Hrvatski sabor

0839

Na temelju članka 80. Ustava Republike Hrvatske i  članka 5. stavka 3. Zakona o energiji ("Narodne novine", br. 68/01.), Hrvatski sabor na sjednici 19. ožujka 2002., donio je

STRATEGIJU

ENERGETSKOG RAZVITKA REPUBLIKE HRVATSKE

 

 

1. U v o d

Strategija energetskog razvitka je dio ukupne strategije gospodarskog razvitka Republike Hrvatske. Kod izrade ovakvog dokumenta ključno je pitanje vjerodostojnosti podloga na kojima se temelje analize i proračuni, te realnost predviđanja ciljeva razvoja ukupnog društva, kako bi se mogli odrediti ciljevi i pravci energetskog razvitka. U razdoblju od 1995. do 1998.  godine provedeno je niz znanstvenih istraživanja koje su potaknuli Ministarstvo gospodarstva i Ministarstvo znanosti i tehnologije, koja su poslužila za izradu nacrta Strategije energetskog razvitka Republike Hrvatske, tiskane u srpnju 1998. godine. Sva istraživanja rađena su u sklopu programa PROHES (Program razvitka i organizacije hrvatskog energetskog sektora). Početkom 1997. godine pokrenuti su Nacionalni energetski programi, čija je prva faza završena u svibnju 1998. godine.  Rezultati provedenih znanstvenih istraživanja objavljeni su u više od 25 publikacija, a cilj im je bio oslikati različite aspekte i pretpostavke gospodarskog i energetskog razvitka u okviru promjena i transformacije Republike Hrvatske u modernu europsku zemlju; u zemlju parlamentarne demokracije, pluralnog vlasništava i interesa, te tržišnog gospodarstva.

Važno je pitanje, je li potrebna "strategija" u zemlji koja je u procesu napuštanja plansko-socijalističkog i stvaranja tržišnoga gospodarskog sustava, jer je to u javnosti često bilo sporno.  Iako i u razvijenim zemljama nikad nisu prestale rasprave o odnosu tržišta i državne intervencije, jer su iskustva svake od razvijenih zemalja različita, prevladavajuće je mišljenje i praksa da je to neodvojiva cjelina koja mora biti u ravnoteži. Naravno, “strategija” u tržišnom gospodarstvu nije isto što u planskom gospodarstvu. Da bi se ostvarili ciljevi energetske politike, potrebno je strategijom utvrditi sve ciljeve i potrebne mjere, od zakonodavnih do ostalih. Energetska strategija je potrebna, također, zbog preuzetih međunarodnih obveza u zaštiti okoliša, te zbog prilagodbe energetskog sektora uvjetima gospodarenja energijom u Europskoj uniji (EU).

Ova je Strategija nastala kao logični slijed Strategije iz 1998. godine, pri čemu treba naglasiti da je u srpnju 2001. godine prihvaćen paket energetskih zakona koji daje pravni okvir za reformu energetskog sektora. Ona obuhvaća sve dimenzije razvoja i odnosa u energetskom sektoru i predstavlja reformu cijelog sustava gospodarenja energijom. Reduciranje problema energetskog razvitka na samo neka od pitanja, ma kako ona bila važna, primjerice "Da li će se jedna elektrana graditi na plin ili ugljen?", udaljuje Hrvatsku od izgradnje moderno koncipiranog energetskog sustava.

Strategija razvitka energetskog sektora ima energetsku, ekonomsku, zakonodavnu, organizacijsku, institucionalnu i obrazovnu dimenziju s ciljem da pripremi energetski sektor Hrvatske za što lakše i efikasnije uključivanje u Europsku uniju. Kod izrade Strategije pokušalo se odgovoriti i na važna strateška pitanja, kao:

·        koje državne interese i na koji način treba štititi, te kako se to odnosi na pojedine podsektore (plin, električna energija, derivati nafte)?

·        kako povećati konkurentnost i otvoriti tržište da to bude u korist potrošača energije, a da se ne dovede u pitanje odgovornost države za funkcioniranje sustava i sigurnost opskrbe?

·        kako i koliko će tehnički napredak utjecati na koncept rješenja?

·        kako stvoriti sve pretpostavke za izgradnju organiziranog sustava gospodarenja energijom?

·        kako provesti sve promjene u dinamici i konceptu, koje će biti uvjetovane za približavanje Europskoj uniji?

Predlaže se model razvitka energetskog sektora prilagođen potrebama i specifičnostima Republike Hrvatske, jer nema jedinstvenih rješenja u razvijenim zemljama, te nije moguće preslikati niti jedno rješenje. U zajedničko energetsko tržište Europske unije svaka zemlja Unije uključuje se sa svojih pozicija. Zajedničko im je da se uspostavlja tržište i da se ono prema direktivama Unije otvara određenom dinamikom, kako na strani proizvodnje i veleprodaje, tako i na strani potrošnje energije. Time se uspostavljaju dva važna načela: u granicama mogućeg demonopolizira se korištenje energetske infrastrukture, a tržišta se otvaraju svima po jednakim, nediskriminirajućim pravilima.

Svaka strategija dugoročnoga energetskog razvitka, pa tako i hrvatska, mora imati “viziju” energetskog sustava budućnosti. Iako je teško sa sigurnošću predvidjeti kako će izgledati energetski sustav u budućnosti neke njegove generalne karakteristike ipak se mogu predvidjeti:

·        energetski sustav budućnosti bit će sve više diktiran potrebama korisnika,

·        energetski sustav  bit će raznolik i koristit će različite raspoložive izvore i tehnologije ovisno o lokalnim uvjetima i mogućnostima,

·        energetski sustav  bit će sve više decentraliziran,

·        sve više pozornosti  posvećivat će se efikasnom korištenju energije,

·        za očekivati je pomak prema korištenju čistijih energenata i tehnologija, koji će se intenzivirati već u drugoj  dekadi sljedećeg stoljeća.

Kod izrade energetske strategije Republike Hrvatske vodilo se računa o sljedećim elementima:

·        sve kratkoročne mjere moraju se uklopiti u dugoročnu “viziju” razvitka energetskog sektora;

·        koncept održivosti gospodarskog razvitka mora se uključiti u sve mjere energetske politike, posebno vodeći računa o okolišu jer je okoliš neprocjenjiv hrvatski resurs,

·        energetska strategija se mora uklopiti u regionalne, europske i svjetske energetske trendove, tijekove i tržišta,

·        težište treba biti na razvoju energetskog tržišta u kojem će zadaća države biti stvaranje uvjeta za tržišno gospodarenje energijom,

·        treba projektirati i poticati diverzifikaciju oblika energije, izvora i tehnologija proizvodnje energije,

·        strateški podržavati efikasno korištenje energije,

·        strateški podržavati plinofikaciju u narednih deset godina,

·        strateški podržavati korištenje obnovljivih izvora energije,

·        strateški podržavati istraživanja, razvoj i demonstracije novih, čistih i efikasnih tehnologija,

·        uključiti se u europske demonstracijske projekte na području novih tehnologija (kao što su to vodikove energetske tehnologije) i ponuditi atraktivne i povoljne lokacije.

Energetska strategija je koncipirana kao nacionalna strategija koja u prvi plan stavlja temeljne interese Republike Hrvatske i građanina/potrošača. Ne smije se dopustiti da bilo kakvi parcijalni, ili privatni interesi budu ispred nacionalnih interesa.

U promatranom 30-godišnjem razdoblju postoje velike razlike u pouzdanosti predviđanja potrošnje, tehnologija, zaštite okoliša, te potrebnih mjera. Dok se za prvo desetljeće mogu utvrditi realni ciljevi i aktivnosti, za drugo i treće desetljeće želi se ukazati na razine problema i mogućnosti rješavanja. To što će se dogoditi nakon 2010. godine uz tehnološki razvitak, ovisit će i o primjeni i provedbi usvojenog paketa energetskih zakona.

 

2. Prikaz značajki i stanja energetskog sektora

2.1. Energetske rezerve i potencijali

2.1.1. Fosilna goriva

Nafta, kondenzat i prirodni plin

Bilančne zalihe nafte, kondenzata i prirodnog plina u Republici Hrvatskoj su 31. prosinca 1999. iznosile:

nafta i kondenzat: 13 178,2 x 10³ m³

prirodni plin: 33 595,6 x 10⁶ m³

Ugljen

Tijekom 1999. godine, sve zalihe ugljena svrstane su u klasu izvanbilančnih, jer više ne postoji niti jedan rudnik ugljena u Republici Hrvatskoj. Tako su krajem 1999. godine, zalihe kamenog ugljena iznosile 3 716 tisuća tona, mrkog ugljena 3 646 tisuća tona, a zalihe lignita 37 787 tisuća tona. Ukupno potrebne količine ugljena morat će se osiguravati iz uvoza.

 

 

 

2.1.2. Obnovljivi izvori

2.1.2.1. Hidroenergija

Ukupni potencijal vodnih snaga u Hrvatskoj procjenjuje se na približno 20 TWh godišnje. Od tog je potencijala tehnički iskoristivo približno 12 TWh, a već je iskorišteno 6,1 TWh u 17 izgrađenih hidroelektrana. Mogućnost  korištenja većeg dijela neiskorištenog potencijala ovisit će o usklađivanju interesa Republike  Hrvatske i susjednih zemalja. Dio hidroenergetskog potencijala  ostat će neiskorišten zbog ekoloških i drugih ograničenja,  pa se realno procjenjuje da se dugoročno može iskoristiti najviše do 3,0 TWh godišnje u novim elektranama.

Male hidroelektrane

U Katastru malih vodnih snaga određeno je 699 poteza korištenja (na 63 vodotoka) približne vrijednosti ukupno instalirane snage od 177 MW i tehnički iskoristivoga energetskog potencijala od 570 GWh. Za obrađene vodotoke koji nemaju određene poteze korištenja ukupna prirodna bruto snaga iznosi 15 MW, uz brutoenergetski potencijal od 130 GWh. Eliminacijom poteza manjih geodetskih padova realno je pretpostaviti da ima oko 350 tehnički iskoristivih poteza, a taj će se broj dodatno smanjiti zbog lokalnih urbanističkih uvjeta i ekoloških zahtjeva.

 

2.1.2.2. Sunčeva energija

Prirodni i tehnički potencijal sunčeve energije u Hrvatskoj daleko nadmašuju naše sadašnje, ali i znatno veće buduće energetske potrebe.

Gospodarski potencijal (GP) utvrđen je tako, da je u ukupnim energetskim potrebama posebno procjenjivan dio, koji se odnosi na NT toplinske potrebe, koje se vrlo lako mogu supstituirati sa sunčevom energijom bez aktivnih mjera države. U procijenjenom gospodarskom potencijalu, koji je prikazan u tablici 2.2.1, visoko temperaturne potrebe (VT) nisu detaljno i dodatno analizirane, pa solarni potencijal za takve aplikacije u pravilu uopće nije procijenjen, iako solarna priprema vruće vode i pare s paraboličnim kolektorima cilindrične simetrije u području temperatura 100-300°C već danas predstavlja ekonomski konkurentnu opciju. Procijenjeno je međutim, da Hrvatska sadašnjom razinom sunčevih aplikacija, vrlo značajno zaostaje za svim zemljama u širem geografskom okruženju, pa se smatra da prioritet u prva dva desetljeća 21. stoljeća ipak treba dati (tehnološki jednostavnijim) NT primjenama, dok će (tehnološki složenije) VT primjene, a jednako tako i fotonaponske na većoj ekonomskoj skali zahtijevati duže vrijeme priprema, koje su uvijek neophodne u procesu sveukupne tehnološke i organizacijske prilagodbe postojeće industrije i pripadne infrastrukture za tehnički nove energetske, procesne i proizvodne tehnologije.

 

 

 

Tablica 2.1.1 Gospodarski potencijal za NT primjene sunčeve energije prema scenariju S1.

	2000	2010	2020	2030
GP za NT primjene sunčeve energije (PJ) a)
- Industrija1)	7,59	8,64	10,51	12,48
- Kućanstva1)	28,23	32,83	37,35	42,30
- Usluge1)	0,66	0,82	1,15	1,63
- Poljoprivreda2)	3,59	3,90	4,57	5,36
Ukupni GP za primjene sunčeve energije (PJ):	40,07	46,18	53,57	61,77
Mikroekonomski potencijal za S1 scenarij (PJ)
- Industrija1)	0,00	0,17	1,05	2,00
- Kućanstva1)	0,31	1,22	3,44	5,50
- Usluge1)	0,03	0,08	0,23	0,46
- Poljoprivreda2)	0,00	0,10	0,46	0,80
Udjeli sunčeve energije po S1 scenarijub), PJ:	0,34	1,57	5,17	8,76
Udjeli sunčeve energije u GP-u, GPS1:	0,9%	3,4%	9,6%	14,2%

^a) Gospodarski potencijal (GP) nije uključio visoko temperaturne i fotonaponske aplikacije, kao niti NT primjene pasivnog korištenja sunčeve energije posebice kod stanogradnje kao i kod gradnje svih većih turističkih, komercijalnih i drugih objekata.

^b) Scenarij S1 temelji se na kontinuitetu klasičnih tehnologija u energetici uz postepeno uvođenje obnovljivih izvora energije, ali bez aktivnih mjera države, kojima bi se energetska efikasnost i supstitucija obnovljivih izvora energije ubrzala.

¹⁾ Odnosi se priobalje, zaobalje i otoke.

²⁾ Odnosi se na čitavu Hrvatsku.

 

Mikroekonomski potencijal sunčeve energije predstavlja onaj dio raspoloživog gospodarskog potencijala, koji se sa stanovišta gospodarskog subjekta kao korisnika energije, ili proizvođača i isporučioca energije, u direktnoj usporedbi s konvencionalnim energentima, ekonomski isplati, ali u našem slučaju bez izravnih poticajnih mjera države (scenarij S1) u vidu raznih subvencija, fiskalnih olakšica, kreditne politike i drugih aktivnih mjera, koje su inače uobičajena praksa u svim državama Europske unije s ciljem preorijentacije na energetski efikasnije tehnologije i sve raspoložive domaće, a posebice ekološki čišće izvore energije. Procijenjen NT mikroekonomski potencijal sunčeve energije do 2030. godine po vrijednostima nešto je manji od onih, koje se predviđaju u energetskoj bilanci prema scenariju S1 u poglavlju 4.2.1 (slika 4.2.1.7). Treba pretpostaviti da će tu razliku, bez poticajnih mjera države, nadoknaditi povećan interes za korištenje sunčeve energije u primorskim županijama.

Makroekonomski (politički i društveno uvjetovan) potencijal sunčeve energije na razini države, prema scenariju S1, reflektira (znatno) smanjenim (mikroekonomskim) interesom stranih i domaćih poduzetnika, ali jednako tako i svih potencijalnih korisnika novih ulaganja u energetski efikasnije tehnologije, koje koriste ekološki čiste i (domaće svuda prisutne i raspoložive) obnovljive izvore energije. Tamo gdje država svojim aktivnim učešćem na razini sveukupnog makrosustava aktivno pomaže i subvencionira uvođenje novih tehnologija i energetskih izvora, kao što je to slučaj u svim zemljama članicama Europske unije, a predviđa se i u Hrvatskoj prema scenarijima S2 i/ili S3, sveukupni dobici na razini države postaju mnogostruko veći od iznosa, koji država mora izdvojiti u provedbi sustava poticajnih mjera.

Tablica 2.1.2 Potencijal NT potrošnje sunčeve energije prema scenarijima S2 i S3

	2000	2010	2020	2030
Mikroekonomski potencijal za S2+) scenarij (PJ)
- Industrija1)	0,00	0,71	1,58	3,74
- Kućanstva1)	0,31	2,79	7,47	12,69
- Usluge1)	0,03	0,16	0,29	0,57
- Poljoprivreda2)	0,00	0,19	0,69	1,88
Udjeli sunčeve energije po S2 scenarijub), PJ:	0,34	3,86	10,02	18,88
Udjeli sunčeve energije u GP-u, GPS2:	0,9%	8,4%	18,7%	30,6%
Mikroekonomski potencijal za S3+) scenarij (PJ)
- Industrija1)	0,00	0,86	3,15	4,99
- Kućanstva1)	0,31	3,28	10,46	21,15
- Usluge1)	0,03	0,16	0,46	0,81
- Poljoprivreda2)	0,00	0,39	1,37	2,68
Udjeli sunčeve energije po S3 scenarijub), PJ:	0,34	4,70	15,44	29,64
Udjeli sunčeve energije u GP-u, GPS3:	0,9%	10,2%	28,8%	48,0%

⁺⁾ Scenarij S2 temelji se na novim tehnologijama u energetici kao i aktivnim mjerama i poticajima države prilikom uvođenja obnovljivih izvora energije, posebice sunčeve energije. Scenarij S3 je koncipiran kao izrazito ekološki scenarij, s vrlo aktivnim mjerama države u ekonomskim, financijskim, organizacijskim, zakonodavnim, upravnim i svim ostalim poticajnim mjerama.

¹⁾ Odnosi se priobalje, zaobalje i otoke.

²⁾ Odnosi se na čitavu Hrvatsku.

 

2.1.2.3. Geotermalna energija

 

Ukupni geotermalni energetski potencijal otkrivenih ležišta iznosi 839 MW_t i 47,9 MW_e. Podjela prema temperaturi geotermalnog fluida i području korištenja prikazana je u tablici 2.1.2.

 

 

Tablica 2.1.2. Moguća ukupna snaga geotermalne energije

Moguća ukupna snaga geotermalne energije	Toplinska		Za proizvodnju električne energije
	temp. vode > 100 °C (računato do 50 °C)	temp. vode < 100 °C (računato do 50 °C)	temp. vode > 100 °C
iz već izr. bušotina	169 MWt	35 MWt	11 MWe
uz potp. razr. ležišta	756 MWt	83 MWt	47,9 MWe

 

2.1.2.4. Energija vjetra

Analizom tehničkog potencijala energije vjetra na 29 makrolokacija (19 na jadranskim otocima i poluotoku Pelješcu i 10 u priobalju Jadrana) procijenjena je mogućnost izgradnje 400 MW vjetroelektrana (uz korištenje vjetroturbina nazivne snage 750 kW), koje bi godišnje mogle proizvesti oko 800 GWh električne energije. Detaljnije analize manjeg broja makrolokacija na temelju kvalitetnijih podloga i novih saznanja te uz korištenje suvremenih alata za mikrolociranje pokazuju da je s najnovijom generacijom suvremenih vjetroturbina moguće povećati prihvatni kapacitet nekih makrolokacija 10% do 40%, a korištenjem vjetroturbina u megawattnoj klasi (s nazivnom snagom do 2500 kW) čak i do 150%.

Osim 29 spomenutih lokacija koje određuju samo dio tehničkog potencijala, definirano je i obrađuje se preko 70 novih lokacija, uglavnom u zaobalju i manje na otocima. Potencijal unutrašnjosti Hrvatske u pogledu mogućnosti izgradnje vjetroelektrana još nije sustavno obrađen. Na osnovi dostupnih podataka preliminarno je procijenjeno da je potencijal kontinentalne Hrvatske niži nego u priobalju i na otocima, ali se očekuje da i u ovom području postoji mogućnost identifikacije pogodnih lokacija i gospodarskog korištenja energije vjetra (slično drugim kontinentalnim zemljama poput Austrije, Bavarske i dr.).

Konačno u pogledu drugih aplikacija energije vjetra, na temelju dostupnih podataka i prognoza o ukupno potrebnim količinama vode na otocima, pretpostavljajući turizam i poljoprivredu kao osnovne otočke djelatnosti, procijenjeno je da je mogući doprinos energije vjetra u sustavu vodoopskrbe (za pokretanje desalinizacijskih postrojenja) do 20 MW. Već danas postoji i manji gospodarski potencijal za opskrbu autonomnih potrošača na (infrastrukturno) izoliranim područjima (otoci, pasivni i ruralni krajevi).

 

2.1.2.5. Iskorištavanje biomase i otpada

Sva dosadašnja istraživanja pokazuju da se u Hrvatskoj trenutačno koristi samo manji dio raspoložive biomase te da u budućnosti postoje značajne mogućnosti za povećanje toga udjela. Hrvatska je zemlja s izrazito velikim potencijalom biomase za proizvodnju energije. Gotovo 44% kopnene površine zemlje prekriveno je šumama, drvna industrija ima dugu tradiciju i važno mjesto u gospodarstvu, postoje velike površine obradive zemlje te mogućnosti za držanje značajnog stočnog fonda. U svim navedenim djelatnostima: šumarstvu, drvnoj industriji te poljoprivredi nastaju velike količine biomase pogodne za energetsko iskorištavanje. Dodatni potencijal leži u iskorištavanju neobrađenih oranica i pašnjaka za uzgajanje energetskih biljaka, podizanje energetskih plantaža brzorastućeg drveća i integriranih energetskih farmi te proizvodnji biogoriva (slika 2.1.1.).

Slika 2.1.1. Regionalni potencijal biomase u Republici Hrvatskoj

 

 

2.2. Kapaciteti u energetskom sustavu Republike Hrvatske

2.2.1. Plinski sustav

Plinski sustav Hrvatske obuhvaća istraživanje i proizvodnju prirodnog plina, podzemno skladište plina, mrežu transportnih,  magistralnih i regionalnih cjevovoda, plinske distribucijske mreže, te proizvodnju i trgovinu ukapljenog naftnog plina.

Proizvodnja

Domaća proizvodnja prirodnog plina trenutno pokriva oko 58 posto potreba za plinom. S obzirom na sve veću potražnju za prirodnim plinom udio uvezenog plina će se povećavati.

Slika 2.2.1. Proizvodnja plina u Hrvatskoj (1990.-1999.), mil m³

 

 

 

Prirodni plin se dobiva iz 17 plinskih polja. Najveći dio plina dolazi iz ležišta Molve, Kalinovac i Stari Gradec u sklopu kojih su izgrađena postrojenja za preradu i pripremu plina za transport - centralne plinske stanice Molve I, II i III. Njihovi ukupni instalirani kapaciteti prerade iznose 9,5 mil. m³/dan.

Transport

Sustav za transport plina obuhvaća 2 162 km visokotlačnog plinovoda čiji promjer iznosi od 80 do 500 mm (tablica 2.2.1.). Sustav je projektiran na tlak do 50 bara. Nadzor i upravljanje sustavom provodi se iz dispečerskog centra u Zagrebu. U sklopu ovog sustava nalazi se i 135 mjerno-redukcijskih stanica kapaciteta 4 000 - 100 000 m³/dan.

Tablica 2.2.1. Duljina transportnih plinovoda u Hrvatskoj

Plinovodi	Duljina [km]
Međunarodni	35
Magistralni	635
Regionalni	710
Spojni	255
Tehnološki	527
Ukupno	2 162

 

Skladištenje

Podzemno skladište plina Okoli projektirano je na radni obujam od 500 mil m³. Maksimalni kapacitet utiskivanja iznosi 5 x 10 ⁶ m³/dan, a maksimalni kapacitet crpljenja 5 x 10 ⁶ m³/dan.

Distribucija

U Republici Hrvatskoj, distribuciju prirodnog plina vrši 38 poduzeća, od kojih je samo dio usko specijaliziran za obavljanje te djelatnosti, a duljina distribucijske plinske mreže iznosi oko 13 340 km. Povrh toga, dva se poduzeća bave distribucijom gradskog i miješanog plina, a jedno distribucijom isključivo miješanog plina.

 

2.2.2. Naftni sustav

Naftni sustav Republike Hrvatske obuhvaća proizvodnju nafte i kondenzata iz domaćih i stranih polja, transport Jadranskim naftovodom, preradu nafte u rafinerijama Rijeka, Sisak i Zagreb, te trgovinu naftnim derivatima.

Proizvodnja

Sirova nafta i kondenzat proizvode se iz 31 naftnog polja čime se zadovoljava oko 23 posto domaće potrošnje, a ostale količine podmiruju se uvozom. Trend proizvodnje nafte u posljednjih nekoliko godina prikazan je na slici 2.2.2.

 

Slika 2.2.2. Proizvodnja nafte (1990.-1999.), tis. tona

 

 

Transport

Jadranski naftovod - JANAF, sustav za međunarodni transport nafte, izgrađen je 1979. godine. Njime se transportira i skladišti nafta za potrebe domaćeg tržišta, te za potrebe tržišta Slovenije, Bosne i Hercegovine, Jugoslavije, Mađarske, Češke i Slovačke. Projektirani kapacitet cjevovoda je 34 milijuna tona nafte godišnje, dok je instalirani kapacitet JANAF-a 20 milijuna tona  nafte godišnje. Duljina trase iznosi 760 km, a kapacitet skladišta na terminalima Omišalj, Sisak i Virje je 820 000 m³ (tablice 2.2.2. i 2.2.3.).

Tablica 2.2.2. Kapaciteti naftnih terminala u Republici Hrvatskoj

TERMINAL	SKLADIŠTE [m3]
Omišalj	680 000
Sisak	100 000
Virje	40 000

 

Tablica 2.2.3. Trase JANAF naftovoda u Republici Hrvatskoj

TRASA	PROMJER [“]	DULJINA [km]
Omišalj-Sisak	36	180
Omišalj-Urinj	20	7
Sisak-Virje (Mađarska)	28	109
Virje-Lendava	12	73
Sisak-Slavonski Brod	28	157
Slavonski Brod-Bosanski Brod (BiH)	28	14
Slavonski Brod - granica Yu	26	85

 

Prerada nafte i trgovina

Kapacitet prerade nafte u rafinerijama prikazan je u tablici 2.2.4.

Tablica 2.2.4. Kapaciteti prerade nafte u rafinerijama

RAFINERIJA	Instalirani kapaciteti prerade [tona/god]
1. Rafinerija nafte Rijeka - Urinj	5 000 000
2. Rafinerija nafte Sisak	3 500 000
3. Rafinerija nafte Zagreb	45 000
UKUPNO	8 545 000

 

Ukupan broj benzinskih postaja u 1999. godini u Republici Hrvatskoj iznosio je 605, od čega je u vlasništvu INA d.d. Zagreb njih 402, a ostale su u privatnom vlasništvu. Pod znakom INE ukupno je 470 stanica.

 

2.2.3. Elektroenergetski sustav

Elektroenergetski sustav obuhvaća proizvodne kapacitete hidroelektrana, termoelektrana i NE Krško, te prijenosna i distribucijska postrojenja.

 

Proizvodni kapaciteti

Ukupna proizvodnja električne energije u RH u 2000. godini iznosila je 9799 GWh i pokrivala je oko 70 posto ukupne potražnje. Proizvodnja električne energije u Hrvatskoj za razdoblje 1990. - 2000. godine prikazana je na slici 2.2.3.

Slika  2.2.3. Proizvodnja električne energije (1990-2000.), GWh

 

 

 

Instalirani kapaciteti

Tablica 2.2.5. Instalirani kapaciteti u elektranama u Republici Hrvatskoj (MW), u nuklearnoj  elektrani (NE)  Krško i elektranama izvan Hrvatske

	Instalirani kapaciteti	Udio
	MW	%
Hidroelektrane (HE)	2 076	46
Termoelektrane (TE)	1 525	33
NE Krško	332	7
TE izvan Hrvatske	650	14
UKUPNO	4 583	100

Izvor: Master plan 2001.

 

Prijenosna mreža

Prijenos električne energije ostvaruje se na 400, 220 i 110 kV naponskim razinama, preko vodova ukupne dužine oko 7 000 km. U mrežu su uključene  TS 400/220(110) kV i 220/110 kV, te TS 110/35(10,20) kV (tablica 2.2.6.).

Tablica 2.2.6. Prijenosna mreža

PRIJENOSNA MREŽA (km)
Napon (kV)	Ukupno	Nadzemno	Kabel
400	1161	1161	-
220	1224	1224	-
110	4777	4668	109
TRAFOSTANICE
Vrsta stanice	Broj	MVA
400/220/110 kV*	5	3400
220/110/x kV	15	3150
110/x kV	141	7285,5

Izvor: Ministarstvo gospodarstva: Energija u Hrvatskoj 1995.-1999.

^*TS Ernestinovo 2x300 MVA izvan pogona

 

Distribucijska mreža

Distribuciju električne energije čine TS 110/35 (30) kV, TS 110/10(20) kV, TS 35/10, TS 10/0,4 kV i vodovi (zračni i kabelski) naponskih razina 110, 35 (30) i 0,4 kV (tablica 2.2.7.).

 

 

 

 

 

Tablica  2.2.7. Distribucijska mreža

DISTRIBUCIJSKA MREŽA (km)
Napon (kV)	Ukupno	Nadzemno	Kabel
110	70	66	4
35, 20, 10	33614	25381	8233
0,4	79880	62392	17488
TRAFOSTANICE
Vrsta stanice	Broj	MVA
110/10(20) kV	16	1074,5
35/10(20) kV	342	3784
10(20)/0,4 kV	21477	6898

Izvor: Ministarstvo gospodarstva: Energija u Hrvatskoj 1995.-1999.    

2.3. Potrošnja

Ukupna potrošnja energije u Hrvatskoj od 369,83 PJ u 1999. godini, preračunata na količinu po stanovniku, iznosi približno 1940 kg ekvivalentne nafte. Takvom razinom potrošnje Hrvatska je na začelju u odnosu na druge europske zemlje, a manju potrošnju imaju samo Rumunjska, Makedonija, SR Jugoslavija, Turska, Moldavija, Bosna i Hercegovina te Albanija.

Slika 2.3.1. Struktura neposredne potrošnje energije u razdoblju od 1988. do 1999. godine

 

 

Vidljiv je pad ukupne neposredne potrošnje energije u razdoblju od 1990. do 1992. godine od 33,5 posto. U 1999. godini ona iznosi približno 83 posto potrošnje iz 1988. godine. Potrošnja ugljena smanjivala se s prosječnom stopom od 15,3 posto godišnje, dok je potrošnja ogrjevnog drva u 1999. dosegla 60 posto vrijednosti iz 1988. godine. Potrošnja tekućih goriva smanjivala se u razdoblju od 1990. do 1992. godine, nakon čega bilježi porast tako da je u 1999. samo malo manja u odnosu na početak razdoblja. Potrošnja prirodnog plina u 1999. godini veća je u odnosu na razinu predratne potrošnje za oko 16 posto. Potrošnja električne energije ostvarila je pad od 33 posto u razdoblju od 1990. do 1992. godine, a u 1999. godini iznosi približno 87 posto vrijednosti iz 1988. godine. Potrošnja pare i vrele vode nakon pada u razdoblju 1990/91 praktično je ujednačena i u 1999. je iznosila 64 posto vrijednosti iz 1988. godine.

Promatrano po sektorima (slika 2.3.2) vidljiv je pad potrošnje u neenergetske svrhe (indeks 1999/88 iznosi 0,75), pad potrošnje u industriji (indeks 1999/88 iznosi 0,51), pad potrošnje u općoj potrošnji (indeks 1999/88 iznosi 0,96) kao i pad potrošnje energije za pogon (indeks 1999/88 iznosi 0,57). Potrošnja u prometu nakon privremenog pada tijekom ratnog razdoblja ostvaruje stalan porast tako da je u 1999. veća za 14,7 posto u odnosu na 1998. godinu. Također su u odnosu na početak razdoblja povećani gubici energetskih transformacija, kao i gubici transporta i distribucije energije.

Slika 2.3.2. Struktura ukupno utrošene energije - prikaz po sektorima

 

 

 

 

 

2.4. Opskrba

Slika 2.4.1. Ukupna potrošnja (PT) i proizvodnja (PR) primarne energije u razdoblju 1988. - 1996.

 

 

Slika 2.4.1 prikazuje strukturu ukupne potrošnje i proizvodnje primarne energije u razdoblju od 1988. do 1999. godine. Iz vlastitih izvora zadovoljava se približno 50 posto ukupne potrošnje energije u 1999. godini. Ukupna potrošnja ogrjevnog drva i energija vodnih snaga osigurana je u potpunosti iskorištavanjem vlastitih izvora na području Hrvatske. Vlastita opskrbljenost prirodnim plinom iznosila je u 1999. godini 59 posto (74,4 posto u 1988.). Udio proizvedene sirove nafte u ukupnoj potrošnji tekućih goriva iznosio je 30 posto što je najmanja vrijednost do sada. Do 1993. godine vlastita opskrbljenost sirovom naftom uvijek je bila veća od 50 posto. Udio vlastitog ugljena iznosio je u 1999. samo 4,6 posto, dok u budućnosti treba računati sa stopostotnom opskrbom iz uvoza.

 

2.4.1 Kvaliteta opskrbe

U razdoblju od osnivanja Republike Hrvatske kontinuirana opskrba narušena je u nekoliko slučajeva od kojih su navedeni karakteristični.

U elektroenergetskom sustavu (EES-u) prekinuta je mreža južne Hrvatske kada je zbog okupacije postao neraspoloživ DV 380 kV Obrovac-Meline, odnosno DV 220 kV Konjsko-Brinje. Njena veza s ostalim dijelovima sustava u paralelnom pogonu s UCPTE ostala je kroz BiH do 26. rujna 1991. godine kada je onesposobljena TS Ernestinovo. Ovo je stanje potrajalo do 21. prosinca 1995. godine. U sklopu interventnog programa u Dalmaciji su postavljene plinske i diesel elektrane ukupne snage 175,8 MW na jedanaest lokacija. Projektom “Otočne veze” povezana je Dalmacija s ostalim dijelom EES-a preko zračno-kabelske veze 110 kV od TS Melina preko otoka Krka, Raba i Paga do Zadra (završeno u srpnju 1994. godine) te ličkim krakom; dalekovodom Lika-Karlobag-Novalja. Uz smanjenje proizvodnje iz hidroelektrana i termoelektrana zbog njihova oštećenja ili zato što su se nalazile na privremeno okupiranom području već je spomenut i  prekid ugovorene isporuke iz Srbije i BiH (poglavlje 2.6. - Ratne štete). Izgradnjom i puštanjem u pogon 400 kV dalekovoda Tumbri (RH) – Heviz (Mađarska) stabilizirana je situacija u sjeverozapadnom dijelu EES-a RH i otvorene su mogućnosti uvoza/izvoza i tranzita električne energije.

Tijekom 1995. godine došlo je do sedmomjesečnog prekida dobave prirodnog plina iz Rusije tako da je uvoz iznosio 273,9 milijuna m³ u odnosu na 879 milijuna m³ u 1996. godini. Vlastita proizvodnja u toj godini povećana je za 9,7 posto u odnosu na 1994., odnosno 10 posto u odnosu na 1996.godinu, a veće su količine povučene iz podzemnog skladišta Okoli (127,6 milijuna m³ u odnosu na 27 milijuna m³ u 1994.) Ukupna potrošnja prirodnog plina bila je 8 posto manja u odnosu na 1994. odnosno 11 posto manja u odnosu na 1996. godinu. Razina opskrbljenosti industrije ostala je tijekom tog razdoblja na istoj razini, a u općoj potrošnji zabilježen je porast od 22,7 posto u odnosu na 1994. godinu. Istovremeno, potrošnja prirodnog plina za energetske transformacije ostvarila je pad od 31 posto što može biti objašnjeno prijelazom na drugo gorivo.

Ukupna proizvodnja derivata nafte iz rafinerija pala je sa 6 765 tisuća tona u 1990. godini na 3 896 tisuća tona u 1992., odnosno za 34  posto. Nakon tog razdoblja proizvodnja raste, te u 1996. godini iznosi 5 037,7 tisuća tona (porast od 29 posto), dok je u 1999. godini iznosila 5 429,6 tisuća tona. Vlastita proizvodnja sirove nafte smanjena je u razdoblju 1990./92. za 30 posto. Tome je između ostalog pridonijela i okupacija polja Đeletovci, Ilača i Privlaka u istočnoj Slavoniji koja su prestala s radom 15. rujna 1991., a vraćena u sustav INE 19. kolovoza 1996. godine.

Zbog oštećenja sustava JANAF na terminalu Sisak i dijelovima trase Omišalj-Sisak i Sisak-Slavonski Brod, te otuđivanja dijelova sustava izvan teritorija Republike Hrvatske došlo je do značajnog pada transportiranih količina (slika 2.4.2.), ali je to prije svega imalo utjecaj na gubitak tržišta u Mađarskoj, Slovačkoj i Češkoj.

Slika 2.4.2. Transportirane količine kroz naftovod JANAF 1987.-1999.

