

IPCdez – inflacija u prethodnom prosincu, iIPCref – inflacija u referentnoj godini.gdje je:

CPOT = (1 – NRMm)/0,85 (6)

POTp,m = EECp,m / NHMp,m (7)

NRMm – omjer broja mjerenja u vršnim satima kod kojih je snaga kogeneracije bilamanja od 50% POTp,m i ukupnog broja mjerenja u vršnim satima,

EECp,m – energija isporu~ena u mrežu tokom vršnih sati u mjesecu [kWh], iNMHp,m – broj sati u mjesecu koji se prema tarifnom sustavu smatraju vršnim satima

(peak hours).

Varijabilni mjese~ni iznos

PVm = PVCm + PVRm + PVOm [€/mj.] (8)

gdje je:PVCm – izbjegnuti troškovi vezani uz uštede na gorivu,PVRm – izbjegnuti troškovi zbog nekorištenja prijenosne i distributivne mreže, iPVOm – dio vezan uz ostale izbjegnute troškove.

PVCm = PVCref IPVCm EECm KMHO (9)

PVCref – iznos koji korespondira sa troškovima goriva [€/kWh] koji bi bili potrebni zaproizvodnju energije iz postrojenja ~ija je izgradnja izbjegnuta instalacijomkogeneracije. Iznos je fiksan a svake ga godine odre|uje ministarstvoekonomije, i

IPVCm – faktor vezan uz trenutne mikroekonomske pokazatelje, odnosno uz cijenunafte na tržištu, te~aj €/$ te inflaciju.

IPVC ALBTCUSD

ALB TCUSD

IPC

IPCm m

m

ref ref

dez

re

= +0 55 0 45, ,f

(10)

ALBm – prosje~na cijena nafte u prethodna dva trimestra ra~unaju}i na mjesec,izražena u US$,

ALBref – prosje~na cijena nafte u godini prije mjeseca m, izražena u US$,TCUSDm – prosje~ni te~aj €/$ u mjesecu,


73

TCUSDref– prosje~ni te~aj €/$ u prosincu prethodne godine, iKMHO – faktor koji predstavlja odre|enu modulaciju odnosa izme|u intenziteta

isporuke energije u vršnim i ostalim satima. Izabire se pri sklapanju ugovora o isporuci energije i u najve}em se broju slu~ajeva ne koristi, odnosnojednak je jedinici.

PVR PVR KPVR EECIPC

IPCm ref m pc,m

dez

ref

= (11)

PVRref – referentni fiksni iznos izražen u [€/kWh] koji svake godine odre|uje mini-starstvo ekonomije a koji korespondira s izbjegnutim troškovima prijenosa i distribucije, i

KPVRm – bezdimenzionalni faktor koji korespondira izbjegnutim troškovima prije-nosa i distribucije a ovosi o deklariranoj snazi postrojenja u odnosu namrežu (PGA)

PGA = 30 MW ® KPVR = 130 MW < PGA > 40 MW ® KPVR = 1 – 0,1(PGA – 30)

PGA > 40 ® KPVR = 0

EECpc,m – energija [kWh] isporu~ena tijekom promatranog mjeseca u mrežu za vrije-me vršnih sati, mjerena u intervalima od jednog sata.

PVO PVO EECIPC

IPCm ref m

dez

ref

= (12)

PVOref – referentni odnosno fiksni mjese~ni iznos [€/kWh] odre|en od strane mini-starstva ekonomije svake godine a koji korespondira s ostalim izbjegnutimtroškovima zbog instalacije kogeneracije.

Dodatak zbog o~uvanja okoliša

PA PA CCR CEA EEC KMHOIPC

IPCm ref ref m m

dez

ref

= (13)

PAref – referentna vrijednost emisija CO2 koje bi bile uzrokovane radom postro-jenja ~ija je izgradnja izbjegnuta instalacijom kogeneracije. Vrijednost seodre|uje svake godine od strane ministarstva ekonomije i izražena je u €/g,

CCRref – jedini~ni iznos emisija CO2 izbjegnutih instalacijom referentne kogene-racije. Vrijednost ovog iznosa je 133 g/kWh, i

CEAm – bezdimenzionalni koeficijent vezan uz efikasnost kogeneracije.

CEAm = (20 hcal,m – 11) (2,5 – 0,004 EMI55m)/7 (14)

EMI55m – specifi~ni iznos emisija CO2 [g/kWh] koje bi konvencionalno postrojenja(GTCC) emitiralo u promatranom mjesecu ukoliko bi koristilo gorivo istihkarakteristika i imalo stupanj korisnosti odnosno efikasnost 55%. Vrijed-nost za postrojenje loženo plinom iznosi 370 [g/kWh],

hcal,m – stupanj korisnosti (efikasnost) kogeneracijskog postrojenja,(a) hcal,m = hver,m u slu~aju da je hver,m < hdec –0,1 ili u slu~aju da je hver,m = hdec,

74

(b) hcal,m = hdec u slu~aju da je hdec –0,1 = hver,m,hver, m – verificirana efikasnost postrojenja u promatranom mjesecu, ihdec – efikasnost kogeneracijskog postrojenja deklarirana od strane vlasnika kogene-

racije prilikom dobivanja dozvole za rad.

hdec = EEdec /(CBdec – ETdec / 0,9) (15)

hver = EEm /(CBm – ETm / 0,9) (16)

EEdec – deklarirani iznos godišnje proizvedene elektri~ne energije [kWh] u koji nijeuklju~ena interna potrošnja pomo}nih ure|aja. Iznos se deklarira prilikomdobivanja dozvole za rad,

ETdec – deklarirani iznos godišnje proizvedene upotrebljive toplinske energije [kWh] ukoji nije uklju~ena interna potrošnja pomo}nih ure|aja. Iznos se deklariraprilikom dobivanja dozvole za rad,

CBdec – deklarirani godišnji iznos primarne energije [kWh] utrošene za rad kogene-racijskog postrojenja, odre|en pomo}u donje ogrjevne vrijednosti goriva,

EEm – iznos proizvedene elektri~ne energije [kWh] u promatranom mjesecu u kojinije uklju~ena interna potrošnja pomo}nih ure|aja,

ETm – iznos proizvedene upotrebljive toplinske energije [kWh] u promatranom mje-secu u koji nije uklju~ena interna potrošnja pomo}nih ure|aja,

CBm – iznos primarne energije [kWh] utrošene za rad kogeneracijskog postrojenja upromatranom mjesecu, odre|en pomo}u donje ogrjevne vrijednosti goriva.

Nakon isteka ugovornog perioda koji iznosi 10 godina ili 120 mjeseci, izraz zaPAm se ra~una na isti na~in, uz razliku u ra~unanju CEAm koji se ra~una po slijede}emizrazu:

CEAm = (20 hcal,m – 11) (2,5 – 0,004 EMI55m)/14 (17)

Postrojenja na srednjem naponu manja od 10 MW

Postupak formiranja mjese~nog iznosa koji se ima isplatiti vlasniku kogeneracije za isporu~enu elektri~nu energiju u mrežu u slu~aju postrojenja manjih od 10 MW gotovo je istovjetan prethodno opisanom postupku u slu~aju postrojenja ve}ih od 10 MW.

Razlike u postupku, odnosno u formulama svode se na sljede}e:Izraz (4) modificiran je i u ovom slu~aju glasi:

VRDm = [PFm + PVm + PAm]/(1 – LEV) (18)gdje je:LEV – faktor koji predstavlja gubitke koji su izbjegnuti pri prijenosu i distribuciji zbog

instalacije kogeneracijskog postrojenja,(a) za postrojenja ve}a od 5 MW, vrijednost LEV = 0,020, i(b) za postrojenja manja od 5 MW, vrijednost LEV = 0,040,

Izraz (6):


75

(a) za postrojenja manja ili jednaka 1 MW glasi: CPOTm = 1 i(b) za postrojenja ve}a od 1 MW i manja od 10 MW glasi: CPOTm=(1 – NRMm)/0,85.

Izraz (11) modificiran je i glasi:

PVR PVR EECIPC

IPCm pc,m

dez

ref

= (19)

gdje je:PVR – jedini~na vrijednost [€/kWh] koja predstavlja izbjegnute troškove izgradnje i

operacije elektroenergetske mreže zbog instalacije kogeneracijskog postro-jenja.

Vrijednost PVR ra~una se pritom prema izrazu:

PVR = [13500 – (POTpc,r,m – 1000)] PVRref/13500 (20)

gdje je:POTpc,r,m – srednja raspoloživa snaga ostvarena isporukom elektri~ne energije u elek-

troenergetsku mrežu za vrijeme vršnih sati u mjesecu.(a) POTpc,r,m = 1000 u slu~aju kad je POTpc,m <= 1000 kW, i(b) POTpc,r,m = POTpc,m u slu~aju kad je 1000 kW < POTpc,m < 10 000 kW.


PVO PVO KMHO EECIPC

IPCm ref m

dez

ref

= (21)


CEAm = (20 hhom – 11) (2,5 – 0,004 EMI55m)/4 (22)

gdje je:hhom – ekvivalentna ili homologirana vrijednost stupnja korisnosti kogeneracijskog

postrojenja, homologirana od strane Državne agencije za energiju.

hhom = min[0,75; EElic /(CBlic – ETlic / 0,9)] (23)

gdje je:EElic – vrijednost, certificirana pri dobivanju dozvole za rad, budu}e proizvedene

elektri~ne energije [kWh] u koji nije uklju~ena interna potrošnja pomo}nihure|aja,

ETlic – vrijednost, certificirana pri dobivanju dozvole za rad, budu}e proizvedenetoplinske energije [kWh] u koji nije uklju~ena interna potrošnja pomo}nihure|aja, i

CBdec – vrijednost, certificirana pri dobivanju dozvole za rad, budu}e godišnje utrošeneprimarne energije [kWh] u kogeneracijskom postrojenju, odre|ena pomo}udonje ogrjevne vrijednosti goriva.

Svaki put kada se napravi inspekcija stupnja korisnosti postrojenja od stranenezavisnog auditora koja je posljedica inicijative ili vlasnika kogeneracije ili državneagencije za energiju, dobiva se nova, verificirana vrijednost hver stupnja korisnosti kojitada služi za odre|ivanje hhom koji se odre|uje na sljede}i na~in:

76

(a) hhom = 0,75 kada je hver >0,75,(b) hhom = hver kada je hhom,v < hver <= 0,75,(c) hhom = hhom,v kada je hhom,v –0,5 < hver <= hhom,v, i(d) hhom = hver kada je hver < hhom,v –0,5

gdje je:

hhom,v – vrijednost hhom prije napravljene inspekcije.

Mikrokogeneracijska postrojenja

Regulativa vezana uz mala ili mikrokogeneracijska postrojenja sastoji se tako-|er od zakona koji ure|uje pravne okvire te uredbe o formiranju mjese~nog iznosa koji se ima isplatiti vlasniku kogeneracije za elektri~nu energiju isporu~enu u javnu elektro-energetsku mrežu.

Pod mala ili mikrokogeneracijska postrojenja obuhva}ena ovim zakonom svr-stavaju se postrojenja priklju~ena na niski napon. Njihova snaga pri isporuci elektri~neenergije u mrežu ne smije prelaziti 150 kW.

Formiranje mjese~nog iznosa koji se ima isplatiti vlasniku mikrokogeneracij-skog postrojenja za isporu~enu elektri~nu energiju u javnu elektroenergetsku mrežu vršise primjenom slijede}ih izraza:

VRD VRD BTE C EECIPC

IPCtm m m

dez

ref

= +( ) (24)

gdje je:

VRDm – iznos koji se mjese~no ispla}uje vlasniku mikrokogeneracijskog postrojenja zaisporu~enu elektri~nu energiju u elektroenergetsku mrežu,

Ct – koeficijent koji korespondira s vrstom tehnologije koja se koristi

Ct = 0,01 [€/kWh] za Otto motore,Ct = 0,015 [€/kWh] za plinske mikroturbine,Ct = 0,020 [€/kWh] za Stirling motore,Ct = 0,20 [€/kWh] za gorive }elije,Ct = 0,20 [€/kWh] za PV panele, iCt = 0,015 [€/kWh] za ostale tehnologije.

Hrvatska regulativa

Sve zemlje EU preuzele su obavezu promjene odnosa u energetskom sektorutemeljem zajedni~kih pravila koja su odre|ena direktivama EU za liberalizaciju tržištaelektri~ne energije i plina. U sklopu evrointegracijskih procesa RH }e cjelokupnikoncept reforme energetskog sektora, kroz pravni i institucijski okvir, morati prilagoditizahtjevima EU, dakako u granicama specifi~nog nacionalnog rješenja.


