Javna ponuda HEP-ovih dionica (IPO):
NE dolazi u obzir!
MOŽDA, ovisno kuda će otići novci
DA, poželjna je!
Rezultati | Arhiva
 
Aktualnosti
 
 
- Stajalište struke o Kombi-kogeneracijskoj elektrani Osijek, rasprava, traži se
 
  • Zagreb, 27. listopada 2014.

    Hrvatska elektroprivreda d.d.
    Zagreb, Ulica grada Vukovara 37
    n/r predsjednika Uprave mr.sc. Perice Jukića, dipl.ing.


    Poštovani gospodine Jukić,

    Prošle godine ukazali smo na neisplativost investicije Kombi-kogeneracijske elektrane Osijek 500 (KKE Osijek 500). Zadnjih tjedana u javnosti se uočava neprihvatljiv dodatni politički pritisak za realizaciju ovog projekta.

    ~ Stoga smo obavili savjetovanje sa znatnim brojem stručnjaka iz HEP grupe, na osnovu čega TEHNOS - Strukovni sindikat radnika HEP-a zauzima sljedeće mišljenje:
    1. Investicija u KKE Osijek je potrebna, prvenstveno zbog zamjene postojećeg dotrajalog postrojenja.
    2. KKE Osijek nosi veliki rizik neisplativosti, koji znatno raste s povećanjem snage elektrane.
    3. KKE Osijek 500 je vrlo skup megalomanski projekt.
    4. KKE Osijek 500 je tehničko rješenje koje je odabrano bez primjerene stručne rasprave.
    5. Struka smatra da je optimalno rješenje elektrana snage manje od 200 MW.
    6. Projekt KKE Osijek potrebno je revidirati i prilagoditi, na osnovu prethodno provedene analize i mišljenja struke HEP-a.
    7. Navedeno je potrebno žurno napraviti kako bi se realizacija projekta KKE Osijek mogla što prije nastaviti.

    U privitku Vam dostavljamo osnovne argumente na kojima se temelji naše mišljenje.

    TEHNOS zahtjeva organizaciju javne stručne rasprave na razini HEP-a, kako bismo utvrdili mišljenje struke. U tu svrhu također Vas molimo da nam omogućite uvid u možebitne studije, recenzije ili revizije vezane za predmetnu temu.

    Ukoliko se ovaj naš stav bude ignorirao te se nastavi s neisplativim megalomanskim projektom „500“, učinit ćemo sve što je potrebno da javnosti ukažemo na namjeru nesavjesnog utroška nekoliko milijardi kuna, ugrožavanje opstojnosti HEP-a te odgovornosti pojedinaca za moguću štetu.

    S poštovanjem,

    Predsjednik TEHNOS-a:
    Denis Geto, dipl.ing.


    PRILOG

    Negativno stručno mišljenje o Kombi-kogeneracijskoj elektrani Osijek 500


    Objekt KKE Osijek 500 je ogromna investicija, za koju je potrebno dizati skupe kredite koji će se vraćati puno godina, što bi u slučaju neisplativosti elektrane moglo ozbiljno narušiti financijsku stabilnost i većih poduzeća nego što je HEP, a za HEP bi moglo biti i pogubno.

    Niske veleprodajne cijene na europskom tržištu električne energije značajno utječu na ekonomsku isplativost KKE Osijek 500. Trenutne cijene na burzama električne energije u okruženju iznose oko 40 eur/MWh, dok se na duži period (futuresi) kreću oko 35 eur/MWh. Nema nikakvih naznaka povećanja cijena električne energije u Europi. Čak štoviše, EU dugoročno ima cilj dodatno smanjiti cijene električne energije.
    Sukladno tome, KKE Osijek 500 sa pretpostavljenom cijenom proizvodnje od 65 eur/MWh neće biti konkurentan. EES Hrvatske je vrlo dobro umrežen s okolnim sustavima te ima značajne prekogranične prijenosne kapacitete, što osigurava velike mogućnosti dobave jeftine električne energije iz uvoza. Upravo to je razlog dugogodišnjeg stajanja (neisplativosti) termoelektrana poput TE Rijeka, TE Sisak, KTE Jertovec, a vrlo vjerovatno i novog bloka C u TE Sisak, te konačno i KKE Osijek 500.