 

2.4.2 Problemi naplate

Tijekom cijelog razdoblja od osnivanja Republike Hrvatske problem naplate umreženih energenata (električna energija, prirodni plin, gradski plin i javna toplina) stvarao je dodatne probleme poduzećima koja opskrbljuju potrošače tim energentima.

Tijekom 1994. godine dugovanja potrošača Hrvatskoj elektroprivredi iznosila su 1,34 mjesečne fakture, a rasla su iz godine u godinu, da bi 1997. godine iznosila 2,6 mjesečne fakture. U tom se razdoblju naplaćenost od kućanstava postepeno poboljšavala, tako da danas gospodarstvo sudjeluje s više od 70 posto u ukupnom dugu.

Gradska plinara Zagreb ima godišnju naplatu od oko 80 posto. Preostalih 20 posto potrošača kasni s plaćanjem pri čemu je udio široke potrošnje nešto manji od polovice tog udjela.

U javnom toplinarstvu u Zagrebu naplata kasni do tri mjeseca, a u tome gospodarstvo sudjeluje s oko 70 posto. 

 

2.5. Efikasnost energetskih sustava

Kod efikasnosti energetskih sustava promatramo efikasnost energetskih transformacija, te transporta/prijenosa i distribucije. Razina efikasnosti ovisna je o specifičnostima pretvorbe, dakle o karakteristikama pojedinoga energetskog sustava.

Zajednička ocjena je da su gubici u energetskim sustavima iznad uobičajene razine gubitaka u razvijenim zemljama. Pri tome se mora imati u vidu da je Republika Hrvatska vrlo zahtjevna u dimenzioniranju infrastrukture te da će razina gubitaka biti uvijek nešto veća nego kod geografski kompaktnijih zemalja.

 

2.5.1. Elektroenergetski sustav (EES)

Prosječna efikasnost transformacije pri proizvodnji električne energije iznosi 37 posto. Gubici u prijenosnoj elektroenergetskoj mreži na području RH iznosili su 1999. godine 3,5 % od ukupno potrošene (energy supplied) električne energije.

Ukupni registrirani gubici električne energije u distribucijskoj djelatnosti HEP-a 1999. godine iznosili su 10,9% električne energije preuzete iz prijenosne mreže. Tehnički gubici u sustavu za distribuciju električne energije u odnosu na energiju preuzetu iz prijenosne mreže iznosili su 5,1%. Prema tome veći dio gubitaka u distribucijskoj mreži čine netehnički gubici (krađa, neispravna brojila, sustav obračuna,...).

 

2.5.2. Naftni sustav

Gubici prerade u rafinerijama u Republici Hrvatskoj kreću se u rasponu od 0,8 do 1 posto (izuzetak je 1996. godina u kojoj su gubici iznosili 1,47 posto), što je nešto više od svjetskih standarda (0,56 ± 0,2 posto). Vlastita potrošnja naftnih derivata u rafinerijama iznosila je u 1999. godini 317,4 tisuća tona, odnosno 5,8 posto od ukupno proizvedenih količina u rafinerijama (svjetski standard iznosi 4 posto).

 

2.5.3. Plinski sustav

U plinskom sektoru, ukupni su gubici u 1999. godini iznosili (uključujući i distribuciju, a prema energetskim bilancama) 78,3 milijuna m³, odnosno 2,9 posto ukupne potrošnje. Vlastita potrošnja u istoj godini iznosila je 126,2 milijuna m³, odnosno 4,7 posto ukupne potrošnje.

2.5.4. Toplinarstvo

U Zagrebu prosječni gubici topline iz mreže TE-TO iznose 10,5 posto, a iz mreže EL-TO 13,7 posto godišnje. Dnevni gubici vode zbog dotrajalosti cjevovoda i ostale opreme iznose između 4 i 8 posto ukupnog volumena vrelovodne mreže, što je u relativnom iznosu 5 do 10 puta više od gubitaka u toplinskim mrežama zapadnoeuropskih gradova. U Osijeku dnevni gubici vode u vrelovodnoj mreži iznose od 1 do 2 posto. Toplinske gubitke vrelovoda je teško odrediti jer ne postoji mjerenje utroška toplinske energije u svim toplinskim stanicama.

U Zagrebu, prosječno specifično toplinsko opterećenje stambenih potrošača uključenih u centralizirani toplinski sustav iznosi 125 do 130 W/m², a u Osijeku 133 W/m². Prosječna specifična toplinska potrošnja u Zagrebu iznosi 217 kWh/m² , a u Osijeku  183 kWh/m²  (bez tople sanitarne vode koju ima samo dio potrošača priključenih na blok kotlovnice). Zapadnoeuropski pokazatelji su dva do tri puta niži.

Zbog nedostupnosti podataka prikaz je ograničen samo na gradove Zagreb i Osijek. Za ostale gradove nisu dostupni podaci, ali zbog minimalnih količina toplinske energije oni ne utječu na ovaj prikaz.

 

2.6. Ratne štete

Prema “Uputi za primjenu Zakona o utvrđivanju ratne štete” ( "Narodne novine", br. 54/93.) predviđeno je da se cjelokupna ratna šteta procjenjuje po cijenama na dan 31. prosinca 1990. godine u HRD, tj. po tadašnjem tečaju 1 DEM = 7 HRD. U konačnom izvješću predviđeno je da se iznosi ratnih šteta iskazuju u hrvatskim kunama prema prosječnom tečaju 1 DEM = 3,6 kn (pa je navedeni tečaj korišten i u daljnjem prikazu). Sveukupne ratne štete prikazane su u tablici 2.6.1.

Tablica 2.6.1. Sveukupne ratne štete - prikaz po sustavima

	Šteta u 000 kn
Elektroenergetski sustav
HEP d.d.	21 091 483
Naftni i plinski sustav
INA d.d.	12 535 517
JANAF	3 628 079
Sveukupno	37 255 079

 

2.6.1. Elektroenergetski sustav (EES)

Sumarni prikaz izravnih ratnih šteta po funkcijskim cjelinama te neizravnih šteta u HEP-u iznesen je u tablici 2.6.2.

 

 

 

 

Tablica 2.6.2. Sumarni prikaz ratnih šteta u HEP-u

Naziv	Šteta u 000 kn
Izravne ratne štete
• objekti proizvodnje	269 974
• objekti prijenosa	623 419
• objekti distribucije	1 914 188
• zamjenski objekti (interventni program)	1 191 729
• troškovi privremenih mjera obrane	30 956
Ukupno:	4 030 266
• imovina u republikama bivše Jugoslavije	5 534 017
Neizravne ratne štete	11 527 200
Sveukupno:	21 091 483

 

Neizravne ratne štete nastale su: zbog velikog pada potrošnje i smanjene proizvodnje po nižim cijenama iz HE i TE; zbog njihova oštećenja ili zato što su se nalazile na privremeno okupiranom području; zbog prekida ugovorene isporuke iz Srbije i BiH (od predviđene  isporuke od 3 566 GWh godišnje, HEP-u je u 1991. godini isporučeno 2 870 GWh, u 1992. godini 574 GWh, a u 1993. i 1994. godini nije bilo isporuke), te zbog uvoza skupe električne energije i izgradnje skupih interventnih elektrana u okviru zamjenskih objekata.

 

2.6.2. Naftni i plinski sustav

Prema konačnom izvješću predanom Državnoj komisiji za ratne štete pri Ministarstvu financija, INA d.d. pretrpjela je u razdoblju od 1990. do 1997. godine štete u visini kako je prikazano u tablici 2.6.3.

Tablica 2.6.3. Ukupne ratne štete za razdoblje 1990. - 1997. - INA

Naziv	Šteta u 000 kn
Izravne ratne štete	2 381 216
Neizravne ratne štete	9 948 568
Troškovi	205 733
Ukupno:	12 535 517

 

Ratne štete koje je pretrpio sustav za transport nafte JANAF prikazane su u tablici 2.6.4.

 

 

 

 

 

Tablica 2.6.4. Pregled procijenjene štete po kategorijama - JANAF

Naziv	Šteta u 000 kn
• Izravne ratne štete	658 079
• Neizravne ratne štete	2 970 000
Ukupno:	3 628 079

 

Materijalne štete na plinskim postrojenjima komunalnih distributera plina u istočnoj Hrvatskoj do srpnja 1992. godine procijenjene su na 7,9 milijuna kuna, ali ne obuhvaćaju gubitke zbog neprodanih količina plina.

2.7. Utjecaj na okoliš

Energetski je sektor u velikoj mjeri odgovoran za stanje okoliša, kako na lokalnoj tako i regionalnoj i globalnoj razini. Utjecaji energetskih izvora, promatrano u lancu od proizvodnje do potrošnje energije vrlo su raznovrsni. Svakako najveći problemi vezani su uz emisije štetnih tvari u atmosferu i s tim u vezi onečišćenja u urbanim sredinama, zakiseljavanje, pojavu visokih koncentracije prizemnog ozona te globalni problem stakleničkog plina CO₂.

Ostali problemi, kao što su utjecaj na vode, proizvodnja otpada, zauzeće zemljišta, buka i vibracije, utjecaj na biološku raznolikost i krajobrazne značajke, pretežito su lokalnog obilježja i time manje predmet strategijskog planiranja. Ova pitanja rješavaju se na razini pojedinih projekata, a primjenom postojeće regulative, utjecaji se svode na prihvatljivu razinu. Nepotpuna regulativa razlog je što su neki energetski objekti u prošlosti imali veliki utjecaj na okoliš.  Značajna prekretnica svakako je propisivanje obveze o izradi studije utjecaja na okoliš 1986. godine, u vrijeme kada je to imalo vrlo malo zemalja u Europi.

Primjeri lokalnog onečišćenja bile su visoke koncentracije sumpor dioksida u okolici TE Plomin u vrijeme kada je korišten samo visokosumporni raški ugljen i niski dimnjak. Problemi koksare Bakar bili su vezani uz onečišćenje zraka i krajobrazno nagrđenje. Ostaci prerade nafte iz Rafinerije Urinj i danas su problem grada Rijeke (deponija Sovjak). Do nekontroliranih akcidentalnih ispuštanja iz rafinerija, cjevovoda i prilikom brodskog prijevoza dolazi i danas, a opasnost od novih nezgoda nije otklonjena. Sve češće su rasprave o hidroelektranama koje su do nedavno u javnosti smatrane vrlo prihvatljivim ekološkim rješenjima. Ne treba izgubiti iz vida i nesreće i opasnosti koje su posljedice nekvalitetno izvedene instalacije i vodovi energetskih mreža (npr. eksplozija u Puli zbog neadekvatnog održavanja plinske mreže).

Treba istaknuti da se za energetski sektor u okviru publiciranih nacionalnih bilanci emisije već niz godina iskazuje i emisija štetnih tvari u atmosferu. Isto tako, planiranje razvoja elektroenergetskog sustava Hrvatske već se dugo godina provodi po načelima ekonomičnosti uz uvažavanje potreba zaštite okoliša. S tim u vezi vrijedna je spomena inicijativa Hrvatske elektroprivrede, koja je objavila Deklaraciju o zaštiti okoliša kao početni korak u uspostavi sustavne skrbi o okolišu po načelima suvremenih zapadnih tvrtki i međunarodnih standarda (ISO 14000).

 

 

2.7.1. Emisije u zrak

Glavne onečišćujuće tvari koje se emitiranju izgaranjem fosilnih goriva su sumporov dioksid (SO₂), dušikovi oksidi (NO_x), ugljikov monoksid (CO), čestice i staklenički plin ugljikov dioksid (CO₂). Plinovi SO₂ i NO_x, osim njihovoga štetnog djelovanja na zdravlje, poznati su kao "kiseli" plinovi jer njihovom transformacijom prilikom daljinskog transporta nastaju kiseli sastojci koji se talože iz atmosfere u obliku mokrog (kisele kiše) i suhog taloženja. Plin NO_x sudjeluje uz VOC (hlapive organske tvari) u stvaranju fotooksidativnog plina ozona (O₃), koji štetno djeluje na zdravlje i vegetaciju. Čestice nose na sebi različite štetne kemijske elemente i spojeve (npr. teške kovine), dok je plin CO₂ najznačajniji uzročnik globalnog zatopljenja

Udio energetskog sektora u ukupnim emisijama sumpornog dioksida (SO₂), dušičnih oksida (NO_x) i ugljičnog dioksida (CO₂) u Hrvatskoj za razdoblje od 1995. do 1999. godinu prikazan je na slici 2.7.1.

Slika 2.7.1. Udio energetskog sektora (ložišta i mobilnih izvora) u ukupnoj emisiji u Hrvatskoj

 

 

U Hrvatskoj je primjetan trend povećanja emisija većine onečišćujućih tvari, koji je uzrokovan u najvećoj mjeri povećanjem potrošnje fosilnih goriva. Znatno su povećane emisije SO₂ iz ložišta, i to prije svega iz termoelektrana HEP-a, dok je u posljednjih nekoliko godina najveći porast emisije NO_x iz mobilnih izvora. Emisija CO₂ direktno ovisi o energetskoj potrošnji, tj. dobar je pokazatelj utroška goriva. Zbroji li se doprinos stacionarnih i mobilnih energetskih izvora može se reći da je energetski sektor uzrok oko 99 posto emisije SO₂, 97-98 posto NO_x i 86-89 posto CO₂.

U prometu je primjetno, s jedne strane povećanje broja registriranih vozila i potrošnje goriva za potrebe cestovnog prometa, a s druge strane uporaba kvalitetnijeg goriva s nižim sadržajem sumpora i olova te veći udio bezolovnog benzina i vozila s ugrađenim katalizatorom. Pod utjecajem ovih suprotnih trendova u 1999. godini dolazi do smanjenja emisija SO₂ i NO_x a povećanja emisija CO₂. Dok je porast emisija SO₂ iz ložišta posljedica veće proizvodnje termoelektrana i pada kvalitete isporučenog lož ulja (veći sadržaj sumpora). Rezultati proračuna emisije iz energetike za 1999. godinu prikazani su u tablici 2.7.1.

Tablica 2.7.1. Emisija SO₂, NO_x i CO₂ iz energetskog sektora u 1999. godini

	SO2		NOX		CO2
	t/god	%	t/god	%	kt/god	%
Termoelektrane	47092	52,8	11506	16,3	4071	23,5
Kućne kotlovnice i ložišta u domaćinstvima	6158	6,9	3820	5,4	3033	17,5
Energetska postrojenja u industriji	28909	32,4	11438	16,2	4966	28,7
Cestovni promet	4075	4,6	28634	40,7	4117	23,8
Ostali mobilni izvori	2984	3,3	15018	21,3	1138	6,6
Ukupno	89218	100	70416	100	17325	100

 

Sukladno rezultatima za 1999. godinu emisija SO₂ najvećim dijelom potječe iz termoelektrana (53 posto) i iz energetskih postrojenja u industriji (32 posto), a tek manjim dijelom iz prometa. Najviše se SO₂ emitira iz ložišta na tekuća goriva, posebno iz onih koja koriste teško loživo ulje. Emisija SO₂ u 1999. godini manja je za oko 50 u odnosu na emisiju iz referentne 1990. godine.

Najveći udjel u emisiji NO_x, u 1999. godini, imaju mobilni energetski izvori (62 posto). Emisija je u velikoj mjeri (preko 40 posto) posljedica izgaranja goriva u cestovnom prometu, a ovisi o tipu i starosti vozila te tehnološkim rješenjima za smanjenje emisije (vrsta i izvedba katalizatora). U prometu najviše emisije NO_x dolazi iz teških teretnih vozila i osobnih vozila. Emisija NO_x je 18 posto niža od emisije iz 1990. godine.

Iz prometa, osim gore navedenih tvari, značajne su emisije hlapivih organskih tvari (VOC) i sitnih čestica te niza otrovnih i kancerogenih spojeva kao što su olovo, benzen, butadien i policiklički aromatski ugljikovodici (PAU). Osim emisije zbog izgaranja goriva, veliki dio emisije posljedica je ishlapljivanja tekućeg goriva iz benzinskih automobila, prilikom pretakanja i skladištenja goriva. Značajna je tako i emisija stakleničkog plina metana do koje dolazi zbog gubitaka pri transportu, distribuciji, preradi i skladištenju prirodnog plina.

Emisija CO₂ u 1999. godini je najvećim dijelom iz ložišta (oko 70 posto) pri čemu se iz termoelektrana emitira 24 posto. Udjel emisije CO₂ iz hrvatskih termoelektrana relativno je mali u usporedbi s drugim zemljama što je posljedica značajnog učešća hidroenergije i prirodnog plina u proizvodnji električne energije. Emisija CO₂ za 1999. godinu je 14 posto niža od emisije 1990. godine.

Treba naglasiti da je s gledišta emisije CO₂ prirodni plin u prednosti prema tekućem i krutom gorivu (približan odnos 1:0,75:0,55). Međutim ako se promatra čitavi gorivi ciklus, uzimajući u obzir emisije metana pri proizvodnji, preradi, transportu, skladištenju i distribuciji plina, tada se prirodni plin približava tekućem gorivu. Preliminarni proračuni za Hrvatsku pokazuju da na emisiju prirodnog plina, uz pretpostavku vrlo malih gubitaka u plinskom sustavu od 1,5 posto, treba dodati barem 20 posto emisije koja nastaje u lancu do neposredne potrošnje (Izvor: Prirodni plin i zaštita okoliša, Gospodarstvo i okoliš, 29/97)

Proračuni emisije teških metala pokazuju da su 1999. godine energetski izvori imali udjel preko 90 posto u emisiji najznačajnijih teških metala – olova, žive i kadmija, i to: Pb – 99 posto (uglavnom promet), Hg – 93 posto, a Cd 94 posto.

 

 

Usporedba emisije s drugim zemljama

Slika 2.7.2. Emisija SO₂, NO_x i CO₂ po stanovniku, 1994. godina

 

 

Usporedba emisije SO₂, NO_x i CO₂ u Hrvatskoj po stanovniku s odgovarajućom emisijom drugih europskih zemalja dana je na slici 2.7.2. Emisija po stanovniku u Hrvatskoj je za sve onečišćujuće tvari među najmanjom u Europi.

Ističe se ovdje mala emisija CO₂ po stanovniku, na razini od 5,0 t/stanovnik u 1990. godini, a prema obvezama iz Kyoto protokola tu emisiju bi do razdoblja od 2008. do 2012. godine trebalo još smanjiti za 5 posto.

 

 

2.7.2. Kakvoća zraka u naseljima

Kakvoća se zraka u naseljima posljednjih deset godina poboljšavala, zahvaljujući plinofikaciji, uvođenju daljinskog grijana iz toplana, zamjena ugljena drugim vrstama goriva te “gašenjem” nekih velikih izvora emisije (Koksara Bakar, visoke peći u Sisku, Tvornica ferolegura). Današnja kakvoća zraka u naseljima uglavnom je I. kategorije (čist i neznatno onečišćen zrak) i II. kategorije (umjereno onečišćen zrak).

Prema podacima Instituta za medicinska istraživanja i medicinu rada za 2000. godinu je u Zagrebu uglavnom bio zrak I. kategorije, a samo na nekoliko postaja je zabilježena II. kategorija kakvoće zraka zbog povišenih koncentracija ledbećih čestica, teških metala u lebdećim česticama i NO₂. III. kategorija kakvoće zraka je zabilježena u Karlovcu na dvije mjerene postaje, a Sisku i Labinu na jednoj postaji. U Karlovcu i Labinu se pojavljuju problemi s taložnom tvari, dok je u Sisku uzrok onečišćenosti zraka H₂S. Navedena onečišćenja nisu posljedica samo energetskih izvora.

Prioritet u rješavanju problema zaštite zraka su čestice i sumpor dioksid, a potom specifična onečišćenja iz prometa i industrijskih postrojenja. Od energetskih izvora najveće udjele u onečišćenju zraka imaju promet i niska ložišta, stoga je mjere za smanjenje emisije najznačajnije usmjeriti u ove sektore.

 

2.7.3. Daljinski prijenos onečišćenja

Daljinskim prijenosom onečišćenja dolazi do taloženja sumpornih i dušikovih spojeva te do pojave povišenih koncentracija troposferskog ozona što je štetno za šume i usjeve. Taloženje sumpora, a posebno dušika prelazi podnošljive razine za šumske ekosustave, posebno za područje Gorskog kotara. Proračuni koji se provode u okviru Konvencije o prekograničnom daljinskom onečišćenju zraka pokazuju da je Hrvatska veći "uvoznik" onečišćenja nego "izvoznik".

Vrlo zoran prikaz utjecaja energetskih izvora u Hrvatskoj na emisiju sumpora te doprinos pojedinih europskih zemalja i Hrvatske taloženju sumpora, dan je na slici 2.7.3.

Slika 2.7.3. Bilanca emisije i taloženja sumpora (SO₂-S) u Hrvatskoj, godina 1996.

 

 

Iz slike se može vidjeti da u ukupnom taloženju sumpora domaći energetski izvori imaju učešće oko 6 posto (slika 2.7.3), dok u ukupnom taloženju dušika (NO_x-N) samo oko 2 posto. Neke susjedne zemlje više doprinose taloženju nego mi sami. S gledišta regionalnog utjecaja koji se odnosi na zakiseljavanje i eutrofikaciju plinova pokazuje se da je za Hrvatsku veći problem pitanje eutrofikacije, odnosno prekomjerno taloženje dušika. Proračun pokazuje i prekoračenje kritičnih vrijednosti koncentracija troposferskog ozona, koji je isto posljedica međunarodnog onečišćenja.

 

2.8. Zakonodavstvo

Zakonodavni i institucionalni okvir energetskog sektora Republike Hrvatske tvori, uz Ustav cijeli niz zakona te veliki broj podzakonskih akata.

Ustav Republike Hrvatske ("Narodne novine", br. 41/01.) daje temelje poduzetničkog djelovanja u Republici Hrvatskoj. Inozemnim ulagačima Ustav jamči slobodni transfer dobiti kao i slobodni transfer uloženog kapitala ukoliko odluče smanjiti ili obustaviti svoje ulaganje u  Hrvatskoj. Prava stečena ulaganjem ne mogu se umanjiti zakonom niti bilo kojim drugim pravnim aktom.

Hrvatski sabor je 1997. godine ratificirao Ugovor o Energetskoj povelji ("Narodne novine", br. - Međunarodni ugovori br. 15/97.) kojom se pretpostavlja uvođenje modela dugoročne energetske suradnje u Europi u okviru tržišnog gospodarstva. Time je Republici Hrvatskoj omogućen pristup međunarodnim energetskim tijekovima, a ujedno se Hrvatska obvezala osigurati pristup u svoj energetski sustav. Vlada je 1998. godine donijela Uredbu o potvrđivanju Protokola Energetske povelje o energetskoj učinkovitosti i pripadajućim problemima okoliša ("Narodne novine", br. - Međunarodni ugovori br. 7/98.) koji promovira energetsku efikasnost i dosljednog smanjivanje negativnih utjecaja energetskih sustava na okoliš te potiče suradnju na području energetske učinkovitosti.

Zakon o energiji ("Narodne novine", br. 68/01.) uređuje mjere za sigurnu i pouzdanu opskrbu energijom, njenu učinkovitu proizvodnju i korištenje, akte kojima se utvrđuju i temeljem kojih se provodi energetska politika i planiranje energetskog razvitka te obavljanje energetskih djelatnosti na tržištu ili kao javnih usluga. Zakon se primjenjuje od 1. siječnja 2002.

Zakon o regulaciji energetskih djelatnosti ("Narodne novine", br. 68/01.) osniva Vijeće za regulaciju energetskih djelatnosti kao neovisnog regulatora energetskog tržišta.

Zakon o tržištu električne energije ("Narodne novine", br. 68/01.) uređuje obavljanje djelatnosti proizvodnje, prijenosa, distribucije i opskrbe električnom energijom, vođenja elektroenergetskog sustava i organiziranja tržišta električnom energijom. Zakon definira status HEP-a u procesu reforme hrvatskoga energetskog sektora te propisuje obvezu organizacionog usklađivanja HEP-a s odredbama Zakona o energiji i Zakona o tržištu električne energije. Zakon se primjenjuje od 1. siječnja 2002. Danom početka primjenjivanja ovoga Zakona prestaje važiti Zakon o elektroprivredi.

Zakon o tržištu plina ("Narodne novine", br. 68/01.) uređuje obavljanje energetskih djelatnosti dobave, transporta i distribucije plina. Zakon se primjenjuje od 1. siječnja 2002.

Zakonom o tržištu nafte i naftnih derivata  ("Narodne novine", br. 68/01.) određeno je da se sve djelatnosti u sektoru nafte i naftnih derivata obavljaju na slobodnom tržištu. U nadležnosti ministarstva nadležnog za pitanja energetike je utvrđivanje maksimalne cijene za naftne derivate. Zakon se primjenjuje od 1. siječnja 2002.

Zakonom o elektroprivredi ("Narodne novine", br. 31/90., 61/91., 26/93., 78/94., 105/99., 111/99. i 51/01.) HEP je utemeljen prvo kao javno poduzeće, a poslije je postao  dioničko društvo u vlasništvu države. Planom restrukturiranja i privatizacije Vlada može donijeti odluku o prodaji 25 posto dionica HEP-a, dok je za svaku daljnju prodaju dionica potrebna suglasnost Hrvatskog sabora. Temeljne aktivnosti HEP-a su proizvodnja, prijenos i upravljanje elektroenergetskim sustavom, te distribucija električne energije. HEP se, također, bavi proizvodnjom i distribucijom topline u Zagrebu i Osijeku preko centraliziranoga toplinskog sustava te distribucijom plina u Osijeku.

Prema Zakonu o INI iz 1993. godine INA je postala dioničko društvo u  stopostotnom državnom vlasništvu. Država će moći prodavati dionice i to na način da će odluku o prodaji 25 posto dionica donijeti Vlada, a za prodaju većeg postotka dionica bit će potrebna suglasnost Hrvatskoga sabora. Organizacijskim restrukturiranjem je utemeljena INA-Grupa kao skup društava kapitala koja su objedinjena pod jedinstvenim vođenjem od strane INE-Industrije nafte dioničarskog društva .

Zakon o državnim robnim zalihama ("Narodne novine", br. 68/98.) uređuje uvjete za stvaranje, uporabu i obnavljanje državnih robnih zaliha, osigurava prostor za njihov smještaj i čuvanje, te uređuje prava i dužnosti državnih tijela u upravljanju robnim zalihama, u koje se između ostalog, ubrajaju i naftni derivati.

Zakon o državnom inspektoratu ("Narodne novine", br. 76/99.) uređuje inspekcijske poslove, ustrojstvo i način rada Državnog inspektorata. Državni inspektorat obavlja, uz ostale zakonom propisane inspekcijske poslove, nadzor nad obavljanjem poslova i provedbu propisa o elektroenergetici, rudarstvu i posudama pod tlakom.

Zakon o gradnji ("Narodne novine", br. 52/99. i 75/99.) određuje uvjete za projektiranje, gradnju, održavanje građevine te rekonstrukciju i uklanjanje građevine ili njena dijela.

Zakon o iznimnim mjerama kontrole cijena ("Narodne novine", br. 73/97.) uređuje uvjete pod kojim nadležna državna tijela mogu poduzimati mjere kontrole u području cijena i način provedbe tih mjera. Vlada može, samo iznimno, utjecati na formiranje cijena na tržištu. Poduzeća mogu cijene, odnosno tarife za prodaju električne energije, nafte, prirodnog plina i osnovnih naftnih derivata mijenjati uz informiranje Vlade ili jedinica lokalne samouprave.

Zakon o izvlaštenju ("Narodne novine", br. 9/94. i 35/94.) propisuje da se nekretnina, uz naknadu vlasniku, može izvlastiti radi izvođenja radova ili izgradnje objekata energetske infrastrukture te za potrebe istraživanja i eksploatacije rudnog blaga.

Zakon o komunalnom gospodarstvu ("Narodne novine", br.  36/95., 70/97., 128/99., 57/00., 129/00. i 59/01.) propisuje da se opskrba plinom i opskrba toplinskom energijom obavljaju kao komunalne djelatnosti, na temelju koncesije koju podjeljuje predstavničko tijelo jedinice lokalne samouprave.

Zakon o koncesijama ("Narodne novine", br. 88/92.) propisuje da se koncesijom stječe pravo gospodarskog korištenja prirodnih dobara te drugih dobara za koje je zakonom određeno da su od interesa za Republiku Hrvatsku, pravo obavljanja djelatnosti od interesa za Republiku Hrvatsku te pravo na izgradnju i korištenje objekata i postrojenja potrebni za obavljanje tih djelatnosti načelno Odluku o koncesiji donosi Hrvatski sabor na temelju javnog prikupljanja ponuda ili javnog natječaja ili na zahtjev. Koncesija se može dati domaćoj ili stranoj, pravnoj ili fizičkoj osobi na razdoblje od najviše 99 godina.

Zakon o normizaciji ("Narodne novine", br. 55/6.)  uređuje sustav normizacije i temeljne zahtjeve za proizvode, procese i usluge, sustav ocjenjivanja sukladnosti te donošenje propisa i normi radi razvoja hrvatskog tržišta te uključivanja Republike Hrvatske u međunarodne gospodarske tijekove, zaštite života i zdravlja ljudi, zaštite okoliša, zaštite potrošača, tipizacije i ujednačavanja proizvoda, procesa i usluga i razumnog iskorištavanja prirodnih dobara i energije te brzog i točnog obrađivanja i prijenosa podataka.

Zakon o posebnom porezu na naftne derivate ("Narodne novine", br. 55/00., 101/00. i 27/01.) uređuje oporezivanje naftnih derivata koji se proizvode i prodaju u Republici Hrvatskoj, izvoze i Republike Hrvatske te uvoze u carinsko područje Republike Hrvatske.

Zakon o poticanju ulaganja ("Narodne novine", br. 73/00.) uređuje poticanje ulaganja domaćih i inozemnih pravnih ili fizičkih osoba u cilju poticanja gospodarskog rasta, razvitka i ostvarenja gospodarske politike Republike Hrvatske, Njenog uključivanja u tokove međunarodne razmjene i jačanja konkurentne sposobnosti hrvatskog gospodarstva. U smislu ovoga Zakona poticanje ulaganja je sustav poticajnih mjera te poreznih i carinskih povlastica.

Zakon o privatizaciji ("Narodne novine", br. 21/96., 71/97. i 73/00.) definira privatizaciju kao dio ukupne gospodarske i razvojne strategije i politike Republike Hrvatske, te propisuje da će se privatizacija INA-Industrija nafte d.d. i Hrvatske elektroprivrede d.d urediti posebnim zakonom.

Zakon o računovodstvu ("Narodne novine", br. 90/92.) nadopunjava pravnu osnovu za tržišno gospodarenje u Republici Hrvatskoj. Primjenom Zakona temeljna računovodstvena izvješća postaju čitljiva i razumljiva za poslovne partnere u inozemstvu.

Zakonom o rudarstvu ("Narodne novine", br. 35/95.), kao posebnim zakonom, uređeno je da koncesiju za istraživanje i eksploataciju prirodnog plina i nafte daje Vlada Republike Hrvatske. Koncesiju za istraživanje i eksploataciju svih ostalih mineralnih sirovina u koje se ubraja i ugljen, izdaje na zahtjev, Ministarstvo gospodarstva, odnosno županijski ured ili ured Grada Zagreba nadležan za poslove rudarstva.

Zakon o trgovačkim društvima ("Narodne novine", br. 111/93., 34/99. i 121/99.) propisuje oblike trgovačkih društava i daje supsidijarna rješenja za njihovo djelovanje. Zakon ne pravi razliku između domaćih i inozemnih osoba, osim uvjeta uzajamnosti, tako da one imaju jednak pravni položaj pri osnivanju društava, ali i tada kada inozemna osoba nakon osnivanja ulazi u takvo društvo i kada raspolaže pravima koja ima u društvu. Zakon sadrži odredbe o povezivanju društava ostvarujući načela zaštite povezanih društava u kojima druga društva imaju utjecaj na upravljanje te zaštitu članova i vjerovnika tih društava.

Zakon o trgovini ("Narodne novine", br. 11/96., 101/98., 30/99., 75/99. i 62/01.) uređuje uvjete za obavljanje djelatnosti trgovine na domaćem tržištu, obavljanje trgovine s inozemstvom, zaštitne mjere pri uvozu i izvozu, mjere ograničavanja obavljanja trgovine, nepošteno tržišno natjecanje te nadzor i upravne mjere.

Zakon o vodama ("Narodne novine", br.107/95.) uređuje pravni položaj voda i vodnog dobra, načine i uvjete upravljanja vodama, zaštitu voda, način obavljanja poslova kojima se ostvaruje upravljanje vodama te druga pitanja koja su značajna za uprvljanje vodama.

Zakon o zaštiti okoliša ("Narodne novine " 82/94. i 128/99.) cjelovito uređuje pitanja zaštite okoliša. Državna uprava za zaštitu prirode i okoliša nadležna je za nadzor provođenja ovog zakona.

Zakon o zaštiti tržišnog natjecanja ("Narodne novine", br. 48/95., 52/97. i 89/98.) uređuje pravila ponašanja i sustav mjera za zaštitu slobodnog tržišnog natjecanja. Agencija za zaštitu tržišnog natjecanja nadležna je za stručne i upravne poslove u svezi sa zaštitom tržišnog natjecanja.

Opći porezni zakon ("Narodne novine", br. 127/00.), Zakon o porezu na dodanu vrijednost ("Narodne novine", br.47/95., 106/96., 164/98., 105/99., 54/00. i 73/00.), Zakon o porezu na dobit ("Narodne novine", br. 127/00.), Zakon o carinskoj tarifi ("Narodne novine", br. 61/00. i 117/00.)  te bilateralni ugovori Republike Hrvatske o izbjegavanju dvostrukog oporezivanja čine pravni okvir za porezne obveze i carine.

Uredba o standardima kakvoće tekućih naftnih goriva ("Narodne novine", br. 76/97., 67/99. i 149/99.) propisuje standarde kojima se određuju granične vrijednosti značajki kakvoće tekućih naftnih goriva na domaćem tržištu, način njihovog označivanja i dokazivanja sukladnosti.

Općim uvjetima isporuke električne energije ("Narodne novine", br. 8/91., 61/92., 70/92., 78/93. i 81/97.) su utvrđeni energetski i tehnički uvjeti te gospodarski odnosi između isporučitelja električne energije i korisnika, tj. potrošača.

Tarifni sustav za prodaju električne energije ("Narodne novine", br. 8/91., 10/91., 23/92., 33/93., 43/93. i 20/94.) utvrđuje načela za određivanje tarifnih stavova te postupak za utvrđivanje obračunskih elemenata na koje se primjenjuju tarifni stavovi za prodaju električne energije potrošačima.

Odluka Upravnog odbora HEP-a o obvezi otkupa električne energije iz malih elektrana iz 1994. godine iznimno je važna u uspostavi odnosa u energetskom sektoru i poticaj je racionalnom gospodarenju energijom.

 

2.9. Cijene energije u Republici Hrvatskoj

Reforma politike cijena u Republici Hrvatskoj započela je sredinom 1993. godine u elektroenergetskom sektoru, a kasnije i u naftnom i plinskom sektoru, čime je Hrvatska zakoračila u pravcu tržišnog gospodarstva.

Postojeće stanje u Republici Hrvatskoj vezano uz regulaciju cijena prikazano je u tablici 2.9.1.