77

Hrvatski sabor je u srpnju 2001. godine usvojio novi zakonodavni okvir kojim se

ure|uju odnosi u energetskom sektoru: Zakon o energiji, Zakon o tržištu elektri~ne

energije, Zakon o tržištu nafte i naftnih derivata, Zakon o tržištu plina i Zakon o

regulaciji energetskih djelatnosti („Narodne novine” broj 68/2001, [11–15]).Ja~anje privatnog sektora u Hrvatskoj vezano uz postupno otvaranje i ja~anje

energetskog tržišta, imat }e važnu ulogu u provo|enju programa energetske u~inkovi-

tosti i kogeneracije. Reforma energetskog sektora omogu}it }e poduzetništvu, odnosno

privatnoj inicijativi u specifi~nom podru~ju u svojstvu, pravno jasno definiranog, statusa

povlaštenog proizvo|a~a energije i povlaštenog kupca, da za istodobnu proizvodnju

elektri~ne i toplinske energije (kogeneracije) ostvari odre|ene pogodnosti te konkurira u

izgradnji energetskih postrojenja.Izrada pripadaju}ih zakonskih i podzakonskih akata je djelomi~no privedena

kraju a dijelom je u tijeku. U smislu interpretacije novog energetskog zakonskog okvira,

te izrade zakonskih i prate}ih provedbenih propisa, u kontekstu ciljeva i aktivnosti

projekta Sus tain able De vel op ment of Cro atian Ca pac ity in CHP Sec tor, možemo

izdvojiti sljede}e akte koji su u fazi izrade ili donošenja:(1) Strategija energetskog razvitka RH (NN. br. 38/2002), me|u ostalim, utvr|uje stra-

teško podržavanje energetske u~inkovitosti i kogeneracije, te razmatra rješenjaintegracije energetskog sektora u zajedni~ko energetsko tržište EU.

(2) Nacionalni energetski programi (pokre}e ih Vlada RH) definiraju jasne i razvidnestrateške ciljeve i provedbene instrumente državne politike. Nacionalni energetskipro gram KOGEN sagledava kogeneraciju, a pokrenut je, zajedno s ostalim progra-mima, posebnom odlukom Vlade RH u velja~i 1997.

(3) Zakon o Fondu za zaštitu okoliša i energetsku u~inkovitost (Hrvatski sabor – osniva se posebnim zakonom, predstoji 3. ~itanje) predstavlja financijsku instituciju ~iji bipredmet poslovanja obuhva}ao pribavljanje sredstava za financiranje projekata ob-novljivih izvora energije, a predvi|a se poticanje projekata kogeneracije.

(4) Pravilnik o uvjetima za obavljanje energetske djelatnosti i o obliku, sadržaju i na~inuvo|enja registra dozvola za obavljanje energetske djelatnosti (donosi ministar gospo-darstva). Njima se propisuju uvjeti tehni~ke kvalificiranosti i stru~ne osposobljenostikoje moraju zadovoljavati pravne osobe radi dobivanja dozvole za obavljanje ener-getske djelatnosti koju izdaje Vije}e za regulaciju energetskih djelatnosti (u daljnjemtekstu: Vije}e za regulaciju).

(5) Pravilnik o uvjetima za stjecanje statusa povlaštenog proizvo|a~a (donosi ministargospodarstva) temeljem kojih Vije}e za regulaciju izdaje rješenja. Povlašteni proizvo-|a~ je energetski subjekt koji u pojedina~nom proizvodnom objektu istodobno proizvo-di elektri~nu i toplinsku energiju, koristi otpad ili obnovljive izvore energije na gospo-darski primjeren na~in koji je uskla|en sa zaštitom okoliša.

(6) Pravilnik o uvjetima za stjecanje statusa povlaštenog kupca (donosi ministar gospo-darstva). Ovim Pravilnikom se definiraju uvjeti koje mora zadovoljiti krajnji kupacelektri~ne energije ili plina da bi mogao ste}i sta tus povlaštenog kupca, te se utvr|ujeprocedura za stjecanje statusa povlaštenog kupca.

(7) Pravilnik o korištenju obnovljivih izvora energije (donosi ministar gospodarstva).Ovaj Pravilnik odre|uje i kogeneraciju koja koristi obnovljivi izvor energije (biomasa, bioplin, otpad i dr.).

78

(8) Mrežna pravila (grid code, tehni~ki uvjeti priklju~enja na elektroenergetski prije-nosni sustav i drugi aspekti vezani uz nadležnost Nezavisnog operatora sustava itržišta – CROISMO).

(9) Tarifni sustav za usluge elektroenergetskih djelatnosti koje se obavljaju kao javneusluge (NN. 101/02, 121/02, 129/02).

(10) Tarifni sustav za dobavu prirodnog plina za tarifne kupce (NN. 99/02).(11) Tarifni sustav za trans port plina za dobavlja~e plina i povlaštene kupce plina (NN.

99/02).(12) Pravilnik o distribuciji plina (NN. 104/02).(13) Tarifni sustav za distribuciju plina.(14) Zakon o proizvodnji, distribuciji i opskrbi toplinskom energijom.(15) Op}i uvjeti za opskrbu toplinskom energijom.(16) Pravilnik o distribuciji i opskrbi toplinskom energijom.

Ostali relevantni zakoni i provedbeni propisi zna~ajni za kogeneraciju su:(1) Zakon o gradnji (NN. 52/99, 57/99, 75/99, 117/01).(2) Zakon o prostornom ure|enju (NN. 30/94, 68/98, 61/00).(3) Zakon o zaštiti okoliša (NN. 82/94, 128/99).(4) Zakon o zaštiti zraka (NN. 48/95).(5) Pravilnik o izradi studije utjecaja na okoliš (NN. 59/00).(6) Uredba o grani~nim vrijednostima emisija one~iš}uju}ih tvari u zrak iz stacionar-

,,,,,nih izvora (NN. 105/02).(7) Uredba o procjeni utjecaja na okoliš (NN. 34/97, 37/97).

Iz primjene novog zakonodavstva te izrade svih podzakonskih akata projektikogeneracije u Hrvatskoj dobit }e stabilan zakonodavni okvir i podršku kroz poticajnemjere koje }e pravedno vrednovati ekološke i druge prednosti korištenja kogeneracije.

Tržište plina

Zbog prilago|avanja evropskim pravilima i zapo~ete postupne liberalizacijetržišta pra}enje ukidanjem monopola, odlu~eno je da se razdvoje svi troškovi koji ~inekona~nu cijenu plina: dobava (proizvodnja i uvoz), trans port i distribucija. Uz to, cilj je dasvaki potroša~ realno pla}a onoliko, kolike troškove stvara u plinskom sustavu. Tran-sportnu tarifu svi potroša~i (i tarifni i povlašteni) pla}aju državnom poduze}u Plinacro(ve} izdvojenom iz INE) koje upravlja cjelokupnom javnom mrežom magistralnihplinovoda. Trans port za tarifne potroša~e (distributivna poduze}a i industrijski potroša~ikoji plin kupuju izravno od INE) ugovara i pla}a dobavlja~ plina, dok povlašteni kupci,dakle i kupci koji kupuju plin za istodobnu proizvodnju elektri~ne i toplinske energije(kogeneraciju), mogu trans port ugovarati izravno ili za to ovlastiti dobavlja~a.

Vlada RH je na temelju ~lanka 28. stavka 1. Zakona o energiji (NN. 68/2001),donijela dva tarifna sustava vezano uz plinsku djelatnost: Tarifni sustav za dobavuprirodnog plina za tarifne kupce (NN. 99/2002) i Tarifni sustav za trans port plina zadobavlja~e plina i povlaštene kupce plina (NN. 99/2002).


79

U novi Tarifni sustav za dobavu prirodnog plina ugra|eni su elementi na temeljukojih }e se u budu}e odre|ivati njegova cijena. Nabavna cijena plina (iz vlastite proiz-vodnje i iz uvoza) ili ponderirani prosjek nabavnih cijena plina za tromjese~je za koje seprodajna cijena utvr|uje množit }e se s prosje~nim prodajnim te~ajem za US $ premakuni kod HNB za mjesec koji prethodi datumu utvr|ivanja cijene i tome }e se dodatiprodavatelju (za sada je to samo INA) odobrena marža. Ovaj tarifni sustav za dobavuplina vrijedi samo za tarifne kupce, što zna~i da se ne odnosi na one koji po zakonuspadaju u povlaštene.

U novom Tarifnom sustavu za trans port plina, trošak transporta vezan jeisklju~ivo na krivulju optere}enja sustava. U modelu za izra~un tarifa za distribuciju, dis -trib uter može definirati kogeneraciju kao zasebnu kategoriju (naime, može definiratibilo koju kategoriju: npr. asfaltna baza, sušara i sl.) ako na nju veže njen faktoroptere}enja (kategoriju definira njeno ime i pripadni faktor optere}enja). Distributeriplina, dakle, sami definiraju kategorije koje objavljuju za svoje distributivno podru~je, alitrenutno su više usmjereni na rješavanje aktualnih problema. Stoga male kogeneracije,kojih na distributivnoj mreži u biti i nema, osim jedne na distributivnom podru~ju PlinareIsto~ne Slavonije (koju vlasnik koristi više kao agregat za vlastite potrebe), nisu koddistributera prepoznate kao potencijalno zna~ajni potroša~i plina. U snimanju stanja napojedinim podru~jima rada distributera plina kogeneracija se nije spominjala niti kaomogu}nost definicije zasebne tarifne kategorije.

Nadalje, Ministarstvo gospodarstva je na temelju ~lanka 10. stavak 2. Zakona otržištu plina (NN. 68/2001), uz suglasnost ministra za javne radove, obnovu i graditeljstvodonijelo Pravilnik o distribuciji plina (NN. 104/2002). U njemu su predvi|eni zna~ajnostroži uvjeti (od materijalnih do kadrovskih) koje treba zadovoljiti tvrtka da dobijedozvolu za rad kao distributivno poduze}e u plinskom gospodarstvu.

Osim navedenog, pri kraju su pripreme za uvo|enje i Tarifnog sustava zadistribuciju plina kojim }e se odre|ivati cijene za ku}anstva i manje tvrtke. Prema nacrtuovog tarifnog sustava svaki dis trib uter treba pripremiti svoj tarifni sustav i predložiti gaVladi, a nakon što ona usvoji prvi kao okvirni model, može odlu~iti da ostale usvaja Vije}e za regulaciju koje }e i kontrolirati njihovu primjenu.

Tržište elektri~nom energijom

U procesu restrukturiranja elektroenergetskog sektora u Hrvatskoj i prilagodbe tržišnom gospodarstvu, temeljem Zakona o energiji i Zakona o tržištu elektri~ne ener-gije, nacionalno elektroprivredno poduze}e Hrvatska elektroprivreda se je transformi-rala u niz manjih tvrtki – društva s ograni~enom odgovornoš}u (društva k}eri: Proizvod-nja, Prijenos i Distribucija i ostala ovisna društva: Toplinarstvo, Plin, Telekom, ESCO idr.). Osnovan je i Hrvatski nezavisni op er a tor sustava i tržišta d.o.o. (CROISMO) kaoposebno izdvojen energetski subjekt sa zada}om obavljanja djelatnosti vo|enja elektro-energetskog sustava i organiziranja tržišta elektri~ne energije.

Izrada i usvajanje Tarifnog sustava za usluge elektroenergetskih djelatnosti koje se obavljaju kao javne usluge (NN. 101/02, 121/02, 129/02) pokazala je iznimnu socijalnuosjetljivost potroša~a (kupaca) elektri~ne energije u Hrvatskoj, što je, me|u ostalim, iuzrokom poteško}a kod restrukturiranja i prilagodbe elektroenergetskog sektora tržiš-nom gospodarstvu. Za kogeneraciju najbitniji podzakonski akt su Mrežna pravila (grid

80

code) koji je ve} razra|en u ~etvrtoj verziji, te u postupku usuglašavanja i može seo~ekivati njegovo skoro donošenje. U aktualnim verzijama nacrta ovog akta izostavljenaje kogeneracija, odnosno intermitentni izvori, što nužno zahtjeva odgovaraju}u izmjenu idopunu.

Dinamika i kvaliteta reforme u elektroenergetskom segmentu energetskogsektora, u odnosu na naftni i plinski podsektor, nije zadovoljavaju}a.