    Za razliku od niskih cijena električne energije na tržištu, cijena plina u Europi je visoka, s neizvjesnom budućnošću. Hrvatska ima nedostatne količine plina raspoložive za svoje potrebe pa ovisi o uvozu i vrlo rizičnim međunarodnim odnosima. HEP danas plaća najskuplji plin u Europi, u kojoj se istovremeno elektrane na plin zatvaraju zbog previsoke cijene plina. Dodatne količine plina koje će se možda pojaviti iz LNG terminala bit će znatno skuplje od plina koji se danas dobija putem transportne mreže. Zbog rizika vezanih za cijenu i dobavljivost (količine) plina, forsiranje plina kao energetskog goriva za elektrane vrlo je rizičan pothvat.

    Spominje se kako bi KKE Osijek 500 imala visoku iskoristivost u proizvodnji električne energije (59%), a u kogeneraciji (para i električna energija) čak 70%.
    Ovi podaci sami po sebi ne opravdavaju potrebu izgradnje elektrane, jer primjerice hidroelektrane imaju iskoristivost od skoro 100%.
    Nadalje, iznos ovog koeficijenta iskoristivosti jako je dvojben i u praksi će biti puno niži, ovisno o stupnju opterećenja elektrane (snazi na kojoj radi) i o kogeneracijskom ciklusu (stupnju iskoristivosti toplinarstva). Korisnost najboljih plinskih elektrana u praksi nije veća od 60%.
    Ako bi elektrana radila u režimu regulacije dodatno bi se znatno snizila iskoristivost elektrane.

    Kogeneracije su opravdane i isplative onda kada je omjer u proizvodnji otprilike 2/3 toplinske energije i 1/3 električne energije, odnosno kada maksimalni kapacitet elektrane odgovara kapacitetu toplinarstva. Na području Osijeka je potrošnja topline puno manja od kapaciteta KKE Osijek 500 pa je ova elektrana prevelika, a time njena isplativost jako ugrožena. Čak kada bi nekim čudom došlo do ekstremnog pada cijene plina i KKE Osijek 500 postala konkurentna, tehnički jeneopravdano graditi takvu elektranu-mastodonta na konzumno sićušnom području Osijeka (koje je u opadanju). O tome najbolje govori činjenica da je danas za opskrbu Osijeka toplinskom energijom dovoljna deset puta manja elektrana.

    Učinkovitost pretvorbe (efikasnost) nije jedini bitan podatak, već su još bitniji ukupna proizvodna cijena MWh iz takve elektrane (koja je trenutno previsoka) , te očekivani broj sati rada godišnje (koji je premali). Puna efikasnost kogeneracije moguća je samo u sezoni grijanja (koja traje oko 6 mjeseci u godini), što znači da bi KKE Osijek 500 u radu provodila najviše pola godine, jer će u suprotnom sigurno proizvoditi gubitke.

    U zapadnoj Europi više nitko ne gradi plinske termoelektrane jer su preskupe (vjetroelektrane i solarne elektrane su ih potpuno potisnule odnosno srušili cijene električne energije na europskim burzama). Štoviše, plinske elektrane u Europi se zatvaraju i konzerviraju. Primjeri:
    *** E.ON (Njemačka), po veličini drugi europski proizvođač, je slovačku KKE elektranu Malženice 430 MW (58% korisnost) koja je sagrađena 2011.g. stavio tijekom 2013.g. u dekomisiju te razmatra prebacivanje u Tursku ili konzerviranje na 5-7 godina.
    *** ČEZ je izgradio novu plinsku elektranu Pocerady 850 MW (dva bloka, 58% korisnost) koja je u testnoj fazi, a nakon toga odmah ide u konzerviranje.
    *** Mađarske potpuno nove plinske elektrane Gonyu (bila u pogonu samo 14% vremena) i Dunamenti, obje oko 400 MW, trpe velike gubitke (mogući su problemi sa opskrbom toplinskom energijom u Mađarskoj).
    *** Verbundu (Austrija) je u rujnu 2012.g. predana na korištenje nova KKE Mellach 838 MW predstavljena kao primjerak tehnološkog savršenstva u pogledu učinkovitosti, a koja je trebala toplinom opskrbljivati šire područje Graza. Već krajem 2013. Verbund je najavio kako KKE Mellach najvjerojatnije ide u konzervaciju.