Tablica 2.9.1. Regulacija cijena energije u Republici Hrvatskoj

	Veleprodajne cijene	Maloprodajne cijene
Prirodni plin	Liberalizirane; Promjene uz konzultacije s Ministarstvom gospodarstva*	Liberalizirane; Promjene uz konzultacije s poglavarstvom lokalne zajednice**
Derivati nafte	Liberalizirane; Promjene uz konzultacije s Ministarstvom gospodarstva*	Liberalizirane; Promjene uz  konzultacije s Ministarstvom gospodarstva
Ugljen	Liberalizirane	Liberalizirane
Električna  energija	Liberalizirane; Promjene uz konzultacije s Ministarstvom gospodarstva*	Liberalizirane; Promjene uz konzultacije s Ministarstvom gospodarstva*
Toplinska energija	Liberalizirane; Promjene uz konzultacije s poglavarstvom lokalne zajednice**	Liberalizirane; Promjene uz konzultacije s poglavarstvom lokalne zajednice**

*  Zakon o iznimnim mjerama kontrole cijena (NN 73/97)

** Zakon o komunalnom gospodarstvu (NN 36/95)

 

2.9.1. Cijene prirodnog plina

Cijene plina kod krajnjih potrošača posljednjih godina imaju tendenciju rasta, što je rezultat politike koja se provodi u cilju dostizanja realne ekonomske cijene i omogućavanja daljnjeg razvoja plinskog sustava zemlje (tablica 2.9.2.). Cijena prirodnog plina u veleprodaji tijekom 1996. godine iznosila je 0,60 kn/m³. Tijekom 1997. godine veleprodajna cijena plina je diferencirana i povećana, i to za distributivna poduzeća na iznos od 0.84 kn/m³ a za velike potrošače (veliki industrijski pogoni i veliki elektroenergetski objekti) na iznos 0.79 kn/m³. Sredinom 2001. godine te cijene povećane su za 10 posto. Od 1.3. 2001. godine na veleprodajnu cijenu plina dodaje se jedinstvena cijena korištenja transportnog sustava od 0.0884 kn/m³. Navedena povećanja veleprodajnih cijena plina reflektirala su se i na maloprodajne cijene (kod krajnih potrošača), koje su u razdoblju od 1995. godine do početka 1998. godine porasle za kategoriju kućanstva 74 posto, a za ostale potrošače (uslužni i javni sektor, mala industrija itd.) 53 posto. Tijekom 2001. godine ostvaren je daljnji porast od 14.7 posto za kućanstva i 11 posto za ostale potrošače.

 

 

Tablica 2.9.2 Prodajna cijena prirodnog plina kod krajnjih potrošača u Zagrebu[1]

1/1/1996

1/1/1997

1/1/1998

1/1/1999

1/1/2000

1/7/2001

Cijene

Cijene

Cijene

Cijene

Cijene

Cijene

Cijene

Cijene

Cijene

Cijene

Cijene

Cijene

bez poreza

s porezom

bez poreza

s porezom

bez PDV-a

s  PDV-om

bez PDV-a

s PDV-om

bez PDV-a

s  PDV-om

bez PDV-a

s PDV-om

kn/m3

kn/m3

kn/m3

kn/m3

kn/m3

kn/m3

kn/m3

kn/m3

kn/m3

kn/m3

kn/m3

kn/m3

Kućanstva

0,76

0,96

1,01

1,17

1,28

1,56

1,28

1,56

1,31

1,56

1,47

1,79

Industrija

0,77

0,78

1,02

1,04

1,36

1,66

1,36

1,66

1,36

1,61

1,51

1,84

Izvor: Gradska plinara Zagreb

 

Nepostojanje tarifnog sustava za plin otežava vođenje racionalne politike cijena. Danas su cijene plina kod industrijskih potrošača, prosječno, gotovo na razini europskih cijena, dok su istovremeno za kućanstva cijene znatno ispod razine prosječnih europskih cijena.

2.9.2. Cijene naftnih derivata

Slobodno formiranje cijena prema tržišnim uvjetima uvedeno je od svibnja 1992. godine ("Narodne novine", br.  29/92.) za motorni benzin i dizelsko gorivo, a prošireno na sve naftne derivate odlukom od listopada 1993.  godine ("Narodne novine", br. 43/93.). Uz jedinstvenu stopu poreza na dodanu vrijednost u maloprodajnu cijenu motornih benzina, dizel goriva, ulja za loženje (ekstra lakog i lakog specijalnog), te tekućega naftnog plina uključene su i trošarine. 2001. godine je u cijenu većine naftnih derivata uključena i naknada za Hrvatske autoceste u iznosu od 0.40 lipa po litri što se vidi iz sljedeće tablice.

Tablica  2.9.3. Struktura cijene naftnih derivata 1. srpnja 2001. godine

Vrsta derivata	Prodajna cijena INE	Pos.porez - trošarina	Naknada za Hr. Auto - ceste	PDV (22%)	Maloprodajna cijena INE
	kn/litri	kn/litri	kn/litri	kn/litri	kn/litri
Motorni benzin -Super MB 98	2,380	2,90	0,40	1,250	6,93
Motorni benzin-Super plus (BMB-98)	2,733	2,40	0,40	1,217	6,75
Motorni benzin  Normal BMB 91	2,216	2,40	0,40	1,104	6,12
Motorni benzin  Super BMB 95	2,380	2,40	0,40	1,140	6,32
Eurodizel (DG EURO)	2,502	1,50	0,40	0,968	5,37
Dizel (DG)	2,362	1,50	0,40	0,938	5,20
Eurodizel-Plavi (DG Euro Plavi)	2,410	0,00	0,00	0,530	2,94
Ulje za loženje ekstra lako LUEL	2,265	0,30	0,00	0,565	3,13

Izvor: INA

Maloprodajne cijene naftnih derivata kretale su se u proteklom razdoblju kako se vidi iz tablice 2.9.4.

Tablica 2.9.4. Kretanje cijena naftnih derivata

Maloprodajne cijene naftnih derivata – kuna/litri
Vrsta derivata	1.1.1995.	1.1.1996.	1.1.1997.	1.1.1998.	1.1.1999.	1.1.2000.	1.7.2001.
Motorni benzin - Super MB 98	4,00	4,00	4,35	4,30	4,20	4,61	6,93
Motorni benzin - Super plus (BMB 98)**	-	-		4,00	4,00	4,39	6,75
Motorni benzin INA Normal BMB 91	3,60	3,80	3,83	3,70	3,70	4,06	6,12
Motorni benzin INA Eurosuper BMB 95	3,80	4,00	4,02	3,85	3,70	4,23	6,32
Dizel gorivo D-1*	3,80	3,80	4,12	3,62	3,62	3,97	-
Dizel gorivo D-2*	3,40	3,65	3,74	3,42	-	-	-
Dizel gorivo D-3	3,10	3,10	3,28	3,23	3,23	3,55	-
Eurodizel (DG EURO)*	-	-	-	-	3,50	5,54	5,37
Dizel (DG)	-	-	-	-	-	3,84	5,20
Eurodizel-Plavi (DG Euro Plavi)	-	-	-	-	-	2,60	2,94
Ulje za loženje ekstra lako LUEL	2,05	2,05	2,33	2,10	2,10	2,10	3,13
Ulje za loženje lako specijalno LLS	1,80	1,80	2,03	1,89	1,89	1,89	-

Izvor: INA

* 08.11.1998. godine je umjesto D1 i D2 uveden Eurodizel a 2000. su uvedeni Dizel  (nekad D3) i Plavi dizel.

 ** Bezolovni motorni benzin, Eurosuper plus - BMB-98 je uveden 14.02.1998.

 

2.9.3. Cijene ugljena

Danas u Republici Hrvatskoj djeluje petnaestak većih i određeni broj manjih tvrtki registriranih za obavljanje djelatnosti u svezi s dobavom i prodajom ugljena. Cijene ugljena na hrvatskoj granici (bez carine, ovisnih troškova i PDV-a) kreću se u prosjeku kako slijedi:  mrki ugljen (18 MJ/kg) - cijena prosječno 350 kn/t; lignit - cijena prosječno 210 kn/t; koks - cijena prosječno 700 kn/t.

 

2.9.4. Cijene električne energije

Danas važeći Tarifni sustav za prodaju električne energije je izgrađen za stanje i odnose gospodarskog sustava i elektroprivredne djelatnosti za razdoblje do 1990. godine, a stupio je na snagu 1991. godine. Reforma cijena električne energije otpočela je 23. srpnja 1993. godine odlukom Vlade Republike Hrvatske o prosječnoj prodajnoj cijeni električne energije u kunskoj protuvrijednosti u iznosu od 0,1404 DEM/kWh. Međutim, neposredno nakon toga odstupilo se od tarifnih načela prodaje električne energije. Najveće odstupanje učinjeno je već tijekom srpnja 1993. godine kada je uveden popust na tarifne stavove snage za prvopotrošenih mjesečnih 150 kWh za potrošače kategorije kućanstava.

Tijekom 1997. godine započeto je snižavanje razine popusta za snagu, ali su Odlukom Upravnog odbora HEP-a uvedeni dodatni popusti na ukupne troškove električne energije, i to za kućanstva i javnu rasvjetu u iznosu od 7 posto i svim ostalim potrošačima u iznosu od 8 posto. Nakon donošenja  Zakona o PDV-u 1. siječnja 1998. godine kategoriji kućanstava odobren je dodatni popust na važeće tarifne stavove u iznosu od 12 posto.

U listopadu 2000. godine kategoriji kućanstava ukinuti su dotad važeći popusti na tarifne stavove snage i energije. Istovremeno je donesena odluka da se po socijalnim kriterijima neke kategorije kućanstava oslobode plaćanja troškova snage do 2,5 kW, a uveden je i popust na ukupni račun za električnu energiju za kućanstva od 4 posto. Svim ostalim kategorijama potrošnje odobreni su dodatni popusti na tarifne stavove snage i energije od 7 posto. Tim posljednjim promjenama značajno je ispravljen dugo vremena prisutni, a dijelom u tarifni sustav i ugrađeni, neopravdani odnos cijena električne energije za kućanstva i gospodarstvo, po kojem je cijena električne energije za gospodarstvo veća od one za kućanstva.

Svekupno je prosječna prodajna cijena električne energije od 1994. godine do kraja 2000. godine povećana za 3,3 posto.  Prosječna prodajna cijena električne energije bez poreza kretala se kako se vidi iz tablice 2.9.5.

Tablica 2.9.5. Prosječna prodajna cijena električne energije (bez poreza)

Potrošač	1994.	1995.	1996.	1997.	1998.	1999.	2000.
	kn/kWh	kn/kWh	kn/kWh	kn/kWh	kn/kWh	kn/kWh	kn/kWh
110 kV	0,2632	0,2869	0,2616	0,2659	0,2720	0,2550	0,2462
35 kV	0,3555	0,3568	0,3575	0,3451	0,3554	0,3440	0,3286
10 kV	0,5191	0,5066	0,4985	0,5002	0,5073	0,4950	0,4788
Kućanstva	0,3874	0,3806	0,3865	0,3859	0,3744	0,3940	0,4184
Usluge	0,7155	0,6855	0,6866	0,6600	0,6590	0,6710	0,6499
Javna rasvjeta	0,5227	0,5181	0,5242	0,5114	0,5122	0,5110	0,5007
Prosj. prod.cijena	0,4373	0,4544	0,4683	0,4469	0,4451	0,4480	0,4519

Izvor: HEP

 

Porezne stope za 1994., 1995., 1996., i 1997. godinu iznosile su za kućanstva 15 posto, dok je industrija bila oslobođena plaćanja poreza. Od 1.1.1998. godine uveden je PDV od 22 posto.

 

2.9.5.Cijene toplinske energije

 

Opskrba toplinskom energijom koja uključuje proizvodnju i isporuku ogrjevne topline i tehnološke pare temeljem Zakona o komunalnom gospodarstvu ("Narodne novine", br. 36/95.) utvrđena je kao komunalna djelatnost. Visinu cijene i način plaćanja komunalne usluge na temelju Zakona (članak 18) određuje isporučitelj usluge (HEP). Time je formalno moguća promjena cijene ogrjevne topline i tehnološke pare u nadležnosti Nadzornog odbora HEP-a. Danas se u Republici Hrvatskoj toplina i para isporučuju u dva grada, i to u Zagrebu i Osijeku.

Tablica 2.9.6. Cijene ogrjevne topline u Zagrebu i Osijeku (4. rujna 2001.)

	ZAGREB		OSIJEK*
	Energija kn/MWh	Snaga kn/MW/godišnje	Energija kn/MWh	Snaga kn/MW/godišnje
kućanstva	98,72	86 383	101,4	89 592
ostali	197,41	144 230	184,4	136 476

* Cijena sanitarne tople vode iznosi 10,36 kn/m³

Izvor: HEP – Sektor za toplinsku djelatnost

 

2.10. Međunarodne obveze i utjecaj

2.10.1. Europska energetska povelja

Europskom energetskom poveljom koju je Republika Hrvatska potpisala u Den Haagu u prosincu 1991. godine, pretpostavlja se uvođenje modela dugoročne energetske suradnje u Europi u okviru tržišne ekonomije, a na temelju zajedničke suradnje zemalja potpisnica. Poveljom se predviđa poticanje: razvoja trgovine u energetici na osnovi otvorenog i konkurentnog tržišta za energetske proizvode, opremu i usluge; razvoja i istraživanja u energetici na komercijalnoj osnovi; pristupa lokalnom i međunarodnom tržištu; otklanjanja tehničkih, administrativnih i ostalih barijera u trgovini energetskim energetskim proizvodima, opremom, tehnologijom i uslugama; modernizacije, obnove i racionalizacije opreme za proizvodnju, preradu, transport, distribuciju i korištenje energije; te unapređenja pristupa kapitalu, osobito putem odgovarajućih financijskih institucija.

Ugovorom o energetskoj povelji (ECT) kao provedbenim dokumentom, koji je Hrvatski sabor ratificirao u rujnu 1997. godine ("Narodne novine – Međunarodni ugovori br. 15/97.) nastoji se ostvariti suradnja između zemalja potpisnica u pogledu optimalnog korištenja energije. Ovim se dokumentom stranom ulagaču iz zemalja potpisnica Ugovora jamči nacionalni tretman, odnosno nije dozvoljena diskriminacija između stranih i domaćih ulagača u područje energetike. Uz to zemlja domaćin mora stranom ulagaču dopustiti iznošenje zarade te dovođenje vlastitoga ključnog osoblja. Ove odredbe Ugovora načelno su sadržane u postojećem zakonodavstvu Republike Hrvatske. 

U segmentu plinskog gospodarstva potpisivanjem Europske energetske povelje Republika Hrvatska je prihvatila obvezu vršenja tranzita plina za druge zemlje, i to visokotlačnim transportnim plinskim sustavom ukoliko je to tehnički izvedivo.

U travnju 1998. godine Ugovor o energetskoj povelji i Protokol energetske povelje o energetskoj efikasnosti i pripadajućim problemima okoliša (PEEREA) stupili su zakonski na snagu. Do tada su Ugovor potpisale 51 država Europe i Azije. Hrvatska je ratificirala PEEREU 1998. godine ("Narodne novine" – Međunarodni ugovori br. 7/98.). Taj je dokument  kao potpora Ugovoru izrađen u obliku deklaracije za unapređenjem istočno-zapadne energetske suradnje, dok je ECT zakonski povezan multilateralni instrument, koji se bavi međudržavnom suradnjom u energetskom sektoru.

Glavne teme Ugovora o energetskoj povelji u 1999.godini bile su: energetski tranzit, investicije, trgovina, te energetska efikasnost i okoliš

1. Energetski tranzit:

Pregovori oko Protokola o tranzitu koji su počeli 1999. godine najvjerovatnije će biti završeni tek krajem 2001. Bitne su odrednice utemeljenje okvira multilateralnog tranzita s namjerom ojačavanja daljnjih ECT  postojećih odredbi koje obuhvaćaju svekoliku preko-graničnu trgovinu u energetskom sektoru (ugljikovodici i električna energija). Protokol o tranzitu je izgrađen na odredbama Ugovora o energetskoj povelji i njegovi ciljevi su: omogućiti siguran, efikasan i neometan tranzit, unapređivati efikasniju uporabu tranzitne infrastrukture, te olakšati i potpomoći infrastrukturne modifikacije.

2. Investicije:

Ugovor o Energetskoj povelji, na principima nediskriminacije, osigurava zaštitu stranih ulagača u energetski sektor. Strani investitor koji želi ulagati u energetski sektor te države,   ima pravo u dogovoru sa domaćom vladom birati oblik međunarodnog tretmana koji im najbolje odgovara . Na Konferenciji o energetskoj povelji 1999. godine započet je niz studija o restrukturiranju tržišta energetskog sektora tranzicijskih ekonomija. Cilj je izmjenjivanje iskustava među zemljama potpisnicama Energetske povelje u tom području i razvoj konkretnih, praktičnih preporuka o procesu restrukturiranja tržišta (uključujući privatizaciju u svim njenim fazama).

3. Trgovina:

U Ugovoru o energetskoj povelji, pravila Svjetske trgovinske organizacije (WTO) vrijede za cjelokupnu trgovinu u energetskom sektoru uključujući i države koje nisu članice WTO-a. Zemljama potpisnicama ECT-a, a koje nisu još članice WTO-a, to je važan korak za pristupanje u Svjetsku trgovinsku organizaciju.

4. Energetska efikasnost i okoliš:

ECT  unapređuje međunarodno priznate standarde za održivi razvitak kao što su 'zagađivač plaća' i izrada transparentnih studija utjecaja na okoliš. Članice potpisnice Ugovora o energetskoj povelji su pristale da će za unapređenje održivog razvitka i energetske efikasnosti: surađivati u svrhu postizanja ciljeva održivog razvitka iz ECT-a i slijediti međunarodne standarde za zaštitu okoliša; unapređivati javnu svijest o utjecaju energetske proizvodnje na okoliš; izmjenjivati informacije istraživanja i razvoja tehnologije, prakse i procesa, koji minimaliziraju loš utjecaj na okoliš i unapređuju energetsku efikasnost. ECT je podržan PEEREOM koji razvija načine poboljšanja energetske efikasnosti i održivog razvitka, te smanjuje negativne utjecaje na okoliš.

Za svaku  državu, proces Energetske povelje predstavlja mogućnost:

pokazivanja volje za sudjelovanjem u međunarodnim suradnjama, te time poboljšavanja ugleda u očima svjetske zajednice; stimuliranja interesa ulagača u energetski sektor i otvaranja tržišta; izgradnje povjerenja među susjednim državama.

 

 

 

2.10.2. Međunarodne obveze prema UCTE-u

Republika Hrvatska kao članica UCTE (Udruga za koordinaciju prijenosa električne energije) obvezna je poštovati preporuke o interkonekciji elektroenergetskih sustava zemalja članica. U normalnom pogonu međusobno povezanih elektroenergetskih sustava proizvedena električna energija mora u svakom trenutku zadovoljavati potrošnju. U elektroenergetskom sustavu  svaka neravnoteža između proizvodnje i potrošnje, bez obzira u kojem dijelu sustava je nastala, uzrokuje promjenu frekvencije od njene nazivne vrijednosti koja iznosi 50 Hz, što dovodi do promjena u distribuciji električne energije prema potrošačima. U normalnom pogonu neophodno je održavati ugovorene količine razmjene električne energije između pojedinih sustava u dovoljno uskim granicama, tako da se spojni vodovi između sustava zemalja članica ne preopterećuju s neplaniranim razmjenama električne energije, o čemu ovisi i uspješno održavanje frekvencije na njenoj nazivnoj vrijednosti.

Ako dođe do poremećaja u bilo kojem sustavu zemalja članica UCTE-a paralelni rad svih sustava mora se održavati toliko dugo dok se može izbjeći kolaps. Zbog toga mjere koje se odnose na održavanje frekvencije u normalnom pogonu i u slučaju poremećaja u pojedinim zemljama moraju biti usklađene. Preporuke UCTE-a odnose se na promjene u frekvenciji, promjene u sinkronom vremenu i njegovoj korekciji, te na točnost mjerenja frekvencije.

Od početka otvaranja europskih tržišta električnom energijom UCTE intenzivno radi i surađuje na promociji i shemama konkurencije u elektroenergetskom sektoru. Cilj je omogućiti razvoj tržišta električnom energijom uvažavajući načela sigurnosti napajanja. Otvaranje tržišta električnom energijom nemoguće je bez razvidnog i nediskriminacijskog otvaranja mreža za prijenos električne energije. UCTE postavlja preduvjete koji omogućuju postojanje kompromisa između tržišnog nadmetanja i sigurnosti opskrbe. U skladu za zahtjevima o razdvajanju djelatnosti proizvodnje, prijenosa i distribucije UCTE je donijela novi statut udruge koji je stupio na snagu 17. svibnja 2001. UCTE je reorganizirala svoju strukturu i preusmjerila aktivnosti na prvobitne funkcije koje treba imati udruženje operatera prijenosnih sustava. U cilju otklanjanja zapreka međunarodnoj trgovini električnom energijom i stvaranja temelja za jedinstveno tržište električnom energijom u Europi u srpnju 1999. osnovano je udruženje europskih operatora prijenosnih sustava (ETSO – European Transmission System Operators). Ovo udruženje obuhvaća 35 operatora prijenosnih sustava – mreže ovih sustava napajaju više od 400 milijuna potrošača s godišnjom potrošnjom od 2700 TWh. UCTE je jedna od članica osnivača ETSO udruženja.

 

2.10.3. Međunarodne obveze iz područja zaštite okoliša

Za energetski sektor važne su:

1)      Konvencija o dalekosežnom prekograničnom onečišćenju zraka (LRTAP) sa sljedećim protokolima:

a)      Protokol o praćenju i procjeni međugraničnog onečišćenja (EMEP)

b)      Protokol o smanjenju emisije SO₂,

c)      Protokol o smanjenju emisije NO_x,

d)      Protokol o smanjenju emisije lebdećih organskih čestica (VOC),

e)      Protokol o daljnjem smanjenju emisije sumpora,

f)        Protokol o smanjenju emisije teških metala,

g)      Protokol o smanjenju emisije postojanih organskih  spojeva,

h)      Protokol o suzbijanju zakiseljavanja, eutrofikacije i prizemnog ozona (Multi-pollutant, multi-effect protokol – MPMEP).

2)      Okvirna konvencija o promjeni klime:

a)      Kyoto protokol.

3)      Konvencija o procjeni utjecaja na okoliš u prekograničnom kontekstu (Espoo konvencija)

Republika Hrvatska je kao sukcesor bivše Jugoslavije pristupila LRTAP konvenciji i EMEP protokolu. 1995. godine potpisala je i Protokol o daljnjem smanjenju emisije SO₂, kojeg je i ratificirala. Obveza Hrvatske prema Protokolu o daljnjem smanjenju emisije sumpora je zadržati emisiju ispod 117 kt do 2010. godine. MPME protokolom se istovremeno ograničava emisija SO₂, NO_x, nemetalnih lebdećih organskih čestica (NMVOC) i amonijaka (multi-pollutant), čime se utječe na smanjenje zakiseljavanja, eutrofikacije i prizemnog ozona (multi-effect), a dane su i granične vrijednosti emisija za stacionarne i mobilne izvore.

U Hrvatskoj je 1996. godine emisija SO₂ bila znatno manja od dopuštene vrijednosti po Protokolu i s tog stajališta ima prostora za izvjesno povećanje emisije.

Na sastanku ministara zaštite okoliša u Aarhusu (lipanj 1997.) Republika Hrvatska je pristupila Protokolu o teškim metalima i Protokolu o postojanim organskim spojevima. Protokol o teškim metalima postavlja zahtjev za održavanje emisije olova (Pb), žive (Hg) i kadmija (Cd) na razini emisije iz referente godine između 1985. i 1990. godine. S obzirom na niske vrijednosti emisije Cd i Hg ispunjenje obveza ovog protokola moglo bi doći u pitanje. Protokol o emisiji postojanih organskih spojeva odnosi se na energetiku s obzirom na emisije dioksina i furana. U Hrvatskoj je emisija ovih vrlo otrovnih spojeva mala, a glavni dio dolazi od spaljivanja drva. 

Republika Hrvatska potpisala je (ne i ratificirala) Konvenciju o pristupu informacijama o sudjelovanju javnosti u odlučivanju i pristupu pravosuđu u pitanjima okoliša (Aarhuška konvencija). U pripremi je protokol kojim bi se izgradili kapaciteti za pristup ovoj konvenciji.

Konferencijom u Kyotu  Republici Hrvatskoj je određeno smanjenje emisije CO₂ na 95 posto u 2010. godini, u odnosu na godinu s najvišom emisijom (1985.-1990. godina), što je oko 4,8 t/stanovnik. To je vrlo ozbiljna obveza jer je u 1990. godini Republika Hrvatska imala gotovo najmanju emisiju po stanovniku u Europi, dvostruko manju od razvijenih zemalja zapada (poglavlje 2.7).

Republika je Hrvatska kao referentnu godinu za Protokol iz Kyota izabrala 1990. s tim da je kalkulacija emisija korigirana tako da je bazirana na prosječnoj emisiji po glavi stanovnika bivše Jugoslavije.

Konvencija o procjeni utjecaja na okoliš u prekograničnom kontekstu (Espoo konvencija) imat će značajan utjecaj na energetski sektor u budućnosti, pogotovo prilikom izgradnje novih proizvodnih postrojenja. Tom se konvencijom zemlje potpisnice obvezuju konzultirati sa susjednim zemljama prilikom izgradnje/instalacije, te u procesu odlučivanja vezanim uz objekte koji bi imali transgranični utjecaj na okoliš.

Sažeti prikaz ciljeva koje Hrvatskoj postavljaju pojedine konvencije, odnosno protokoli, dan je u tablici 2.10.1. Od navedenih međunarodnih obveza do sada su ratificirani konvencija UNFCCC ("Narodne novine" - Međunarodni ugovori br. 2/96.) i Protokol o daljnjem smanjenju emisije sumpora ("Narodne novine" - Međunarodni ugovori br. 17/98.). Razmatranja i pripreme za pristupanje ostalim protokolima su u tijeku.

Tablica 2.10.1. Prikaz međunarodnih obveza u pogledu smanjenja emisija

	UNFCCC		LRTAP
	UNFCCC	Kyoto protokol	Protokol o daljnjem smanjenju sumpora	Protokol o smanjenju zakiseljavanja, eutrofikacije i prizemnog ozona (MPME)
	CO2-eq (Mt)	CO2-eq (Mt)	SO2 (kt)	SO2 (kt)	NOx (kt)	NMVOC (kt)	NH3 (kt)
Emisije 1990. g.*			180	180	87	105	37
Max. emisije 2010. g.			117	70	87	90	30
Smanjenje	0 %	- 5 %	- 35 %	- 61 %	0 %	- 14 %	- 19 %

* - moguća bazna godina za pojedine protokole

 

 

 

3. Osnovne postavke društvenog i gospodarskog razvitka

3.1. Polazišta i ciljevi

Prilikom izrade ovog prijedloga strategije energetskog razvitka Republike Hrvatske službena procjena dugoročnoga gospodarskog razvitka Hrvatske je bila preuzeta iz dokumenta “Strategija razvoja makroekonomike” koji je izrađen u okviru projekta Hrvatska21. U nastavku se daje prikaz temeljnih pretpostavki ili polazišta za analizu, strateških ciljeva dugoročnog društvenog i gospodarskog razvitka, te makroekonomske pretpostavke razvoja gospodarstva Republike Hrvatske.

Analiza mogućega dugoročnoga društvenog i gospodarskog razvitka Republike Hrvatske polazi od sljedećih osnovnih pretpostavki, odnosno polazišta:

• da će se pronaći stabilno političko rješenje krize u regiji,

• da će se Republika Hrvatska uključiti u Europsku uniju,

• da će institucionalni okvir efikasno štititi vlasnička prava i da će se održavati postignuta monetarna stabilnost.

 

Postavljeni su sljedeći strateški ciljevi dugoročnoga društvenog i gospodarskog razvitka:

• formiranje trajnoga tržišnoga modela gospodarstva koji se temelji na slobodnoj inicijativi i dominantnom privatnom vlasništvu,

• približavanje razvijenosti Republike Hrvatske stupnju razvijenosti zapadnoeuropskih zemalja,

• što veća otvorenost, odnosno internacionalizacija gospodarskih aktivnosti.

 

Postavljen je osnovni makroekonomski scenarij rasta koji pretpostavlja:

• brzi porast investicija i izvoza,

• financiranje značajanog dijela investicija priljevom sredstava iz inozemstva,

• porast izvoza veći od porasta uvoza, što osigurava pozitivnu platnu bilancu i izbjegavanje dužničke krize,

• sporiji rast osobne potrošnje od rasta gospodarskih aktivnosti,

• sporiji rast javne od osobne potrošnje.

 

Za prvih petnaest godina planskog razdoblja je značajna različita stopa porasta domaćeg proizvoda po razdobljima. Tako se u prvom razdoblju od 2001. do 2004. naglasak stavlja na uspostavljanje zdravih ekonomskih temelja za dugoročano održiv gospodarski razvoj dok bi u drugom razdoblju, 2005. do 2010., trebalo kapitalizirati stvorene zdrave ekonomske temelje iz prethodnog razdoblja. U slijedećoj razvojnoj fazi, od 2011. do 2015. godine bi bilo moguće značajno poboljšati strukturne značajke hrvatskog gospodarstva. Po fazama bi to značilo porast domaćeg proizvoda u prvom razdoblju od 5,2% godišnje, u drugom 3,9% godišnje te u trećem razdoblju 4,8% godišnje. Nakon toga se očekuje prosječna godišnja stopa porasta domaćeg proizvoda oko 4%. Za Hrvatsku bi to značilo povećanje domaćeg proizvoda do 2020 godine 2,6 puta u odnosu na ostvarenje iz 2000. godine.

U strukturi se ne bi događale značajnije promjene s obzirom da je već danas struktura domaćeg proizvoda Hrvatske vrlo slična onima razvijenih zemalja. To znači da bi se udio usluga s 61% povećao na 66%, udio sekundarnog sektora bi ostao na oko 25%, dok bi primarni sektor smanjio svoj udio na oko 8%. Ovakav razvoj domaćeg proizvoda je temeljna odrednica potrošnje korisne energije u referentnom scenariju.

3.2. Demografski razvitak

U zadnjih desetak godina su se u Hrvatskoj događale značajne demografske promjene. Početkom devedestih godina zabilježen je negativan trend demografskog razvoja u kojemu je više ljudi umiralo nego se rađalo. Ovakvi demografski gubici su bili uglavnom posljedica ratnih sukoba, ali i posljedica dugotrajne ekonomske krize. Nakon toga se bilježi značajna migracija stanovnika iz Hrvatske kao i migracija stanovnika u Hrvatsku. Nakon stabilizacija prilika u Hrvatskoj, počinje se bilježiti skromni prirodni porast stanovnika.

Ovakav nepovoljan demografski trend ima značajan utjecaj na udio radnog kontigenta u ukupnom broju stanovnika. Naime, demografski gubici koje je pretrpila Hrvatska u proteklom desetljeću se najvećim dijelom odnose upravo na radno sposobno stanovništva pa se u budućnosti može očekivati manjak radne snage što otvara mogućnost selektivne imigracijske politike. Dio problema rješavat će se sezonskim migracijama, a dio trajnom imigracijom. Na taj način bi udio zaposlenih u radnom kontigentu dosegao razinu koju su razvijene zemlje imale u osamdesetim godinama. Na temelju ovakvih pretpostavki bi ukupan broj stanovnika do 2020. godine porastao za 256 000 stanovnika i dosegao bi 4756 000.

 

3.3. Prostorni aspekti

Zakonom o prostornom uređenju, između ostalog, uređuje se sustav prostornog uređenja, uvjeti i način izrade, donošenja i provođenja dokumenata prostornog uređenja. Na nacionalnoj razini doneseni su sljedeći krovni dokumenti koji pokrivaju ovo područje:

• Strategija prostornog uređenja Republike Hrvatske koju je Hrvatski državni sabor donio na sjednici 27. lipnja 1997. godine,

• Program prostornog uređenja Republike Hrvatske koji je Hrvatski državni sabor donio na sjednici 7. svibnja 1999. godine.

 

Uspostavljenim sustavom planiranja želi se dugoročno utjecati na racionalno korištenje prostora, jer su u praksi česte pojave neracionalnog korištenja prostora i pojačanog interesa za izgradnjom na određenim dijelovima prostora. Strateški cilj Republike Hrvatske je očuvanje prostora i okoliša, utvrđivanje objektivne prikladnosti prostora za razvitak  koji će zadržati prostornu ravnotežu i osobitost prostora.

Za energetski razvitak, kao i za sveukupni gospodarski razvitak, iz zaštite prostora i okoliša proizlaze ograničenja koja će zahtijevati veću racionalnost u korištenju  prostora koji se danas koristi za energetske potrebe i strožije kriterije i procedure kod osiguranja prostora za nove projekte.

 

Kako se energetski sustav promatra cjelovito, od proizvodnje do potrošnje, konflikt energije, prostora i okoliša događa se na više razina:

• potrošača i građevine u kojoj se ostvaruje gospodarska aktivnost ili se živi,

• postrojenja i građevine za transport/prijenos, distribuciju i prodaju energije,

• postrojenja i građevine za energetske transformacije obnovljivih izvora energije,

• postrojenja i građevine za energetske transformacije fosilnih goriva i nuklearne energije,

• postrojenja i građevine za proizvodnju primarnih oblika energije,

• postrojenja i građevine za odlaganje otpada iz procesa, te opasnog i radioaktivnog otpada.

 

Na svim razinama zahtjevi na prostor su znatno veći, nego što objektivno gospodarenje prostorom i okolišem na načelima održivog razvitka to omogućava. Radi toga Strategijom i Programom prostornog uređenja Republike Hrvatske sugeriraju se posebni kriteriji kod vrednovanja pojedinih lokacija za energetske objekte:

• očuvanje vrijednosti prostora za prioritetne djelatnosti područja,

• moguća rješenja ekološki povoljnijih energenata,

• izbjegavanje dodatnog opterećenja na već opterećenim prostorima,

• prvenstveno otklanjanje konflikta i usklađivanje interesa zaštite prirodne baštine i krajobraza uz potrebnu valorizaciju krajobraza i relavantnih ekoloških komponenata,

• prednost u lociranju imaju devastirani prostori i prostori bez drugih djelatnosti, koji će izgradnjom energetskih objekata sanirati stanje i stvoriti uvjete za gospodarsku aktivnost.

 

Za energetski razvitak iz Strategije i Programa prostornog uređenja Republike Hrvatske proizlaze smjernice:

• zadržati sve postojeće lokacije energetskih objekata kao podlogu za širenje i razvitak energetskog sustava (eksploatacijska polja nafte i plina s pripadajućim naftovodom i plinovodom, rafinerije, Jadranski naftovod, hidroelektrane, termoelektrane, dalekovodi, transformatorske stanice itd.),

• postojeće energetske i transportne/prijenosne sustave osuvremeniti i po potrebi proširiti (osuvremenjavanje/proširenje ne postavlja značajnije nove prostorne zahtjeve),

• zadržati sve do sada istražene i potencijalne lokacije za moguće nove energetske objekte za koje postoji potreba daljnjih istraživanja,

• daljnje iskorištenje hidroelektrana uskladiti sa zaštitom okoliša, očuvanjem aktivnosti vodotoka, zaštitom krajobraza i drugim gospodarskim interesima,

• zadržati postojeće i osigurati nove lokacije i koridore energetskih objekata koji Republiku Hrvatsku povezuju sa susjednim zemljama,

• osigurati koridore za proširenje plinske mreže,

• dosljedno primjenjivati Kriterije za izbor lokacija termoelektrana i nuklearnih objekata u Republici Hrvatskoj (Uredba Vlade Republike Hrvatske),

• osigurati prostor za korištenje obnovljivih izvora na županijskoj i općinskoj razini,

• primijeniti najrelevatnije kriterije zaštite okoliša kod gradnje energetskih i transportnih/prijenosnih sustava.

 

Republika Hrvatska ima dovoljno prostora za potrebni energetski razvitak, a buduće korištenje prostora za nove objekte i postrojenja mora zadovoljiti stroge kriterije i procedure, kako bi se osigurala usklađenost s ostalim korisnicima prostora i primarnim zahtjevom zaštite prostora i okoliša.

 

3.4. Industrija

Temeljno obilježje proteklog razdoblja u industrijskom sektoru Republike Hrvatske je strukturna preobrazba cijelog gospodarstva pa i industrije. Iako je hrvatsko gospodarstvo imalo vrlo slabo izražena strukturna obilježja komunističkih gospodarstava, tijekom dosadašnjeg tranzicijskog procesa ta su strukturna obilježja približena onima razvijenih zapadnih zemalja. U prvom redu se to odnosi na gašenje većine energetski visokointenizvnih grana industrije, koje su ujedno bile i ekonomski neučinkovite te orijentacija na ekonomski učinkovite grane industrije. S obzirom na skromnu veličinu unutarnjeg tržišta industrija će biti orijentirana izvozu na tržišta razvijenih zemalja.