Tržište toplinskom energijom

U podru~ju tržišta toplinskom energijom izra|eni su nacrti Prijedloga Zakona oproizvodnji, distribuciji i opskrbi toplinskom energijom, Op}ih uvjeta za opskrbu toplin-skom energijom i Pravilnika o distribuciji i opskrbi toplinskom energijom. Djelatnostproizvodnje, distribucije i opskrbe toplinskom energijom bit }e sveobuhvatno reguliranasljede}im propisima, po rangu važnosti: Zakon o energiji, Zakon o proizvodnji, distribu-ciji i opskrbi toplinskom energijom (donosi ih Hrvatski sabor), Op}i uvjeti za opskrbutoplinskom energijom (donosi ih Vlada RH), Pravilnik o distribuciji i opskrbi toplinskomenergijom (donosi ga ministar gospodarstva) i Tarifni sustav za usluge energetskihdjelatnosti proizvodnje, distribucije i opskrbe toplinskom energijom (donosi ga VladaRH). Djelatnosti }e nadalje biti regulirane i aktima i odlukama Vije}a za regulaciju uokviru njegove zakonske nadležnosti.

Intencija ovog Zakona je udovoljiti osnovnim zahtjevima koji su postavljeni:uvažavanje postoje}eg stanja uz istovremeno usmjeravanje djelatnosti, rastere}enjelokalne samouprave, omogu}avanje okrupnjavanja sustava i usmjeravanje prema ko-generaciji (povlašteni kupac plina) te iako distribucija i opskrba toplinskom energijompredstavljaju monopol uspješno odškrinuti vrata konkurenciji.

Regulacija energetskih djelatnosti

Vije}e za regulaciju energetskih djelatnosti u funkciji neovisnog regulatoraenergetskog tržišta izdavati }e rješenja temeljem uvjeta za stjecanje položaja povlaštenog proizvo|a~a (energetski subjekt koji u pojedina~nom proizvodnom objektu istodobnoproizvodi elektri~nu i toplinsku energiju, koristi otpad ili obnovljive izvore energije nagospodarski primjeren na~in koji je uskla|en sa zaštitom okoliša). Povlaštenim proiz-vo|a~ima omogu}avati }e se prioriteti opskrbe po razvidnim uvjetima i ugovarati }e seposebne naknade za isporu~enu elektri~nu energiju. Jednako tako, Vije}e za regulacijurješavati }e sta tus povlaštenog kupca, što je zna~ajno za kogeneraciju. Povlašteni kupacplina mo}i }e pristupiti plinskom transportnom sustavu, sukladno mrežnim pravilima temeljem odobrenja Vije}a za regulaciju za izgradnju izravnog plinovoda, ukoliko je topotrebno.

Prepreke u regulativi

Klju~ne prepreke koje su dosad (prije donošenja novog energetskog zakono-davstva) onemogu}avale realizaciju projekata kogeneracije u Hrvatskoj su:


81

– nepostojanje stabilnog zakonodavnog okruženja s ugra|enom obvaezom otkupaelektri~ne energije i dovoljno visokom cijenom (odnosno naknadom za otkup isporu-~ene energije – viškova iz kogeneracijskih postrojenja, koja je iznosila 70% odprosje~ne prodajne cijene),

– ograni~enje od 5 MW na snagu postrojenja iz kojih se Hrvatska elektroprivredaobvezala otkupljivati energiju (što je u ve}ini slu~ajeva industrijske kogeneracijenedovoljno),

– ukupno ograni~enje od 30 MW instalirane snage za sva postrojenja (vjetroelektrane,male hidroelektrane i mali termoenergetski objekti – kogeneracije) koja su obuhva-}ena programom malih elektrana (posebna Odluka Uprave HEP-a od 1994. godine),

– elektroenergetski uvjeti priklju~enja,– pristup transportnom ili distributivnom plinskom sustavu i ugovaranje cijene plina, i– ostalo: nedostatak informacija i promocije o prednostima kogeneracije; loše i dugo-

ro~no neizvjesno gospodarsko, vlasni~ko (privatizacijsko) i organizacijsko stanje po-tencijalnih kandidata-industrije; nerazvijenost financijskog tržišta; nepovjerenje ba-naka i skupi kapital; neuskla|enost s hrvatskim standardima; neiskustvo lokalnihtvrtki u organizaciji projekata; neznanje upravlja~kih struktura koje donose razvoj-ne/poslovne odluke; neiskustvo nadležnih administrativnih službi u postupku isho-|enja dozvola i dr.

Mjere za uklanjanje prepreka

Potrebna je snažno izražena politi~ka volja za stvaranje jasnih pretpostavki zaproizvodnju energije putem kogeneracije. Regulativa koja obuhva}a kogeneraciju, samou nadležnosti energetskog sektora, je zbog posebnosti kogeneracije rascjepkana u nizuzakonskih i provedbenih propisa kojima se ure|uju tržišta elektri~ne energije, toplinskeenergije i plina. Stoga bi trebalo, što nije predvi|eno u Zakonu o energiji, donijetizaseban podzakonski akt – Pravilnik o kogeneraciji. Ovim pravilnikom bi se jasno irazvidno povezali i objedinili svi pravni aspekti kogeneracije kao integralnog dijela op}eenergetske politike. Ovakav pristup je na tragu energetske politike Evropske unije iaktualnih napora Evropske komisije da objedini podru~je kogeneracije u jednu direktivu(smjernicu).

Ponu|ena naknada ili otkupna cijena za proizvedenu elektri~nu energiju tenabavna cijena plina, kao i uvjeti dimenzioniranja postrojenja i priklju~enja na mrežu, sunajvažniji faktori za realizaciju ve}eg broja projekata kogeneracije s prihvatljivomstopom povrata investicije. Stoga mjere za uklanjanje glavnih prepreka uklju~uju:– garantirani i poticajni otkup viška elektri~ne energije proizvedene u kogeneracijskim

postrojenjima,– poticaje raš~laniti („rasporediti”) po razredima kogeneracije (instalirane termi~ke i

elektri~ne snage: mikro, male, srednje i velike kogeneracije), što je u funkciji potrebaza toplinskom/elektri~nom energijom, tehnologije kogeneracije i mrežnih uvjeta,

– poticaje ograni~iti za kogeneracijsko postrojenje koje je dimenzionirano za pokri-vanje vlastitih potreba ili za prodavanje toplinske energije tre}ima, a ne za proiz-vodnju i prodaju elektri~ne energije mreži,

– regulirane i povlaštene cijene goriva za pogon kogeneracijskih postrojenja (za plin jeve} riješeno statusom povlaštenog kupca, dok za teku}a goriva još treba sagledati),

82

– rješavanje i uravnoteženje troškova za osiguravanjem pomo}ne energije (penalizacija za ispade iz elektroenergetske mreže, elektroenergetska suglasnost i ugovaranjemaksimalne snage nezavisno od njenog kratkog korištenja i dr.),

– povlaštene i pojednostavljene uvjete priklju~ka na mrežu i prioritetni dis patch ingviškova elektri~ne energije proizvedene u kogeneracijskim postrojenjima od straneOperatora sustava i tržišta (CROISMO), i

– ostalo: vrednovanje doprinosa kogeneracijskog postrojenja u smanjenju vršnog opte-re}enja, izbjegnutim troškovima za gradnju novih energetskih kapaciteta i smanjenjaprijenosnih gubitaka energije; vrednovanje zaštite okoliša; ubrzavanje i pojedno-stavljenje administrativnog postupka isho|enja potrebnih dozvola osobito za male isrednje kogeneracije; financiranje kogeneracije poticajnim financijskim mehanizmi-ma (niže od tržišnih kamatnih stopa namjenskih kredita, bespovratna sredstva zaprocjene izvodljivosti projekata, fiskalni poticaji i dr.).

Formulacija modela mCOGEN

U daljnjim razmatranjima se za rad sa stvarnim podacima proizvodnje toplinskei elektri~ne energije i podacima dobivenih simulacijom proizvodnje istog, te pro gram-skim kodom, koristila aplikacija mCOGEN, razvijena na Fakultetu strojarstva i brodo-gradnje Sveu~ilišta u Zagrebu.

Režim rada odnosno informacija kada }e kogeneracijsko postrojenje biti upogonu i koliko }e pritom energije isporu~ivati direktno ovisi o toplinskom, odnosnoelektri~nom optere}enju objekta koji postrojenje opskrbljuje. Toplinsko i elektri~nooptere}enje funkcije su vremena i ~esto su stohasti~kog karaktera. Iz tog razlogadimenzioniranje i analiza sistema na osnovu nekih srednjih mjese~nih ili godišnjihvrijednosti optere}enja moglo bi dovesti do pogrešne i nepotpune informacije o funk-cioniranju sistema, slabe ukupne godišnje iskoristivosti te niskih ušteda energije i novca.Model tehnoekonomske analize je stoga zasnovan na pra}enju satnih vrijednosti optere-}enja, te parametara rada kogeneracijskog postrojenja. Na taj na~in se uz informacije oradu sistema u svakom satu kroz pe riod od godinu dana dobiva potpuna slika o potrošnjigoriva, isporuci elektri~ne i toplinske energije te uštedama u odnosu na korištenjeodvojene opskrbe energijom [16, 17].

mCOGEN model tehnoekonomske analize mogu}e je podijeliti u nekolikocjelina odnosno mod ula:

� mCOGEN Load Mod ule – vezan je uz definiranje toplinskog i elektri~nogoptere}enja te konstruiranje satnog godišnjeg profila optere}enja.

� mCOGEN Op er a tion Sim u la tion Mod ule – na osnovu informacija o optere}enjuse unutar ove cjeline vrši dimenzioniranje postrojenja te provodi simulacija rada postrojenja i njegovih komponenti.

� mCOGEN Costs & Sav ings Mod ule – na osnovu parametara rada sistema usvakom satu tijekom godine prora~unavaju se troškovi potrošnje goriva teuštede zbog vlastite proizvodnje energije. Ulazni podaci su u ovom slu~ajucijene goriva i tarife za kupnju odnosno isporuku elektri~ne energije u javnu


83

elektroenergetsku mrežu. Na osnovu informacije o potrošnji goriva kogene-racijskog postrojenja te podataka o potrošnji goriva u slu~aju odvojene opskrbeenergijom unutar ovog mod ula omogu}en je i izra~un ušteda na emisijama CO2

u slu~aju korištenja kogeneracije.� mCOGEN Eco nomic Anal y sis Mod ule – Ekonomska analiza provodi se u ~etvr-

toj cjelini unutar koje se na osnovi prije toga odre|enih investicijskih i operativ-nih troškova te troškova održavanja izra~unavaju parametri isplativosti inves-tiranja u kogeneracijsko postrojenje. Unutar ovog dijela modela omogu}eno je iodre|ivanje optimalne veli~ine postrojenja s obzirom na ekonomsku isplativost. Nakon optimalizacije mogu}e je izvršiti eventualne korekcije pri dimenzio-niranju sistema u drugom modulu.

� mCOGEN Sen si tiv ity Anal y sis Mod ule – Unutar petog mod ula provodi se analizaosjetljivosti. Korisnik je u mogu}nosti odabrati raspon promjena cijena goriva ielektri~ne energije te za nekoliko razli~itih scenarija provesti analizu osjetljivo-sti ekonomskih parametara.Proces prora~una dakle te~e u pet koraka pri ~emu je u svakom od mod ula

potrebno unesti odgovaraju}e ulazne parametre. Treba naglasiti da je namjera pri izradimodela bila da on bude što univerzalniji, odnosno da ga je mogu}e primijeniti na razli~iteslu~ajeve u smislu dimenzija objekta te karakteristika optere}enja. Pritom se nije ulazilou detalje fizikalnih procesa pri radu postrojenja ve} su pojedine komponente sistemarazmatrane kao svojevrsne „crne kutije” koje uz odre|ene pretpostavke i zadane me|u-ovisnosti predstavljaju komponente sistema.

Odre|ivanje otkupne cijene elektri~ne energijeiz industrijskih kogeneracijskih postrojenja

Primjena modela portugalskog tarifnog sistema baziran je na prijedlogu direk-tive o kogeneraciji [18], a ne usvojenoj direktivi [8], tako da postoje odre|ene razlike.