    Velike elektrane se vrlo teško uklapaju u dnevni dijagram opterećenja. Porast potrošnje električne energije u Hrvatskoj zadnjih godina stagnira, suprotno očekivanim projekcijama. Takav se trend može očekivati i ubuduće, pogotovo ako se ispune planovi implementacije mjera energetske učinkovitosti. Današnji minimum potrošnje ionako iznosi slabašnih 1000 MW, a srednja godišnja vrijednost dnevnog maksimuma je oko 2400 MW. Ako uzmemo u obzir postojeći portfelj HEP-ovih elektrana uključivo 350 MW iz NE Krško, kao i TE Plomin C sa 500 MW te vjerojatno povećanje kvote vjetroelektrana barem do 800 MW, koji će imati prednost u eksploataciji pred KKE Osijek, vrlo je teško za vjerovati da se u takav vozni red može uklopiti KKE Osijek sa 500 MW na ekonomski isplativ način.

    Elektroenergetski sustav Hrvatske čvrsto je povezan s europskim sustavom, a regija Osijek je najbolje umreženo područje sa višestrukim 400 i 220 kV vezama. Stoga KKE Osijek 500 neće povećati sigurnost opskrbe Slavonije ili značajnije smanjiti gubitke zbog prijenosa električne energije. Štoviše, EES Hrvatske je premali za tako veliku elektranu, koja će smanjiti fleksibilnost, optimizaciju i sigurnost EES-a, jer će svaki ulazak ili izlazak ove elektrane iziskivati dodatne mjere sigurnosti i troškove.

    Upitna je fleksibilnost plinskih elektrana, a pogotovo onih koje rade u kogeneraciji. U fleksibilnom režimu rada znatno su skuplje jer fleksibilnost isključuje optimalan rad sukladno potrebama toplinarstva. Dosadašnja iskustva s plinskim elektranama u RH, a posebno blokovima K i L u TE-TO Zagreb te blokovima H i J u EL-TO Zagreb ne idu u prilog fleksibilnosti, što zbog samih tehničkih karakteristika postrojenja, što zbog potreba toplinskog konzuma i kupaca industrijske pare, a što zbog ograničenja u procesu kupnje plina, rezervacije transportnih kapaciteta, nominacije i renominacije potrošnje plina. Praksa pokazuje da primjerice blokovi K ili L u TE-TO Zagreb trebaju nekada i više od 24 sata da uđu u pogon. Također se pokazalo da kad ovakva elektrana radi u kogeneraciji vrijeme ulaska je bitno duže nego same plinske elektrane u otvorenom ciklusu.
    Fleksibilnost kakvu ima KKE Osijek imaju sve HEP-ove hidroelektrane, ali uz značajno manje pogonske troškove pa KKE Osijek u tu svrhu nije potrebna niti isplativa.
    Naročito je neprihvatljivo da HEP gradi elektranu u svrhu dodatnog povećanja fleksibilnosti sustava kako bi se mogle povećati kvote za obnovljive izvore. S obzirom da OIE u Hrvatskoj grade privatni vlasnici, koji uzimaju poticaje uplaćene od strane hrvatskih građana, neprihvatljivo je dodatno nametanje gubitaka državnom HEP-u (u vidu elektrane-gubitaša) kako bi dodatno zarađivao privatni (uglavnom strani) kapital.