Očekuje se da će domaći proizvod u industriji rasti brzinom gotovo istom kao i ukupno gospodarstvo. Pri tome će taj rast biti temeljen na rastu industrije trajnih dobara i kemijskih proizvoda, znači energetski niskointenzivnih grana industrije, ali istovremeno ekonomski učinkovitih, s visokim stupnjem integracije znanja, novih tehnologija, novih materijala i automatizacije, što će biti i jedino moguće s obzirom na nastup na tržištima razvijenih zemalja.

3.5. Promet

Zadnjiih nekoliko godina se u Hrvatskoj bilježi izrazit porast prometnog učinka i to većim dijelom u putničkom a manjim u teretnom prometu. Ukupan prometni učinak je u 2000. godini, barem prema potrošnji energije, dosegao razinu iz 1994. godine što je još uvijek ispod razine ostvarenja prije rata. U strukturi prometa najveći dio otpada na putnički promet a manji dio na teretni. To je prije svega posljedica značajnog povećanja broja osobnih automobila i putničkih kilometara ostvarenih osobnim automobilima kako u gradskom tako i u međugradskom putničkom prometu. Isto tako treba napomenuti kako zbog prekida važnijih robnih prometnih pravaca sa susjednim državama, kako željezničkih tako i cestovnih, ostvarenje teretnog prometa nije doseglo prijeratnu razinu.

Hrvatska je do agresije i rata bila zemlja s izrazitim prometnim tranzitom i turizmom. To se očekuje i u budućnosti. U putničkom prometu to znači dugoročni rast mobilnosti stanovništva do 13 000 km po stanovniku godišnje, što je danas razina mobilnosti u razvijenim zemljama Europe. U toj mobilnosti sve veći i veći udio imat će osobni automobili i to u međugradskom prometu, pogotovo nakon 2010. godine kada se očekuje završetak izgradnje osnovne mreže autocesta u Hrvatskoj.

U robnom se prometu uz pet puta veći prometni učinak očekuje podjednaki rast željezničkog i cestovnog prometa, a posebno  značajan rast očekuje se u cjevovodnom prijenosu robe, ponajprije energenata, nafte i prirodnog plina.

3.6. Usluge

Može se ustvrditi kako već danas usluge čine približno 60 posto ukupnoga domaćeg proizvoda ali se i u budućnosti očekuje njihov daljnji ubrzani razvoj. Težište budućeg razvitka će se, naime, pomicati od radno-intenzivnih sektora prema znanjem i informacijama intenzivnim sektorima. Čak i u proizvodnim djelatnostima danas već dominiraju neproizvodne aktivnosti kao marketing, logistika, financiranje i sl. Najpropulzivnije djelatnosti hrvatskog gospodarstva će u dugoročnom razdoblju biti upravo djelatnosti iz uslužnog sektora: financijske i druge poslovne usluge, telekomunikacije i veze te ugostiteljstvo i turizam. Rezultat takvog razvitka bit će i brži porast domaćeg proizvoda u uslugama nego u cijelom gospodarsvu pa će se do 2020. godine i površina poslovnih prostorija uslužnog sektora udvostručiti.

 

3.7. Stanogradnja

Prema popisu iz 1991. godine površina prosječnog stana u Republici Hrvatskoj je 70 m² i na prosječnog stanovnika otpada 24 m² stambene površine. U gospodarski najrazvijenijim zemljama  prosječna površina stana iznosi oko 100 m², a površina po stanovniku oko 40 m² i više. Stambeni fond u Republici Hrvatskoj iznosi 1,6 milijuna stanova od čega je trajno nastanjeno približno 95% stanova. Treba očekivati povećanje broja stanova što će dugoročno dovesti do poboljšanja životnog standarda mjerenog u broju stanovnika po stanu. Očekuje se da će se broj stanovnika po stanu do 2020. godine s današnjih približno 3 smanjiti na 2,7 što je još uvijek ispod razine životnog standarda koji imaju razvijene zapadnoeuropske zemlje danas (približno 2,5 stanovnika po stanu). Uz uvažavanje demolacije najstarijih stanova jednom umjerenom dinamikom može se procijeniti da će do 2020. godine približno 23% stambenog fonda biti stanovi izgrađeni nakon 2001. godine.

3.8. Poljoprivreda

Prema analizi proizvodnje u poljoprivredi Republike Hrvatske vidljiv je trend smanjenja poljoprivrednih površina, što bilježe i sve europske razvijene zemlje. Taj proces  posljedica je intenziviranja poljoprivredne proizvodnje s jedne strane i povećanja populacije u gradovima te pretvaranja poljoprivrednih površina u građevinske, industrijske i prometne površine s druge strane. Prema tome, u budućnosti se i u Hrvatskoj može očekivati intenziviranje poljoprivredne proizvodnje, odnosno da će jedan poljoprivrednik proizvoditi hrane za sve veći broj ljudi.

Međutim, budući da je trenutačna razina mehaniziranosti postupaka na individualnim posjedima koji imaju većinu proizvodnih površina osjetno niža u usporedbi s  razvijenim europskim zemljama, a poljoprivredna proizvodnja nedovoljna za potrebe Hrvatske, u sljedećim godinama se može očekivati porast potrošnje energije u poljoprivredi. Tek nakon dostizanja razine mehaniziranosti razvijenih europskih zemalja moguće je očekivati trend smanjenja potrošnje energije kao posljedice okrupnjavanja posjeda i racionalnije primjene mehanizacije.

Poljoprivredna poduzeća (kombinati) su bili jezgra napretka u tehnologiji, te primjeni rezultata znanstveno-istraživačkog rada i procesa u poljoprivredi. Nakon prestanka njihovog postojanja, dobar dio okrupnjenih površina se slabo ili gotovo nikako ne koristi. Poznato je da je oko 400 000 ha, uglavnom okrupnjenih obradivih površina u Hrvatskoj izvan upotrebe. S obzirom na prezasićenost svjetskog tržišta hranom teško je pronaći puteve razvitka poljoprivrede i način za ekonomsko korištenje naših "zapuštenih" površina. U ovoj situaciji, proizvodnja biogoriva, odnosno potreba veće proizvodnje uljane repice, predstavlja značajnu priliku ne samo za nastavak korištenja postojećih površina, već i obnovu biljne proizvodnje (u dobrom obliku). Uz postojeće površine, u Republici Hrvatskoj je moguće primjenom mjera odvodnje omogućiti stabilnu biljnu proizvodnju, pa i uzgoj uljane repice, na približno        670 000 ha.

3.9. Šumarstvo

Upravljanje i gospodarenje šumama i šumskim zemljištem u Republici Hrvatskoj propisano je Zakonom o šumama (NN 52/90) te brojnim podzakonskim uredbama. Svi se ti propisi temelje na 225-godišnjem stručno-znanstvenom iskustvu gospodarenja i upravljanja šumama.

Sa svojih 43,5 posto šumskoga zemljišta u ukupnoj državnoj ploštini, Republika Hrvatska pripada među zemlje sa značajnim šumskim zemljištem (0,51 ha šume po stanovniku) koje, među ostalim, jamči i izglednost većeg iskorištenja i udjela šumske biomase u ukupnoj energetskoj bilanci.

Šumama u Hrvatskoj gospodare "Hrvatske šume" (javno poduzeće za gospodarenje šumama i šumskim površinama) sa 79 posto njihove površine, privatnici s 19 posto, te ostali vlasnici s 2 posto šuma.

Šumarska se proizvodnja odvija u skladu sa šumsko - gospodarskom osnovom te osnovom za gospodarenje gospodarskom jedinicom i programom za gospodarenje šumama.

Izrada bilance potrošnje energije u šumarstvu se temelji na praćenju proizvodnje, procjeni udjelnih faktora radnih i transportnih sredstava te ostvarenju proizvodnje. Zbog različitog karaktera i značenja šumskih proizvoda potrošnja energije može se prikazati na  tri osnovna šumska proizvoda, odnosno za dva ostvarena (1986.-1990. i 1991.-1995.) i jedno buduće (1996.-2025.) razdoblje.

Tablica 3.9.1. Godišnja potrošnja energije u PJ za različite šumske proizvode

Razdoblje/sortiment	1986.-1990.	1991.-1995.	1996.-2025.
Oblo tehničko drvo	0,551	0,375	0,648
Prostorno drvo za energiju	0,213	0,212	0,302
Prostorno drvo za industriju	0,106	0,074	0,130
Ukupno	0,870	0,661	1,080

 

Raščlambom šumske proizvodnje može se iskazati i prosječna godišnja energija dobivena po proizvedenim sortimentima. Uz svaki se šumski konačni proizvod (oblovina, industrijsko drvo) odmah iskazuje prosječan sadržaj energenta (oko 20 posto), a daje se i procjena energije koju će biti moguće osigurati u budućem razdoblju, bez i s promjenom postojećeg stanja (uvođenjem novih tehnologija i aktivnih mjera države).

 

Tablica 3.9.2.Prosječna godišnja dobivena energija iz drvnih sortimenata u PJ -dosadašnje ostvarenje i procjena za buduće razdoblje  bez promjene i s promjenom* postojećeg stanja

Razdoblje/sortiment	1986.-1990.	1991.-1995.	1996.-2025.	1996.-2025.*
Prostorno drvo za energiju	7,0	7,0	10,0	10,0
Prostorno drvo za industriju	3,5	2,5	2,5	2,5
Oblo tehničko drvo	17,5	12,5	20,0	20,0
Otpad u šumi (grane i sl.)	-	-	-	7,5
Ostali otpad (kora, nadmjere i sl.)	-	-	-	8,0
Pošumljavanje i energetske šume	-	-	-	10,0
Neposredno	11,5	10,0	14,5	40,0
Ukupno	28,0	22,0	32,5	58,0

 

4. Mogućnosti razvitka energetskog sektora

4.1. Ciljevi

Strategija razvitka energetskog sektora Republike Hrvatske obuhvaća razdoblje do 2030. godine. Tako dugo razdoblje obuhvaća sadašnje i buduće tehnologije, promjenu odnosa i načina gospodarenja energijom, razdoblje u kojem će  Hrvatska biti izvan, ali i u Europskoj uniji. Razdoblje do 2010. godine bit će različito od razdoblja 2010.-2020. i još više od razdoblje 2020.-2030., kako po zadacima koje treba riješiti, tako i po mogućnostima rješenja. Mnoga pitanja su danas bez odgovora, a posebna nepoznanica je tehnološki razvitak i dinamika privođenja novih tehnologija komercijalnom korištenju. Njihov prodor na tržište ovisit će o mnoštvu međusobno povezanih čimbenika:

•    vidljivosti i procjene šteta po okoliš izazvanih postojećim energetskim tehnologijama,

•    spremnosti pojedinaca da plate više za čistu energiju,

•    energetskim krizama uvjetovanim ekonomskim (da zemlje OPEC-a mogu ucjenjivati cijenom nafte), geo-političkim (političke promjene u zemljama izvoznicama energije) ili čisto fizičkim razlozima (smanjenje rezervi i povećanje cijene zbog sve dubljih bušotina),

•    stupnju razvitka novih tehnologija,

•    spremnosti Vlada u razvijenim zemljama da podržavaju istraživanja, razvitak i demonstraciju novih tehnologija,

•    uključivanju velikih industrija i financijskih institucija (automobilska, banke, osiguranja, investicijski fondovi, ponuđači energetskih usluga, komunikacije, itd.).

 

Ove nove i skupe tehnologije mogu izgledati neprimjerene za jednu malu državu kao što je Hrvatska, međutim baš takve male zemlje s relativno nerazvijenom infrastrukturom mogu imati najviše koristi od ovih decentraliziranih i čistih tehnologija i na taj način prečicom doći do energetskog sustava budućnosti izbjegavši tako energetski intenzivne faze razvitka kroz koje su prošle razvijene zemlje.

U strategiji energetskog razvitka Republike Hrvatske postavljeni su ciljevi koji nisu sporni tijekom cijeloga promatranog razdoblja, bez obzira na nepoznanice i nesigurnost koje postoje iz bilo kojeg razloga, a odnose se na  harmonizaciju održivog razvitka i organiziranog sustava gospodarenja energijom. To su:

1. povećanje energetske efikasnosti od proizvodnje, transformacije, prijenosa i transporta, do distribucije i potrošnje energije, što uključuje poticanje plinofikacije i mogućnosti korištenja plina, te proizvodnju energije izvan javnih mreža,

2. sigurna dobava i opskrba, uključivanje u međunarodno tržište energije, osiguranje više pravaca priključaka na međunarodne mreže i dobava iz više pravaca za sve umrežene sustave, razvitak prijenosnih i transportnih mreža, razvoj distribucijskih mreža, uvažavanje sigurnosnih ograničenja i državnih interesa,

3. diverzifikacija energenata i izvora koja uključuje izbor i dobavu energenata koji će osigurati sigurnost opskrbe potrošača, te prostorni raspored izvora koji će osigurati stabilnost opskrbe svakog područja,

4. korištenje obnovljivih izvora energije koji će biti u skladu s resursima, razvitkom tehnologije i ukupnom gospodarskom politikom,

5. realne cijene energije i razvitak energetskog tržišta i poduzetništva, te privatizacijski procesi u skladu s interesima hrvatske države koji trebaju potaknuti energetsku efikasnost i dobro gospodarenje energijom, te omogućiti uključivanje Hrvatske u europsko energetsko tržište,

6. zaštita okoliša, što u energetskom sektoru podrazumijeva primarno djelovanje kroz energetsku efikasnost, obnovljive izvore, izbor energenata i primjenu najsuvremenijih tehnologija zaštite, kvalitetno zakonodavstvo i nadzor, utjecaj javnosti i obrazovanja, te promociju pozitivnih primjera.

Navedeni ciljevi predstavljaju jednakovrijedne sastavnice energetske strategije i izuzimanje bilo kojeg od spomenutih ciljeva značilo bi umanjenje vrijednosti i kvalitete energetske politike.

U strategiji se polazi od današnjih tehnologija u cijelom procesu proizvodnje, transformacije, prijenosa i distribucije i potrošnje energije, te sadašnjih mogućnosti i karakteristika primarnih i transformiranih oblika energije. Uloga  fosilnih goriva će se mijenjati, i nije nerealno i previše vizionarski, očekivati da će sredinom sljedećeg stoljeća konačni potrošač dominantno koristiti električnu energiju i vodik. Pitanje proizvodnje električne energije je dugoročno otvoreno i danas nije moguće dati jednoznačan odgovor. Za očekivati je da će se scenarij prioriteta i primarnih oblika za proizvodnju električne energije mijenjati kako će se pooštravati uvjeti zaštite okoliša i kako će nove tehnologije dostizati komercijalnu primjenjivost. To se u strategiji energetskog razvitka Republike Hrvatske prepoznaje kroz stratešku podršku prirodnom plinu u prvih desetak godina, a otvara se mogućnost da se sredinom ili u drugoj polovici promatranog razdoblja uključe i nuklearne elektrane, ako ta tehnologija bude dovoljno sigurna i prihvatljiva građanima.

Od važnosti je za strategiju, bez obzira što će to doći u obzir tek u drugom dijelu promatranog razdoblja, istaknuti vodikove energetske tehnologije. One će značajno promijeniti izgled današnjeg energetskog sustava. Njihova primjena se očekuje za pogon automobila, zrakoplova i decentraliziranu proizvodnju električne energije. Trenutno su u fazi prelaska iz laboratorija u komercijalnu primjenu.

4.2. Scenariji razvitka

Dinamika, kao i sve strukturne karakteristike razvitka energetskog sektora, ovisi o velikom broju utjecajnih faktora, od kojih su najvažniji:

•     gospodarski razvitak,

•     reforma energetskog sektora i mjere države,

•     razvitak međunarodnog tržišta energije i međunarodni utjecaj,

•     razvitak tehnologije,

•     globalna ograničenja u zaštiti okoliša.

 

Svaki od faktora ima svoju dimenziju utjecaja, a posljedice će biti različite razine potrošnje energije i različite strukture proizvodnje energije. Kako bi se obuhvatile i prezentirale posljedice utjecaja pojedinih faktora obrađena su tri scenarija razvitka energetskog sektora, kojima je osnova referentni scenarij razvitka gospodarstva prikazan u poglavlju 3. Utjecaj različite dinamike razvitka gospodarstva posebno je komentiran, kao i posljedice i ograničenja koja će proizići iz zaštite okoliša.

Osnovna značenja promatranih scenarija su:

• Scenarij S1: Klasične tehnologije i bez aktivnih mjera države, Temeljno obilježje ovog scenarija je usporeno uključivanje novih tehnologija u energetski sustav te izostanak potpore energetskoj učinkovitosti i obnovljivim izvorima energije te zaštiti okoliša. Takav scenarij bi bio rezultat, između ostalog, i pretpostavke da problem stakleničkog efekta nije toliko opasan i obvezujući te pretpostavke o usporenom rastu cijena klasičnih energenata.

• Scenarij S2: Nove tehnologije i aktivne mjere države, Temeljno obilježje ovog scenarija je uključenje Hrvatske u Europsku uniju što bi uz dobre gospodarske efekte imalo i dobre efekte u pogledu transfera novih i efikasnijih tehnologija. Osim toga, očekuje se i aktivnija uloga države u potpori energetskoj učinkovitosti i većem udjelu obnovljivih izvora energije. Ovaj scenarij podrazumjeva i značajnu primjenu mjera učinkovitosti ali samo na strani potrošnje.

·         Scenarij S3: Izrazito ekološki scenarij, Temeljno obilježje ovog scenarija proizlazi iz pretpostavke da će globalni problem stakleničkog efekta i koncept održivog razvoja na svjetskoj energetskoj sceni značajno utjecati na preusmjerenje i daljnji razvoj energetskog sektora. U ovom scenariju se predviđa uvođenje jedino vrlo efikasnih tehnologija, zatim ekstremno visoka primjena obnovljivih izvora energije te primjena nekih drugih mjera koje znatno utječu na promjenu strukture i iznosa finalnih oblika energije. To znači da je ovaj scenarij potpuno ekološki orijentiran, kako na strani potrošnje tako i na strani dobave električne energije što će kasnije moći detaljnije obrazložiti. Prema tome, temeljna načela modelirana u ovom scenariju su:

·      što manje fosilnih oblika energije,

·      što više obnovljivih oblika energije,

·      što veća učinkovitost u pretvorbi energije.

 

Strategija energetskog razvitka promatrana je za razdoblje do 2030. godine, vremenski dugo razdoblje s brojnim nepoznanicama. Razumljivo je da pouzdanost rezultata analize za cijelo razdoblje nije jednaka. Za prvih desetak godina planskog razdoblja rezultati se mogu uzeti s velikom pouzdanošću dok se za razdoblje od 2010. godine i nadalje više naznačuju problemi i mogućnosti, nego što se nude konačna rješenja.

Najviše pozornosti u javnosti privlači sagledavanje mogućnosti razvitka elektroenergetskog sustava jer se u pravilu radi o velikim objektima. Kod postavljanja temeljnih načela na kojima su se gradili mogući scenariji razvitka elektroenergetskog sustava vodilo se računa o sljedećem:

• ukupnim nacionalnim interesima, gdje se dva umrežena sustava, sustav plina i sustav električne energije, nadopunjavaju i potpomažu. Potpora plinofikaciji proizlazi iz ekonomskih i strateških interesa Republike Hrvatske,

• programu izgradnje hidroelektrana koje na temelju sadašnjih cijena i troškova nisu u prvom planu. Međutim, uz rast cijena fosilnih goriva i troškova zaštite okoliša, ekonomski interes za izgradnju hidroelektrana će rasti. Osim toga, hidroelektrane su jedini domaći izvor energije, pri čemu se u pravilu radi o višenamjenskim projektima, a sposobnost domaćih tvrtki za izgradnju i proizvodnju opreme je znatno veća nego kod drugih postrojenja. Za izgradnju hidroelektrana trebat će postaviti nacionalni program izgradnje hidroelektrana,

• sigurnosti energetskog sustava koja radi povećanja korištenja plina za proizvodnju električne energije, kao i u drugim sektorima potrošnje, zahtijeva osiguranje više opskrbnih pravaca i povećanje skladišnih kapaciteta,

• diverzifikaciji izvora nakon 2010. godine. Pretpostavljeno je da se ona može postići izgradnjom elektrana na ugljen, ali to mogu biti i drugi izvori (primjerice nuklearne elektrane). U narednih četiri do pet godina mnoge pretpostavke razvitka tog razdoblja bit će jasnije, pa sada nije nužno donositi konačne stavove.

 

Jedna od osnovnih pretpostavki je da će se provesti reforma energetskog sektora prema prijedlozima iz ovog dokumenta, te da će se otvoriti energetska tržišta na način i prema dinamici koja odgovara nacionalnim interesima.

Također, temeljna i nužna pretpostavka je da će se realizirati projekt uvoza plina iz Italije, ostvariti novi dobavni pravac iz Mađarske, te povećati skladišni kapaciteti plina. Ovo su nužne pretpostavke programa plinofikacije Republike Hrvatske.

Budući da za sada ne postoji konkretan plan revitalizacije postojećih elektrana u svim scenarijima pretpostavljena je sljedeća dinamika izlaska iz pogona postojećih termoelektrana (lista pokazuje posljednju godinu pogona za pojedini objekt):

·            2009: TE-TO Zagreb (blok 1),

·            2010: TE-TO Zagreb (blok 3) i EL-TO Zagreb (blok 2),

·            2011: PTE Osijek (oba bloka),

·            2012: PTE Jertovec (oba bloka),

·            2013: TE Sisak 1,

·            2015: TE Rijeka, TE Plomin 1 i TE-TO Osijek,

·            2017: TE Sisak 2,

·            2022: NE Krško.

 

U razdoblju od 2010. do 2017. godine, nakon postupnog izlaska iz pogona elektrana na mazut, otvoreno je pitanje supstituirajućeg energenta. Moguće je rješenje da proizvodnju preuzmu elektrane na ugljen i elektrane na plin. Međutim, rješenje za to razdoblje danas još nije čvrsto definirano. Jedna od mogućnosti je uvođenje nuklearne energije kao novog energenta. To će ovisiti o razvitku nuklearne tehnologije, razini sigurnosti nuklearnih elektrana i, posebno, o odnosu javnosti prema nuklearnim elektranama. Isto tako vrlo bitna će biti težina problema stakleničkih plinova i mogućnosti Hrvatske da se drži preuzetih obveza u tom smislu.

Sudbina termoelektrana u drugim republikama (državama) gdje je Republika Hrvatska imala zajednička ulaganja, a odnosi se na Tuzlu (200 MW) i Kakanj (50 MW) u Federaciji BIH, Gacko (100 MW) u Republici srpskoj BIH, te Obrenovac (300 MW) u Srbiji (SR Jugoslaviji), bit će različita od objekta do objekata. Za očekivati je da će se problemi riješiti dogovorno. Ovisno o rješenjima i ekonomskim interesima (cijeni energije koja bi se isporučivala iz tih objekata) moguće je u planovima razvitka naći mjesta za isporuku električne energije iz spomenutih objekata. Naravno, u toliko bi se reducirala potrebna izgradnja novih objekata u Republici Hrvatskoj.

U scenarijima razvitka nije analiziran uvoz električne energije, kao jedna od razvojnih opcija, iako je uvoz realnost koja se ostvaruje svake godine. Dva su razloga zbog kojih se uvozi električna energija. Jedan proizlazi iz narušene ravnoteže proizvodnje i potrošnje električne energije radi loše hidrologije, kvarova u elektranama ili nekih drugih pogonskih događaja, a drugi iz čisto ekonomskih razloga, kada je na tržištu električne energije moguće kupiti jeftiniju energiju od troška proizvodnje iz domaćeg izvora. Uvoz energije je mogućnost koja će se i u budućnosti koristiti. Za to je potrebno stvoriti preduvjete u boljem povezivanju s potencijalnim tržištima, što je dijelom i učinjeno izgradnjom 400 kV voda prema Mađarskoj.

Razvitak tržišta energije u Europskoj uniji unijet će niz novosti u trgovanju energijom. To će se odraziti i na tržište električne energije i plina u Republici  Hrvatskoj. Nakon 2003. godine može se očekivati nova direktiva Europske unije za tržište električne energije, koja će unijeti niz novih momenata u procesu liberalizacije i demonopolizacije tržišta. Važno je napomenuti da će se to dogoditi nakon uvođenja jedinstvenoga financijskog tržišta u Uniji, koje će značajno doprinijeti procesima otvaranja tržišta električne energije. Konačnu ocjenu o tretmanu uvoza električne energije u planovima razvitka Republike Hrvatske bit će moguće dati tek nakon toga.

U scenarijima nisu razmatrani planovi izgradnje objekata za proizvodnju električne energije izvan Republike Hrvatske. S obzirom na loša iskustva u prošlosti, te još uvijek nestabilne političke i financijske prilike u geografskom okruženju, nije realno planirati takve investicijske projekte. 

 

4.2.1. Scenarij S1: Klasične tehnologije i bez aktivnih mjera države

4.2.1.1. Odrednice neposredne potrošnje energije

Industrija

Strukturne promjene bruto domaćeg proizvoda industrije kretale bi se u smjeru smanjivanja energetski intenzivnih grana sa sadašnjih 30 na 25 posto u 2030. godini. Paralelno sa strukturnim promjenama bi se odvijala i supstitucija starih tehnologija s novima, ali dosta usporenim tempom i ne s tehnologijama koje su na marginalno visokoj energetskoj efikasnosti. U ovom je scenariju to modelirano smanjenjem intenzivnosti toplinske potrošnje u industriji na razinu 0,6 u odnosu na današnju, te na razinu od približno 0,9 za intenzivnost potrošnje električne energije.

Unatoč očekivanoj intenzivnoj plinofikaciji u Republici Hrvatskoj u ovom je scenariju pretpostavljena relativno visoka penetracija električne energije u toplinske potrebe, dugoročno više od 10 posto. Ukupna potrošnja električne energije rasla bi brže od ostalih energenata tako da bi se na kraju razdoblja njezin udio povećao na 34 posto. Istodobno bi se udio energije za visoke temperature smanjio s današnjih 40 na oko 30 posto, dok se udio pare i vrele vode ne bi značajnije mijenjao, te bi se zadržao na razini od približno 35 posto. Udio koksa koji je i danas vrlo nizak, nastavio bi se smanjivati i u budućnosti, tako da bi u 2030. godini iznosio samo 1,1 posto.

Energija visokih temperatura osigurat će se izgaranjem prirodnog plina, derivata nafte i ugljena, kao i korištenjem električne energije. Pri tome je, kao posljedica intenzivne plinofikacije, pretpostavljen najbrži porast potrošnje prirodnog plina uz više nego podvostručenu potrošnju i porast udjela s današnjih 50 na 64 posto u 2030. godini. Za potrošnju tekućih goriva pretpostavljeno je blago opadanje potrošnje uz smanjenje udjela s današnjih 36,5 na nešto više od 12 posto u 2030. godini. Očekuje se da će se potrošnja ugljena zadržati na današnjoj razini jer je ta razina već i danas vrlo niska. Takvom razinom potrošnje ugljen će na kraju razdoblja sudjelovati tek s malo više od 5 posto.

Para i vrela voda za industriju osigurat će se proizvodnjom u industrijskim toplanama, industrijskim kotlovnicama i u javnim toplanama. Pri tome se očekuje da će proizvodnja u industrijskim toplanama samo malo brže rasti u odnosu na industrijske kotlovnice, dok bi iz javnih toplana opskrba rasla vrlo sporo, čime bi se udio javnih toplana od današnjih 20 posto do 2030. godine smanjio na malo manje od 12 posto. Na kraju promatranog razdoblja udio industrijskih kotlovnica iznosio bi približno 47 posto i još uvijek bi bio malo viši od udjela industrijskih toplana koje bi sudjelovale s nešto više od 41 posto.

Za kombiniranu proizvodnju električne energije, pare i vrele vode u industrijskim toplanama predviđa se intenzivniji porast potrošnje prirodnog plina i biomase u obliku otpadaka iz drvne industrije. Očekuje se da će prirodni plin u 2030. godini sudjelovati sa skoro 84 posto i da će udio biomase narasti na 4,5 posto.

Vrlo sličan razvitak potrošnje goriva očekuje se i u industrijskim kotlovnicama, uz stagnaciju potrošnje derivata nafte i ugljena, te porast potrošnje ostalih oblika energije. Za industrijske kotlovnice također je predviđeno da će u drugoj polovici promatranog razdoblja postepeno početi iskorištavanje sunčeve energije u kombinaciji s ukapljenim ili prirodnim plinom, te intenzivnije korištenje biomase u odnosu na industrijske toplane. Zbog toga se na kraju razdoblja očekuje udio prirodnog plina od 67 posto, udio biomase od 16 posto i udio sunčeve energije od 5 posto.

Usluge

Uz udvostručenje površine poslovnog prostora u uslužnom sektoru, očekuje se i gotovo udvostručenje potrošnje električne energije po jedinici površine ovog sektora. Nova izrazita kategorija potrošnje je klimatizacija. U ovom se scenariju ne očekuje smanjivanje specifične potrošnje toplinske energije. Slijedom ovakvih pretpostavki potrošnja energije ostvarit će stopu porasta od prosječno 2,9 posto godišnje i porast električne energije koji će biti viši od ovog prosjeka. Zbog toga će udio električne energije od  današnjih 47,7 posto porasti na približno 66 posto u 2030. godini. Ovaj scenarij pretpostavlja vrlo polaganu penetraciju novih tehnologija za korištenje obnovljivih izvora energije, tako da se na kraju razdoblja očekuje udio sunčeve energije od približno 5 posto i udio geotermalne energije od samo 0,9 posto. Također se očekuje da će i toplina proizvedena u malim kogenerativnim postrojenjima postepeno rasti i doseći razinu udjela od 1,9 posto u 2030. godini.

Kućanstva

Zbog povećanja standarda stanovništva očekuje se i povećanje potrošnje topline za grijanje stambenih prostora, za pripremu tople vode i određeno smanjenje potrošnje topline za pripremu hrane. Jednako tako se očekuje i povećanje potrošnje električne energije za netoplinske svrhe (zamrzivači, hladnjaci, perilice rublja i posuđa, audio-video oprema i ostalo). U ovom je scenariju to nešto veći iznos od 2 550 kWh u 2030. godini po prosječnom kućanstvu, koji uvažava utjecaj tehnološkog napretka, ali nešto sporije nego u ostalim scenarijima. S obzirom na to da se računa s manjom dugoročnom zastupljenošću obnovljivih izvora, očekuje se do 2030. godine pokrivanje korisnih toplinskih potreba u kućanstvima s električnom energijom do 16 posto.

Za zadovoljenje toplinskih potreba u ovom scenariju se predviđa umjereni pad potrošnje ugljena i tekućih goriva. Nadalje se predviđa polagani porast daljinske topline, tj. toplinske energije iz centraliziranoga toplinskog sustava, ogrjevnog drva i najbrži porast potrošnje prirodnog plina. Također je predviđena usporena penetracija novih tehnologija za iskorištavanje obnovljivih izvora energije u odnosu na ostale scenarije. Tako bi na kraju razdoblja udio sunčeve energije iznosio 3,5 posto, koliko bi približno iznosio i udio topline proizvedene u malim kogeneracijama. Udio biomase korištene u novim tehnologijama postepeno bi se povećao na 11,3 posto do 2030. godini.

Promet

Veći dio potrošnje energije u prometu izazivaju cestovni robni promet i putnički promet osobnim vozilima. Što se tiče energetske efikasnosti prometnih sredstava, u svim se scenarijima očekuje jednak tehnički napredak, ali različita struktura energenata u zadovoljavanju ukupnog prometnog učinka. Potrebe potrošača u prometu prema ovom scenariju najvećim dijelom će se zadovoljavati motornim gorivima koja bi u 2030. godini trebala sudjelovati s 94 posto. Osnovni energenti su benzin s udjelom od skoro 48 posto, dizelsko gorivo s 37 posto i mlazno gorivo s malo manje od 8 posto. Udio električne energije trebao bi iznositi 2 posto. U razdoblju nakon 2010. godine predviđa se postepena penetracija biogoriva i vodika u opskrbu energijom prometnih potrošača. Ta je penetracija u ovom scenariju najumjerenija tako da se u 2030. godini očekuje udio vodika od 1 posto i udio biogoriva od 3 posto.

Poljoprivreda

Za potrošnju energije u poljoprivredi pretpostavljen je približno jednaki tehnički napredak u sva tri scenarija, ali uz različiti razvitak strukture oblika energije. Očekuje se da će potrošnja energije u poljoprivredi ostvariti umjereni porast uz prosječnu godišnju stopu od 1,1 posto i uz smanjenje udjela motornih goriva od današnjih 82 na približno 77,5 posto u 2030. godini. U ovom scenariju se očekuje relativno nizak udio biogoriva od približno 2,1 posto, te pokrivanje toplinskih potreba s obnovljivim izvorima – sunčevom energijom, biomasom i geotermalnom energijom u ukupnom iznosu od 10 posto u 2030. godini.

Graditeljstvo

U graditeljstvu se očekuje relativno brži porast potrošnje energije u odnosu na ostale sektore potrošnje. U sva tri scenarija predviđen je jednak porast uz prosječnu godišnju stopu od 4,4 posto, ali uz različitu strukturu oblika energije. U ovom se scenariju predviđa povećanje udjela motornih goriva s 77,6 posto na 84 posto, postupna penetracija biogoriva do razine od 2,5 posto u 2030. godini i smanjenje udjela električne energije na razinu od 10,3 posto. Za zadovoljenje toplinskih potreba predviđeno je korištenje derivata nafte, dok se ne predviđa korištenje ostalih obnovljivih izvora.

 

4.2.1.2. Energetski pokazatelji

Energetski pokazatelji scenarija razvitka energetskog sektora iskazani su kroz 8 pokazatelja:

•        neposrednu potrošnju energije neposrednih potrošača po energentima,

•        neposrednu potrošnju energije po karakterističnim skupinama potrošnje,

•        strukturu proizvodnje električne energije,

•        strukturu energenata za proizvodnju električne energije,

•        ukupno potrebnu energiju po energentima,

•        strukturu obnovljivih izvora energije,

•        potrebe prirodnog plina,

•        strukturu domaće proizvodnje i uvoza energije.

Slika 4.2.1.1. Struktura energenata u neposrednoj potrošnji energije - S1

Prema scenariju S1 neposredna potrošnja energije povećavat će se do 2030. godine po prosječnoj stopi od 2,6 posto. Porast će potrošnja svih energenata, ali ne podjednako, što će izazvati određene promjene u strukturi:

• para i vrela voda ostvarit će porast udjela od 9,9 posto u 2000. na 12,2 posto u 2030. godini,

• udio električne energije će postepeno rasti što je za očekivati zbog rasta potrošnje električne energije za netoplinske potrebe. Može se očekivati porast udjela električne energije s 19 na 22,6 posto u 2030. godini,

• plinovita goriva će rasti i zatim se stabilizirati na razini oko 18 posto,

• tekuća goriva će se najviše smanjiti u strukturi s 47,7 posto u 2000. godini na 39,3 posto u 2030. godini,

• obnovljivi izvori će porasti do razine od 7 posto,

• ugljen je najmanje zastupljen i njegov će se udio smanjiti s 1,4 na 0,8 posto.

 

 

 

Slika 4.2.1.2. Struktura neposredne potrošnje energije po sektorima potrošnje - S1

 

 

U strukturi neposredne potrošnje energije u pojedinim sektorima neće doći do značajnijih promjena jer su se najznačajnije strukturne promjene već dogodile, jednim dijelom zbog posljedica rata, a drugim dijelom zbog gospodarskih razloga. Industrija s intezivnom potrošnjom energije je značajno reducirala svoju gospodarsku aktivnost, pa se u budućnosti mogu očekivati veća tehnološka unapređenja, ali bez povećanja potrošnje energije kod energetski intezivnih potrošača. Po sektorima potrošnje mogu se očekivati sljedeće promjene:

• udio energije u graditeljstvu će porasti u odnosu na 2000. godinu, ali i u odnosu na 1990. godinu i dosegnuti razinu od 3,4 posto,

• udio potrošnje energije u poljoprivredi će se postupno smanjivati, dijelom zbog efikasnijeg organiziranja gospodarenja u djelatnosti, a dijelom zbog očekivanog tehnološkog napretka. Očekivani udio potrošnje energije u poljoprivredi u ukupnoj neposrednoj potrošnji energije u 2030. godini je 3,5 posto,

• u uslužnom sektoru minimalno će porasti udio potrošnje s 9 posto u 2000. na 9,8 posto u 2030. godini,

• udio potrošnje u prometu će porasti do razine od 31,4 posto,

• stopa porasta potrošnje energije u industriji od 3,1 posto malo je viša u odnosu na prosjek neposredne potrošnje tako da će njezin udio porasti na 26 posto do 2030. godine,

• udio kućanstava će se nakon 2010. godine spustiti ispod 30 posto, a u 2030. godini iznositi manje od 26 posto.