Potrebno je napraviti vremenske serije proizvodnje toplinske i elektri~ne ener-gije za svaki sat tijekom godine. Potrošnje ovih energija u industrijskoj kogeneraciji oviseo njihovoj potrošnji unutar industrije. Kod starijih industrijskih kogeneracijskih sustavaje ~esto primijenjen oto~ni rad u proizvodnji tih oblika energije, što govori o nepovoljnimuvjetima u prodaji i proizvodnji viška elektri~ne i toplinske energije izvan granicapostrojenja. Zato bi dolazak liberaliziranog tržišta energije u Hrvatsku trebao osiguratitržište za njenu prodaju i povoljniju kupnju, dok }e država pritom poticati one kogene-racije koje }e zadovoljavati uvjete efikasnosti proizvodnje tih oblika energija. Onakogeneracijska postrojenja koje ne}e mo}i zadovoljiti te uvjete morat }e uložiti sredstva u nadogradnju sustava s namjerom povišenja efikasnosti, ina~e bi im opstanak u libera-liziranom i konkurentnom tržištu mogao postati upitan. U ovom radu oto~ni pogonupravo govori o tome da je proizvodnja toplinske energije jednaka potrošnji i da nemaviška, a sva elektri~na energija koja se proizvede u kogeneracijskom postrojenju je u bitinjen nusprodukt i ona pokriva samo jedan dio potrošnje dok se drugi kupuje iz javnemreže. U slu~aju viška proizvedene elektri~ne energije, što nije ~est slu~aj, energija sepredaje u javnu mrežu uz naknadu nepovoljnu za proizvo|a~a, što rezultira time da se neisplati svjesno proizvoditi njen višak. Na sl. 2 prikazana je proizvodnja toplinske ielektri~ne energije (u MWh) industrijske kogeneracije tijekom jedne godine (8760 sati).

84

Za projektiranje kogeneracijskog postrojenja prema toplinskom optere}enjukao baznom, potrebno je znati krivulju trajanja optere}enja (Load Du ra tion Curve –LDC). Promatraju}i pe riod od jedne godine, LDC pokazuje koliko }e vremena, tj. satitijekom tog perioda toplinsko optere}enje biti ve}e od promatranog nivoa. LDC je uovom radu bazirana na toplinskom optere}enju.

Iskoristivost kogeneracijskog postrojenja je jedan bitan faktor zaocjenjivanje i uspore|ivanje koge-neracijskih postrojenja. Njegov ma-temati~ki oblik je:

hkpneto neto

gorivo

=+Q E

Q(25)

hkp – iskoristivost kogeneracijskog postrojenja,Qneto – neto proizvodnja korisne toplinske energije,Eneto – neto proizvodnja elektri~ne energije, iQgorivo – energija primarnog goriva (plin, ugljen, mazut itd.)

Glavni uvjet zašto se hkp ne koristi ~esto kao pokazatelj „kvalitete”, je upravo to,što taj izraz ne govori ništa o istodobnosti proizvodnje elektri~ne i toplinske energije, akamoli o njihovom omjeru. Kada se u sustavu ne bi proizvodila elektri~na energija (npr.za vrijeme remonta parne tur bine kada nema njene proizvodnje, a toplinska energija seproizvodi za potrebe industrije i propušta preko reducir stanice*) on bi i dalje davao nekuvrijednost, što ne odgovara zahtijevanom ponašanju tog izraz. Prednost je matemati~kastabilnost, što zna~i da }e se njegova vrijednost kretati u rangu izme|u 0 i 1.


85

Slika 2. Prikaz satne proizvodnje elektri~ne i toplinske energije tijekom godine

Slika 3. Krivulja trajanja toplinskog optere}enja

* Reducir stanica (RS) je ventil koji služi za prigušivanje pare (u konkretnom slu~aju sa 122 na 40 bar), kada seona ne oduzima na turbini (pri 40 bar). U slu~aju remonta tur bine reducir stanica može propustiti toliko parekoliko može pro}i kroz turbinu. Pošto se u tom slu~aju para prigušuje, to je gubitak energije.

Elektri~na efikasnost kogeneracijskog postrojenja [10, 19] koristi se u izrazimaza ra~unanje otkupne cijene elektri~ne energije:

h

h

ek,elneto

gorivoneto

refH

=

-

E

QQ

(26)

gdje je:

hrefH – toplinska efikasnost referentnog kotla s kojim se uspore|uje postoje}i kotao(vrijednosti se naj~eš}e kre}u u rangu od 0,7–0,9, i to se razlikuje od države dodržave).

Ekvivalentna elektri~na efikasnost se upotrebljava u svrhu ocjenjivanja koje jekogeneracijsko postrojenje efikasno, a koje nije, i pritom je bolji pokazatelj nego hkp. Iznavedenog se izraza za hek.el vidi da je on jednak nuli ako nema proizvodnje elektri~neenergije. Tako }e biti za vrijeme npr. remonta tur bine hek.el = 0, iako se proizvoditoplinska energija (para se propušta preko reducir stanice, jer ne može preko tur bine). Tu se vidi da elektri~na energija vodi glavnu ulogu kao i to da ju se treba proizvoditi u štove}em omjeru naspram razlike energije unesene gorivom i proizvedene toplinske ener-gije (npr. hek.el > 0,55). Ekvivalentna elektri~na efikasnost ima tako|er i svoj nedostatakkoji proizlazi iz nestabilnosti matemati~kog izraza. Budu}i da se u sustavu proizvodi malakoli~ina elektri~ne energije brojnik izraza hek.el je mali, ali je i razlika u nazivniku mala.Kada se proizvodi malo elektri~ne energije, puno ve}i udio energije goriva je utrošen zaproizvodnju toplinske energije, te se nazivnik tog izraza smanjuje, a na to smanjenjedodatno utje~e i hrefH u njemu. hrefH ozna~ava referentnu efikasnost kotla i postojimogu}nost mijenjanja njegove vrijednosti. Za niske iznose proizvedene energije, vrijed-nost nazivnika može biti tako niska, da bude ~ak niža od brojnika što }e rezultirati hek.el >1. U slu~aju smanjenja hrefH za vrlo male vrijednosti, npr. sa 0,9 na 0,85, nazivnik možepostati ~ak i negativan, pri ~emu je izraz hek.el besmislen i neupotrebljiv. Nedostatakekvivalentne elektri~ne efikasnosti se izražava upravo u kogeneracijskim postrojenjima svrlo niskom elektri~nom efikasnoš}u (omjer proizvedene elektri~ne i ukupne energijegoriva unesene u sustav, je negdje oko 0,1).

Tablica 2. Grani~ne ekvivalentne elektri~ne efikasnosti

Tip postrojenja i gorivo hek.el

Izgaranje teku}ih goriva u kotlovima 49

Izgaranje teku}ih goriva u motorima s unutarnjim izgaranjem 56

Izgaranje krutih goriva 49

Prirodni plin i UNP u motorima s unutarnjim izgaranjem 55

Prirodni plin i UNP u plinskim turbinama i drugim tehnologijama 59

Ušteda primarne energije (UPE) tj. indeks kvalitete (qual ity in dex – QI) [18]:

PE QE Q

= +æ

èçç

ö

ø÷÷ = +

h

h

h

h hE

refE

H

refHgorivo

neto

refE

neto

hrefH

(27)

86

UPE = PE – Qgorivo (28)

QIPE

= = -

+

UPE1

1

h

h

h

hE

refE

H

refH

(29)

gdje je:

hrefE – elektri~na efikasnost referentnog postrojenja koji proizvodi samo elektri~nuenergiju i s kojim se uspore|uje postoje}e postrojenje (vrijednosti se naj~eš}ekre}u u ovisnosti o primarnom gorivu. Za zemni plin 0,55, ugljen i mazut 0,42,obnovljivi izvori 0,22–0,35)

hE – elektri~na efikasnost kogeneracijskog postrojenja,hH – toplinska efikasnost kogeneracijskog postrojenja, iPE – primarna energija.

Ušteda primarne energije, i indeks kvalitete (QI) su pokazatelji koji imaju velikutjecaj u odre|ivanju „kvalitete” proizvedene energije iz kogeneracijskog postrojenja, tesu najpriznatiji pokazatelji [18]. Matemati~ki izrazi su jednostavni i stabilni, te pokazujukoliko se primarne energije uštedi u proizvodnji elektri~ne i toplinske energije naspramodvojene proizvodnje istih energija uz uvjet da se utroši ista koli~ina primarne energije.Okvirna vrijednost QI kojom bi kogeneracijsko postrojenje bilo poticano od države može se kretati od 5% za postoje}e kogeneracije, te od 10% za nove kogeneracije [18].

Povišenje ekvivalentne elektri~ne efikasnosti i indeksa kvalitetesimulacijom nadogradnje kogeneracijskog postrojenja

U slu~aju da postoje}e industrijsko kogeneracijsko postrojenje ne zadovoljavanekog korištenog pokazatelja „kvalitete” proizvodnje elektri~ne i toplinske energije(hek.el. ili QI) potrebno je povisiti efikasnost postrojenja nadogradnjom novog sustava napostoje}i. Da bi se ustanovilo koliko bi se povišenje efikasnosti dobilo, potrebno jenapraviti matemati~ki model cijelog sustava i simulirati njegov rad, te njegove elemente(kotlove, tur bine) optimirati u zadanoj proizvodnji elektri~ne i toplinske energije. Uovom slu~aju postoje}e industrijsko kogeneracijsko postrojenje koje se sastoji od kon-denzacijske parne tur bine (ST) i tri kotla (B1, B2, B3), te ima nezadovoljavaju}e hek.el. iQI, nadogra|uje se plinskom turbinom (GT) i kotlom na otpadnu toplinu (WHB) u kom -bi kogeneracijsko postrojenje (sl. 4). Ovom simulacijom i optimizacijom proizvodnjeelektri~ne i toplinske energije ho}e se posti}i zadovoljavaju}a efikasnost tako da se navišak proizvedene elektri~ne energije može primijeniti tarifni režim u svrhu poticanjanjene proizvodnje.

Dobiveni podaci proizvodnje toplinske i elektri~ne energije aplikacijom mCO--GEN koriste se za odre|ivanje otkupne cijene elektri~ne energije.

Na sl. 4. prikazano je kom bi kogeneracijsko postrojenje koje je nastalo nado-gradnjom na postoje}u kogeneraciju. Kao gorivo koristi se prirodni plin.


87

Simulirana varijanta ovog rada sadrži sljede}e vrijednosti:

– parna turbina – 35 MWe,

– kotlovi – 35–120 t/h proizvodnja pare,

– plinska turbina – 40 MWe, i

– kotao na otpadnu toplinu – 100 t/h proizvodnja pare.

Rezultati simulacije proizvodnje elektri~ne i toplinske energijekom bi kogeneracijskog postrojenja

Na sl. 5. je prikazano satno poklapanje proizvodnje pare (toplinske energije) stoplinskim optere}enjem kod kom bi kogeneracijskog postrojenja, dok je na sl. 6. prika-zano elektri~no optere}enje postoje}eg kogeneracijskog postrojenja (elektri~no optere-}enje je jednako proizvedenoj i kupljenoj elektri~noj energiji, jer je višak proizvedeneelektri~ne energije u postoje}em postrojenju zanemariv), te proizvedena energija kodkom bi postrojenja.

88

Slika 4. Prikaz kogeneracijskog postrojenja na bazi kombiniranog ciklusaplinske i parne tur bine

Višak proizvedene elektri~ne energije kod kom bi postrojenja koristi se zaizra~un otkupne cijene elektri~ne energije.

Za konkretnu realnu industrijsku kogeneraciju i njenu proizvodnju, simulacijanadogradnje u kom bi kogeneracijsko postrojenje je dala potrebne podatke o viškuproizvedene elektri~ne energije, s kojima se izra~unava njena otkupna cijena i to ponavedenim izrazima iz Portugalske leg is la tive za kogeneraciju koji su prilago|eni hrvat-skim uvjetima.

U tabl. 3. je prikazan primjer izra~unavanja otkupne cijene elektri~ne energije iiz nje se vidi da se njena broj~ana vrijednost za stvarne podatke kre}e oko 28,5 lp/kWh.

Ekvivalentna elektri~na efikasnost je porasla od prosje~nih 35% u postoje}ojkogeneraciji na 55% u kom bi kogeneraciji, što zadovoljava minimalne uvjete efikasnosti,te zaslužuje poticanje proizvodnje energije.