    Diverzifikacija energenata koji se koriste u HEP-ovim elektranama je važna, ali nikako na uštrb ekonomske isplativosti nekog projekta. Osim toga, plin kao energent već je značajno zastupljen u HEP-ovim objektima pa se ne može govoriti o zapostavljenom energentu.

    KKE Osijek 500 moguće je koristiti za uravnotežavanje sustava u situaciji kada postoji manjak raspoložive regulacijske energije iz hidroelektrana, što je možda isplativo i ostvarivo samo jedan manji broj sati godišnje. U tim situacijama elektrana već mora biti planirano u pogonu i to blizu srednje pogonske točke kako bi imala regulacijski opseg i prema gore i prema dolje. Sva ta voznim redom planirana energija koja se proizvede mimo energije uravnoteženja predstavljat će neopravdani trošak (izguravanje sa mreže jeftinijih izvora električne energije), a ona je za veliki blok vrlo značajnih iznosa.
    Ugovori za plin su vrlo nefleksibilni pa se ne može računati da će elektrana biti raspoloživa za veće promjene snage. Naime, svaku promjenu potrošnje plina treba renominirati. Ako se to ne uspije plaćaju se penali, ako se probije zakupljeni kapacitet opet se plaćaju penali, a ako se uzme preveliki kapacitet nepotrebno se troši novac. Pokušaj fleksibiliziranja takvih ugovora dodatno se naplaćuje. Kada bi se plin nabavljao za regulacijsku elektranu, potrebe visoke fleksibilnosti dižu cijenu plina za 3-3,5 kn/m3 što je neprihvatljivo skupo.
    Zbog navedenih tehničkih i ekonomskih ograničenja, vrlo su mali izgledi da će ovakva elektrana biti iskoristiva za uravnoteženje sustava.

    Lokacija TE-TO Osijek nema riješenu infrastrukturu za ovako veliki blok pa će biti potrebna znatna dodatna ulaganja: nedostaju 400 kV vodovi, potrebno je povećanje (cca 5 puta) kapaciteta plinovoda D.Miholjac-Valpovo-Osijek, rješavanje hlađenja - uspore na Dravi, itd.

    U Europi se gotovo napustila izgradnja velikih proizvodnih agregata, a sve više se prelazi na agregate do 200 MW. Zato smatramo da i KKE Osijek također treba biti snage manje od 200 MW, što je puno bolje rješenje od 500 MW-nog bloka. Iako bi manji blok relativno više koštao i nominalno bio manje efikasan za nekoliko postotaka, on bi radio puno više vremena u optimalnom režimu, odnosno ne bi imao najveću manu – ogromnu predimenzioniranost. Samim time višekratno bi se smanjili financijski i tehnički rizici. Nasuprot tome, KKE Osijek 500 može napraviti ogromne gubitke (cijena proizvodnje od najmanje 65 eur/MWh, u odnosu na trenutnu tržišnu cijenu od cca 40 eur/MWh). Trošak izgradnje ranije spomenute KKE Mellach u Austriji iznosio je 550 milijuna eura. Tržišna vrijednost joj je u prvoj godini rada pala ispod 150 milijuna eura, čime je Verbund ekspresno izgubio 400 milijuna eura (3 milijarde kuna). Ne možemo se oteti dojmu kako ova priča podsjeća na najave oko izgradnje KKE Osijek.

    Predsjednik TEHNOS-a:
    Denis Geto, dipl.ing.
 
Vijesti
  TEHNOS aktualnosti
4/30/2019
12/18/2018
10/17/2018
10/17/2018
2/2/2018
1/29/2018
12/25/2017
11/18/2017
11/5/2017
2/16/2017
1/23/2017
1/12/2017
1/11/2017
1/11/2017
12/22/2016
4/18/2016
4/18/2016
4/18/2016
4/18/2016
4/18/2016
4/18/2016
4/18/2016
4/18/2016
4/18/2016
4/18/2016
4/18/2016
4/18/2016
4/18/2016
3/8/2015
12/19/2014
 
  Sva prava pridržana A design