Slika 4.2.1.3. Struktura proizvodnje električne energije - S1

 

 

Proizvodnja električne energije u većem dijelu će se ostvarivati na razini javne mreže, koja je danas u okviru HEP-a, a manjim dijelom u decentaliziranim proizvodnim objektima, tj. u kogeneraciji, u obnovljivim izvorima i kod malih potrošača (u budućnosti vodik).

Prema ovom scenariju potreba za ulaskom u pogon prve elektrane javlja se u 2006. godini. Osim HE Lešće koja bi najranije i mogla ući u pogon do 2006. u toj godini potrebna je i jedna plinska elektrana snage 300 MW. Nakon toga, 2008. u pogon bi trebala ući HE Podsused, a 2009. godine HE Drenje. U 2010. godini iz pogona postupno izlaze neke od postojećih elektrana. Izlazak iz pogona tih elektrana i povećanje potrošnje prema ovom scenariju mogao bi se nadoknaditi termoelektranom na ugljen snage 500 MW. U razdoblju između 2010. i 2020. godine u pogon bi trebala ući još jedna termoelektrana na ugljen snage 500 MW (2014.) i četiri plinske termoelektrane, svaka instalirane snage 300 MW. Osim termoelektrana u tom razdoblju ušle bi u pogon i tri hidroelektrane: Novo Virje, Ombla i Krčić. Tretman hidroelektrana u sva tri scenarija je takav da se predlaže forsirana izgradnja  navedenih elektrana određenom dinamikom koja uzima u obzir realne rokove i mogućnosti izgradnje. Ukupno potrebna izgradnja novih elektrana do 2020. godine prema ovom scenariju iznosi 2834 MW (snaga na generatoru). Potrebna nova snaga na pragu je 2794 MW. Za TE na ugljen instalirane snage 500 MW (na generatoru) pretpostavljeno je da ima snagu od 480 MW na pragu.

U strukturi proizvodnje električne energije na razini javne mreže doći će do značajnih promjena. Prije svega, i usprkos izgradnji novih hidoelektrana, smanjit će se udio hidroelektrana u proizvodnji na 22,3 posto. Zbog izlaska iz pogona NE Krško i zbog tretmana uvoza električne energije samo na razini potrebnoj za incidentne situacije, ukupna dobava električne energije nakon 2020. godine  izvan sustava bila bi zanemariva.

Može se očekivati rast decentralizirane proizvodnje, koja je u 2000. godini iznosila 3,7 posto, na 10,2 posto u 2030. godini. Glavnina električne energije, odnosno oko 67,5 posto osigurala bi se u termoelektranama.

 

Slika 4.2.1.4. Struktura energenata za potrebe elektroprivrede - S1

 

 

Osnovne karakteristike scenarija S1, kada se radi o energentima koji bi se koristili za proizvodnju električne energije na razini javne mreže bez NE Krško,  su:

• udio vodnih snaga u ukupnoj strukturi energenata za proizvodnju električne energije, na kraju promatranog razdoblja i uz predviđeni porast proizvodnje u hidroelektranama, iznosio bi 25,8 posto,

• iskorištenjem životnog vijeka termoelektrana na mazut (TE Sisak 1 i 2, TE Rijeka) nakon 2015. godine mazut se ne bi više koristio u proizvodnji električne energije,

• nove potrebe, te zamjena mazuta, prema ovom scenariju zadovoljile bi se iz termoelektrana na plin i ugljen. Na kraju promatranog razdoblja podjednako bi se koristila energija iz ugljena i energija iz plina, ali bi udio energije ugljena bio nešto veći.

 

Ovakav scenarij, prije svaga, naglašava pitanje diverzifikacije i sigurnosti elektroenergetskog sustava. U  razdoblju do 2010. godine za proizvodnju električne energije prednost je dana  plinu, jer je ekonomski povoljniji od ugljena, a bez sumnje je povoljniji u ekološkom te u smislu prihvatljivosti lokacija. Realizacijom projekta GEA (Gas Energy Adria), liberalizacijom i jačim otvaranjem tržišta plina u Europi, odnosno u užoj regiji gdje se nalazi Republika Hrvatska, za očekivati je da će postojati mogućnost nabave potrebnih količina plina. U spomenutom razdoblju uz hidroelektrane bilo bi potrebno izgraditi 300 MW termoelektrana na plin.

Prema tome, opcija elektrane na ugljen bi došla u obzir tek oko 2010. godine, kada se, pored ostalog i zbog izlaska iz pogona nekih od postojećih termoelektrana na mazut, pokazuje potreba za elektranom na ugljen snage oko 500 MW.

Slika 4.2.1.5. Struktura energenata u ukupno potrebnoj energiji - S1

 

 

Ukupne potrebe energije ovise o gospodarskom rastu, tehnološkom razvitku, energetskoj efikasnosti i uvozu električne energije. Ovo posljednje je važno zbog tretmana objekata izvan Republike Hrvatske (kao NE Krško) jer se energija u Hrvatskoj pojavljuje kao finalni proizvod i nema gubitaka transformacije.

U razdoblju od 2000. do 2030. godine ukupne potrebe energije po ovom scenariju  rasle bi po prosječnoj stopi od 2 posto. Po pojedinim energentima stope rasta bi bile različite, tako da bi se struktura mijenjala:

• već je prije objašnjeno da bi se zbog prestanka rada NE Krško i uvoza električne energije na razini potrebnoj za saniranje incidetnih situacija u elektroenergetskom sustavu, uvoz električne energije smanjivao,

• trend smanjivanja imat će i tekuće gorivo s 49,6 posto u 2000. godini na 36,1 posto u 2030. godini,

• prirodni plin će zadržati poziciju drugog energenta, njegov udio bit će u porastu i na kraju promatranog razdoblja iznosit će 33,6 posto u ukupnim potrebama energije,

• svi obnovljivi izvori, uključujući i velike hidroelektrane svoj bi udio smanjivali. Smanjenje udjela koje nastaje zbog velikih hidroelektrana ne kompenzira se u ovom scenariju porastom drugih obnovljivih izvora,

• ugljen u ukupnoj potrošnji prema ovom scenariju ostvarit će porast i to zbog potrošnje za proizvodnju električne energije. Udio ugljena ostaje otvoreno pitanje za budućnost.

 

 

 

 

 

 

Slika 4.2.1.6. Bilanca prirodnog plina - S1

 

 

Prirodni plin će po ovom scenariju zadržati ulogu jednog od najznačajnijih energenata. Moguća potrošnja plina u 2030. godini iznosila bi oko 6,6 mlrd m³, od čega glavninu s oko 5,8 mlrd m³ čini uvozni plin. Očekuje se rast korištenja plina kod svih kategorija potrošača:

• najveća potrošnja plina ostvarila bi se u proizvodnji električne energije iz javne mreže. Udio te potrošnje iznosio bi oko 34,6 posto,

• kućanstva bi bila druga skupina po potrošnji plina i njihov udio bi iznosio 20,6 posto,

• treća skupina po visini potrošnje bile bi kogeneracije koje bi dosegnule razinu od 0,94 mlrd m³ i udio od 14,2 posto,

• značajnija se potrošnja očekuje u industriji uz zadržavanje dostignute razine udjela. Udio industrije bi iznosio oko 13,6 posto,

• udio ostalih transformacija iznosio bi 10,5 posto, a udio ostale neposredne potrošnje približno 3 posto,

• predviđen je prestanak potrošnje plina u neenergetskoj potrošnji iza 2010. godine,

• očekuje se smanjenje udjela potrošnje plina za vlastitu potrošnju i gubitke sa 7,6 posto u 2000. godini na 3,3 posto u 2030. godini.

 

Ovakva razina potrošnje plina je vrlo zahtjevna u osiguranju dovoljnih količina plina, odnosno u razvoju plinske infrastrukture za potrošnju plina. Ako je polazna pretpostavka da se primarno radi o postojećim tehnologijama i minimalnoj aktivnosti države u provedbi energetske strategije, onda je u tom slučaju  upitna realnost širenja plinske mreže i animiranja potrošnje.

 

 

Slika 4.2.1.7. Struktura obnovljivih izvora energije - S1

 

 

U ovom scenariju koji se u prvom redu oslanja na danas razvijene tehnologije i iskustva, i skromni doprinos novih tehnologija u području energetske efikasnosti i korištenja obnovljivih izvora, očekuje se rast korištenja obnovljivih izvora. To se odnosi u prvom redu na dva tradicionalna izvora koja su se do sada koristila: hidroelektrane i biomasu (drvo za grijanje). U strukturi, po oblicima energije u ovom scenariju predviđeno je:

• geotermalna energija bi se počela koristiti iza 2000. godine i na kraju razdoblja činila bi 4,8 posto ukupne energije obnovljivih izvora,

• očekuje se korištenje energije vjetra u razdoblju iza 2000. godine s udjelom od 2,6 posto u 2030. godini,

• sunčeva energija dosegla bi po ovom scenariju 8,8 posto i osim vodnih snaga i biomase predstavljala bi izvor koji bi se najviše koristio,

• jednako kako bi se povećavalo korištenje biomase, tako bi se postepeno povećavao i udio u ukupnoj energiji obnovljivih izvora. Na kraju razdoblja udio bi iznosio približno 26 posto,

• udio vodnih snaga bi se smanjio s razine veće od 80 posto u 2000. godini na iznos od 52,6 posto u 2030. godini,

• početak korištenja biogoriva očekuje se nakon 2000. godine, da bi u 2030. godini njihov udio iznosio približno 5 posto.

 

Ovaj scenarij pretpostavlja najmanje korištenje obnovljivih izvora, ali tu se počinju koristiti obnovljivi izvori koji se do sada nisu tradicionalno koristili. Ova razina korištenja obnovljivih izvora je realno najmanja, i stoga najmanje vjerojatna. S mnogo više sigurnosti u procjenama može se pretpostaviti značajnije korištenje obnovljivih izvora.

 

 

Slika 4.2.1.8. Odnos energije iz uvoza i domaćih izvora - S1

 

 

U dosadašnjem razvitku energetskog sektora Republike Hrvatske većim dijelom koristili su se domaći izvori energije. U posljednjem desetogodišnjem razdoblju udio domaćih izvora smanjio se od 65 posto na malo više od 50 posto. Kako je ovo scenarij kojem je primarno težište na konvencionalnim tehnologijama i bez posebne aktivnosti države udio uvoza će se stalno povećavati. Već u 2010. godini uvoz će iznositi 64 posto, a na kraju promatranog razdoblja približno 78 posto ukupnih potreba.

 

4.2.2. Scenarij S2: Nove tehnologije i aktivne mjere države

4.2.2.1. Odrednice neposredne potrošnje energije

Industrija

Očekuje se brža supstitucija proizvodnog parka hrvatske industrije učinkovitijim tehnologijama, tako da bi, dugoročno, intenzivnost toplinske potrošnje bila gotovo dva puta manja nego danas, a intenzivnost potrošnje električne energije 15 posto manja. Također se očekuje veća zastupljenost obnovljivih izvora energije (biomase i solarne enegije) čime bi se ostvarilo da udio električne energije u toplinskim potrebama bude dugoročno ispod 8 posto. U ukupno potrebnoj energiji za industrijske potrošače udio električne energije bio bi niži u odnosu na prethodni scenarij tako da bi na kraju razdoblja bio malo viši od 30 posto. Udio topline visokih temperatura  smanjio bi se s 45 na 34 posto, a energija u obliku pare i vrele vode tijekom cijelog razdoblja sudjelovala bi s približno nepromijenjenim udjelom od 31 posto.

U ovom je scenariju predviđena još intenzivnija plinofikacija, tako da je porast potrošnje plina za energiju visokih temperatura vrlo intenzivan što za posljedicu ima porast udjela od današnjih 50 na 73 posto u 2030. godini. Za tekuća goriva pretpostavljeno je opadanje potrošnje uz opadanje udjela s današnjih 36,5 na približno 10 posto u 2030. godini. U potrošnji ugljena očekuje se daljnje blago smanjenje potrošnje, tako da bi ugljen na kraju razdoblja sudjelovao s malo manje od 3 posto.

Za proizvodnju pare i vrele vode predviđeno je da će proizvodnja u industrijskim toplanama (kogeneracijama) brže rasti u odnosu na industrijske kotlovnice, tako da bi udio ovih postrojenja u 2030. godini iznosio skoro 48 posto. Ta razina viša je u odnosu na prethodni scenarij. Jednako tako predviđa se za 33 posto veća  proizvodnja električne energije u odnosu na scenarij S1. Povećana potrošnja pare i vrele vode u odnosu na prvi scenarij predviđena je i iz javnih toplana, ali na takav način da se udio javnih toplana postepeno smanjuje na 14,5 posto u 2030. godini. Proizvodnja pare iz industrijskih kotlovnica trebala bi ostvariti prosječni porast od 2,1 posto godišnje uz postupno smanjivanje udjela na nešto manje od 38 posto u 2030. godini.

Predviđa se da će u kombiniranoj proizvodnji električne energije, pare i vrele vode u industrijskim toplanama porast potrošnje prirodnog plina biti sličan kao  i u prethodnom scenariju, tako da će udio na kraju razdoblja iznositi 84 posto. Također je, u odnosu na prethodni scenarij, predviđen brži porast potrošnje biomase u obliku otpadaka iz drvne industrije, te se očekuje da bi  njezin udio trebao doseći razinu veću od 6 posto. Zbog tako predviđenog porasta potrošnje plina i biomase očekuje se vrlo polagano povećanje ili stagnacija u potrošnji derivata nafte i ugljena uz smanjenje udjela derivata na približno 7 posto i udjela ugljena na 3,4 posto u 2030. godini.

Sličan razvoj potrošnje goriva očekuje se i u industrijskim kotlovnicama uz malo brže smanjenje potrošnje derivata nafte i vrlo nisku potrošnju ugljena, te porast potrošnje obnovljivih oblika energije. U odnosu na prethodni scenarij predviđen je još intenzivniji porast korištenja biomase kao i sunčeve energije u kombinaciji s ukapljenim ili prirodnim plinom. Rezultat takvog razvitka je značajniji porast udjela biomase na 26,5 posto i sunčeve energije na više od 10 posto na kraju razdoblja. Zbog povećane penetracije obnovljivih izvora, kao i zbog povećane proizvodnje pare u procesu kogeneracije, u odnosu na scenarij S1, u ovom scenariju se ostvaruje niža razina potrošnje prirodnog plina. Udio prirodnog plina u nekoliko početnih godina promatranog razdoblja ostvaruje porast da bi se nakon toga smanjio na približno 52 posto.

Usluge

Energetski efikasnije tehnologije bi značile manju potrošnju električne energije za netoplinske potrebe, a uz veću zastupljenost obnovljivih izvora i kogenerativne proizvodnje topline i električne energije i manju potrošnju električne energije za toplinske namjene. Ukupna energija, kao i potrošnja električne energije imat će nižu razinu u odnosu na prvi scenarij, dok će penetracija obnovljivih izvora biti izraženija. Tako će sunčeva energija sudjelovati s udjelom od 8,8 posto, a geotermalna energija s 1,2 posto u 2030. godini. Očekuje se brža penetracija topline proizvedene u malim kogeneracijama na razinu od 5,7 posto, a u odnosu na prethodni scenarij očekuje se i povećana potrošnja daljinske topline iz javnih toplana, koja bi na kraju razdoblja sudjelovala s 3,2 posto. Potrošnja električne energije povećavat će se brže u odnosu na ostale konvencionalne oblike energije, tako da će se udio značajno povećati, od današnjih 47,7 posto na 63,6 posto u 2030. godini. Istodobno će se udio prirodnog plina postepeno smanjivati na 12,3 posto, kao posljedica sporijeg porasta potrošnje plina u odnosu na ukupnu potrošnju energije u uslužnom sektoru. Predviđeno je smanjenje potrošnje derivata nafte i ugljena, čija potrošnja je već danas vrlo niska tako da uloga ovog energenta u budućnosti postaje zanemariva, dok se udio derivata nafte od današnjih 25 posto smanjuje na približno 5 posto.

 

Kućanstva

Dok je u prethodnom scenariju pretpostavljeno da će se toplinska izolacija do danas izgrađenih stanova dugoročno poboljšati za 10 posto, u ovom scenariju to dugoročno poboljšanje iznosi 20 posto. Zbog boljih tehničkih rješenja i potrošnja električne energije za netoplinske potrebe je manja, a zbog veće zastupljenosti obnovljivih izvora i kogeneracije, potrošnja električne energije za netoplinske namjene je manja i dugoročno ne prelazi 15 posto ukupnih toplinskih potreba kućanstava.

U energiji za toplinske potrebe u kućanstvima predviđen je porast potrošnje prirodnog plina s prosječnom godišnjom stopom 2,1 posto, kao i malo brži porast korištenja daljinske topline iz javnih toplana u odnosu na prethodni scenarij. Predviđeno je smanjenje potrošnje ugljena, derivata nafte te dugoročno gledano i energije biomase za korištenje u pojedinačnim pećima. Nadalje se očekuje znatno brža ekspanzija primjene novih tehnologija za iskorištavanje obnovljivih izvora energije, u odnosu na scenarij S1. Tako bi sunčeva energija u 2030. godini imala udio od 8,6 posto, a toplina proizvedena iz biomase primjenom novih tehnologija 13,4 posto. Također se očekuje relativno brz razvitak malih kogeneracija iz kojih bi proizvedena toplina u 2030. godini sudjelovala s približno 4 posto. Udio prirodnog plina će na kraju razdoblja iznositi 33,4 posto, dok se za električnu energiju očekuje udio od 23,8 posto što je smanjenje u odnosu na današnju razinu. Udio korištenja ogrjevnog drva u pojedinačnim pećima, također, će se postupno smanjivati na približno 5 posto u 2030. godini.

Male kogeneracije

U ovom scenariju predviđa se intenzivniji razvitak malih kogeneracija u sektoru kućanstava i usluga, tako da je proizvodnja pare i vrele vode za više od 40 posto viša u odnosu na scenarij S1. Uz to je predviđeno da će se u tim postrojenjima u 2030. godini proizvoditi 0,79 TWh električne energije. Kao ulazna energija za kombiniranu proizvodnju toplinske i električne energije predviđa se korištenje prirodnog plina, derivata nafte, biomase i sunčeve energije. Očekuje se da će na kraju razdoblja prirodni plin sudjelovati s najvećim udjelom od približno 46 posto, dok bi obnovljivi izvori dosegli više od 38 posto.

Promet

Kao što je već rečeno u svim je scenarijima predviđena podjednaka energetska efikasnost prometnih sredstava i podjednak tehnički napredak, ali različita struktura energenata u zadovoljavanju ukupnoga prometnog učina. Prema ovom scenariju udio motornih goriva će u 2030. godini iznositi malo manje od 90 posto. Osnovni energenti i nadalje su benzin s udjelom od skoro 46 posto, dizelsko gorivo s 35 posto i mlazno gorivo s malo manje od 8 posto. Udio električne energije trebao bi iznositi 2,3 posto. U razdoblju od 2010. godine predviđa se intenzivniji razvitak iskorištavanja biogoriva, te postupno uvođenje vozila na pogon gorivim ćelijama koje kao energent koriste vodik. Zbog takvog razvitka predviđa se udio biogoriva od 5 posto i udio vodika od 3 posto u ukupnoj potrošnji prometa u 2030. godini.

Poljoprivreda

I za potrošnju energije u poljoprivredi pretpostavljen je približno jednak tehnički napredak u sva tri scenarija, ali također uz različiti razvitak strukture oblika energije. Očekuje se smanjenje udjela motornih goriva od današnjih 82 na približno 74 posto u 2030. godini. Također se očekuje intenzivnije korištenje poljoprivrednih strojeva koji će kao pogonsko gorivo koristiti biogoriva i razvitak poljoprivrednih strojeva koji će za pogon koristiti gorive ćelije u razdoblju iza 2010. godine. Zbog toga će udio biogoriva u ukupnoj potrošnji poljoprivrede u 2030. godini biti 3,3 posto, a udio vodika približno 2 posto. U pokrivanju toplinskih potreba obnovljivi izvori (sunčeva energija, biomasa i geotermalna energija) sudjelovat će na približno jednakoj razini kao i u scenariju S1, tako da će njihov udio u ukupnoj energiji za poljoprivredu iznositi približno 10 posto.

Graditeljstvo

Prema ovom scenariju se očekuje da će se udio motornih goriva s današnje vrijednosti koja iznosi 77,6 povećati na 82,5 posto, kao posljedica brže penetracija biogoriva u odnosu na scenarij S1. Zbog toga će udio biogoriva u 2030. godini iznositi 4,1 posto. Predviđen je jednak porast potrošnje električne energije kao i u scenariju S1, tako da bi udio u 2030. godini iznosio 10,3 posto. Kao što je već rečeno za zadovoljenje toplinskih potreba predviđeno je korištenje derivata nafte, dok se ne predviđa korištenje ostalih obnovljivih izvora.

 

4.2.2.2. Energetski pokazatelji

Slika 4.2.2.1. Struktura energenata u neposrednoj potrošnji energije - S2

 

 

Prema ovom scenariju, u razdoblju do 2030. godine, neposredna potrošnja energije rast će po godišnjoj stopi od 1,8 posto (ako se 2000. godina promatra kao bazna). Dinamika porasta pojedinih energenata je različita, što će rezultirati različitom strukturom (različitim udjelima) pojedinih energenata tijekom promatranog razdoblja, u odnosu na baznu godinu. Usporedna struktura po energentima u baznoj i u 2030. godini je sljedeća:

• kod pare i vrele vode udio u ukupnoj potrošnji ostvarit će porast od približno 10 posto na 12,2 posto u 2030. godini,

• kod električne energije očekuje se porast udjela u neposrednoj potrošnji s 19 posto u 2000. na približno 21 posto u 2030. godini,

• plinovita će goriva minimalno povećavati svoj udio u neposrednoj potrošnji, sa 16,6 posto u 2000. na 17,4 posto u 2030. godini,

• tekuća goriva će, za razliku od električne energije i plinovitih goriva, smanjiti udio s 47,7 posto u 2000. na 38,7 posto u 2030. godini,

• obnovljivi izvori će porasti s 5,3 posto u 2000. na 10,2 posto u 2030. godini,

• neposredna potrošnja ugljena bi se smanjila s 1,4 posto u 2000. na 0,7 posto u 2030. godini.

 

Slika 4.2.2.2. Struktura neposredne potrošnje energije po sektorima potrošnje - S2

 

 

Što se tiče strukture potrošnje u pojedinim sektorima, slična je situacija kao i u prethodnom scenariju. Dakle, ne očekuje se bitnija promjena udjela pojedinih sektora u neposrednoj potrošnji energije. Očekivana struktura (udjeli) potrošnje po sektorima bi bila kako slijedi:

• udio potrošnje u sektoru graditeljstva bi porastao s 2 posto u 2000. na 3,6 posto u 2030. godini. To u ukupnoj  energiji nije velik porast, međutim za graditeljstvo je to relativno velik porast,

• udio potrošnje u poljoprivredi će se smanjivati s 5,3 posto u 2000. na 3,7 posto u 2030. godini,

• kod sektora usluga se očekuje vrlo mali porast s 9 posto u 2000. na 10,4 posto u 2030. godini,

• najveći postotak promjene potrošnje bi se trebao dogoditi u sektoru kućanstava, i to tako da se udio s 32,1 posto u 2000. smanji na 25,3 posto u 2030. godini,

• najveće postotno povećanje potrošnje bi se dogodilo u sektoru prometa, gdje se udio s 29,4 posto u 2000. povećava na 33,5 posto u 2030. godini,

• sektor industrije bi, prema procjenama načinjenim u ovom scenariju, malo povećao udio u neposrednoj potrošnji, s 22,3 posto u 2000. godini na 23,5 posto u 2030. godini.

 

Slika 4.2.2.3. Struktura proizvodnje električne energije - S2

 

 

I prema ovom scenariju će se većina proizvodnje električne energije ostvarivati na razini javne mreže, a manji dio u decentraliziranim proizvodnim objektima kao što su male kogeneracije, male hidroelektrane, obnovljivi izvori i gorive ćelije.

Potreba ulaska u pogon prve elektrane je 2006. godina i to HE Lešće. U energetskom smislu (instalirana snaga i godišnja proizvodnja) prvi veći objekt ulazi u pogon 2007. To je plinska elektrana kombiniranog ciklusa snage na generatoru 300 MW. Redoslijed ulaska u pogon hidroelektrana je fiksiran kao i u ostalim scenarijima pa se i ovdje javljaju HE Podsused (2008.) i HE Drenje (2009.). Sljedeća elektrana je termoelektrana na ugljen instalirane snage 500 MW. Optimalna godina ulaska u pogon ove elektrane je 2010. godina. U razdoblju 2010.-2020. godine u pogon bi trebale ući još dvije plinske elektrane instalirane snage 300 MW i jedna elektrana na ugljen instalirane snage 500 MW. Osim ovih termoelektrana u istom razdoblju predviđeno je puštanje u pogon i preostalih hidroelektrana: Novo Virje, Ombla i Krčić. Ukupno potrebna izgradnja novih elektrana do 2020. godine prema ovom scenariju iznosi 2234 MW (na generatoru).

Bez obzira na relativno ambiciozan plan izgradnje hidroelektrana njihov udio (zajedno s malim hidroelektranama) u proizvodnji električne energije će se smanjivati, tako da će u 2030. godini iznositi 25,6 posto.

Udio termoelektrana prema ovom scenariju bi bio 54,3 posto.

Uvoz električne energije prema ovom scenariju, nakon zatvaranja NE Krško, se ne planira. To međutim, ne znači da ga neće biti. Ako ga bude to će biti u nekim iznimnim situacijama kad je npr. zbog raznih razloga nemoguće podmiriti potrošnju vlastitim izvorima, ili eventualno u situacijama kad je moguće električnu energiju kupiti na tržištu  po nižoj cijeni nego se može proizvesti u vlastitom sustavu.

Decentralizirana proizvodnja električne energije bi sudjelovala s 20 posto.

 

Slika 4.2.2.4. Struktura energenata za potrebe elektroprivrede - S2

 

 

Kada se govori o energentima koji se koriste za proizvodnju električne energije na razini javne mreže, odnosno o strukturi tih energenata, može se istaknuti sljedeće:

• vodne snage u 2030. godini sudjeluju s 33,6 posto u energiji za proizvodnju električne energije,

• tekuće gorivo (loživo ulje) na kraju promatranog razdoblja više nema svoje mjesto u strukturi proizvodnje jer sve elektrane na tekuće gorivo izlaze iz pogona prije 2030. godine,

• udio ugljena u proizvodnji električne energije je približno 40 posto,

• udio plina u proizvodnji električne energije je 26,5 posto.

 

Ovdje također treba otvorenom ostaviti mogućnost nuklearne opcije koja bi mogla doći u obzir iza 2015. godine. U tom bi slučaju nuklearno gorivo istisnulo dio plina i dio ugljena, odnosno udjeli plina i ugljena u proizvodnji električne energije bi se smanjili.

 

Slika 4.2.2.5. Struktura energenata u ukupno potrebnoj energiji - S2

 

 

Primaran  utjecaj na ukupno potrebnu energiju ima gospodarski rast, zatim tehnološki razvitak.

Prema ovom scenariju godišnja stopa porasta ukupno potrebne energije za razdoblje od 2000. do 2030. godine iznosila bi 1,4 posto. Budući da su stope porasta pojedinih energenata različite, to rezultira i  promjenom strukture energenata u ukupno potrebnoj energiji. Promjena strukture se može iskazati kroz nekoliko najbitnijih pokazatelja:

• električna energija (uvoz) u 2000. godini ima udio 2,3 posto u ukupno potrebnoj energiji, da bi nakon izlaska iz pogona NE Krško ta kategorija uvoza električne energije praktički nestala,

• tekuće gorivo također ima trend smanjivanja, tako da je s 49,6 posto u 2000. taj udio u 2030. godini smanjen na 36,2 posto,

• udio prirodnog plina ima trend porasta, gdje s 25,4 posto u 2000. godini raste na 31,2 posto u 2030. godini,

• udio obnovljivih izvora (uključivo i velike hidroelektrane) također bi trebao lagano porasti, s 20,5 posto u 2000. na 21,2 posto u 2030. godini,

• ugljen bi trebao relativno najviše porasti i to s 2,2 posto u 2000. na 11,4 posto u 2030. godini.

 

Slika 4.2.2.6. Bilanca prirodnog plina - S2

 

 

Jednako kao i u scenariju S1, i u ovom scenariju je plin drugi energent po zastupljenosti u ukupno potrebnoj energiji (odmah iza tekućih goriva). Predviđena potrošnja plina prema ovom scenariju u 2030. godini bila bi oko 5,75 mlrd m³. Od toga bi 4,95 mlrd m³ bio uvoz, a preostalih 0,8 mlrd m³ domaća proizvodnja. Struktura potrošnje plina po kategorijama  prikazana je u nastavku:

• u 2000. godini na energetiku (vlastitu potrošnju) i gubitke trošilo se 7,6 posto prirodnog plina, a u 2030. godini se očekuje da će se u toj kategoriji trošiti 3,4 posto plina,

• neenergetska potrošnja je u 2000. godini, zajedno s kućanstvima, ostvarila najveći udio, a iza 2010. godine bi se ta potrošnja “ugasila”, što znači da u strukturi potrošnje plina u 2030. godini ne postoji kategorija neenergetske potrošnje,

• za proizvodnju električne energije u 2000. godini se potrošilo 15,3 posto od ukupno potrošenog prirodnog plina, da bi u 2030. potrošnja plina za proizvodnju električne energije dostigla 30,1 posto i time postala najznačajnija kategorija potrošnje prirodnog plina,

• ostale transformacije su u 2000. godini trošile 10,2 posto plina, a u strukturi u 2030. godini će taj postotak biti nešto veći, očekuje se 11,1 posto,

• kogeneracije su trošile 6,3 posto plina u 2000., a do 2030. godine se očekuje prilično velik porast potrošnje plina u toj kategoriji, tako da bi ona mogla dostići razinu od 18,2 posto,

• udio ostale neposredne potrošnje plina bi se u ovom scenariju smanjio s  5 u 2000. na 3,3 posto u 2030. godini,

• potrošnja u industriji, udjelom u ukupnoj potrošnji plina, malo bi porasla s 13,7 posto u 2000. na 14,6 posto u 2030. godini,

• kućanstva bi u skladu s predviđanjima, smanjila svoj udio u ukupnoj potrošnji s 21,2 posto u 2000.  na 19,3 posto u 2030. godini.

 

I za ovaj scenarij vrijede neke konstatacije, kao i za prethodni, a vezano uz osiguranje dovoljnih količina plina, izgradnju plinske meže i animiranje potrošnje.

 

Slika 4.2.2.7. Struktura obnovljivih izvora energije - S2

 

 

Ovaj scenarij podrazumijeva brži prodor novih tehnologija u energetski sektor, što znači i bolju energetsku efikasnost i intenzivnije korištenje obnovljivih izvora energije. Predviđa se sljedeća struktura pojedinih oblika energije u obnovljivim izvorima energije:

• geotermalna energija bi se počela koristiti od 2000. godine, s tim da bi njezin udio u obnovljivim izvorima energije u 2030. godini iznosio oko 3,7 posto,

• korištenje energije vjetra bi započelo iza 2000. godine, a udio u 2030. godini bi dosegao razinu  od oko 3,7 posto,

• sunčeva energija bi se trebala početi koristiti u razdoblju nakon 2000. godine, i uz relativno brzi porast, u ovom bi scenariju njezin udio u 2030. godini iznosio značajnih 17,5 posto,

• udio biomase bi trebao rasti tako da od 18,4 posto u 2000. postigne udio od približno 26 posto u 2030. godini,

• korištenje vodnih snaga bi raslo sporije nego korištenje većine ostalih obnovljivih izvora, pa bi se njihov udio s 81,6 posto u 2000. godini smanjio na 42,5 posto u 2030. godini,

• početak korištenja biogoriva se očekuje nakon 2000. godine, a do 2030. bi dostigao udio od oko 6,5 posto.

 

Ovakva razina korištenja obnovljivih izvora je moguća ukoliko se dogodi očekivani napredak u tehnologijama korištenja obnovljivih izvora energije i ukoliko država raznim mjerama potakne njihovo korištenje.

 

Slika 4.2.2.8. Odnos energije iz uvoza i domaćih izvora - S2

 

 

U ovom scenariju se pretpostavlja aktivnija uloga države u poticanju korištenja obnovljivih izvora i poboljšanja energetske efikasnosti. Također se očekuje brži prodor novih tehnologija. Sve to rezultira većim udjelom vlastite energije nego što je to u prethodnom scenariju. Međutim, udio domaće energije će se u svakom slučaju bitno smanjiti s približno 50 posto u 2000. na 28,2 posto u 2030. godini. To znači da se udio uvoza energije povećava s 50 posto u 2000. na 71,8 posto u 2030. godini.

U odnosu na scenarij S1 u ovom scenariju je pretpostavljen veći udio obnovljivih izvora za proizvodnju električne energije, kao i aktivnija uloga države u poticanju racionalizacije potrošnje električne energije te uvođenja novih tehnologija. To rezultira manjim potrebama električne energije koje se namiruju iz javne mreže, što onda odgađa ulazak u pogon pojedinih elektrana.

 

 

 

4.2.3. Scenarij S3: Izrazito ekološki scenarij

4.2.3.1. Odrednice neposredne potrošnje energije

Industrija

Industrija je po osnovnim odrednicama jednaka kao i u prethodnom scenariju, ali se očekuje još izrazitija penetracija obnovljivih izvora i kogeneracije. To znači da udio električne energije, kao i u prethodnom scenariju, u 2030. godini dostiže razinu malo višu od 30 posto. Udio topline visokih temperatura smanjit će se s 45 na 34 posto, a energija u obliku pare i vrele vode tijekom cijelog razdoblja sudjelovat će s približno nepromijenjenim udjelom od 31 posto.

Struktura energenata za proizvodnju topline visokih temperatura jednaka je kao i u prethodnom scenariju, što znači da je predviđen porast potrošnje prirodnog plina s prosječnom godišnjom stopom od 2,7 posto uz porast udjela od današnjih 50  na 73 posto. Predviđeno opadanje potrošnje ugljena i derivata nafte je takvo da su im udjeli na kraju razdoblja približno 3, odnosno 10 posto.

U proizvodnji pare i vrele vode predviđa se još intenzivniji razvitak proizvodnje u industrijskim toplanama (kogeneracijama) u odnosu na drugi scenarij, tako da bi udio ovih postrojenja u 2030. godini iznosio skoro 52 posto. Ujedno je predviđena za 4,2 posto veća  proizvodnja električne energije u odnosu na prethodni scenarij. Predviđen je porast potrošnje pare i vrele vode iz javnih toplana u odnosu na prethodni scenarij, tako da će udio iznositi približno 15 posto u 2030. godini. Proizvodnja pare iz industrijskih kotlovnica ostvarit će porast od prosječno 1,7 posto godišnje, uz postupno smanjivanje udjela na manje od 34 posto u 2030. godini.

U kombiniranoj proizvodnji električne energije,  pare i vrele vode u industrijskim toplanama predviđen je porast potrošnje prirodnog plina i obnovljivih energenata te smanjenje potrošnje ugljena. Ipak će potrošnja prirodnog plina rasti sporije u odnosu na ukupni razvitak industrijskih kogeneracija tako da će u drugom dijelu razdoblja udio prirodnog plina opadati do razine od približno 73 posto u 2030. godini. Zbog relativno bržeg porasta korištenja biomase udio ovog energenta bit će viši u odnosu na prethodni scenarij tako da se očekuje udio biomase veći od 8 posto u 2030. godini. U ovom izrazito ekološkom scenariju također je pretpostavljeno korištenje hibridnih sustava na sunčevu energiju i ukapljeni ili prirodni plin u svrhu kogenerativne proizvodnje toplinske i električne energije.