Analizom postoje}ih starijih industrijskih kogeneracija u Hrvatskoj, mogu}e jedonijeti neke zaklju~ke koji bi se odnosili na njihovu budu}nost. Koriste}i stvarni modelvelikog industrijskog kogeneracijskog postrojenja, pokazano je da postoje mnogi proble-mi, tehni~ki i ekonomski, za izradu modela po kojem }e se odre|ivati otkupna cijenaelektri~ne energije. Uvo|enje liberalizacije na energetsko tržište povla~i sa sobomprocese restrukturiranja monopolnih tvrtki, kao i privatizaciju. Tako }e se i proizvo|a~i


89

Slika 5. Prikaz poklapanjaproizvedene pare sazahtijevanom proizvodnjompare (toplinskimoptere}enjem) kod kom bikogeneracijskogpostrojenja, tj. nakonsimulacije i optimizacije

Slika 6. Prikazpodmirivanja elektri~nogoptere}enja kodpostoje}eg stanja,te proizvodnja elektri~neenergije kod kom bikogeneracijskogpostrojenja

Tablica 3. Primjer odre|ivanja otkupne cijene elektri~ne energije za postrojenja ve}a od 10 MW

OBJAŠNJENJE PORTUGALSKE KRATICEPortugalsk

akratica

ZNAÊNJE HRVATSKE KRATICEHrvatskakratica

Jedinica PrimjerJedinica Iznos

Iznos koji se mjese~no ispla}uje vlasniku kogeneracijskog postrojenja za isporu~enuelektri~nu energiju u elektroenergetsku mrežu

VRDmCijena kogeneracijske elektri~ne energije, mjese~no

CEm lp/mj lp/kWh 28.5

Fiksni mjese~ni dio kogeneracijske elektri~ne energije PFmCijena fiksnog dijela elektri~ne energije,mjese~no

CFEm lp/mj lp/kWh 8.0272

Referentni fiksni mjese~ni iznos. Odre|uje se svake godine, a vrijedi za cijeli pe riod od 10godina (na koliko se sklapa ugovor o isporuci energije u mrežu)

PFrefCijena fiksnog referentnog dijelaelektri~ne energije

CFEref lp/kWh kn/kW 50.23

Bezdimenzionalni faktor koji izražava koliko isporu~ena energija iz kogeneracije doprinosikvaliteti naponskih prilika u mreži. Odražava „kvalitetu isporu~ene energije”

CPOTmKvaliteta isporu~ene elektri~ne energije,mjese~no

KIEm 1.1765

Prosje~na snaga koju je postrojenje ostvarivalo pri isporuci energije u mrežu za vrijemevršnih sati po tarifnom sustavu (4 tarifni sustav, mjerni intervali od 15 min.)

POTp,mSnaga prosje~na pri isporuci elektri~neenergije u mrežu za vrijeme vršnih sati,mjese~no

SPv,m kW MW 58.4

Con sumer price in dex u prethodnom prosincu IPCdez 100

Con sumer price in dex u referentnoj godini IPCref 100

Omjer broja mjerenja u vršnim satima kod kojih je snaga kogeneracije bila manja od 50%POTp,m i ukupnog broja mjerenja u vršnim satima

NRMm Omjer broja mjerenja, mjese~no OBMm 0.00

Energija isporu~ena u mrežu tokom vršnih sati u mjesecu EECp,mEnergija u mrežu tokom vršnih sati,mjese~no

Ev,m kWhMWh,v/MWh,m

0.6738

Broj sati u mjesecu koji se prema tarifnom sustavu smatraju vršnim satima NMHp,m Broj mjerenih sati, vršnih, mjese~no BMSv,m h h,v/h,m 0.6667

Varijabilni mjese~ni dio PVmCijena varijabilnog dijelaelektri~ne energije, mjese~no

CVEm lp/mj lp/kWh 20

Izbjegnuti troškovi vezani uz uštede na gorivu PVCm Cijena uštede goriva, mjese~no CUGm lp/mj lp/kWh 17.1

Iznos koji korespondira sa troškovima goriva koji bi bili potrebni za proizvodnju energijeiz postrojenja ~ija je izgradnja izbjegnuta instalacijom kogeneracije. Iznos je fiksan, a svakega godine odre|uje ministarstvo ekonomije

PVCref Cijena uštede goriva, referentno CUGref lp/kWh lp/kWh 17.1

Faktor vezan uz trenutne mikroekonomske pokazatelje, odnosno uz cijenu nafte na tržištu,te~aj €/$ i inflaciju

IPVCm Indeks cijene uštede goriva, mjese~no ICUGm 1

Težinski faktor inflacije i nafte -1 0.3

Težinski faktor inflacije i nafte -2 0.7

Prosje~na cijena nafte u prethodna dva trisemestra ra~unaju}i na mjesec ALBm Ara bian Light Breakeven, mjese~no ALBm US$ US$ 30.3

Prosje~na cijena nafte u godini prije mjeseca m ALBref Ara bian Light Breakeven, referentno ALBref US$ US$ 30.3

Prosje~ni te~aj €/$ u mjesecu m TCUSDm Te~aj €/$, mjese~no TEUSDm 1

Prosje~ni te~aj €/$ u prosincu prethodne godine TCUSDref Te~aj €/$, referentnoTEUSDref

1

Energija isporu~ena u mreù tokom mjeseca EECm Energija u mrežu, mjese~no Em kWhMWh,m/MWh,m

1

Faktor koji predstavlja odre|enu modulaciju odnosa izme|u intenziteta isporuke energije u vr{nim i ostalim satima. Izabere se pri sklapanju ugovora o isporuci energije i u najve}em se broju slu~ajeva ne koristi, odnosno jednak je jedinici

KMHO 1

Izbjegnuti tro{kovi zbog nekori{tenja prijenosne i distributivne mreè PVRm Cijena u{tede mreè, mjese~no CUMm lp/mj lp/kWh 3.3688

Referentni fiksni iznos koji svake godine odre|uje ministarstvo ekonomije, a kojikorespondira s izbjegnutim tro{kovima prijenosa i distribucije

PVRref Cijena u{tede mreè, referentno CUMref lp/kWh lp/kWh 5

Bezdimenzionalni faktor koji korespondira s izbjegnutim troškovima prijenosa i distribucije, a ovisi o deklariranoj snazi postrojenja u odnosu na mrežu

KPVRm Koeficijent cijene u{tede mreè, mjese~no KCUMm 1

Energija isporu~ena tijekom promatranog mjeseca u mreù tokom vr{nih sati, mjerena uintervalima od jednog sata

EECpc,mEnergija u mreù tokom vr{nih sati,mjese~no

Evs,m kWhMWh,v/MWh,m

0.6738

Dio vezan uz ostale izbjegnute tro{kove PVOm Cijena u{tede instalacije, mjese~no CUIm lp/mj lp/kWh 0

Referentni, odnosno fiksni mjese~ni iznos odre|en od strane ministarstva ekonomije svakegodine, a koji korespondira s ostalim izbjegnutim tro{kovima zbog instalacije kogeneracije

PVOref Cijena u{tede instalacije, referentno CUIref lp/kWh lp/kWh 0

Dodatak zbog o~uvanja okoli{a PAmCijena elektri~ne energije zbog o~uvanjaokoli{a, mjese~no

COEm lp/mj lp/kWh 0.0345

Referentna vrijednost emisija CO2 koje bi bile uzrokovane radom postrojenja ~ija jeizgradnja izbjegnuta instalacijom kogeneracije. Vrijednost se odre|uje svake godine odstrane ministarstva ekonomije

PArefCijena elektri~ne energije zbog o~uvanjaokoli{a, referentno

COEref lp/g lp/g 0.006

Jedini~ni iznos emisija CO2 izbjegnutih instalacijom referentne kogeneracije CCRref CO2 referentne kogeneracije, referentno UDRKref g/kWh g/kWh 133

Bezdimenzionalni koeficijent vezan uz efikasnost kogeneracije CEAm Koeficijent efikasnosti, mjese~no KEm 0.043

Specifi~ni iznos emisija CO2 koje bi konvencionalno postrojenje (GTCC) emitiralo upromatranom mjesecu ukoliko bi koristilo gorivo istih karakteristika i imalo stupanjkorisnosti 55%

EMI55mEmisije CO2 pri ekvivalentnojiskoristivosti od 55%, mjese~no

EMI55m g/kWh g/kWh 370

Stupanj efikasnosti kogeneracijskog postrojenja ETAcal,mEkvivalentna elektri~na efikasnost,mjese~no

EEEm 56%

Verificirana efikasnost postrojenja u promatranom mjesecu ETAver,m

Efikasnost kogeneracijskog postrojenja deklarirana od strane vlasnika kogeneracijeprilikom dobivanja dozvole za rad

ETAdec

Deklarirani iznos godi{nje proizvedene elektri~ne energije u koji nije uklju~ena internapotro{nja pomo}nih ure|aja. Iznos se deklarira prilikom dobivanja dozvole za rad

EEdec kWh

Deklarirani iznos godi{nje proizvedene upotrebljive toplinske energije u koji nije uklju~enainterna potro{nja pomo}nih ure|aja. Iznos se deklarira prilikom dobivanja dozvole za rad

ETdec kWh

Deklarirani godi{nji iznos primarne energije utro{ene za rad kogeneracijskog postrojenja,odre|en pomo}u donje ogrijevne vrijednosti

CBdec kWh

Iznos proizvedene elektri~ne energije u promatrnom mjesecu u koji nije uklju~ena internapotro{nja pomo}nih ure|aja

EEm kWh

Iznos proizvedene upotrebljive toplinske energije u promatranom mjesecu u koji nijeuklju~ena interna potro{nja pomo}nih ure|aja

ETm kWh

Iznos primarne energije utro{ene za rad kogeneracijskog postrojenja u promatranommjesecu, odre|en pomo}u donje ogrijevne vrijednosti

CBm kWh

90

elektri~ne i toplinske energije na}i u konkurentnom okružju. Kogeneracijska postrojenja }e dobivati odre|eni nov~ani poticaj za višak proizvedene elektri~ne energije ako pritomzadovolje potrebne uvjete efikasnosti.

Starije industrijske kogeneracije su prvotno izgra|ene za zadovoljenje potrebaza potrošnjom toplinske energije lokalnih potroša~a, dok se elektri~na energija pritomsamo proizvodila i eventualno kupovala iz monopolne mreže pri jeftinijoj tarifi. Zbogtoga je proizvodnja elektri~ne energije bila u vrlo malom udjelu, što je rezultiralo niskomekvivalentnom efikasnoš}u kao i indeksom kvalitete koji su preduvjet za primjenuzakona o otkupu elektri~ne energije iz kogeneracije. U otvorenom tržištu gdje vladakonkurencija, stara postrojenja se trebaju nadograditi tako da se poboljša efikasnost, dok }e se nova svoditi na visokoefikasna kogeneracijska postrojenja.

Tehnoekonomska analiza mikrokogeneracijskog postrojenja

Kao objekt razmatranja upotrebe mikrokogeneracijskog postrojenja izabrana je stambena zgrada na podru~ju Zagreba [16]. Zgrada ima 20 stanova, ~etiri stana po svakojetaži što ~ini sveukupno pet etaža. Objekt je pravokutnog tlocrta, dimenzija 17,5 × 20 m,dok je visina objekta 15 m. Pretpostavljene osnovne karakteristike rada mikrokoge-neracijskog postrojenja su sljede}e:– kogeneracijska jedinica pokrivat }e trenutno toplinsko optere}enje zgrade tijekom

godine,– postrojenje je spojeno na javnu elektroenergetsku mrežu te isporu~uje odnosno

uzima elektri~nu energiju u slu~aju viška odnosno manjka elektri~ne energije,– postrojenje je pogonjeno Otto motorom s unutarnjim izgaranjem i u skladu s tim kao

gorivo troši prirodni plin, i– u slu~aju vršnih toplinskih optere}enja, kada bi potreba za toplinskom energijom bila

ve}a od kapaciteta postrojenja uklju~uje se vršni kotao koji zadovoljava potrebe zatoplinskom energijom, pretežno u zimskim mjesecima.

Op}enito, strategija pokrivanja toplinskog optere}enja daje najbolji omjertroškova i ušteda energije te na osnovu toga i najbolje financijske performanse [20]. To seposebno odnosi na stambeni sektor, dok u industrijskom sektoru režim rada kogene-racijskog postrojenja ovisi i o mogu}nosti isporuke elektri~ne energije iz mreže tesporazumu izme|u vlasnika kogeneracijskog postrojenja i lokalnog isporu~ioca elek-tri~ne energije.