U strukturi oblika energije za industrijske kotlovnice u ovom je scenariju predviđeno brže opadanje potrošnje tekućih goriva, potpuni nestanak ugljena nakon 2015. godine, vrlo brzi razvitak korištenja obnovljivih izvora i umjereniji porast potrošnje prirodnog plina u odnosu na scenarij S2. Potrošnja energije za industrijske kotlovnice rast će po prosječnoj stopi od 1,4 posto godišnje, dok će porast plina iznositi 0,7 posto godišnje. Rezultat tako predviđenog razvitka očituje se u tome da je udio prirodnog plina u 2030. godini 43 posto, a udio obnovljivih izvora – biomase i sunčeve energije skoro 47 posto.

Usluge

Očekuje se da bi u takvom trendu došlo i do daljnjeg poboljšanja toplinske izolacije objekata uslužne djelatnosti i do smanjenja dugoročne toplinske potražnje za približno 6 posto u odnosu na prethodne scenarije. Zastupljenost obnovljivih izvora energije i kogeneracije bi bila također veća. Tako će sunčeva energija sudjelovati  s 13, a geotermalna energija s 1,6 posto u 2030. godini, što je više u odnosu na prethodni scenarij. Također se očekuje još brža penetracija topline proizvedene u malim kogeneracijama na razinu od 8 posto, a u odnosu na prethodni scenarij očekuje se još malo veća potrošnja daljinske topline iz javnih toplana, koja bi na kraju razdoblja sudjelovala s 3,8 posto. Zbog niže razine potrošnje u odnosu na prethodni scenarij, udio električne energije bit će još viši i iznosit će 62,5 posto u 2030. godini. Udio prirodnog plina smanjivat će se na 9 posto, dok će potrošnja nakon 2010. također opadati. Predviđeno je brže smanjenje potrošnje derivata nafte te ugljena u odnosu na drugi scenarij tako da bi udio derivata nafte u 2030. godini iznosio približno 2 posto, dok bi udio ugljena postao zanemariv.

Kućanstva

Usmjerenje i organiziranost na državnoj razini omogućava poboljšanje toplinske izolacije do danas izgrađenih stanova u prosjeku za 30 posto u odnosu na današnju. Izrazita je i zastupljenost sunčeve energije i biomase, što dovodi i do smanjenja potrošnje fosilnih goriva, odnosno do stagnacije potrošnje prirodnog plina na kraju razdoblja.

U odnosu na prethodni scenarij očekuje se brže opadanje potrošnje ugljena i derivata nafte, sporiji porast potrošnje prirodnog plina te intenzivniji razvitak korištenja novih tehnologija (sunčevih kolektora, korištenja biomase, kotlovnica na sunce i topline proizvedene u malim kogeneracijama). Također se očekuje niža razina korištenja biomase u pojedinačnim pećima u odnosu na prethodne scenarije. Zbog tako predviđenog razvitka udio sunčeve energije iznosit će 12 posto, toplina iz malih kogeneracija sudjelovat će s 5,2 posto, a udio biomase korištene u novim tehnologijama iznosit će skoro 17 posto, sve u 2030. godini. S najvećim udjelom od 26,4 posto i nadalje će sudjelovat prirodni plin. Udio električne energije bit će malo viši u odnosu na prethodni scenarij i približit će se 26 posto. U odnosu na prethodni scenarij predviđa se porast u potrošnji daljinske topline, tj. udio na razini od 7 posto. Udio energije biomase iz pojedinačnih peći iznosit će 3,6 posto u 2030. godini, te će biti niži u odnosu na scenarij S2.

Male kogeneracije

U ovom scenariju predviđa se najintenzivniji razvitak malih kogeneracija u sektoru kućanstava i usluga, tako da je proizvodnja pare i vrele vode veća za skoro 22 posto u odnosu na drugi scenarij. Uz to je predviđeno povećanje proizvodnje električne energije približno za 21 posto. Pretpostavljena je slična struktura energenata za kombiniranu proizvodnju toplinske i električne energije kao i u scenariju S2, ali uz još inenzivnije uvođenje obnovljivih izvora. Tako se očekuje da će na kraju razdoblja prirodni plin sudjelovati s udjelom od približno 35 posto dok bi obnovljivi izvori (biomasa i sunčeva energija) dosegli više od 52 posto. Udio derivata nafte iznosit će približno 12 posto.

Promet

U ovom scenariju promet doživljava najveće promjene. Pretpostavljeno je da bi se odgovarajućom prometnom politikom bitno promijenila struktura robnog prometa. Naime, tzv. kombiniranim bi se transportom povećao udio željezničkog prometa u odnosu na cestovni. U putničkom bi prometu u urbanim sredinama javni transport bio više zastupljen, a također i u međugradskom. Struktura utrošenih energenata bi se također značajnije promijenila. Tako bi udio električne energije u ovom scenariju bio najviši, te bi iznosio 4,7 posto. Značajnije bi se smanjili udjeli motornog benzina i dizelskog goriva koji bi u 2030. godini iznosili 41,6, odnosno 31,7 posto. Također je predviđen najintenzivniji razvitak vozila koja koriste biogoriva i vozila na gorive ćelije koje koriste vodik. Zbog toga bi udio biogoriva iznosio 8 posto, a udio vodika 5 posto u 2030 godini. Potrošnja mlaznog goriva predviđena je na takvoj razini da udio ovog energenta ima jednaku vrijednost kao i u prethodnom scenariju.

Poljoprivreda

U odnosu na scenarij S2, u razdoblju iza 2010. godine očekuje se još dinamičniji razvitak poljoprivrednih strojeva koji će kao pogonsko gorivo koristiti biogoriva, kao i razvitak poljoprivrednih strojeva koji će za pogon koristiti gorive ćelije. Zbog toga će udio biogoriva u ukupnoj potrošnji poljoprivrede u 2030. godini iznositi više od 5 posto, a udio vodika više od 3 posto. U pokrivanju toplinskih potreba obnovljivi izvori (sunčeva energija, biomasa i geotermalna energija) sudjelovat će sa još većim iznosima u odnosu na drugi scenarij, tako da će njihov udio u ukupnoj energiji za poljoprivredu iznositi približno 11 posto.

Graditeljstvo

U trećem scenariju zbog još bržeg uvođenja biogoriva očekuje se da će se udio motornih goriva od današnje vrijednosti koja iznosi 77,6 povećati na 80 posto, što je malo manje u odnosu na prethodni scenarij. Time će udio biogoriva u 2030. godini iznositi 6,5 posto. Porast potrošnje električne energije jednak je kao i u prethodnom scenariju, tako da bi udio u 2030. godini iznosio 10,3 posto. Za zadovoljenje toplinskih potreba predviđeno je korištenje derivata nafte, dok se iskorištavanje obnovljivih izvora u ovom sektoru ne predviđa.

 

4.2.3.2. Energetski pokazatelji

 

Slika 4.2.3.1. Struktura energenata u neposrednoj potrošnji energije - S3

 

 

Temeljne značajke scenarija S3, tj. izrazito ekološkog scenarija očituju se u dobro uspostavljenom sustavu gospodarenja, donošenju zakona i izgradnji institucija, uspostavljenom konkuretnom tržištu energije, aktivnim mjerama države u povećanju energetske efikasnosti i podupiranju tehnološkog razvitka, korištenju čistih tehnologija i obnovljivih izvora. Ukupna neposredna potrošnja energije iznosila bi približno 415,2 PJ, što je prosječni godišnji porast od 2,1 posto. Aktivne mjere države utjecat će i na strukturu neposredne potrošnje, s osnovnom namjerom da se kod neposrednih potrošača smanjuje potrošnja onih energenata koji više zagađuju okoliš i poveća potrošnja energenata koji koriste čiste tehnologije. U skladu s takvim pretpostavkama struktura neposredne potrošnje energije mijenjat će se tijekom promatranog razdoblja:

• tekuće gorivo će u strukturi pasti s 47,7 posto u 2000. godini na 33,5 posto u 2030. godini,

• električna energija će porasti s 19,0 na 22,8 posto,

• plinovita goriva će se neznatno smanjiti sa 16,6 na 16,3 posto,

• para i vrela voda će porasti s 9,9 na 13,7 posto,

• obnovljivi izvori će porasti s 5,3 na 13,1 posto,

• ugljen će se smanjiti s 1,4 na 0,7 posto.

 

Slika 4.2.3.2. Struktura neposredne potrošnje energije po sektorima potrošnje - S3

 

 

Strukturne promjene dogodit će se i po karakterističnim skupinama potrošnje, i to:

• najznačajniji sektor potrošnje postat će promet i njegov udio u ukupnoj neposrednoj potrošnji iznosit će približno 31 posto u 2030. godini,

• industrija će s 25,3 posto biti drugi sektor po udjelu u neposrednoj potrošnji, gotovo na istoj razini potrošnje kao i kućanstva. Udio industrije u neposrednoj potrošnji kroz cijelo razdoblje neće se značajnije mijenjati,

• kućanstva će biti treći sektor potrošnje s udjelom u ukupnoj neposrednoj potrošnji od 25,1 posto. U odnosu na ostvarenje iz 2000. godine doći će do relativnog pada zbog povećanja toplinske izolacije i primjene tehnološki naprednijih tehnologija,

• kod usluga će doći do blagog povećanja udjela koji će u 2030. godini iznositi oko 10,8 posto,

• u sektoru graditeljstva doći će do porasta udjela na razinu do 3,9 posto,

• u poljoprivredi će doći do smanjenja udjela s 5,3 posto na 4 posto.

Slika 4.2.3.3. Struktura proizvodnje električne energije - S3

 

 

Karakteristike scenarija S3 su relativno velika decentralizacija proizvodnje električne energije, te značajno povećanje proizvodnje električne energije s novim tehnologijama i uz korištenje obnovljivih izvora. Preko javne mreže se proizvodilo ili uvozilo oko više od 95 posto električne energije. Po scenariju S3, uz primjenu svih mjera i očekivani razvitak novih tehnologija može se očekivati proizvodnja izvan javne mreže na razini od 27,3 posto ukupno potrebne električne energije.

Ovaj scenarij predviđa dosta nižu potrošnju pa je ulazak prve plinske elektrane pomaknut do 2009. godine. Kao i u ostalim scenarijima prvi objekt koji ulazi u pogon je HE Lešće (2006.) jer su godine ulaska u pogon hidroelektrana fiksirane. Osim hidroelektrana, za zadovoljenje povećane potrošnje i kompenzaciju snage zbog izlaska iz pogona nekih postojećih objekata, u razdoblju 2010.-2020. godina prema ovom scenariju potrebno je izgraditi dvije termoelektrane na ugljen svaka instalirane snage 500 MW i jednu plinsku termoelektranu instalirane snage 300 MW. Ukupno potrebna izgradnja do kraja planskog razdoblja prema ovom scenariju iznosi 1934 MW (snaga na generatoru).

Struktura proizvodnje električne energije po pojedinim tipovima postrojenja  iznosi:

• prestankom rada NE Krško, te s obzirom da se posebno ne promatra uvoz električne energije, osim u incidentnih situacijama, udio uvezene električne energije je minimalan,

• udio hidroelektrana u 2030. godini smanjuje se na 25 posto,

• termoelektrane postaju najznačajniji izvor električne energije s 47,6 posto,

• treći po značaju postaju obnovljivi izvori s 11,8 posto,

• industrijske toplane i male kogeneracije sudjelovat će u ukupnoj proizvodnji s 11,4 posto.

 

Važno je spomenuti mogućnost gorivih ćelija, nove tehnologije koja tek dolazi. Pretpostavljeno je da će gorive ćelije sudjelovati u proizvodnji električne energije s 1,9 posto.

Slika 4.2.3.4. Struktura energenata za potrebe elektroprivrede - S3

 

 

Osnovne karakteristike scenarija, kada se radi o energentima koji bi se koristili za proizvodnju električne energije na razini javne mreže (bez NE Krško), su:

• udio vodnih snaga u ukupnoj strukturi proizvodnje na kraju promatranog razdoblja iznosio bi oko 35 posto, iako se predviđa rast proizvodnje u hidroelektranama,

• iskorištenjem termoelektrana na mazut (TE Sisak 1 i 2 te TE Rijeka) do kraja životnog vijeka  nakon 2015. godine mazut se ne bi više koristio u proizvodnji električne energije,

• nove potrebe uz zamjenu mazuta, prema ovom scenariju zadovoljile bi se iz termoelektrana na plin i ugljen. 

 

Ovakav scenarij više od ostalih promovira načelo decentralizacije proizvodnje električne energije i skrbi o diverzifikaciji i sigurnosti elektroenergetskog sustava. Kao i u svim ostalim scenarijima, u razdoblju do 2010. godine prednost za proizvodnju električne energije dana je plinu radi ekonomskih, ekoloških i lokacijskih razloga. Realizacijom projekta GEA, te liberalizacijom i jačim otvaranjem tržišta plina u Europi, realne su pretpostavke izgradnje  300 MW termoelektrana na plin na području Slavonije ili Dalmacije.

Elektrane na ugljen došle bi u obzir tek iza 2010. godine. Iza te godine iz pogona izlaze termoelektrane na mazut i pojavljuje se potreba za elektranom na ugljen snage oko 500 MW.

 

Slika 4.2.3.5. Struktura energenata u ukupno potrebnoj energiji - S3

 

 

U razdoblju od 2000. do 2030. godine ukupne potrebe po ovom scenariju bi rasle po prosječnoj stopi od 1,6 posto. Po pojedinim energentima stope rasta su različite, s tim da je znatno sporiji rast proizvodnje električne energije na razini javne mreže, a znatno veći decentraliziranih izvora električne energije. U strukturi ukupnih potreba u 2030. godini to bi značilo:

• trend smanjivanja će imati tekuće gorivo s 49,6 posto u 2000. godini na 32 posto u 2030. godini,

• prirodni plin bi tijekom cijelog razdoblja držao poziciju drugog energenta. Njegov udio bi se povećavao, tako da bi na kraju promatranog razdoblja udio plina u ukupnim potrebama energije iznosio skoro 29 posto,

• svi obnovljivi izvori, uključujući i velike hidroelektrane, svoj udio bi povećali (do 27,5 posto) zahvaljujući porastu korištenja obnovljivih izvora koji se do sada nisu tradicionalno koristili,

• ugljen bi u ukupnoj potrošnji po ovom scenariju rastao (do 11,7 posto) i to isključivo zbog korištenja za proizvodnju električne energije. Udio ugljena ostaje otvoreno pitanje za budućnost.

 

Slika 4.2.3.6. Bilanca prirodnog plina - S3

 

 

Prirodni plin je u svim scenarijima, pa tako i u ovom jedan od najznačajnijih energenata. Moguća potrošnja plina u 2030. godini iznosila bi oko 5,1 mlrd m³, od čega je glavnina uvoznog plina (oko 4,3 mlrd m³). Očekuje se porast korištenja plina u svim kategorijama potrošnje:

• najveća potrošnja plina ostvarila bi se u proizvodnji električne energije u javnoj mreži. Udio te potrošnje iznosio bi oko 28 posto,

• druge po potrošnji bile bi kogeneracije, koje bi dosegnule razinu od 0,97 mlrd m³ i udio od 19,3 posto,

• industrija bi bila treća kategorija po potrošnji, uz porast udjela do 2020. i trend smanjivanja nakon toga. Udio industrije bi iznosio oko 16,6 posto u 2030. godini,

• samo malo manji udio u odnosu na industriju ostvarit će potrošnja u kućanstvima tako da njihov udio iznosi 16 posto u 2030. godini, ali također uz trend porasta udjela do 2020. godine i opadanja nakon toga,

• udio ostalih transformacija iznosio bi 13,8 posto a ostale neposredne potrošnje oko 2,7 posto,

• predviđen je prestanak potrošnje plina u neenergetskoj potrošnji iza 2010. godine,

• očekuje se smanjenje potrošnje plina za vlastitu potrošnju i gubitke s udjela 7,6 posto u 2000. godini na 3,5 posto u 2030. godini.

 

U ovom scenariju povećava se decentralizirana potrošnja, a smanjuje se potrošnja plina za proizvodnju električne energije u javnoj mreži. Ovakav scenarij razvitka potrošnje plina je vrlo zahtjevan u stvaranju svih potrebnih uvjeta i razvoju plinske infrastrukture za potrošnju plina. Navedena razina potrošnje plina je dostižna, ako se ostvare sve ostale pretpostavke.

Slika 4.2.3.7. Struktura obnovljivih izvora energije - S3

 

 

U ovom scenariju koji se temelji na optimističnom doprinosu novih tehnologija u području energetske efikasnosti i korištenja obnovljivih izvora, očekuje se znatan porast korištenja obnovljivih izvora. To se odnosi na sve obnovljive izvore. U strukturi, po oblicima energije, u ovom scenariju je predviđeno sljedeće:

• geotermalna energija bi se počela koristiti od 2000. godine i na kraju razdoblja činila bi 3,2 posto ukupne energije obnovljivih izvora,

• očekuje se korištenje energije vjetra u razdoblju iza 2000. godine, s udjelom u 2030. godini od 5,1 posto,

• po ovom scenariju sunčeva energija dosegla bi visokih 21,4 posto, te bi uz vodne snage i biomasu predstavljala treći izvor po zastupljenosti,

• korištenje biomase bi se utrostručilo u odnosu na današnju razinu potrošnje, što bi za posljedicu imalo povećanje udjela u ukupnoj energiji obnovljivih izvora. Na kraju razdoblja udio bi iznosio 27,8 posto,

• vodnim snagama, koje su u 2000. godini sudjelovale s 81,6 posto, udio će se smanjiti na iznos od 35 posto,

• početak korištenja biogoriva se očekuje nakon 2000. godine, s tim da bi u 2030. godini udio iznosio oko 7,4 posto.

 

Ovaj scenarij pretpostavlja najveće korištenje obnovljivih izvora. Dolazi do promjena u odnosima i značajnijeg rasta korištenja onih obnovljivih izvora koji se nisu do sada tradicionalno koristili, prije svega sunčeve energije, a zatim i drugih obnovljivih izvora.

 

Slika 4.2.3.8. Odnos energije iz uvoza i domaćih izvora - S3

 

 

Poticanje energetske efikasnosti i korištenja obnovljivih izvora rezultirat će smanjenjem ukupnih potreba za energijom. To će se dalje reflektirati na smanjenje uvoza i povećanje domaće proizvodnje. Ostvarenje ovog scenarija dovodi do smanjenja udjela domaćih izvora sa 50,4 na 35 posto.  Hrvatska bi i po ovom scenariju bila primarno uvoznica energije, ali bi iznos uvoza bio znatno manji u odnosu na prethodne scenarije, čime se povećava stabilnost i sigurnost energetskog sustava.

 

4.2.4. Usporedba scenarija energetskog razvitka

Sva tri promatrana scenarija razvitka energetskog sektora imaju zajedničku osnovicu – istu stopu gospodarskog rasta, istu strukturu gospodarstva, te isti broj potrošača. Razlika između scenarija je, kako je to na početku navedeno, u razini skrbi i aktivnostima države prema organiziranom sustavu gospodarenja energijom, primjeni novih tehnologija, povećanju energetske efikasnosti i korištenju obnovljivih izvora energije. Prema pokazanim energetskim karakteristikama osnovne razlike između promatranih scenarija su:

• aktivniji odnos države prema gospodarenju energijom i veće korištenje novih tehnologija i obnovljivih izvora smanjuje neposredne potrebe potrošača. U 2030. godini u scenariju S2 neposredne potrebe su manje u odnosu na scenarij S1 za 5,9 posto, a u scenariju S3 za 12,5 posto (slika 4.2.4.1.),

• ukupne potrebe energije u scenariju S1 u 2030. godini iznosile bi 668,43 PJ, a manje su za 6,4 posto u scenariju S2 i za 10,6 posto u scenariju S3 (slika 4.2.4.2.),

• proizvodnja električne energije u scenariju S1 u 2030. godini iznosila bi 34219 GWh, a manja je za 13 posto u scenariju S2 i za 12,5 posto u scenariju S3 (slika 4.2.4.3.),

• odnos proizvodnje električne energije iz javne mreže i iz decentraliziranih izvora u 2030. godini iznosio bi 90 prema 10 posto, a u ostala dva scenarija  80 prema 20 posto za scenarij S2 i  73 prema 27 posto za scenarij S3 (slika 4.2.4.4.),

• energija proizvedena iz obnovljivih izvora u 2030. godini u scenariju S1  iznosila bi 103,9 PJ, a u scenariju S2 bila bi veća za 27,7 posto, odnosno za 58,2 posto u scenariju S3 (slika 4.2.4.5.),

• potrošnja plina iznosila bi u 2030. godini u scenariju S1 6,6 mlrd m³, a u scenariju S2 bila bi manja za 12,9 posto, a u scenariju S3 za 23,4 posto (4.2.4.6.),

• udio uvozne energije u 2030. godini iznosio bi 78 posto u scenariju S1, oko 72 posto u scenariju S2 , te  65 posto u scenariju S3 (slika 4.2.4.7.).

 

Kroz analizu osnovnih energetskih pokazatelja promatranih scenarija razvitka energetskih sustava jasno proizlazi koliko je moguće postići reformom energetskog sektora i aktivnom politikom države u stvaranju poticajnih uvjeta za povećanje energetske efikasnosti i veće korištenje obnovljivih izvora. To omogućava zadovoljenje energetskih potreba u gospodarstvu i javnom sektoru, te osobne potrošnje u kućanstvima sa znatno manjom količinom energije. Pozitivne posljedice aktivne energetske politike reflektiraju se u smanjenju onečišćenja okoliša, kao i smanjenju ovisnosti o uvozu energije.

Decentralizacija proizvodnje energije ima i druge neposredne koristi, kako u jačanju privatne inicijative u energetskom sektoru, tako i u poticanju poduzetništva i tehnološkom razvitku.

 

Slika 4.2.4.1. Usporedba neposredne potrošnje energije

 

 

Slika 4.2.4.2. Usporedba ukupno potrebne energije

 

 

 

Slika 4.2.4.3. Struktura energenata za potrebe elektroprivrede

 

 

Slika 4.2.4.4. Odnos proizvodnje električne energije (decentralizirana i javna mreža)

 

 

Slika 4.2.4.5. Usporedba proizvodnje energije iz obnovljivih izvora

 

 

Slika 4.2.4.6. Usporedba potrošnje prirodnog plina

 

 

Slika 4.2.4.7. Odnos energije iz uvoza i domaćih izvora

 

 

 

 

4.2.5. Analiza scenarija s gledišta utjecaja na okoliš

4.2.5.1. Polazne pretpostavke i rezultati

S gledišta utjecaja na okoliš, pri strateškom planiranju svakako najznačajnije je pitanje emisija onečišćujućih tvari u zrak. Ostale utjecaje uglavnom lokalnog značaja moguće je postojećim tehničkim rješenjima i praksom svesti na prihvatljivu razinu. Ponekad je pri strateškom planiranju predmet razmatranja i proizvodnja krutog otpada, posebice ako se radi o nuklearnom otpadu koji nije iskoristiv za druge namjene.

Svakom energetskom scenariju može se pridružiti niz različitih tehničkih mjera za smanjenje emisije. Mjere se odnose na kvalitetu goriva, konstrukcijska rješenja (primarne mjere) i tehnologije za pročišćavanje dimnih plinova (sekundarne mjere). U ovoj fazi nije provedena optimizacija mjera i njihov izbor po minimalnim troškovima već je za zadani energetski scenarij pretpostavljen najvjerojatniji scenarij mjera zaštite.

Scenarij OČEKIVANIH mjera temelji se na poštovanju postojeće regulative, pretpostavljajući izmjene u skladu s europskim smjernicama i tehničko-emisijskim standardima Europskoga gospodarskog povjerenstva Ujedinjenih nacija (UNECE). Radi se o principu primjene najboljih raspoloživih tehnika (BAT: Best Available Technologies) kako ih propisuje EU i UNECE. BAT su najsuvremenije, tehnički provjerene i komercijalno raspoložive tehnologije koje su dostupne svima na svjetskom tržištu. Prilagodba hrvatske regulative i potpuna primjena BAT mjera pretpostavlja se sa zakašnjenjem od 5 do 10 godina u odnosu na razvijene zemlje, ovisno o mjerama i vrsti uređaja.

Postojeći hrvatski propisi koji određuju pitanje emisije i koji su uvažavani u procjeni emisije su: Uredba o graničnim vrijednostima emisije onečišćujućih tvari u zrak iz stacionarnih izvora ("Narodne novine", br. 140/97.) i Uredba o standardima kakvoće tekućih naftnih goriva ("Narodne novine", br. 76/97.). Uredba o emisiji propisuje postojećim ložištima blaža ograničenja, a za primjenu BAT mjera prijelazno vrijeme prilagodbe je 2004. godina. Za velika ložišta (>50 MW) dopušta se da i nakon toga roka rade do kraja životnog vijeka, ali ne više od 30 000 sati ili 2 000 sati godišnje. S obzirom da sva postojeća ložišta termoelektrana izlaze iz pogona do 2015. godine za njih nije pretpostavljena ugradnja uređaja za smanjenje emisije SO₂ i NO_x. Treba reći da neki postojeći uređaji imaju znatno manju emisiju od hrvatskih propisa. Primjer su recimo plinska ložišta u malim kotlovnicama ili recimo emisija sumpor dioksida TE Plomin 2 koja je oko 200 mg/m³, a hrvatski je propis 400 mg/m³.

U Europskoj uniji priprema se nova Direktiva za velika ložišta (>50 MW), koja bi trebala stupiti na snagu nakon 2000. godine. Hrvatska uredba o emisiji u skladu je s postojećom europskom direktivom iz 1988. godine. Nova europska direktiva, umjesto 400 mg/m³ za SO₂ i 650 mg/m³ za NO_x propisuje 200 mg/m³ za SO₂ i 200 mg/m³ za NO_x. Za NO_x to znači da nije dovoljno primijeniti primarne mjere u velikim ložištima već je potrebno izdvajanje dušikovih oksida iz dimnih plinova (SCR, ili SNCR postupak).

U Europi je problem emisije stacionarnih izvora u velikoj mjeri riješen i težište je na rješavanju problema onečišćenja prometom, posebice u urbanim sredinama. Ovo pitanje se rješava tehničkim poboljšanjima na vozilima, ugradnjom katalizatora, primjeni kvalitetnijih i alternativnih goriva te organizacijskim rješenjima. U programe su uključeni proizvođači vozila i goriva (auto-oil program). Cilj je smanjiti emisiju do razine koja osigurava zadovoljenje standarda kakvoće zraka u naseljima. Tehnički standardi za vozila propisuju se ECE smjernicama. Gotovo svakih nekoliko godina izlazi novi propis s nizom novih tehničkih zahtjeva i strožim emisijskim standardima za nova vozila. U EU nakon 2005. godine više neće biti osobnih i teretnih vozila bez uređaja za smanjenje emisije. Osobna vozila, s obzirom na emisiju mogu se razvrstati u desetak različitih normizacijskih (homologacijskih) kategorija i k tome još u niz različitih varijantnih tehničkih rješenja. S obzirom da Hrvatska nema vlastitu proizvodnju vozila, stanje voznog korpusa ovisit će u najvećoj mjeri o stanju u Europi. U Hrvatskoj je tek nedavno uvedena homologacija vozila tako da ne postoje pouzdani podaci o strukturi vozila. Procjena strukture napravljena je u okviru izrade nacionalne bilance emisije štetnih tvari na temelju banke podataka vozila MUP-a i podataka o potrošnji bezolovnog benzina. U 1999. godini udjel u prodaji bezolovnog benzina bio je 55,2 posto, u odnosu na tek nekoliko postotaka u 1990. godini. Iz ovog podatka pretpostavlja se da oko 55 posto prijeđenih kilometara prevale vozila s katalizatorom (oksidativni i 3-stazni). Napominje se ovdje da je prosječna starost vozila u Hrvatskoj oko 10 godina.

Određivanje projekcije emisija u zrak iz energetike bazirano je na podacima o potrošnji energenata i odgovarajućim faktorima emisije. U analizi je pretpostavljeno poštivanje domaće i međunarodne regulative, a proračun je zasnovan na međunarodno priznatim metodologijama (CORINAIR[2] i IPCC[3]).

Projekcije emisija su određene u skladu sa sljedećim pretpostavkama:

·  emisije SO₂ i NO_x iz stacionarnih energetskih postrojenja su procijenjene na temelju agregiranih faktora za pojedine tipove postrojenja, a u skladu s Uredbom o graničnim vrijednostima emisije onečišćujućih tvari u zrak iz stacionarnih izvora emisije i Uredbom o kakvoći tekućih naftnih goriva,

·  pri određivanju emisije NO_x iz prometa polazište za analizu su sadašnji faktori emisije prema europskoj CORINAIR metodologiji, a pretpostavljena je dinamika poboljšanja faktora emisije u skladu s važećim i očekivanim međunarodnim normama,

·  emisija CO₂ je određena uz primjenu faktora emisije predloženih IPCC metodologijom,

·  pretpostavljeno je da će se emisija koja potječe od ne-energetskih izvora mijenjati proporcionalno emisiji energetskog sektora.

 

Unutar Konvencije o dalekosežnom prekograničnom onečišćenju zraka (LRTAPC) doneseno je više protokola, a ovdje se komentiraju obveze po Protokolu o suzbijanju zakiseljavanja, eutrofikacije i troposferskog ozona. Protokolom se istovremeno ograničava emisija SO₂, NO_x, NMVOC i NH₃ (multi-pollutant), čime se utječe na zakiseljavanje, eutrofikaciju i prizemni ozon (multi-effect). Ukoliko Hrvatska ratificira MPME protokol bit će potrebno smanjiti emisiju SO₂ za 61 posto do 2010. godine u odnosu na 1990. godinu, dok je emisiju NO_x potrebno održati do razine iz 1990. godine.

Hrvatska je potpisala i ratificirala Okvirnu konvenciju Ujedinjenih naroda o promjeni klime (UNFCCC) i time se obvezala zadržati emisiju stakleničkih plinova ispod razine iz 1990. godine. Dok je Kyoto protokolom, Hrvatskoj određeno smanjenje emisije stakleničkih plinova od najmanje 5 posto, računajući prosječnu emisiju u razdoblju od 2008. do 2012. godine, u odnosu na baznu godinu - 1990. godinu. Obveze iz Kyota stupit će na snagu ukoliko se Protokol ratificira u Hrvatskom saboru.

U nastavku se komentiraju emisije po pojedinim onečišćujućim tvarima.

 

4.2.5.2. Emisija SO₂

Emisija SO₂ značajno se smanjuje po svim scenarijima. Može se konstatirati da usprkos porastu potrošnje fosilnih goriva u svim sektorima dolazi do drastičnog smanjenja emisije, tako da u 2010. godini emisije iznose oko 34000-38000 t/god što je znatno ispod obveza prema MPME protokolu (slika 4.2.5.1).

Slika 4.2.5.1. Usporedba emisije SO₂ različitih scenarija

 

Smanjenje emisije se već dogodilo u 2000. godinu prelaskom TE Plomin na uvozni niskosumporni ugljen. Na taj način je usprkos ulasku u pogon TE Plomin 2 emisija s plominske lokacije smanjena za više od 60 posto u odnosu na emisiju iz 1998. godine, a emisija SO₂ čitavog elektroenergetskog sektora se prepolovila. Veliki pad emisije SO₂ se očekuje nakon 2002. godine, budući da se nakon 1. srpnja 2002 godine prema Uredbi o kakvoći tekućih naftnih goriva za loživa ulja propisuje sadržaj sumpora manji od 1 posto, za ekstra lako ulje manji od 0,2 posto, a za motorni benzin i diesel manji od 0,05 posto. Tekuća naftna goriva, proizvedena u domaćim rafinerijama, u 1999. godini imala su znatno veći sadržaj sumpora – prosječni sadržaj sumpora u loživom ulju je iznosio više od 2 posto, a u ekstra lakom ulju i dizelu oko 0,35 posto. Dodatno značajno smanjenje emisije između 2010. i 2020. godine posljedica je izlaska iz pogona postojećih termoelektrana na loživo ulje.

U strukturi emisije, termoelektrane smanjuju udjel s 52 u 1999. godini na oko 20 posto u 2020. godini. Za usporedbu, u EU udjel emisije SO₂ iz termoelektrana u 1990.  godini bio je 50 posto. Od goriva najveći udjel ima loživo ulje, u 2010. godine, 72 do 80 posto ovisno o scenariju, a nakon 2010 godine taj udjel poda na 60 do 68 posto.

Može se konstatirati da usprkos porastu potrošnje fosilnih goriva u svim sektorima dolazi do drastičnog smanjenja emisije, tako da u 2010. godini emisije iznose oko 34000-38000 t/god što je znatno ispod obveza prema MPME protokolu (slika 4.2.5.1).

Uočljiva je vrlo mala razlika između pojedinih scenarija što je posljedica visokog stupnja odsumporavanja predviđenog u novim termoelektranama na ugljen tako da se njihov ulazak u sustav jedva može zamijetiti u iskazanom mjerilu slike.

4.2.5.3. Emisija NO_x

Uz poštovanje Uredbe o graničnim vrijednostima emisije onečišćujućih tvari u zrak iz stacionarnih izvora i pretpostavljenu dinamike uključivanja vozila s malom emisijom NO_x moguće je emisiju zadržati na razini iz 1990. godine, što znači da bi se mogli zadovoljiti zahtjevi iz MPME protokola (slika 4.2.5.2). U 2010. godini emisija NO_x je, ovisno o scenariju, za 14 do 18 posto manja od emisije iz 1990. godine. Ne-energetski izvori minimalno pridonose ukupnoj emisiji NO_x (2-3 posto).

 

Slika 4.2.5.2. Usporedba emisije NO_x različitih scenarija

 

U emisiji NO_x najveći udjel ima promet, oko 60 posto u 1999. godini, dok su termoelektrane pridonose s oko 16 posto. Primjerice EU u 1990. godini termoelektrane su imale udjel emisije NO_x 18 posto, a promet 62 posto.

Za promet je pretpostavljeno da će 80 posto osobnih benzinskih vozila 2010. godine biti u klasi vozila 91/441/EEC ili višoj koja imaju emisiju 70 posto manju od vozila bez ikakvih tehničkih mjera zaštite. Radi se o vozilima sa 3-staznim katalizatorom ili dodatnim konstrukcijskim poboljšanjima. Navedeno je realno ostvarivo jer se procjenjuje da danas oko 55 posto vozila ima katalizator (oksidativni ili 3-stazni). Nakon 2010. godine pretpostavljeno je postupno povećanje udjela vozila s tzv. “ultra malom emisijom”, po normama koji će u EU vrijediti nakon 2000. i 2005. godine. Postupna promjena kvalitete vozila pretpostavljena je i za diesel vozila te teška teretna vozila (klase EURO I., II. i III.). Treba istaknuti da u budućnosti problem ostaje najvećim dijelom na teškim teretnim vozilima jer primjenom najsuvremenijih mjera na ovim vozilima se smanjuje emisija za samo 50 posto. Napominje se ovdje da primjena reduktivnih katalizatora na vozilima u znatnoj mjeri povećava emisiju stakleničkog plina N₂O. Postupnim povećanjem udjela sve kvalitetnijih vozila emisije, kompenzira se porast mobilnosti i porast emisija iz malih ložišta.

Razlike između pojedinih scenarija najviše su posljedica različite zastupljenosti ugljena i različite strukture goriva u prometu. Scenarijem S3 predviđeno je da će znatan dio vozila koristiti vodik kao gorivo koji ima vrlo malu emisiju NO_x (oksidacija dušika iz zraka), a također dio vozila koristit će električnu energiju čime se emisija prebacuje na termoelektrane. Scenarijem S3 nakon 2010. godine pretpostavlja se supstitucija dijela diesel goriva biodieslom. Na taj način smanjuje se emisija CO, HC i čestica što je osobito značajno s gledišta poboljšanja kakvoće zraka u naseljima. Emisija NO_x iz vozila na biodiesel komparativno je ista ili nešto malo veća nego kod konvencionalnih vozila, ako se ne koristi katalizator. Međutim, katalizator kod vozila s biodieselom ima veći učinak nego kod klasičnog diesel vozila.

 

4.2.5.4. Emisija CO₂

Emisija CO₂, uglavnom je posljedica izgaranja goriva u energetici (85-90 posto). Emisija ovisi o vrsti i količini potrošenog fosilnog goriva, tj. za sada ne postoje efikasne tehnologije za izdvajanje CO₂ iz dimnih plinova energetskih postrojenja.

Projekcije emisije CO₂ upozoravaju na veliko povećanje emisije (slika 4.2.5.3). U procjenama je pretpostavljen porast emisije ne-energetskih izvora proporcionalno porastu emisije energetike.

 

Slika 4.2.5.3. Usporedba emisije CO₂ različitih scenarija

 

Prostor bivše Jugoslavije je bio jedinstveno gospodarsko i energetsko tržište, a gradnja industrijskih i energetskih objekata u bivšoj Jugoslaviji nije ovisila samo o teritorijalnim i ekonomskim kriterijima već i o političkim odlukama. Hrvatska je tako veliki dio svojih potreba za električnom energijom namirivala iz termolektrana koje su locirane u Srbiji te Bosni i Hercegovini gdje je financirala gradnju 650 MW u termoelektranama na ugljen. Zbog toga je tehnički najkorektnije promatrati prosječnu emisiju energetike Jugoslavije kao polaznu osnovu za definiranje temeljne godine. U tom smislu je i korigirana emisija bazne godine na temelju prosjeka emisije CO₂ uslijed izgaranja goriva po stanovniku bivše Jugoslavije, a prema relevantnoj međunarodnoj literaturi (IEA Statistics (1998): CO₂ Emissions from Fuel Combustion, 1971.-1996.). Uporište za korekciju emisije se nalazi u članku 4.6. Konvencije, koji nudi određenu fleksibilnost za zemlje u tranziciji u ispunjavanju njihovih obveza, uključujući pitanja odabira referentne godine. Pitanje korekcije bazne godine je za sada otvoreno tako da su u analizi projekcije emisije CO₂ razmatrane obje opcije, a detaljna elaboracija korekcije emisije je prikazana u posebnom poglavlju Nacionalnog izvješća prema UNFCCC-u.

Do prekoračenja obveze iz Kyoto protokola moglo bi doći već 2004. godine. Međutim, ukoliko se Hrvatskoj odobri korigirana emisija za baznu 1990. godinu, znatno bi se olakšalo ispunjenje obveza iz Kyota. U tom slučaju, emisija CO₂ bi u 2010. godini, prema sva tri scenarija, bila nešto niže od obveze iz Kyoto protokola, ali bi ograničenje bilo prekoračeno nakon 2010. godine.

U okviru Nacionalnog izvješća o promjeni klime razmatrano je ukupno 39 mjera za smanjenje emisije stakleničkih plinova u i izvan energetskog sektora. Mjere u energetici se odnose na povećanje efikasnosti proizvodnje, prijenosa i distribucije električne energije, korištenje obnovljivih izvora energije, uštede energije upravljanjem potrošnjom (DSM), mjere u transportu te prelazak na gorivo s manjim sadržajem ugljika (prirodni plin). Čak i primjenom razmatranih mjera Hrvatska vrlo teško može ispuniti obveze koje proizlaze iz Konvencije, a posebice one iz Kyoto protokola. Stoga je prihvaćanje predložene korekcije najznačajnije pitanje u pogledu ratifikacije Kyoto protokola od strane Republike Hrvatske.

 

4.3. Tržišta

Republika Hrvatska je ratificirala Ugovor o Energetskoj povelji ("Narodne novine" - Međunarodni ugovori br. 15/97.) kojom se utemeljuje pravni okvir za dugoročnu suradnju na području energetika. Ugovorne strane su preuzele obvezu osigurati otvoren i objektivan pristup tržištu energetskih materijala i proizvoda. Vlada Republike Hrvatske je 1998. godine donijela Uredbu o potvrđivanju Protokola Energetske povelje o energetskoj učinkovitosti i pripadajućim problemima okoliša ("Narodne novine" - Međunarodni ugovori br. 7/98.) koji promovira energetsku efikasnost i dosljedno smanjivanje negativnih utjecaja energetskih sustava na okoliš te potiče suradnju na području energetske učinkovitosti. Otvaranje energetskih tržišta plina i električne energije uređeno je Direktivom EU za liberalizaciju plinskog tržišta (98/30 EC) i Direktivom EU za liberalizaciju elektroenergetskog tržišta (96/92 EC), u kojima se definiraju pravila liberalizacije i demonopolizacije, te dinamika otvaranja ovih tržišta u zemljama članicama Europske unije. Ova dva dokumenta će postati obvezujuća za Republiku Hrvatsku njezinim članstvom u Uniji. Stoga su, u svrhu harmonizacije našega pravnog i institucionalnog okvira s istim u EU, temeljne odrednice Direktiva ugrađene i u paket energetskih zakona u Hrvatskoj[4]. 

4.3.1. Tržište plina

Liberalizacija plinskog tržišta u Hrvatskoj Zakonom[5] je omogućila status povlaštenog kupca plina sljedećim kupcima:

·  kupci koji kupuju plin za proizvodnju električne energije neovisno o iznosu godišnje potrošnje i u granicama količine plina namijenjene takvoj uporabi,

·  kupci koji kupuju plin za istodobnu proizvodnju električne i toplinske energije, neovisno o iznosu godišnje potrošnje i u granicama količine plina namijenjene takvoj uporabi,

·  kupci koji kupuju plin samo za vlastite potrebe i čija je godišnja potrošnja veća od sto milijuna prostornih metara (m³) plina.

Time je zakonski reguliran prvi korak otvaranja plinskog tržišta u Hrvatskoj. EU je Direktivom[6] propisala zemljama članica obvezu da u prvom koraku moraju dopustiti da potrošači s potrošnjom većom od 25 milijuna m³ mogu birati sami svog opskrbljivača ili moraju otvoriti barem 20% svog tržišta.

U Hrvatskoj na sadašnjoj razini potrošnje, Petrokemija Kutina i HEP zajedno troše 35% do 40% ukupne potrošnje plina u Hrvatskoj. Dugoročno gledano (do 2010.), očekuje se pad udjela potrošnje Petrokemije i povećanje udjela HEP-a, što čini oko 35% cjelokupnog tržišta.

Drugi korak otvaranja tržišta u EU počinje, službeno prema Direktivi, 2003. godine kad je potrebno omogućiti potrošačima s potrošnjom većom od 15 milijuna m³ ili 28% ukupnog tržišta, slobodan izbor opskrbljivača, odnosno dobavljača plina.

Treći korak otvaranja tržišta, prema Direktivi, treba započeti nakon 2008. godine i on se odnosi na sve potrošače koji imaju potrošnju veću od 5 milijuna m³/godišnje ili minimalno 33% tržišta.

 

4.3.2. Tržište nafte i naftnih derivata

Danas je u Republici Hrvatskoj liberaliziran uvoz derivata nafte, prodaja i distribucija. Rafinerijska prerada nafte u Hrvatskoj je, zbog visokih troškova proizvodnje i prodaje, nedovoljno konkurentna. Udio domaće nafte na hrvatskom tržištu postupno će se smanjivati.

Zakonom[7] se uređuju pravila u trgovanju naftnim derivatima, kako bi se zaštitili potrošači i sigurnosni državni interesi. Cijene[8] naftnih derivata određene su najvišom cijenom za proizvodnju i trgovinu na malo.

Tržište nafte i naftnih derivata će se organizirati kao otvoreno i konkurentno tržište, a zakonom se osiguravaju jasna i, po europskim standardima, utvrđena tržišna pravila, sigurna i kvalitetna opskrba naftom i naftnim derivatima, zaštita državnih interesa, te zaštita ljudi i okoliša.

 

4.3.3. Tržište ugljena

Iako su u Republici Hrvatskoj utvrđene eksploatacijske zalihe kamenog i mrkog ugljena, te lignita, ekonomski uvjeti eksploatacije su nepovoljni, tako da se u budućnosti ne predviđa vlastita proizvodnja ugljena. Ukupno potrebne količine ugljena osiguravat će se iz uvoza.

 

4.3.4. Tržište električne energije

Na temelju Zakona[9], energetske djelatnosti proizvodnje i opskrbe električnom energijom za povlaštene kupce, obavljaju se prema pravilima kojima se uređuju tržišni odnosi, u kojima energetski subjekti slobodno dogovaraju količinu i cijenu isporučene električne energije, sklapanjem kratkoročnih i dugoročnih ugovora ili izravno na organiziranom tržištu.

Kao javne usluge se obavljaju energetske djelatnosti proizvodnje električne energije za tarifne kupce, prijenosa električne energije, distribucije električne energije, opskrbe električnom energijom za tarifne kupce, vođenja elektroenergetskog sustava i organiziranja tržišta električnom energijom.

Dok će se broj proizvođača električne energije postupno povećavati, dotle će se osnovati jedan Operator elektroenergetskog sustava i tržišni operator. Fukcija Operatora je monopolna, te je Zakonom predviđeno da će do dana početka primjene ovoga Zakona (do 1. siječnja 2002.), HEP d.d. osnovati trgovačko društvo koje će obavljati djelatnosti vođenja energetskog sustava i organiziranja tržišta električne energije.

 

4.4. Cijene

4.4.1. Regulacija energetskog sektora

Pojam regulacije uključuje čitav niz zakona i drugih propisa izrađenih sa svrhom nadzora i kontrole ponašanja subjekata (poduzeća) u određenom sektoru gospodarstva. Regulacijske funkcije države dijele se na ekonomske i neekonomske. Ekonomske funkcije regulacije uključuju: cijene, investicije, poticanje konkurencije i kvalitetu usluge prema potrošačima. Neekonomske regulatorne funkcije države su socijalna politika i politika zaštite okoliša. Tamo gdje postoje konkurentna tržišta, tj. dovoljan broj konkurenata, cijene se mogu određivati tržišnom utakmicom. Upravo će zbog nedostatka konkurencije ciljevi regulacije biti u tome da se:

• zaštite interesi potrošača definiranjem tražene kvalitete usluge uz najniže moguće troškove i mehanizmima po kojima konačna cijena odražava troškove,

• zaštite interesi djelatnosti na način da konačne tarife omoguće učinkovitim poduzećima da  profitabilno posluju.

 

Svi navedeni ciljevi regulacije ovise o pristupu i raspoloživosti potrebnih informacija. Stoga se skupljanje podataka i informacija o reguliranim subjektima smatra dopunskim primarnim regulatornim ciljem, čime se želi naglasiti njihova važnost. Pored ovih primarnih ciljeva i zadataka regulacije, regulativno tijelo može nadzirati i neke druge ciljeve koji se mogu pokazati specifičnima u određenom trenutku vremena i na određenoj lokaciji (primjerice usklađenost s Direktivom EU o liberalizaciji elektroenergetskog i plinskog tržišta).

 

 

 

 

Slika 4.4.1. Ekonomske i neekonomske funkcije regulacije

 

 

Donešen je novi Zakon o regulaciji energetske djelatnosti kojim se uređuju pitanja nadležnosti, odgovornosti i obveze regulacije javnih usluga i tržišta električne energije, plina i naftnih derivata, odnosno osniva se tijelo za regulaciju energetskih djelatnosti koje će provoditi regulaciju. Navedenim Zakonom i donešenim Zakonom o energiji, odnosno odgovarajućim zakonom o tržištu električne energije, plina i nafte i naftnih derivata razlučuju se nadležnosti, odgovornost i funkcije od istih vezanih uz ostale subjekte gospodarstva (Agencije za zaštitu tržišnog natjecanja, Državna uprava za zaštitu prirode i okoliša, Hrvatske elektroprivrede, INE, itd.)

 

4.4.2. Tarifni sustav za plin

U procesu tranzicije prema tržišno orijentiranom plinskom gospodarstvu jedno od značajnijih pitanja je promjena politike cijena i izgradnja tarifnog sustava za prodaju plina. Izgradnja novog tarifnog sustava za plin preduvjet je za novu, efikasniju strukturu cijene plina za potrošače različitih sektora potrošnje, koji plin koriste na različite načine i za različite namjene. Tarifni sustav treba odraziti uvjete nabavke prirodnog plina na međunarodnom plinskom tržištu, optimalan rad i korištenje mreže transportnih plinovoda i skladišta, optimalan pogon distribucijskih sustava, racionalan izbor plina kao energenta, te efikasno korištenje plina kod potrošača. Načela tarifnih sustava električne energije i prirodnog plina trebaju se uskladiti kako bi se ostvarili ciljevi energetske politike, društvena korist, racionalno korištenje resursa, visoko i efikasno iskorištavanje kapaciteta, visok standard i komfor življenja i sl. Sustav cijena i tarifni sustav za plin trebaju u budućnosti pridonijeti daljnjem rastu konkurentnosti plina u odnosu na neke druge energente, uvažiti utjecaje očekivanog pada udjela domaćeg plina i porast udjela uvoznog plina. Uloga tarifnog sustava je da bude efikasno sredstvo za postizanje optimalne strukture potrošnje plina, te da potiče razvitak potrošnje prirodnog plina, promjene strukture i karakteristika potrošnje. Dodatno, osim ravnotežnog stanja prihoda i rashoda bit će potrebno osigurati sredstva i preduvjete za racionalni razvitak, efikasnu izgradnju i pogon sustava.

 

 

 

4.4.3. Tarifni sustav za električnu energiju

Tarifni sustav za prodaju električne energije u Republici Hrvatskoj primjenjuje se  dugi niz godina, i po svom konceptu odgovarao je tarifnim sustavima zemalja zapadne Europe. Međutim, s uvođenjem i primjenom socijalnih kriterija i elemenata  u cijene električne energije i tarifni sustav poremećeni su odnosi između kategorija potrošača, tako da kućanstva plaćaju nižu cijenu od realne i opravdane. S promjenom tijekom 2000. godine ti nerealni odnosi su dijelom promijenjeni, odnosno ispravljeni. S daljnjim promjenama tarifnog sustava nužno je ostvariti dodatno poboljšanje odnosa, omogućiti potrošačima izbor  tarife i načina korištenja električne energije, stimulirati potrošače na veću potrošnju u onom vremenu koje odgovara elektroenergetskom sustavu. Tehnološki razvitak, posebno komunikacijske i mjerne opreme, može pridonijeti kvalitetnijem tarifnom sustavu.

Tarifni sustav i sustav cijena mora biti stabilan i  građen na realnim ekonomskim pretpostavkama, što će biti poticaj za privlačenje novčanih sredstava, investiranje, unapređenje efikasnosti i gospodarskog ponašanja u svezi s kratkoročnim upravljačkim akcijama i dugoročnim planiranjem pogona i izgradnje.

 

4.4.4. Tarifni sustav za toplinsku energiju

Izgradnja i uvođenje novog sustava cijena i tarifnog sustava za prodaju toplinske energije iz centraliziranog toplinskog sustava pomoći  će da se što prije postignu poželjne promjene u gospodarenju toplinskom energijom, kako na strani proizvodnje, tako i na strani distribucije i potrošnje toplinske energije. Tarifni sustav treba predstavljati podlogu za postizanje nove ravnoteže među potrošačima i potrošnjama toplinske energije vrele vode i tehnološke pare centraliziranog toplinskog sustava zasnovane na energetsko-ekonomskim kriterijima. On je preduvjet za nova poboljšanja i racionalizaciju toplinskog sustava tehnološke pare i vrele vode, racionalizaciju potrošnje primarnog goriva, smanjenje troškova i gubitaka energije tijekom procesa proizvodnje, transporta i distribucije, poboljšanje rasporeda toplinskog opterećenja i potrošnje, i naročito veliki poticaj racionalizacije potrošnje i smanjenja gubitaka toplinske energije kod potrošača. Također, tarifni sustav i tarifna struktura trebaju biti u paritetnom odnosu prema tarifnim sustavima ostalih energenata i u funkciji ostvarenja principa racionalnog izbora.

 

 

 

5. Ciljevi i politika energetske efikasnosti

5.1. Ciljevi i strategija

Stalna skrb o povećanju energetske efikasnosti jest jedna od temeljnih komponenti održivog razvoja. Krajnji cilj poboljšanja, međutim, nije veća tehnička efikasnost u energetskom sustavu, nego efikasnija i kvalitetnija energetska usluga za krajnjeg potrošača. Energetska efikasnost po svojoj prirodi značajno pridonosi klimatskoj stabilizaciji i uopće smanjenju štetnog utjecaja na okoliš. Konzekventna politika energetske efikasnosti vodi i do otvaranja novih radnih mjesta, te na kraju i do veće konkurentnosti cijele nacionalne ekonomije.

Međutim, za ostvarivanje takvih ciljeva tržišni mehanizmi nisu dostatni, štoviše može se reći da oni stvaraju niz tržišnih barijera uvođenju energetske efikasnosti. Stoga je nužno potrebno osmišljavanje cjelovite nacionalne strategije, s jasnom politikom, mjerama i instrumentima koji će omogućiti i stvarnu implementaciju energetske efikasnosti.

Nadalje, strategija povećavanja energetske efikasnosti, uz obvezu i zadatke koje je preuzela Vlada s resornim ministarstvima, predviđa i uvođenje obveza poduzeća koja se bave opskrbom električnom energijom, prirodnim plinom i toplinskom energijom, da u svojim planovima razvoja uvaže i mogućnosti akcija i "iza brojila" krajnjih potrošača. Radi se o propisivanju obvezatnog primjenjivanja mjera upravljanja sa strane potrošnje (Demand Side Management - DSM), što uključuje i primjenu obnovljivih izvora energije u opskrbljivanju potrošača. Troškovi i investicije takvih aktivnosti će se donositi odlukama Vijeća za regulaciju energetskih djelatnosti.

Organizirana i sustavna skrb o energetskoj efikasnosti provodit će se u  Republici Hrvatskoj na temelju Nacionalnih energetskih programa, koje je 1997. godine pokrenula Vlada RH, od kojih su za ovo područje posebno značajni KUEN_zgrada, MIEE, KOGEN, KUEN_cts, i TRANCRO. Njima su obuhvaćena sva značajna područja energetske potrošnje unutar kojih se može djelovati na poboljšanju učinkovitosti korištenja energije.

U dosadašnjem tijeku provedbe ovih programa analizirano je postojeće stanje u Hrvatskoj, posebno stanje u pogledu zakonodavstava i ekonomije, definirani su postojeći problemi i barijere za budući razvoj, analizirana iskustva drugih zemalja te predložene buduće aktivnosti, način njihovog provođenja, i dinamika. Pokrenuta je izrada pilot projekata s glavnim ciljem provjere i praćenja energetskih, ekonomskih i ekoloških uvjeta za provođenje programa. Tokom izrade pilot projekata moći će se uočiti i/ili potvrditi problemi i barijere, te će se na konkretnim primjerima analizirati svi utjecaji i doprinosi rezultata provedbe programa na energetski sektor i na sveukupno gospodarstvo.

Osnovni cilj provođenja mjera energetske efikasnosti u okviru programa zgradarstva KUEN_zgrada je smanjenje energetskih potreba pri projektiranju, izgradnji i korištenju novih zgrada i naselja, te kod sanacijskih zahvata na postojećim zgradama, stvaranje povoljnih parametara mikroklime u prostoru zgrade, uz smanjenje nepovoljnog utjecaja na okolinu.

Kod potrošača u sektorima industrije i usluga, strategija djelovanja na poboljšanju energetske efikasnosti je uspostava organizirane strukture u okviru programa MIEE. Kod industrije, kao glavni interesi industrijskih sektora i strateški ciljevi zajednice u oblasti energetske efikasnosti mogu se postaviti:

·                    smanjenje specifične potrošnje energije, i time smanjenje troškova proizvodnje,

·                    izbjegavanje zahtjevnijih ulaganja u energetiku i smanjenje ovisnosti o dobavi energije,

·                    optimizacija tehnoloških procesa,

·                    otvaranje mogućnosti korištenja obnovljivih izvora energije, posebno energetsko iskorištavanje ostataka te industrijskog (tehnološkog) otpada,

·                    ekološke dobrobiti smanjenja štetnih emisija i potrošnje vode.

 

 

 

U sektoru komercijalnih usluga, glavni ciljevi skrbi za energetsku efikasnost su:

·                    smanjenje cijene usluga,

·                    otvaranje mogućnosti produljenja sezone rada (kod turističkih objekata),

·                    otvaranje mogućnosti šire sustavne primjene obnovljivih izvora energije, osobito solarne energije,

·                    smanjenje potrošnje vode, i druge dobrobiti za okoliš.

 

Kod nekomercijalnih djelatnosti, prvenstveno kod zdravstvenih ustanova kao najvećih potrošača energije, primarni interesi zajednice su oslobađanje znatnih financijskih sredstava smanjenjem izdataka za energente, oslobađanje netehničkog osoblja bavljenja energetikom, smanjenje potrošnje vode, te povećanje standarda smještaja.

Kod navedenih sektora potrošača, bitan element strategije je educiranje zaposlenika u smislu provođenja mjera racionalnog korištenja energije.

Na području kogeneracije (program KOGEN), glavni je cilj poticanje izgradnje i korištenja kogeneracijskih postrojenja u svim onim objektima gdje za to postoje realne tehnološke i ekonomske pretpostavke. S obzirom na stalnu potrebu za izgradnjom novih elektroenergetskih i termo-tehničkih postrojenja, uz sve strože zahtjeve na gospodarenje energijom i zaštitu okoliša, danas se za proizvodnju toplinske i električne energije vrlo često koriste kogeneracijski sustavi koji uz svoje energetske i ekonomske prednosti imaju i značajnu ekološku prednost pred ostalim, konvencionalnim, načinima proizvodnje energije. Realizacija ovog programa prvenstveno obuhvaća formiranje povoljnoga zakonskog, financijskog i tehničko-tehnološkog okvira za izgradnju kogeneracijskih postrojenja.

U području proizvodnje toplinske energije, pare i vrele vode (program KUEN_cts), u Hrvatskoj je nužno u velikim naseljima i gradovima, pogotovo tamo gdje postoji  dovoljno velika gustoća toplinskog konzuma ili istovremeno potreba za toplinskom i električnom energijom, poticati razvoj i unapređenje centraliziranih toplinskih sustava, a naročito poboljšanje efikasnosti postojećih sustava. Kao ciljeve i strategiju ovdje je nužno utvrditi:

• zamjenu dotrajale opreme i instalacija,

• poboljšanje tehnologije spaljivanja goriva i korištenja otpadne topline dimnih plinova,

• uvođenje automatskog nadzora i upravljanja procesa i postrojenja,

• uvođenje regulacije i mjerenja potroška toplinske energije kod potrošača,

• poboljšanje izolacije instalacija i objekata,

• poticanje istovremene proizvodnje toplinske i električne energije,

• poticanje korištenja viškova toplinskih kapaciteta u industriji,

• povezivanje sustava lokalnih toplana u centralizirane sustave opskrbe toplinskom energijom,

• izgradnju akumulatora toplinske energije,

• smanjenje gubitaka i upravljanje toplinskim opterećenjem i potrošnjom,

• smanjenje emisija štetnih tvari i zaštitu okoliša,

• izgradnju efikasnih cjenovnih odnosa i tarifnih sustava i sl.

5.1.1. Industrija

Zbog izostanka investiranja u industriju tijekom gotovo dvadeset godina, proizvodni i tehnološki park hrvatske industrije je zastario. Može se očekivati da će njegova postepena supstitucija trajati naredno desetljeće. Realna su očekivanja da će to biti provedeno s gotovo najboljim dostupnim tehnologijama. Međutim, za one pogone koji se neće obnavljati tako skoro, od presudne je važnosti što prije tehničkim, organizacijskim i ekonomsko-financijskim mjerama povećati energetsku učinkovitost proizvodnje. U tom je smislu neophodno i nadalje održavati realne ekonomske cijene energenata u industriji (što je zbog nižih cijena za kućanstva bilo od posebnog utjecaja u proteklom periodu). Nadalje, provođenjem energetskih programa koje je Vlada RH pokrenula očekuje se organizirana skrb o povećanju energetske aktivnosti na nacionalnoj razini, poglavito za industriju, te značajnije, energetski intenzivne, potrošače u sektorima usluga.

Određivanje potencijala dobrobiti od primjene energetske efikasnosti u industriji odnosi se prvenstveno na uštedu električne energije, toplinske energije i vode. Za određivanje realnih potencijala potrebno je kontinuirano provoditi temeljita istraživanja po svim segmentima.

Kod industrijskih sektora su razlike u načinima korištenja energije velike, a tako i mogućnosti povećanja efikasnosti i ostvarenja ušteda. Primjenjive metode su ovisne o prirodi procesa. Najveći potencijali se javljaju u uštedi toplinske energije – primarno u iskorištenju otpadne topline – i u znatnom broju slučajeva mogu se postići uštede do 30%. Ušteda električne energije utjecana je raznim mjerama sa strane djelotvornosti potrošnje i sa strane zahvata na trošilima.

Na temelju preliminarnih spoznaja, kao cilj strategije povećanja energetske efikasnosti postavljeno je smanjivanje potrošnje korisne toplinske energije po prosječnoj naturalnoj jedinici industrijskog proizvoda do 2010. godine za 15 do 20 %, a do 2030. godine za 30 do 40 %, u odnosu na današnju. Pritom je bitno promovirati sveobuhvatne mjere iskorištavanja otpadne topline u industriji.

Nadalje, cilj je da se i efikasnost potrošnje električne energije za elektromotorne pogone, rasvjetu, grijanje i komprimiranje (sve po jedinici naturalnog proizvoda), poveća do 2010. godine za 15 %, a do 2030. godine za 35 % u odnosu na današnju.

Značajne potrebe tehnološke pare i vrele vode u industriji moguće je energetski efikasnije proizvoditi iz kogenerativnih procesa nego iz industrijskih kotlovnica. Zbog toga će se nacionalnim energetskim programom KOGEN osigurati pretpostavke za povećanje udjela kogenerativne proizvodnje topline u industriji. Cilj je da se do 2010. godine 38 posto potrebne tehnološke pare i vrele vode proizvodi iz kogenerativnih jedinica, a da do 2030. godine to bude između 48 posto i 52 posto.

5.1.2. Promet

Očekuje se da će potrošnja energije u prometu rasti brže nego u ostalim sektorima potrošnje. Stoga je cilj prometne i energetske politike preusmjeriti robni promet što je više moguće na željeznički, elektrificirati što više pruga, osigurati infrastrukturu za kombinirani transport (kamioni-kontejneri koji se na magistralnim dionicama prevoze željeznicom), a putnički, posebno urbani promet preusmjeriti na javni. Dosezi takve politike bit će to veći, što će globalni problem promjene klime biti izvjesniji. Energetska strategija u prometu će se osim toga usmjeriti i na organiziranje proizvodnje biodiesela i pravodobno osiguravanje infrastrukture za uvođenje prirodnog plina i vodika u promet, što se očekuje kao najbrža implementacija vodika kao energenta budućnosti. Probleme energetske potrošnje i prometa Vlada RH sustavno će rješavati kroz nacionalni energetski program TRANCRO.

Cilj prometne politike u prijevozu robe je podjednaka zastupljenost cestovnog i željezničkog prometa, pri čemu bi električna vuča ostvarivala 80 posto željezničkoga  robnog prometa. 

U putničkom prometu, bez posebnih mjera, treba očekivati rast udjela osobnih automobila na oko 85 posto.

U ekološkom scenariju bi dugoročni cilj trebao biti povećanje zastupljenosti željezničkog robnog prometa na 45 posto, u odnosu na 25 posto cestovnog robnog prometa. Prometnom bi politikom trebalo ciljano ostvariti zastupljenost osobnih automobila u putničkom prometu ne veću od 65 posto.

5.1.3. Usluge

Kod usluga razlikujemo sektor komercijalnih i sektor nekomercijalnih usluga. Energetski, same zgrade su značajne s gledišta potrošnje. Gledajući dugoročno, više od pola objekata u sektoru komercijalnih usluga bit će novogradnje. Zbog toga će se osjetni rezultati u povećanju energetske efikasnosti ovdje moći postići preciznom regulativom o toplinskoj izolaciji, odnosno normativima toplinske potrošnje za te objekte. To se također odnosi i na normative i kvalitetu kondicioniranja zraka u objektima uslužnog sektora, s obzirom da se očekuje brz i trajan rast ove vrste energetskih potreba.

Kod komercijalnih usluga, najznačajniji potrošači energije su hoteli i drugi turistički objekti. Oni su skupina koja se u mnogim komponentama može tipizirati. Potencijali povećanja energetske učinkovitosti ovdje leže prvenstveno u:

• poboljšanju učinkovitosti korištenja energije kod sustava za grijanje, klimatizaciju i pripremu tople sanitarne vode,

• mjerama uštede na rasvjeti,

• izvođenju pasivne solarne arhitekture (kod novoizgrađenih objekata),

• toplinskoj izolaciji (novogradnje i rekonstrukcije).

Primarni zahvati za racionalizaciju potrošnje energije u sektoru turizma, prema procjenama optimalnih mogućnosti, podrazumijevaju:

• uštedu električne energije optimizacijom i automatizacijom rasvjete, optimizacijom klime, uštedom na pripremi sanitarne tople, vode uvođenjem štednih armatura – uz elektronski regulirane ventile i termostate -  te kombiniranim korištenjem solarnih kolektora,

• uštedu goriva za grijanje analizom potrošnje, automatiziranom regulacijom, revitalizacijom kotlovskih postrojenja, ugradnjom solarnih kolektora,

• smanjenje potrošnje vode analizom gubitaka, redukcijom tlaka po katovima, uvođenjem štednih armatura.

U sektoru nekomercijalnih usluga najznačajniji su potrošači bolnice, prvenstveno zbog njihove duge sezone grijanja. One se također mogu tipizirati, pri čemu  treba uzeti u obzir da su sve veće bolnice u Hrvatskoj paviljonskog tipa, te da su nove bolnice bitno veći potrošači energije po krevetu nego stare. Najvažniji zahvati povećanja energetske efikasnosti u ovoj skupini su:

• zahvati u toplinske instalacije,

• kompenzacija jalove energije,

• vremensko vođenje vršnih opterećenja,

• uvođenje absorpcijskih rashladnih uređaja.

 

Za postojeće objekte bit će moguće postići smanjenje potrošnje toplinske energije (program KUEN_zgrada i KUEN_cts) i električne energije primjenom postupaka upravljanja sa strane potrošnje (DSM). To se odnosi na upravljanje opterećenjem, uvođenje štednih žarulja, zamjenu starih s novim, efikasnijim zamrzivačima i hladnjacima, uvođenje kogeneracijske proizvodnje toplinske i električne energije, uvođenje informatičkih sustava za upravljanje potrošnjom energije u kompleksnim zgradama (bolnice, hoteli, banke i sl.)

Za ostale grupe djelatnosti u komercijalnim i nekomercijalnim uslugama (dvorane, škole, trgovački objekti itd.) može se primijeniti navedeno.

Mjerama upravljanja opterećenjem cilj je do 2010. godine smanjiti vršno opterećenje sektora usluga za 70 do 100 MW, a do 2030. godine za 250 do 300 MW, prema sadašnjoj razini. Realni potencijali smanjenja potrošnje toplinske energije u sektoru komercijalnih usluga su 10 do 15%, a električne oko 25%. Za sektor nekomercijalnih usluga, za toplinsku energiju potencijali smanjenja su oko 30%, a za električnu oko 15%.

5.1.4. Stanogradnja

Do 2030. godine samo jedna trećina stambenog fonda u Republici Hrvatskoj  bit će novogradnja (stambeni objekti izgrađeni nakon 1995. godine). Zbog toga će se i jasnom regulativom u pogledu toplinske izolacije novoizgrađenih stanova riješiti samo dio problema vezanih uz potrošnju energije za zagrijavanje stambenog prostora. Glavninu potrošnje  činit će do danas izgrađeni stanovi u kojima će s rastom životnog standarda rasti i prosječna površina stana koja se kvalitetno grije (danas samo 40 posto stambene površine). Glavni cilj povećanja energetske efikasnosti u ovom sektoru je stoga poboljšavanje toplinske izolacije u do danas izgrađenim stanovima. Kako se radi o značajnim financijskim sredstvima Vlada Republike Hrvatske će kroz program KUEN_zgrada i KUEN_cts osmisliti postupke i organizirati njihovu provedbu.

U ovoj je strategiji kao cilj poboljšanja toplinske izolacije novoizgrađenih stambenih objekata postavljen normativ od 100 kWh/m² u 1998. godine, 75 kWh/m² u 2010. godine i 50 kWh/m² u 2020. godine.

Za postojeće stambene objekte je kao dugoročni cilj postavljeno poboljšanje toplinske izolacije za 10  posto u konzervativnom scenariju, 20 posto u scenariju s aktivnim mjerama države i za 30 posto u ekološkom scenariju.

5.1.5. Kućanstva

S rastom standarda raste i opremljenost prosječnog kućanstva kućanskim uređajima, te se povećava intenzivnost njihovog korištenja. Koncept održivog razvitka, konkurencija industrijskih proizvođača kućanskih uređaja, te organizirana nastojanja Europske unije na označavanju i normiranju energetske potrošnje kućanskih uređaja, dovode do ponude sve efikasnijih uređaja. Potrošnja električne energije prosječnog kućanstva u budućnosti će rasti, ali ne takvim tempom kojim bi rasla da se efikasnost kućanskih uređaja na tržištu iz godine u godinu ne poboljšava. S druge strane, politikom realnih cijena energenata za kućanstva, daljnjom plinofikacijom Hrvatske, poticanjem korištenja solarne energije za pripremu tople potrošne vode, te korištenjem biomase za toplinske potrebe u kućanstvima, odvijat će se trajni proces supstitucije potrošnje električne energije za toplinske namjene navedenim energentima. Primjenom mjera upravljanja sa strane potrošnje (DSM) od strane poduzeća koja opskrbljuju kućanstva umreženim energentima postići će se ubrzanija penetracija efikasnijih kućanskih uređaja te supstitucija toplinske potrošnje električne energije.

Zajednički dugoročni cilj označavanja i normiranja, primjene mjera DSM i općega tehničkog napretka je godišnje (linearno) smanjivanje potrošnje električne energije kućanskih uređaja za netoplinske namjene od 0,7 posto.

Cilj supstitucije toplinske potrošnje električne energije je svođenje zastupljenosti grijanja na električnu energiju ispod 10 posto do 2010. godine  te ispod 5 posto do 2030. godine.

 

5.2.  Energetska efikasnost u zgradarstvu - KUEN_zgrada

Nacionalni energetski program KUEN_zgrada nastoji ustanoviti sustavno promatranje i rješavanje energetske problematike u zgradarstvu i prostornom uređenju u okvirima cjelovite problematike zaštite i unapređenja okoliša, gospodarenja energijom i načela održivog razvitka.

Tablica 5.2.1. Stambeni fond Republike Hrvatske prema popisima stanovništva iz 1971., 1981. i 1991. godine

		Broj stanova	Površina stanova tis.m2	Prosj. površ. stana m2	Prosj. površ. stana po osobi m2	Prosj. br. osoba po stanu
Popis 1971.	ukupno	1 188 743	62 659	52,7	14,3	3,7
	grad. naselja	513 534	27 781	54,1	15,4	3,5
Popis 1981.	ukupno	1 381 434	86 954	62,9	19,6	3,2
	grad. naselja	727 683	45 035	61,9	20,1	3,1
Popis 1991.	ukupno	1 575 644	110 972	70,4	23,7	3,0
	grad. naselja	878 968	59 184	67,3	23,2	2,9

 

Okvirna godišnja potrošnja toplinske energije za grijanje zgrada u Hrvatskoj, ovisno o tipu promatrane zgrade iznosi oko 230 kWh/m² za loše izoliranu staru gradnju, 120 kWh/m² za prosječnu novogradnju, odnosno oko 20 kWh/m² za tzv. nul-energetsku gradnju. Prognoza

 

 

 

ukupne potrebne toplinske energije za grijanje u starim i novim zgradama do 2030. godine uz pretpostavku tehničkog poboljšanja toplinske izolacije od 10 posto pokazuje da će u 2010. biti potrebno osigurati 46,9 PJ, odnosno u 2030. godini 61 PJ ukupne korisne topline. Grijana površina stanova u 2030. godini  iznosit će za stare stanove cca 75 posto, a za nove cca 90 posto ukupne površine stana.