Toplinsko i elektri~no optere}enje objekta

Postupak prora~una toplinskog optere}enja odnosno toplinskih gubitaka ustambenim objektima normiran je standardom DIN 4701-1983 koji važi i u RH. Ponavedenom standardu ukupna potrebna toplina (standardna potrebna toplina) sastoji seiz transmisijskih gubitaka odnosno gubitka topline kroz obuhvatne površine zidova,prozora i vrata te dodatka za infiltraciju zraka ili takozvanih ventilacijskih gubitaka. S


91

obzirom da svrha ovog rada nije precizno i potpuno odre|ivanje potrebne topline objekta prora~unom, potrebna toplina razmatrane zgrade odre|ena je orijentaciono i to na na~inda se cijeli objekt promatrao kao jedna prostorija. Pri tome su u svakom slu~aju poštovani izrazi iz standarda dok su vrijednosti za koeficijente i karakteristike izva|ene iz [21].

Na osnovu takvog orijentacionog prora~una dobivena je standardna potrebnatoplina:

Standardna potrebna toplina za grijanje:

Qpotr = 94630 W

Pri prora~unu potrebne topline za zagrijavanje potrošne tople vode korištena jemetoda po Sanderu [21]. Potrebna prora~unska odnosno maksimalna toplina za zagri-javanje tople vode iznosi:

QTV = 80 kW

Pošto su toplinsko i elektri~no optere}enje objekta funkcije vremena, svaki oblik energetske potrošnje, bio on potrošnja topline za grijanje, zagrijavanje potrošne toplevode ili potrošnja elektri~ne energije ima svoj dnevni, mjese~ni i godišnji satni profil. Zaprecizno odre|ivanje godišnjeg satnog profila toplinskog optere}enja potrebno je pozna- vati satni profil tem per a ture okoline. Iznosi satne godišnje tem per a ture na osnovu kojihje odre|en satni profil toplinskog optere}enja za grijanje objekta u razdoblju od 1. 6.1999. godine do 1. 6. 2000. godine izmjerene na podru~ju ELTO Zagreb uzete su iz [22].Podatke o kretanjima tem per a ture mogu}e je dobiti i iz Državnog hidrometeorološkogzavoda, [23] ili [24].

Toplina potrebnu za zagrijavanje sanitarne tople vode pribraja se toplini potreb-noj za grijanje zgrade da bi se dobilo ukupno satno toplinsko optere}enje. Pretpostavljeni satni dijagram potrošnje tople vode ne razlikuje se po mjesecima niti po godišnjimdobima. Jedinu razliku od dana do dana treba uvažiti pri odre|ivanju satne potrošnjetijekom dana u tjednu i dana tijekom vikenda. Vikendom je potrošnja tople vode neštove}a i intenzivnija.

Zbrajanjem krivulje toplinskog optere}enja za grijanje i krivulje toplinskogoptere}enja za zagrijavanje potrošne tople vode dobila se krivulja ukupnog toplinskogoptere}enja.

Potrošnja elektri~ne energije može se smatrati uniformnom jer ne ovisi otemperaturnim oscilacijama. To naravno vrijedi u slu~aju kad objekt ne troši elektri~nuenergiju za grijanje ve} samo za rasvjetu i pogon ku}anskih aparata. Tjedni satni profilelektri~nog optere}enja stoga se može primijeniti kroz cijelu godinu, uz eventualnoposebno tretiranje vikenda i praznika.

Na sl. 7(a) i (b). prikazani su kao primjer tjedni satni profili toplinskog odnosnoelektri~nog optere}enja za tjedan u sije~nju te tjedan u srpnju.

U svrhu odre|ivanja veli~ine odnosno u~ina kogeneracijskog postrojenja unutar modela se generira krivulja trajanja optere}enja, odnosno LDC krivulja (Load Du ra tionCurve). LDC krivulja prikazuje broj sati tijekom promatranog perioda pri kojem toplin-sko optere}enje premašuje odre|enu vrijednost u postotcima od maksimalnog optere-}enja.

92

Dimenzioniranje sistema i režim rada pojedinih komponenti

Iz krivulje trajanja optere}enja (sl. 8) vidljivo je da se više od 50% toplinskogoptere}enja pojavljuje u samo oko 30% sati tijekom godine. Da bi se zadovoljili tehni~ki iekonomski kriteriji upotrebe kogeneracijskog postrojenja potrebno je da ono radinominalnom snagom više od 4000 sati godišnje [25]. Sa stanovišta dimenzioniranjapostrojenja to zna~i da }e njegova nominalna snaga biti znatno manja od vršnogtoplinskog optere}enja. Poznato je da specifi~ni troškovi po kW snage kogeneracijskihpostrojenja rastu što je postrojenje manje. Visoki specifi~ni investicijski troškovi stogamogu nepovoljno djelovati na ukupnu isplativost ulaganja pa se stoga u pravilu težiugradnji što je mogu}e ve}eg postrojenja.

Na osnovu navedenih razmatranja i pretpostavki odre|ena je snaga mikro-kogeneracijskog postrojenja od 35 kW toplinske snage. Ovaj iznos ujedno predstavljatridesetak posto najvišeg zabilježenog optere}enja u promatranom periodu. Uz pretpos-tavljeni omjer proizvedene elektri~ne i toplinske energije od 0,6 dobilo bi se tad 21 kWnominalne snage na generatoru elektri~ne energije. Prema LDC krivulji postrojenje ovesnage radilo bi oko 4350 sati godišnje punom snagom. Za pokrivanje optere}enja viših od35 kW ugradio bi se vršni kotao snage 100 kW. Iako je njegov u~in više nego dvostruko


93

Slika 7. Tjedne krivulje toplinskog i elektri~nog optere}enja u srpnju i sije~nju

ve}i od snage mikrokogeneracijskog postrojenja, ukupno isporu~ena toplinska energijaod strane mikrokogeneracijskog postrojenja bit }e znatno ve}a jer bi vršni kotao bio upogonu znatno manji broj sati. S obzirom da je toplinsko optere}enje promatranogobjekta izrazito promjenljive prirode, pribjeglo se i ugradnji spremnika tople vode kapa-citeta 80 kWh koji bi u slu~aju trenutnog manjka, odnosno viška kapaciteta akumuliraoodnosno isporu~ivao toplinu u sistem i na taj na~in apsorbirao utjecaj naglih promjenaoptere}enja što bi nepovoljno djelovalo na postrojenje. Funkcionalna shema ovakodefiniranog sistema prikazana je na sl. 9.

94

Slika 8. Krivulja trajanja optere}enja

Slika 9. Funkcionalna shema sistema

Na temelju godišnjeg dijagrama satnog optere}enja objekta i na temelju dimen-zija kogeneracijskog postrojenja, model omogu}uje odre|ivanje režima rada postroje-nja. Na taj na~in pokušava se što realnije simulirati rad postrojenja u realnom vremenu.Da bi se što preciznije definirao režim rada kogeneracijskog postrojenja polazi se snekoliko pretpostavki:– kogeneracijsko postrojenje, odnosno mo tor s unutrašnjim izgaranjem iz tehni~kih

razloga može raditi s 50% i više nazivne snage,– omjer elektri~ne i toplinske snage kogeneracijskog postrojenja uzima se za sve razine

snage isti i to 0,6,– koeficijent iskoristivosti ili efikasnost spremanja odnosno uzimanja toplinske ener-

gije iz toplinskog spremnika konstantna je i iznosi 0,9, i– rezultat simulacije, odnosno na~in na koji sistem zadovoljava toplinske potrebe

objekta u razli~itim danima u godini prikazani su na sl. 10.Na sl. 11. prikazani su udjeli mikrokogeneracijskog postrojenja, odnosno vršnog

kotla u pokrivanju toplinskog optere}enja objekta.

Prora~un troškova potrošnje goriva i uštedazbog vlastite proizvodnje elektri~ne energije

Iz režima rada postrojenja, odnosno iz informacije o krivulji toplinske snagekoju postrojenje postiže tijekom promatranog perioda može se na jednostavan na~inodrediti koli~ina isporu~ene toplinske energije:

Q P tt tt

t l

=+

ò d (30)

gdje je Pt snaga kojom postrojenje radi, dok je t promatrani pe riod vremena. Uzprethodno definirani omjer toplinskog i elektroenergetskog u~ina postrojenja (0,6)dobiva se koli~ina elektri~ne energije koju bi postrojenje proizvelo tijekom promatranogperioda:

Qe.proizvedeno = Qt 0,6 (31)

Sumiranjem 8760 vrijednosti dobivenih za svaki sat tijekom godine odre|ena jeukupna koli~ina toplinske i elektri~ne energije koju isporu~uje mikrokogeneracijskopostrojenje. Poznavanjem tih vrijednosti te donje ogrjevne vrijednosti goriva i stupnjaiskoristivosti mikrokogeneracijskog postrojenja odnosno vršnog kotla mogu}e je izra~u-nati višak odnosno manjak elektri~ne energije koja je isporu~ena odnosno treba bitikupljena iz mreže kao i ukupnu godišnji potrošnju goriva.

Rezultati analize pokazuju da je potrošnja goriva na licu mjesta u slu~ajukorištenja mikrokogeneracije do 50% viša od potrošnje goriva u slu~aju odvojeneproizvodnje što rezultira proporcionalnim povišenjem troškova za gorivo. Ipak, ukupnapotrošnja goriva za istu koli~inu isporu~ene energije znatno je manja s obzirom da se nijeuzela u obzir potrošnja goriva u elektranama da bi se nadomjestila elektri~na energijaproizvedena u mikrokogeneracijskom postrojenju.


95

Tablica 4. Izra~un troškova zbog pove}anja potrošnje goriva

Pretpostavljena teoretska efikasnost plinskog kotla u slu~aju odvojene opskrbe 0,90

Pretpostavljena teoretska „elektri~na” efikasnost mikrokogeneracije 0,335

Pretpostavljena teoretska „toplinska” efikasnost mikrokogeneracije 0,90

Pretpostavljeni teoretski ukupni stupanj efikasnosti mikrokogeneracije 0,565

Donja ogrijevna vrijednost goriva 35 000,00 kJ/m3

Cijena plina (Gradska plinara Zagreb) 2,00 kn/m3

Plin

Ukupno potro{eno plina sa klasi~nim kotlom 38 381,53 m3

Potro{nja vr{nog kotla 11 890,93 m3

Ukupno potro{nja plina od strane mikrokogeneracije 54 831,92 m3

Tro{ak plina s klasi~nim kotlom 76 763,05 kn

Tro{ak plina u slu~aju kori{tenja mikrokogeneracije 109 663,84 kn

Dodatni tro{ak plina u slu~aju kori{tenja mikrokogeneracije 32 900,79 kn

96

Slika 11. Udjeli pojedine komponenteu pokrivanju ukupnog toplinskog optere}enja

Slika 10. Pokrivanje toplinskog optere}enja

Uštede zbog korištenja mikrokogeneracijskog postrojenja javljaju se zbog nalicu mjesta proizvedene elektri~ne energije. Naime vrijednost proizvedene elektri~neenergije u mikrokogeneracijskom postrojenju u pravilu nadmašuje vrijednost dodatnoutrošenog goriva.

Da bi se definirao godišnji iznos ušteda zbog vlastite proizvodnje elektri~neenergije u mikrokogeneracijskom postrojenju potrebno je uz cijenu elektri~ne energijekoja se kupuje iz mreže u slu~aju manjka, definirati i cijenu elektri~ne energije po kojoj bise eventualni višak prodavao u mrežu. Za ovu priliku uzet je najjednostavniji, jedno-tarifni, tzv. plavi model obra~una troška za elektri~nu energiju. Prema njemu, cijenaelektri~ne energije koja se kupuje iz elektroenergetske mreže iznosi 0,55 kn/kWh, dokstalna mjese~na naknada iznosi 15 kn po ku}anstvu [26]. Cijena otkupa elektri~neenergije u mrežu od strane HEP-a definirana je odlukom upravnog odbora HEP-a od 28.sije~nja 1994. godine za male energane na fosilna goriva, biomasu i Die sel elektrane kao70% prosje~ne prodajne cijene. Prosje~na prodajna cijena je cijena ostvarena na svimnivoima proizvodnje u sustavu HEP-a, podijeljena s ukupno stvarno isporu~enom energijom. Nakon stupanja na snagu novog tarifnog sustava, te u trenutku pisanja ovog rada,službena informacija o prosje~noj prodajnoj cijena nije bila poznata. Stoga, kao osnovicaza odre|ivanje cijene energije isporu~ene u mrežu, uzeta je cijena od 0,55 kn/kWhdefinirana važe}im tarifnim sustavom. To je i u skladu s ~injenicom da bi se mikro-kogeneracijsko postrojenje ove veli~ine spajalo na elektroenergetsku mrežu na niskinapon, odnosno energija bi se i kupovala iz mreže po toj cijeni.

Tablica 5. Uštede zbog vlastite proizvodnje elektri~ne energije

Cijena elektri~ne energije 0,55 kn/kWh

Cijena elektri~ne energije u slu~aju prodaje vi{ka u mreù 0,39kn/kWh

Slu~aj da se sva elektri~na energija kupuje (odvojena opskrba)

Godi{nja potro{nja zgrade 61 421,01 kWh

Tro{ak energije 33 781,55 kn/god.

Stalna mjese~na naknada 3 600,00 kn/god.

Ukupni tro{ak za elektri~nu energiju 37 381,55 kn/god.

Ura~unat PDV 45 605,49 kn/god.

Slu~aj sa kogeneracijom

Vi{ak za prodaju 84 938,63 kWh

Tro{ak manjka elektri~ne energije kroz godinu 4 833,29 kWh

Tro{ak energije 2 658,31 kn/god.

Stalna mjese~na naknada 3 600,00 kn/god.

Ukupni tro{ak za elektri~nu energiju 6 258,31 kn/god.

Uraùnat PDV 7 635,14 kn/god.

Prihod od prodaje vi{ka 32 701,37 kn/god.

U{teda zbog kori{tenja mikrokogeneracije 70 671,73 kn/god.


97

Osim dodatnih troškova zbog pove}anja potrošnje goriva pri ugradnji mikroko-generacijskog postrojenja troškovi investicije u postrojenje znatno su ve}i. Za slu~ajugradnje postrojenja s plinskim motorom od 21 kWe oni iznose oko 2100–2200 €/kWe.Tako|er, mikrokogeneracijsko postrojenje zahtjeva kompliciranije i skuplje održavanje.

Treba naglasiti da se cijeli model tehnoekonomske analize sastoji od usporedbedva slu~aja: slu~aja s primjenom mikrokogeneracije i slu~aja s primjenom odvojeneopskrbe energijom. Naime, cilj analize je ustanoviti tehnoekonomsku opravdanostkorištenja mikrokogeneracije u odnosu na klasi~ne sisteme. Zbog toga su svi troškovi iuštede zapravo razlika u iznosima za navedene dvije varijante. Da bi se dobio iznos koji jepotrebno dodatno investirati u slu~aju primjene mikrokogeneracijskog postrojenje po-trebno je od iznosa investicije u mikrokogeneracijsko postrojenje oduzeti iznos potrebanza investiciju u postrojenje s klasi~nim kotlom.

Izra~un smanjenja emisija CO2

Emisija CO2 u atmosferu ovisi prije svega u vrsti, kvaliteti i kvantiteti goriva kojese koristi. Da bi se pojednostavio postupak izra~una, uvest }e se pretpostavka da se uovom slu~aju radi o potpunom izgaranju. Pošto se i u slu~aju primjene kogeneracije i uslu~aju primjene odvojene opskrbe energijom odre|ena koli~ina elektri~ne energijekupuje odnosno prodaje u mrežu, potrebno je izra~unati i koli~inu CO2 koju bi elektraneHEP-a emitirale kada bi proizvele navedenu elektri~nu energiju. Prikaz izra~una sma-njenja emisija u modelu je izveden tabli~no kao u tabl. 6. Ulazne vrijednosti pritom suvrsta goriva, odnosno donja ogrjevna vrijednost, Car bon Emis sions Fac tor prema IPCC-u[27] te specifi~na emisija CO2 iz elektrana HEP-a za promatranu godinu [28].

98

Slika 12. Prikaz kretanja specifi~nih investicijskih troškova za male kogeneracije(izvor podataka: Šunji}, M., Efikasnost kogeneracijskih postrojenja,

Energetika mar ket ing, Zagreb 1996)

Ekonomska analiza isplativosti ulaganjau mikrokogeneracijsko postrojenje

Nakon definiranja komponenti mikrokogeneracijskog postrojenja te izra~unadodatnih troškova odnosno ušteda zbog eventualne upotrebe istog, može se pristupitiprocjeni ekonomske opravdanosti. Treba primijetiti da se povišeni investicijski troškovijavljaju na po~etku, dakle neposredno nakon donošenja odluke o investiranju. Troškovizbog pove}ane potrošnje goriva, troškovi zbog održavanja kao i uštede zbog vlastiteproizvodnje elektri~ne energije pojavljuju se, pak, na godišnjoj razini odnosno svakegodine kroz životni vijek sistema. U ovom slu~aju pretpostavljen je životni vijek sistemaod 15 godina. Da bi ulaganje u mikrokogeneracijsko postrojenje bili isplativo, iznosušteda unutar životnog vijeka sistema mora biti dovoljno ve}i od troškova. Metodeprora~una isplativosti investiranja temelje se zato na principu vremenske vrijednostinovca. One uzimaju u obzir ~injenicu da nije važno samo koliki je iznos ušteda ve} i


99

Tablica 6. Izra~un smanjenja emisija CO2

Donja ogrijevna vrijednost goriva 35 000,000 kJ/m3

Ukupno potro{eno plina u slu~aju kogeneracije 54 831,919 m3/god.

Ukupno potro{eno plina u slu~aju odvojene opskrbe energijom 38 381,526 m3/god.

Energija dobivena spaljivanjem plina u slu~aju kogeneracije 1 919 117 153,061 kJ/god.

Energija dobivena spaljivanjem plina u slu~aju odvojene opskrbeenergijom

1 343 353 394,098 kJ/god.

Carbon Emision Factor (CEF) prema IPCC-u 15 300 tC/TJ

Specifi~na emisija CO2 iz elektrana HEP-a 1999. godine 372,000 g/kWh

Koli~ina elektri~ne energije koju bi elektrane HEP-a moraleproizvesti u slu~aju kogeneracije

4 833,289 kWh

Koli~ina elektri~ne energije koju bi elektane HEP-a morale proizvestiu slu~aju odvojene opskrbe

141 526,350 kWh

Koli~ina C dobivena izgaranjem u slu~aju kogeneracije 29,362 tC/god.

Koli~ina C dobivena izgaranjem u slu~aju odvojene opskrbe 20,553 tC/god.

Koli~ina CO2 dobivena izgaranjem u slu~aju kogeneracije 107,662 tCO2/god.

Koli~ina CO2 dobivena izgaranjem u slu~aju odvojene opskrbe 75,362 tCO2/god.

Kolicina CO2 nastala zbog emisija HEP-a pri proizvodnji elektri~neenergije u slu~aju kogeneracije

1,798 tCO2/god.

Kolicina CO2 nastala zbog emisija HEP-a pri proizvodnji elektri~neenergije u slu~aju klasi~nog kotla

75,496 tCO2/god.

Ukupna emisija CO2 u slu~aju kogeneracije 109,460 tCO2/god.

Ukupna emisija CO2 u slucaju klasi~nog kotla 150,859 tCO2/god.

Usteda na emisiji CO2 u slu~aju kogeneracije 41,398 tCO2/god.

vrijeme njihovog pojavljivanja [25]. Pritom važnu ulogu ima i pretpostavljena diskontnastopa, u ovom slu~aju 8,5%. Na kraju, treba i napomenuti da se u ovom slu~ajupretpostavlja najjednostavniji na~in financiranja, dakle vlastita sredstva.

Interna stopa povrata relativni je pokazatelj profitabilnosti i definirana je kaopotreban iznos diskontne stope koji izjedna~ava sadašnju vrijednost troškova sa sadaš-njom vrijednosti ušteda. Dobivena vrijednost interne stope povrata iznosi:

IRR = 9,39%

Vrijeme povrata investicije jedan je od najjednostavnijih kriterija za odre|i-vanje isplativosti investiranja. Ono se dobije dijeljenjem investicijskih troškova s godiš-njim netto primitkom (cash flow). Dobivena vrijednost vremena povrata investicijeiznosi:

SPBP = 7,88% godi{nje.

Diskontirano vrijeme povrata investicije definirano je kao vrijeme potrebno dase iz netto prihoda povrate investicijski troškovi uzimaju}i u obzir definiranu diskontnustopu.

Dobivena vrijednost vremena povrata investicije iznosi:

DBP = 13, 58% godi{nje.

Analiza osjetljivosti

Troškovi goriva i cijene elektri~ne energije redovito su sastavni dio analizeekonomi~nosti ulaganja u odre|eno energetsko postrojenje. Tako|er, ovi parametripodložni su relativno ~estim promjenama tijekom vremena. Razumno bi stoga bilorazmotriti utjecaj tih promjena na ukupnu ekonomsku isplativost investiranja u mikrokogeneracijsko postrojenje. Takva analiza ne služi samo dobivanju uvida u optimalne iznose cijena koje pove}avaju isplativost postrojenja, ve} je ona i dobar pokazatelj mogu}egtrenda u razvoju primjene mikrokogeneracijskih sustava. Stoga je uz pretpostavljenitrend kretanja cijena goriva odnosno elektri~ne energije mogu}e zaklju~iti ho}e li ubudu}nosti investicija u mikrokogeneracijsko postrojenje biti isplativa ili to ne}e bitislu~aj.

êtiri mogu}a scenarija promjene karakteristi~nih parametara uzeta su u obzirpri analizi osjetljivosti. Pri provedbi analize osjetljivosti unutar modela mogu}e je zasvaki scenarij zadati željeni raspon promjene cijena i analizom dobiti pripadaju}e krivulje ekonomskih parametara. Rezultati analize za konkretni slu~aj prikazani su pripadaju}imdijagramima za svaki pojedini scenarij (sl. 13, 14, 15 i 16).

Na osnovu provedene analize može se izvesti nekoliko zaklju~aka. Bitna pred-nost kogeneracijskih postrojenja u odnosu na sisteme s odvojenom opskrbom elektri~ne i toplinske energije je njihova povišena efikasnost. Iz tog razloga, uštede zbog primjenekogeneracijskog postrojenja u pravilu nadmašuju dodatne investicijske troškove i troš-kove zbog pove}ane potrošnje goriva. Ove uštede, me|utim, vrlo su ovisne o cijenienergenata na tržištu. Analizom isplativosti došlo se do rezultata da investicija u mikro-

100


101

Slika 13. Istovremena promjena cijene plina i cijene elektri~ne energije za jednaki postotak

Slika 14. Promjena omjera prodajne i otkupne cijene elektri~ne energije(trenutna vrijednost 0,7%)

Slika 15. Promjena cijene elektri~ne energije uz zadržavanje cijene plina na istom nivou

Slika 16. Promjena cijene plina uz zadržavanje cijene elektri~ne energije na istom nivou

kogeneracijsko postrojenje nije dovoljno opravdana s ekonomskog stajališta (IRR =9,39%, SPBP = 7,88). Prihvatljive stope bile bi IRR > 15% i SPBP < 2–6 godi{nje.

Osim relativno visokih investicijskih ulaganja u mikrokogeneracijsko postro-jenje razlozi za ovakvo stanje mogu se iš~itati iz analize osjetljivosti. Vidljivo je dapovišenje cijene elektri~ne energije djeluje izuzetno povoljno na isplativost ulaganja umikrokogeneraciju dok povišenje cijene plina djeluje negativno. Drugim rije~ima, kaoklju~ni parametar koji utje~e na opravdanost ulaganja u mikrokogeneracijsko postro-jenje name}e se odnos cijene elektri~ne energije i goriva, u ovom slu~aju prirodnog plina.Kod postrojenja razmatranog u ovom slu~aju treba re}i da bi ono zbog karakterapotroša~a koji zahtjeva mnogo više topline od elektri~ne energije proizvodilo znatneviškove elektri~ne energije koji bi se isporu~ivali u elektroenergetsku mrežu. Zbog togacijena otkupa elektri~ne energije u mrežu tako|er igra vrlo važnu ulogu što se i vidi izdijagrama na sl. 15 i 16. Kada bi ta cijena bila jednaka cijeni po kojoj se elektri~na energija prodaje na tržištu umjesto 70% cijene kao što je slu~aj danas, ulaganje u mikrokoge-neraciju postalo bi znatno isplativije (IRR znatno ve}i od 15%, sl. 14).

Pretpostavlja se da je cijena otkupa elektri~ne energije iz male kogeneracijeformirana na na~in da su od prosje~ne prodajne cijene odbijeni troškovi prijenosa idistribucije. To je razumna pretpostavka s obzirom da se primjenom kogeneracije,odnosno potrošnjom energije na licu mjesta izbjegavaju troškovi prijenosa i distribucijeelektri~ne energije. Zbog te ~injenice mnoge zemlje odlu~ile su poticati primjenukogeneracijske tehnologije na na~in da proizvodnju energije iz kogeneracijskih postro-jenja subvencioniraju upravo u iznosu navedenog izbjegnutog troška. U tom slu~ajuukupna financijska bilanca ostaje na nuli, a istovremeno je poticana ekološki prihvatljivatehnologija koja tako postaje ekonomski opravdana. Izra~un iznosa izbjegnutog troška sdruge strane treba biti pravilno odre|en za razli~ite slu~ajeve primjene kogeneracijskihpostrojenja u smislu tehnologije i veli~ine postrojenja. To je potrebno da bi se izbjeglezloupotrebe, odnosno slu~ajevi da se kogeneracijska postrojenja instaliraju samo zbogzarade na subvenciji, a bez korištenja prednosti istovremene proizvodnje toplinske ielektri~ne energije.

Zaklju~na razmatranja

Nakon usvajanja Zakona o energiji i tri zakona o tržištima (elektri~na energija,plin, nafta i naftni derivati) i Zakona o regulaciji energetskih djelatnosti, u tijeku jezahtjevan posao u svezi s donošenjem Zakona o proizvodnji, distribuciji i opskrbitoplinskom energijom, Zakona o Fondu za zaštitu okoliša i energetsku u~inkovitost, tebrojnih prate}ih podzakonskih akata koji }e precizno urediti sve instrumente državnepolitike glede kogeneracije.

Uspješnost provedbe reforme energetskog sektora RH u podru~ju kogeneracije ovisit }e, prije svega, o uskla|enosti instrumenata energetske politike strukturiranjatržišta i izravnog utjecaja države. Tu }e trebati projektirati i primijeniti institucijskemehanizme i rješenja za segmentirano tržište kogeneracije unutar cjelovitog energetskog tržišta. Takva rješenja je zasada, bez stru~no utemeljenih podloga, vrlo teško predvidjeti.No, zasigurno, bez snažne promocije i uvo|enja višeslojnog i raznolikog sustava poticaj-nih i uskla|enih mjera (ekonomski instrumenti za tržište zelene energije i kogeneracije,

102

razne vrste fiskalnih mjera i ostalo) ne}e biti mogu}e realizirati niti najskromniji scenarijrazvoja kogeneracije.

Zahtjevi ili ponude zainteresiranih energetskih subjekata u svezi s osigura-vanjem ugovora o otkupu elektri~ne energije iz kogeneracijskih postrojenja, s dugoro~nofiksiranom i nekriti~ki (bez ciljnih pokazatelja) definiranom otkupnom cijenom, na~elno, nisu u skladu s prihva}enim konceptom reforme energetskog sektora RH koji predvi|apostupni razvoj otvorenog energetskog tržišta. Prije svega, model otvorenog tržištapodrazumijeva postojanje konkurencije u proizvodnji i prodaji toplinske i elektri~neenergije.

Ohrabruju signali iz doma}eg energetskog tržišta gdje pojedine tvrtke – indus-trijski subjekti uklju~uju u svoje razvojne i ulaga~ke poslovne strategije i planovemogu}nosti koje pruža novo energetsko zakonodavno okruženje. Primjer prehram-beno-prera|iva~ke korporacije Podravka pokazuje optimizam pri razmatranju pogod-nosti dobave plina za planirano kogeneracijsko postrojenje (sta tus povlaštenog kupca),te se u tom kontekstu analiziraju rezultati studije izvodljivosti.

S obzirom da je kogeneracija sastavni dio koncepta održivog razvitka u global-nim razmjerima, te jedan od mogu}ih doprinosa rješavanju aktualnih i nagomilanihgospodarsko-socijalnih poteško}a s kojima se Hrvatska svakodnevno suo~ava, jedan odrazvojnih izazova Hrvatske je da u sklopu procesa liberalizacije energetskog tržišta istvaranja novog ekonomskog, financijskog, zakonodavnog, organizacijskog i ukupnoggospodarskog okruženja, kogeneracija dobije priliku konkuriranja u energetskim pro-jektima.

Napomena

Rad je nastao u suradnji Fakulteta strojarstva i brodogradnje, Centra za trans fertehnologije, Energetskog Instituta Hrvoje Požar i Ministarstva gospodarstva, rada ipoduzetništva Republike Hrvatske, kao dio projekta Sus tain able De vel op ment of Croa-tian Ca pac ity in CHP Sec tor u okviru programa LIFE 3rd Coun tries, financiranog odEvropske Komisije.

Ref er ence

[1] Burer, M., Tanaka, K., Favrat, D., Yamada, K., Multi-Cri te ria Op ti mi sa tion of a Dis trictCogeneration Plant In te grat ing a Solid Ox ide Fuel Cell-Gas Tur bine Com bined Cy cle, HeatPumps and Chill ers, En ergy In ter na tional Jour nal, (2002)

[2] Donjerkovi}, P., Petri}, H., Kogeneracija i trigeneracija u sustavima grijanja, klimatizacije iventilacije, Interklima, (2001)

[3] Petri}, H., i dr., KOGEN, Pro gram kogeneracije, Prethodni rezultati i budu}e aktivnosti;Energetski institut „Hrvoje Požar”, Zagreb, 1998.

[4] United Na tions Frame work Con ven tion on Cli mate Change, objavljeno na: http://unfccc.int/[5] ***, The First Na tional Com mu ni ca tion of the Re pub lic of Croatia to the United Na tions Frame -

work Con ven tion on Cli mate Change (UNFCCC), Min is try of En vi ron men tal Pro tec tion andPhys i cal Plan ning, Re pub lic of Croatia, 2001, http://unfccc.int/re source/dics/natc/cronc1.pdf.


103

[6] Di rec tive 2003/54/EC of the Eu ro pean Par lia ment and of the Coun cil of June 26, 2003 Con -cern ing Com mon Rules for the In ter nal Mar ket in Elec tric ity and Re peal ing Di rec tive96/92/EC

[7] Di rec tive 2003/55/EC of the Eu ro pean Par lia ment and of the Coun cil Con cern ing Com monRules for the In ter nal Mar ket in Nat u ral Gas and Re peal ing Di rec tive 98/30/EC

[8] Di rec tive 2004/8/EC of the Eu ro pean Par lia ment and of the Coun cil of 11 Feb ru ary 2004 onthe Pro mo tion of Cogeneration Based on a Use ful Heat De mand In the In ter nal En ergy Mar -ket and Amend ing Di rec tive 92/42/EEC

[9] Di rec tive 2001/77/EC of the Eu ro pean Par lia ment and the Coun cil on the Pro mo tion of theElec tric ity Pro duced from Re new able En ergy Sources in the In ter na tional Elec tric ity Mar ket

[10] DR Portaria Cogeracao 12 I-B 15 JAN, 2002, http://www/dr/incm.pt/[11] Zakon o energiji, Narodne novine, 68/01 (2001), Zagreb [12] Zakon o tržištu elektri~ne energije, Narodne novine, 68/01 (2001), Zagreb[13] Zakon o tržištu plina, Narodne novine, 68/01 (2001), Zagreb[14] Zakon o tržištu nafte i naftnih derivata, Narodne novine, 68/01 (2001), Zagreb[15] Zakon o regulaciji energetskih djelatnosti, Narodne novine, 68/01 (2001), Zagreb[16] Lipoš}ak, M., Mikrokogeneracijsko postrojenje s Dieselovim motorom, Diplomski rad,

Fakultet strojarstva i brodogradnje, Zagreb, 2002.[17] Žili}, T., Analiza osjetljivosti isplatljivosti industrijskih kogeneracija na tarifni režim,

Diplomski rad, Fakultet strojarstva i brodogradnje, Zagreb, 2003.[18] Di rec tive of the Eu ro pean Par lia ment and of the Coun cil on the Pro mo tion of Cogeneration

Based on a Use ful Heat De mand in the In ter nal En ergy Mar ket, COM 2002 415 fi nal,Brussels, 2002 (prijedlog direktive 2004/8/EC)

[19] Rogueta, J. M., Com ments on the Pro posed CHP Di rec tive and on Eval u a tion Sys tems,España, 2003

[20] ***, EDUCOGEN – An Ed u ca tional Tool for Cogeneration, Sec ond Edi tion, 2001, Pub lishedon: http://www.cogen.org/pro jects/educogen.htm

[21] ***, RECKNAGEL-SPRENGER-HENMAN, Grejanje i klimatizacija, IRO „Gra|evinskaknjiga”, Beograd, 1987.

[22] Bogdan, @ ., i dr., Mogu}nost optimiranja pogona EL-TO Zagreb, CTT Zagreb, 2001.[23] http://meteo.hr/[24] http://www.wunderground.com/hisrory/sta tion/14241/1999/7/12/Daily His tory.html[25] [unji}, M., Efikasnost kogeneracijskih postrojenja, Energetika mar ket ing, Zagreb, 1996.[26] ***, Tarifni sustav cijena elektri~ne energije, objavljeno na: http://www.hep.hr[27] ***, Re vised 1996 IPCC Guide lines for Na tional Green house Gas In ven to ries: Work book,

pub lished on: http://www.ipcc-nggip.iges.or.jp/pub lic/gl/guidelin/ch1wb1.pdf[28] ***, http://www.hep.hr/publikacije/2001Godi{nje.pdf[29] ***, A Guide to COGENERATION, The Eu ro pean As so ci a tion for the Pro mo tion of

Cogeneration, 2001, Bel gium, http://www.cogen.org/[30] Shipley, A. M., et al., Cer tif i ca tion of Com bined Heat and Power Sys tems: Es tab lish ing Emis -

sions Stan dards, Wash ing ton, 2001, http://www.aceee.org/[31] Zakon o privatizaciji Hrvatske elektroprivrede d.d., Narodne novine, 32/02 (2002), Zagreb[32] Zakon o privatizaciji INA – Industrije nafte d.d., Narodne novine, 32/02 (2002), Zagreb

104

Ab stract

Cogeneration in Eu ro pean En ergy Leg is la tion andNa tional Mod els of Im ple men ta tion

by

Neven DUI]1, Marko LIPOŠ]AK2, Tihomir ŽILI]1, Igor RAGUZIN3,Draèn LONÂR1, Hrvoje PETRI]4, and Željko BOGDAN1

1 Faculty of Mechanical Engineering and Naval Architecture, Uni ver sity of Zagreb, Croatia2 EKONERG – En ergy and Environmental Pro tec tion In sti tute, Zagreb, Croatia3 Min is try of Econ omy, La bour and En tre pre neur ship, Zagreb, Croatia4 En ergy In sti tute Hrvoje Požar, Zagreb, Croatia

The liberalisation of the Eu ro pean elec tric ity mar kets fol lowed by elec tric ityprices de reg u la tion put cogeneration sec tor in an un fa vour able mar ket po si tion. On theother side, in the Eu ro pean leg is la tion cogeneration has been rec og nized as an im por tanttech nol ogy which can sig nif i cantly con trib ute to en ergy ef fi ciency, en vi ron men tal pro tec -tion, and se cu rity of en ergy sup ply. The Eu ro pean leg is la tion pro vides a frame work forcogeneration pro mo tion and do not pre judge the def i ni tions of rel e vant sup port ing mea -sures and mech a nisms in na tional leg is la tion re quired for the in crease of thecogeneration share in power gen er a tion. In this pa per Por tu guese cogeneration tarrif sys -tem has been de scribed. The tar iff sys tem is based on avoided cost model and it is very fa -vour able for com bined heat and power pro duc ers. The Cro atian cogeneration leg is la tivehas been also pre sented. The ap pli ca tion of two tar iff mod els have been dem on strated onop er a tion of in dus trial cogeneration plant and on op er a tion of microcogeneration plantin res i den tial ob ject, by use of mCOGEN model. The re sults of technoeconomic anal y sisof both cogeneration plants to gether with sen si tiv ity anal y sis of rel e vant eco nomic pa -ram e ters have been pre sented.

Key words: cogeneration, en ergy leg is la tion

Odgovorni autor/Cor re spond ing au thor (N. Dui})E-mail: [email protected]


105

Documents

Kogeneracija u evropskom energetskom zakonodavstvu i ...termotehnika.vinca.rs/content/files/kogeneracija-u-evropskom... · grijanja te u procesima hla|enja. Prednosti kogeneracijskih