U starim i novim stanovima, uz različite udjele grijane stambene površine, poboljšanjem toplinske izolacije za 10 posto, toplinska energija potrebna za grijanje u 2030. godini smanjuje za oko 7,7 posto. Nadalje, poboljšanjem toplinske izolacije za 20 posto štedi se 15,6 posto toplinske energije, a 30 posto bolja izolacija ima za posljedicu smanjenje potrebne toplinske energije za 23,1 posto.

5.3. Mreža industrijske energetske efikasnosti - MIEE

Nacionalni energetski program MIEE – Mreža industrijske energetske efikasnosti - pokrenut je u svrhu formiranja organizirane i permanentne strukture koja bi skrbila o efikasnosti korištenja energije u energetskom sektoru Hrvatske. Povećanje energetske efikasnosti je područje koje pruža najzanimljivije i najznačajnije potencijale s gledišta skupne ekonomske, ekološke i tehnološke koristi. U situaciji velike neiskorištenosti tih potencijala, kakva je u Hrvatskoj, neophodno je da se svi veliki potrošači ili grupe potrošača usredotoče na najveće ostvarivo povećanje energetske efikasnosti, prethodno ili paralelno s drugim energetskim zahvatima, integralno i bez ograničavanja na pojedine aspekte korištenja energije.

Značajni potrošači u Hrvatskoj se promatraju u sektoru industrije, sektoru komercijalnih te sektoru nekomercijalnih usluga. Industrija se zbog složenosti dijeli na podskupine djelatnosti. Premda je ukupna potrošnja energije znatno opala u proteklom desetljeću, povećanje energetske efikasnosti nužan je razvojni uvjet. Udio energenata korištenih u industriji pokazuje prvobitan pad za električnu energiju, i kontinuirani porast za prirodni plin.

 

 

Slika 5.3.1. Potrošnja energije u sektoru industrije prema energentima 1990 – 1999

 

 

Sektori komercijalnih i nekomercijalnih usluga skupno pokazuju, unatoč prvobitnom padu nakon 1991., porast potrošnje i premašivanje predratnih vrijednosti. Primjetan je trend povećanja udjela prirodnog plina i električne energije.

Slika 5.3.2. Potrošnja energije u sektorima usluga prema energentima 1990 – 1999

 

 

Značajni porast energetske efikasnosti na nacionalnoj razini uvjetovan je u prvom redu sustavnim i sveobuhvatnim pristupom problemu neracionalnog korištenja električne i toplinske energije, te potrošnje vode, a pozitivna strana iskustva su dokazala punu svrhu uspostave sustava kakav je Mreža industrijske energetske efikasnosti.

Temelj djelovanja MIEE je obuhvat velikih potrošača iz navedenih sektora. Izuzevši kućanstva i promet, grupiranje na ove sektore omogućuje obuhvat najznačajnijih potrošača toplinske i električne energije te vode, sagledavanje stanja energetske efikasnosti i sustavne analize mogućnosti poboljšanja stanja – po grupama srodnih subjekata.

Svaki potrošač – subjekt mreže, bila to tvornica, hotel, bolnica itd., omogućuje svom kompetentnom osoblju uvid u vlastitu efikasnost, utjecaj na energetsku politiku i razmjenu informacija. Subjekti unutar jednog sektora  povezuju se putem kontaktne skupine. Mreža omogućuje vezu potrošača s predstavnicima državnih tijela, stručnim ustanovama, grupama i pojedincima zainteresiranima i kompetentnima za pitanja energetske efikasnosti, koji bi strukturom MIEE bili povezani u djelotvornu cjelinu. Formiraju se odgovarajuća stručna savjetodavna i operativna tijela, sposobna za istraživanja radi uvida u postojeće stanje, prikupljanje i obradu podataka, savjetovanje i informiranje, te kvalitetna planiranja, pripreme i izvođenje samih zahvata na poboljšanju energetske efikasnosti. Pored toga, u okviru MIEE bi se osposobljavalo i educiralo operativno i stručno osoblje iz svih segmenata energetskog sektora.

U tu svrhu potrebno je uspostaviti temeljnu organizaciju za optimalnu provedbu programa efikasnosti, vršiti kontinuirano snimanje i analizu situacije po srodnim granama, provesti informiranje o optimalnim postupcima i omogućiti kvalitetnu provedbu studija izvodljivosti i programa.

Potpora ovome su zakonodavne i poticajne mjere, od kojih je najznačajnija uvođenje Pravilnika o učinkovitom korištenju energije, u Zakonu o energiji. Ovisno o energetskim procesima kod zasebnih grupa potrošača energije, pravilnik će sadržavati propise za najučinkovitije izvedivo korištenje energije. Propisi za pojedine skupine i procese će biti izrađivani u skladu sa stručnim mišljenjem, pravilima struke i suvremenim saznanjima. Pravilnik će biti kontinuirano nadopunjavan, razvitkom analize pojedinih skupina potrošača.

5.4. Kogeneracija - KOGEN

Kogeneracija se može definirati kao proces korištenja primarne energije goriva za proizvodnju dvaju korisnih energetskih oblika: toplinske energije i korisnog rada. Dobiveni korisni rad koristi se najčešće za proizvodnju električne energije, dok se proizvedena toplinska energija koristiti u tehnološkim procesima, procesima grijanja ili procesima hlađenja.

Primjena kogeneracijskih sustava se prvenstveno razmatra zbog njihove visoke energetske efikasnosti, te s time povezanim ekološkim i ekonomskim prednostima. Ukupni stupanj efikasnosti ovih postrojenja (toplinska učinkovitost) u nekim slučajevima iznosi i preko 90 posto, pa se može konstatirati da, u odnosu na tradicionalne sustave, kogeneracija predstavlja najefikasniji oblik pretvorbe energije, kako s energetske točke gledišta tako i s točke zaštite okoliša. Kogeneracijskom proizvodnjom smanjuje se utjecaj na okoliš po svim aspektima, a posebno se smanjuje emisija CO₂, SO₂ i NO_x. Uz to, smještaj kogeneracijskih postrojenja na već postojećim lokacijama rješava jedan od najvećih problema novih elektrana - određivanje njihove lokacije. S obzirom da se takva postrojenja nalaze u blizini centara potrošnje, povećavaju pouzdanost opskrbe i pridonose smanjivanju gubitaka električne energije u prijenosnoj i distribucijskoj mreži.

Nacionalni energetski program KOGEN pokrenut je s ciljem poticanja izgradnje i primjene kogeneracijskih postrojenja za procesne – tehnološke potrebe, te za potrebe grijanja i hlađenja. Danas se u Republici Hrvatskoj kogeneracijska postrojenja koriste u velikim sustavima područnog grijanja (javne toplane-elektrane Zagreb i Osijek) i u industrijskim energanama. Kogeneracijska postrojenja sudjeluju u ukupnoj godišnjoj proizvodnji električne energije s 11 do 13 posto.

Najpogodnija mjesta za potencijalnu primjenu kogeneracijskih postrojenja su industrijske energane (kotlovnice). U ukupnoj neto potrošnji toplinske energije industrija sudjeluje sa 75 do 80 posto, a u potrošnji električne energije s 20 do 25 posto. Također su moguća mjesta primjene kogeneracije i energane u objektima u javnom i uslužnom sektoru, za potrebe proizvodnje toplinske energije za grijanje, te eventualno i rashladne energije. U ukupnoj neto potrošnji toplinske energije, opća potrošnja sudjeluje s 25 do 30 posto, a u potrošnji električne energije s oko 70 posto.

Prethodni rezultati i analize pokazuju da je trend potrošnje energije u porastu, te da će uskoro biti potrebni novi izvori toplinske i električne energije, kako u industriji, tako i u sektoru opće potrošnje. Stoga trenutno stanje hrvatskoga energetskog sektora predstavlja poželjni okvir za uvođenje kogeneracije: procjenjuje se da će industrijski sektori poput industrije papira, drvne industrije, prehrambene industrije i dr. biti vjerojatni kandidati za izgradnju kogeneracijskih postrojenja, a slična je situacija i s objektima u javnom i uslužnom sektoru. Može se očekivati korištenje kogeneracija u bolnicama, upravnim i administrativnim objektima, hotelima, sportsko-rekreacijskim centrima i sl. Dakako, očekuje se i pojačano korištenje kogeneracijskih postrojenja u većim i manjim sustavima područnog grijanja.

Proračuni izvršeni na osnovi informacija za sektor industrije te procjenu sektora opće potrošnje, pokazuju da tehnički potencijal kogeneracije u Hrvatskoj iznosi između 650 i 1 250 MW_e, odnosno u prosjeku oko 800 MW_e. Navedeni tehnički potencijal se odnosi na izgradnju i korištenje industrijskih i malih kogeneracijskih postrojenja za potrebe grijanja, a ne uključuje velika, javna kogeneracijska postrojenja za područno grijanje.

 

Slika 5.4.1. Potencijal kogeneracije u industrijskom sektoru

 

5.5. Centralizirani toplinski sustavi - KUEN_cts

Nacionalni energetski program KUEN_cts ima za cilj omogućiti smanjenje gubitaka i racionalizaciju proizvodnje, transporta, distribucije i potrošnje toplinske energije. Centralizirani toplinski sustavi su efikasni sustavi korištenja energije primarnog goriva, tj. prirodnog plina, derivata nafte, ugljena, otpada ili biomase za proizvodnju i opskrbu toplinske energije vrele vode, odnosno vodene pare u većim naseljima, industrijskim centrima i gradovima. Iskorištenje primarnog goriva u takvim sustavima u slučajevima kada se istovremeno proizvodi toplinska i električna energija dostiže razinu i 90 posto uz vrlo nizak negativni utjecaj na okoliš.

Veliki sustavi centralizirane opskrbe potrošača toplinskom energijom postoje u  Zagrebu i Osijeku, a sustavi opskrbe iz lokalnih toplana u Varaždinu, Karlovcu, Slavonskom Brodu, Sisku, Rijeci, Puli, Zadru, Šibeniku, Splitu i Dubrovniku. Ciljeve i odrednice strategije pristupa centraliziranoj opskrbi toplinskom energijom treba ustanoviti kroz razvoj i poboljšanje postojećih sustava,  kroz povezivanje lokalnih toplana u centralizirane sustave opskrbe, te kroz uvođenje i razvoj sustava centralizirane opskrbe toplinskom energijom u naseljima i gradovima u kojima danas takvih sustava nema. Potencijal postojećega toplinskog sustava u Zagrebu procjenjuje se mogućim priključkom 250 MW_t novoga toplinskog opterećenja  bez izgradnje dodatnih proizvodnih postrojenja.

Veliki potencijal štednje energije, te efikasne izgradnje i pogona centraliziranih toplinskih sustava vezani su za sve segmente sustava, od proizvodnog goriva, proizvodnih postrojenja, centralnih toplinskih stanica, vrelovodne i parovodne mreže, do toplinskih postrojenja i instalacije u grijanim objektima i kod potrošača. Sam potencijal regulacije i mjerenja potrošnje kod svakog potrošača, odnosno vezivanje troškova za količinu i načinu formiranja toplinske energije iznosi od 20-30 posto ukupne energije. Potencijal  poboljšane izolacije grijanih objekata iznosi daljnjih 10-30 posto toplinske energije.

U gradovima u kojima danas postoje pojedinačni toplinski sustavi lokalnih toplana glavni strateški cilj treba biti njihovo povezivanje u veće sustave, po mogućnosti uz korištenje viškova toplinskih kapaciteta u industriji, smanjenje potrošnje toplinske energije po m² grijane površine, te mjerenje i regulacija potrošnje toplinske energije kod potrošača. Posebno opravdano je poticati izgradnju postrojenja koja koriste prirodni plin, postrojenja za spaljivanje otpada i biomase, te postrojenja za korištenje otpadne topline, sunčeve ili geotermalne energije. Sva nova izgradnja pri tom mora zadovoljavati kriterije koji su danas standard u zemljama zapadne Europe. Iskazano stupnjevima djelovanja na razini sustava, to znači njihove prosječne vrijednosti iznad 70 posto.

5.6. Promet - TRANCRO

Promet je sektor u kojem se očekuje najbrži rast energetske potražnje. Kako je to izravno povezano i s povećanjem emisije štetnih tvari, uključujući i stakleničke plinove, pokrenut je nacionalni energetski program transporta TRANCRO. Program će biti interaktivno povezan sa svim ostalim programima koji podržavaju izradu strategije prometnog razvitka Republike Hrvatske. Cilj je programa okupiti postojeći stručni potencijal (uključen u navedenu problematiku) iz sektora privrede, znanosti, uprave i dr.

Sadržaj programa obuhvaća modelsku analizu ekonomski opravdanih mjera u cilju energetski efikasnog i ekološki prihvatljivog razvoja sustava transporta, kroz usmjeravanje prema željenoj strukturi pojedinih vidova putničkog i robnog transporta, moguće tehničke izmjene i unaprijeđenja, smanjenje potrošnje klasičnih motornih goriva, uz analizu potencijala njihove supstitucije motornim gorivima proizvedenim iz biomase, s prirodnim i ukapljenim naftnim plinom te u budućnosti i vodikom.

Također, obradit će se i iskustva drugih zemalja s težištem na analizi utjecaja porezne politike na preusmjeravanje energetske strukture prometa. Posebno će se obraditi problematika utjecaja regulative na karakteristike energetske potrošnje u prometu, i na samu strukturu prometa.

Analiza će razmatrati odvojeno i po pojedinim vidovima ukupan putnički i robni promet, te odvojeno međugradski i urbani (gradski) promet.

5.7. Višenamjenski objekti

Kada se govori o energetskim objektima kao višenamjenskim, s obzirom na veličinu zahvata u prostoru, u prvom redu se misli na višenamjensko korištenje vodnih resursa. Osim povećanja proizvodnje električne energije iz obnovljivog resursa bez onečišćenja zraka, zemlje i vode sustavnim uređenjem i korištenjem voda omogućava se zaštita od štetnog djelovanja voda (poplave, erozija korita rijeka itd), stvaraju se uvjeti za povećanje proizvodnje zdrave hrane navodnjavanjem, odvodnjom i ribogojstvom, potiče se razvoj infrastrukture izgradnjom vodovodne mreže i prometnih građevina, te se poboljšavaju uvjeti za izletništvo, sport, rekreaciju i turizam. Nije potrebno posebno navoditi da se velik dio ovih zahvata, ako se realiziraju pojedinačno inače financira iz državnog proračuna. Uvažavajući još k tome i činjenicu da projektiranje i izgradnja ovakvih objekata uključuje u najvećoj mjeri angažiranje domaćih stručnjaka i industrije, hidroelektrane kao višenamjenski objekti pojavljuju se kao nezaobilazna opcija ne samo u planiranju izgradnje elektroenergetskog sustava, već i u strategiji sustavnog uređenja i korištenja prostora  Hrvatske prema suvremenim načelima rješavanja kompleksnih vodnogospodarskih problema na slivovima velikih rijeka.

Vjetroelektrane se osim izravnog predavanja proizvedene električne energije u elektroenergetsku mrežu mogu  primjenjivati samostalno u sustavima za desalinaciju mora i proizvodnju vode,  u sustavima za pogon crpki, te za napajanje izdvojenih elektroenergetskih mreža ili pojedinačnih potrošača.

Kao kvalitetna višenamjenska rješenja pokazuju se hibridni sustavi u kojima se kombinira proizvodnja odnosno transformacija energije iz više različitih energetskih izvora koji osiguravaju zadovoljavanje potreba za električnom, toplinskom i rashladnom energijom. U tom smislu moguće su izvedbe sustava u kojima se koristi energija vjetra i sunca, a koji su  naročito zanimljivi za hrvatsku obalu i otoke, solarno-plinskih kogenerativnih postrojenja kao i kombinacije ovih izvora s hidroelektranama.

Osim navedenog, kao višenamjenski objekti mogu biti izvedene i geotermalne elektrane koje se osim za proizvodnju električne energije mogu koristiti za područno grijanje, grijanje staklenika, u ribničarstvu i za balneološke svrhe, a interesantne su i za primjenu u različitim idustrijskim i toplinskim sustavima za prethodno dogrijavanje radnog fluida.

Općenito, i svi ostali energetski objekti koji se temelje na pretvorbi toplinske energije goriva u električnu energiju mogu se koristiti u gore navedene svrhe. Takav primjer je kogeneracijska proizvodnja toplinske energije potrebne za tehnološke procese, uz paralelnu proizvodnju električne energije koja se koristi ili u istom procesu ili predaje u elektroenergetsku mrežu. Također se kogeneracijska postrojenja vrlo često koriste u centraliziranim toplinskim sustavima, a interesantne su izvedbe s korištenjem biomase uz mogućnost istovremenog zbrinjavanja otpada.

5.8. Označavanje i standardizacija

Označavanje opreme energetskim oznakama jasna je mjera politike kojoj je prioritetni cilj racionalno gospodarenje energijom i zaštita okoliša. Energetske oznake su potvrda kvalitete uređaja s gledišta njihove energetske efikasnosti.

Uređaji se prema potrošnji energije dijele na sedam stupnjeva energetske efikasnosti označenih slovima od A do G ( grupu A čine energetski najefikasniji uređaji). Označavanje energetske opreme mora biti jasno i precizno, prema točno određenoj shemi kako bi se već na samom početku izbjegli svi potencijalni nesporazumi u svezi sa značenjem i porukom energetske oznake.

Označavanje olakšava proces uvođenja termina energetske efikasnosti u marketinšku strategiju, informirajući potrošača o karakteristikama uređaja i  naglašavajući pritom potrošnju energije kao relevantan kriterij prilikom odabira.

Zaključci brojnih studija o utjecaju energetskih oznaka na ponašanje potrošača pokazuju da su cijena, veličina i funkcionalne kvalitete uređaja  još uvijek prioritetni i glavni kriterij  prilikom kupnje, ali u slučaju dva u svemu ostalom jednaka uređaja, oko 80 posto potrošača će temeljiti odabir na specificiranoj energetskoj potrošnji.

Također, označavanje energetske opreme je jak poticaj proizvođačima da u cilju izbjegavanja loše oznake na svom proizvodu povećaju njegovu energetsku efikasnost.

Jedan od bitnih preduvjeta uspješnog uvođenja energetskih oznaka u hrvatsku energetsku strategiju je određenje minimalnih standarda energetske efikasnosti opreme i novih tehnologija po uzoru na ISO i IEC standarde.

Definiranjem minimalnih standarda energetske efikasnosti opreme postavljaju se  jasni zahtjevi pred proizvođače, ali i uvoznike i prodavače opreme, kako bi se izbjeglo pretvaranje Hrvatske u veliko tržište neefikasne energetske opreme.

Definiranje ovog standarda omogućuje financijsku potporu Svjetske banke, Europske banke za obnovu i razvitak, Europske investicijske banke, Međunarodne banke za obnovu i razvitak, Međunarodnog udruženja za razvoj, Međunarodne financijske korporacije, Organizacije za razvoj i ekonomsku suradnju i Programa za okoliš Ujedinjenih naroda.

Postupak donošenja minimalnog standarada energetske efikasnosti za opremu dostupnu na hrvatskom tržištu  trebao bi se odvijati u nekoliko faza:

1. odluka Vlade Republike Hrvatske o pokretanju izrade standarda,

2. uspostavljanje pravnog okvira,

3. definiranje protokola testiranja opreme,

4. provođenje statističkih i tehno-ekonomskih analiza,

5. determiniranje standarda,

6. implementacija standarda,

7. praćenje i analiza utjecaja standarda na potrošnju energije.

Trenutno, najsnažniju potporu označavanju opreme energetskim oznakama predstavlja stavak u Zakonu o energiji, koji definira da proizvođači i uvoznici proizvoda – energetskih potrošača moraju u tehničkoj specifikaciji proizvoda navesti potrošnju energije za tipične uvjete rada. Pri tom se proizvodi moraju op­remiti naljepnicom o energetskoj učinkovitosti proizvoda.

U većini razvijenih zemalja svijeta minimalni standardi energetske efikasnosti su neizostavni dio nacionalne energetske politike, s ciljem smanjenja energetske potrošnje i emisije štetnih tvari. Na uspješnu integraciju Republike Hrvatske u Europsku uniju sigurno će utjecati i prihvaćanje europskih normi i standarda energetske efikasnosti.

5.9. Instrumenti politike

Najznačajniji instrument u svezi s poticanjem razvoja i unapređenja energetske efikasnosti je provođenje odgovarajućih regulatornih i poticajnih mjera, prvenstveno donošenjem prikladnih zakonskih odredbi i stimulativnih rješenja putem porezne politike, tarifnog sustava i dr. Možemo ih grupirati u tri skupine:

 

1. Političke mjere podrazumijevaju:

• određenje postizanja najveće ostvarive energetske efikasnosti kod svih načina korištenja energije kao strateški cilj na nacionalnoj razini,

• postavljanje ciljeva u bitnim sektorima potrošnje – industriji, uslugama, kućanstvima, graditeljstvu i prometu, kvantitativnih u smislu smanjenja postojeće razine specifične potrošnje, i kvalitativnih ciljeva u smislu ugradnje promišljene energetske politike.

 

2. Ekonomske, financijske i fiskalne mjere podrazumijevaju:

• odgovarajuće cijene energenata i tarifnu politiku,

• stimulativnu poreznu politiku – "energetske" i "zelene" poreze, smanjenje i ukidanje poreza na energetski efikasniju opremu,

• odgovarajuće carinske povlastice za energetski efikasniju opremu,

• povoljno namjensko kreditiranje,

• stvaranje odgovarajućih fondova za financiranje.

 

3. Pravne i administrativne mjere obuhvaćaju:

• zakonsko obvezivanje sudionika u energetskom sektoru na racionalno gospodarenje  energijom,

• izradu stručnih propisa i odredbi, kao potpore zakonu,

• propisivanje minimalne efikasnosti odgovarajućih uređaja.

 

4. Tehničke  i organizacijske mjere odnose se  na:

• standardizaciju opreme,

• osiguravanje kvalificirane izrade tehničke dokumentacije,

• omogućavanje revizije projekata s aspekta energetske efikasnosti,

• informiranje osoblja po objektima o mjerama racionalnog korištenja energije,

• obrazovanje projektantskog kadra i dr.

 

Zasebno, svaki nacionalni energetski program s područja energetske efikasnosti otvara mogućnosti za specifične mjere.

U zgradarstvu je jedan od prioritetnih zadataka s ciljem povećanja energetske efikasnosti izmjena i dopuna važećih propisa Republike Hrvatske za područje toplinske zaštite zgrada prema Smjernicama Vijeća Europske unije.  Zakon o graditeljstvu sadrži pravne pretpostavke za daljnje uređenje područja toplinske zaštite zgrada odgovarajućim tehničkim propisima i normama.

Neke od najbitnijih odrednica novih propisa su:

• viša razina toplinske izolacije zgrada,

• stimuliranje razvitka pasivne solarne arhitekture,

• oblikovanje  zahtjeva u skladu s dokumentima EU u obliku dozvoljene godišnje potrošnje toplinske energije po m² grijane površine ili m³ grijanog volumena zgrade,

• obvezivanje graditelja na izdavanje isprave (iskaznice) o potrebnoj toplini za grijanje (energetski pokazatelj zgrade).

 

Kod kogeneracijskih postrojenja, instrumenti politike za poticanje njihove izgradnje i korištenja su različite zakonodavne, ekonomsko-financijske i promotivne mjere. U okviru toga je potrebno:

• zakonskim odredbama utvrditi temeljne okvire za stimulaciju, pa i prisilu optimalnog iskorištavanja tehničko-tehnološke i ekološke djelotvornosti kogeneracijskih postrojenja,

• promicati energetski efikasnije i ekološki prihvatljivije tehnologije kao smjernicu budućeg razvitka energetskog sektora.

 

6. Ciljevi i politika korištenja obnovljivih izvora

6.1. Ciljevi i strategija

Obnovljivi izvori energije mogu igrati značajnu ulogu u promicanju brojnih ciljeva Republike Hrvatske. Razvitak uspješnog sektora obnovljivih izvora mogao bi dugoročno pridonijeti:

• povećanju energetske efikasnosti,

• diverzifikaciji proizvodnje i sigurnosti opskrbe,

• domaćoj proizvodnji i smanjenju uvoza energenata,

• značajnom smanjenju utjecaja na okoliš iz energetskog sektora,

• otvaranju novih radnih mjesta i ulaganju u ruralnim područjima, područjima od posebne državne skrbi, obalnoj zoni i otocima.

Organizirana i sustavna skrb o obnovljivim izvorima provodit će se u Republici Hrvatskoj na temelju Nacionalnih energetskih programa koje je 1997. godine pokrenula Vlada Republike Hrvatske, a od kojih su za ovo područje posebno značajni:

• BIOEN - program korištenja energije biomase i otpada,

• SUNEN - program korištenja energije sunca,

• ENWIND - program korištenja energije vjetra,

• GEOEN - program korištenja geotermalne energije,

• MAHE - program izgradnje malih hidroelektrana.

 

Ciljevi i strategija provedbe za svaki obnovljivi izvor ovise o osobitostima svakoga obnovljivog izvora, odnosno programu korištenja, no zajedničko je značajno povećanje udjela obnovljivih izvora do 2030. godine što je u skladu s općenitim trendom u zemljama Europske unije. Tako je od 75 PJ ukupno proizvedene energije iz obnovljivih izvora u 2000., u 2030. godini predviđen porast na oko 100 (S1), 130 (S2), odnosno 160 PJ (scenarij S3).

Kao što je pokazao program BIOEN proizvodnjom energije  iz biomase i otpada moglo bi se do 2020. godine osigurati barem 15 posto ukupne potrošnje primarne energije za što Republika Hrvatska ima realne mogućnosti (po uzoru na Austriju, Finsku i Dansku). Taj cilj trebao bi se ostvariti pokretanjem demonstracijskih projekata, stvaranjem tržišta i uvjeta za povećano korištenje energije biomase (zakonodavno okruženje, porezi, subvencije…), uključivanjem industrije i gospodarstva, obrazovanjem  te poticanjem istraživanja i međunarodne suradnje.

Program SUNEN je pokazao da je korištenje sunčeve energije u kombinaciji s UNP i/ili prirodnim plinom tehnički i ekološki prihvatljivo rješenje za hrvatsko obalno područje. Jednako tako  hibridna kombinacija sunčeve energije, energije vjetra i UNP-a može pridonijeti rješavanju ne samo energetske  infrastrukture na otocima, nego i pokrenuti razvoj tradicionalnih otočnih djelatnosti uz angažiranje lokalnih resursa u skladu sa strateškim odrednicama razvitka hrvatskih otoka.

Vjetroenergija kao ekološki prihvatljiv i raspoloživ domaći resurs neiskorišteni je izvor energije koji može pridonijeti zadovoljenju dijela energetskih potreba  Hrvatske. Korištenje energije vjetra pomoću vjetroturbina nove generacije tehnologija je koja Hrvatsku ostavlja na tragu suvremenih svjetskih trendova. Sa ciljem da se organizirano pristupi korištenju ovog izvora energije pokrenut je ENWIND program u okviru kojeg će se stvoriti niz potrebnih pretpostavki za gospodarsko iskorištavanje energije vjetra.

U iskorištavanju geotermalne energije potrebno je, kao što je pokazao program GEOEN, ostvariti uvjete za povećanje korištenja geotermalne energije na postojećim postrojenjima. Pravilnom i sveobuhvatnom marketinškom kampanjom trebalo bi  zainteresirati privatne poduzetnike i lokalnu zajednicu za iskorištavanje geotermalne energije čime bi  se povećala energetska efikasnost sveukupnog energetskog sektora. Za ostvarivanje ovih ciljeva potrebno je izraditi detaljne investicijske studije i idejna rješenja koja bi i s marketinškog i s tehno-ekonomskog stajališta potaknula pojedince na iskorištavanje geotermalne energije.

Temeljni cilj programa MAHE je planiranje izgradnje malih hidroelektrana i otklanjanje svih barijera, te osiguravanje svih uvjeta za povećanu izgradnju malih hidroelektrana u Republici Hrvatskoj. Kako je predviđeno da ovi objekti budu u cijelosti u privatnom vlasništvu nužno je postići transparentnost i jednostavnost zakonskih procedura za privatne investitore u domeni projektiranja i gradnje, kao i kreditiranje ovakvih investicija pod povoljnim uvjetima.

6.2. Biomasa - BIOEN

Republika Hrvatska, kao zemlja s velikim šumskim potencijalom (44% kopnenog šumskog teritorija), značajnom ulogom poljoprivrede te brojnim drvno-prerađivačkim pogonima, ima na raspolaganju znatne količine biomase različitog porijekla, koja se može koristiti za proizvodnju energije.

Prema različitim scenarijima (razvoj poljoprivrede i šumarstva, uvođenje novih tehnologija i mehanizama podrške i sl.) očekuje se da će samo tehnički potencijal biomase u 2030. godini iznositi između 50 i 80 PJ. Dosad se koristila svega manja količina raspoložive biomase (13,92 PJ u 1999. godini) i to većinom na energetski neefikasan način za grijanje kućanstava, a biomasa nije zauzimala značajnije mjesto u energetskoj politici (slika 6.2.1).

Slika 6.2.1 Povijesni pregled korištenja biomase za proizvodnju energije u Hrvatskoj

 

 

U Hrvatskoj postoji duga tradicija i navika korištenja biomase, posebno ogrjevnog drva i ostatka iz drvno-prerađivačke industrije. Hrvatski znanstvenici i stručnjaci razvili su i neke tehnologije za proizvodnju energije iz biomase (Uljanik, Đuro Đaković, Plamen), a provedena su i brojna znanstvena istraživanja.

Za povećanu proizvodnju energije iz biomase uvjeti su vrlo povoljni, a načini iskorištavanja i tehnologija su poznati i dokazani. Budući da je najčešće riječ o malim postrojenjima, vrijeme potrebno za izgradnju i puštanje u pogon vrlo je kratko. U posljednje je vrijeme poraslo zanimanje za ovaj izvor energije, podižu se nova i obnavljaju postojeća postrojenja, te pokreću novi projekti.

Osim prednosti korištenja biomase koje su jednake kao i za druge obnovljive izvore (okoliš, staklenički plinovi, energetska neovisnost, smanjenje uvoza i dr.) treba istaknuti brojne socijalno-ekonomske pozitivne posljedice po kojima je biomasa osobita. Prema provedenim istraživanjima, moguće posljedice korištenja energije biomase su otvaranje čak do 5000 izravnih radnih mjesta do 2015., odnosno do 60 000 ukupno mogućih radnih mjesta (izravno, neizravno i inducirano zapošljavanje). Dodatno treba naglasiti kruženje novca u lokalnoj zajednici, razvitak regionalnog gospodarstva i slično.

6.3. Sunčeva energija - SUNEN

Potencijal sunčeve energije u sedam primorskih županija mnogostruko je veći od ukupne energetske potrošnje finalne toplinske i električne energije u tim županijama. Koliki će se dio toplinske i električne energije proizveden iz primarne sunčeve energije koristiti u budućnosti, zavisit će prvenstveno o aktualnim gospodarskim potrebama, o cijenama i paritetima konvencionalnih energenata, o cijeni sunčeve energije, te o dinamici razvoja tehnologija korištenja sunčeve energije, a posebice u Hrvatskoj.

Posebno velike i ekonomski opravdane mogućnosti pružaju se u korištenju toplinske energije na niskoj razini temperatura (30-80°C), koje su potrebne za pripremu sanitarne tople vode i grijanje, ali jednako tako mogu se korisno upotrijebiti u prehrambenoj, kemijskoj, tekstilnoj kao i u nekim drugim industrijama. Primjene u turističkoj privredi mogu već danas gotovo potpuno supstituirati konvencionalne tehnologije koje koriste fosilne energente ili električnu energiju za osiguranje nisko temperaturne (NT) toplinske energije, pri čemu vrlo niski pogonski troškovi solarnih instalacija (na razini oko 1%) osiguravaju turističkim subjektima vrlo niske cijene energije za pripremu sanitarne tople vode i grijanje. Energetske potrebe kućanstava i sektora usluga u priobalju i na otocima mogu se najbolje pokriti solarnim kotlovnicama (100-1000 kW) i toplanama (1-10 MW). Ukupni troškovi NT topline u cijelom radnom vijeku solarne opreme (20 godina), barem dva do tri puta su niži od onih, koji se inače postižu s konvencionalnim energentima. Primjene u poljoprivredi zasad su u Hrvatskoj potpuno izostale, što je teško razumjeti. Kao primjer neka posluže staklenici, sušare i priprema tehnološke tople vode za potrebe stočarstva (40-60°C), kao i mlačne vode za zalijevanje stakleničke proizvodnje (22°C), gdje solarna energija može vrlo značajno sniziti udjel energije u proizvodnim troškovima, koji su vrlo visoki, ukoliko se koriste kao do sada (isključivo) fosilni energenti ili električna energija.

Cilj programa SUNEN na području primorske Hrvatske do 2020. godine je osigurati najveći dio (oko 80 posto) ukupno potrebne energije za pripremu sanitarne tople vode (STV) u kućanstvima i turizmu iz primarne sunčeve energije. Najkasnije do 2030. godine očekuje se i mnogo veći udjel sunčeve energije u pokrivanju toplinskih potreba za grijanje i hlađenje u primorskoj Hrvatskoj. Tu se prvenstveno misli na hibridne solarne toplane koje kao rezervni energetski izvor koriste UNP ili prirodni plin, a gdje se ekonomični udio sunčeve energije može očekivati na razini do 50 posto u odnosu na ukupnu finalnu toplinsku potrošnju.

Treba očekivati da će solarne toplane s koritastim (paraboličnim) pretvornicima u hibridnoj kombinaciji s UNP ili prirodnim plinom za VT aplikacije (za pripremu procesne vrele vode i pare na temperaturama 80-300°C) biti komercijalno raspoložive i konkurentne u Dalmaciji iza 2010. godine.

Značajniji ulaz fotonaponskih elektrana u elektroenergetski sustav Republike Hrvatske ne treba očekivati prije 2010. godine, do kada će cijena instalirane fotonaponske ćelije pasti barem na trećinu današnje vrijednosti ili čak i niže. Međutim, treba očekivati da će se u razdoblju iza 2010. godine na hrvatskim otocima u uskom obalnom pojasu sve češće instalirati (autonomni) fotonaponski sustavi s rasponima snaga između 100 i 1000 kW_p.

Pasivno korištenje sunčeve energije u Hrvatskoj, posebice u primorskoj Hrvatskoj, najvećim dijelom u turističko ugostiteljskom i stambenom sektoru, može također donijeti vrlo velike energetske uštede kod grijanja objekata na razini 50 - 75 posto u odnosu na sadašnju potrošnju. Do 2030. godine svi naši hotelsko ugostiteljski i stambeni objekti, a osobito svi oni koji će se graditi u primorskim županijama iza 2001. godine, trebali bi biti građeni vrlo konformno i na bazi modernih tehnologija, prije svega visoke energetske učinkovitosti, gdje se koriste pasivni solarni sustavu, ali istovremeno i svi potrebni i raspoloživi aktivni solarni sustavi za grijanje, hlađenje i rasvjetu. Ukupne godišnje energetske potrebe novih objekata ne bi smjele biti veće od 40 kWh/m², što je oko četiri puta manje nego što je to danas slučaj.

6.4. Vjetar - ENWIND

Potencijal energije vjetra u Hrvatskoj za sada je u cijelosti neiskorišten. Stoga je cilj ENWIND programa stvaranje uvjeta za njegovo gospodarsko korištenje, jer korištenje energije vjetra ima višedimenzionalno značenje, posebno u energetskom, razvojno-tehnološkom, društveno-socijalnom i ekološkom pogledu.

Prihvatni kapacitet 29 analiziranih lokacija procijenjen je na minimalno 400 MW u vjetroelektranama, a tehnički potencijal proizvodnje električne energije na oko 800 GWh godišnje. Daljnjih sedamdesetak lokacija je u analizi, no kako se vjetroelektrane mogu graditi na svim područjima gdje je to ekonomski opravdano, a koja udovoljavaju kriterijima zaštite okoliša i nisu u nesuglasju s drugim namjenama korištenja prostora, procjenjuje se da je stvarni tehnički potencijal znatno veći.

Vjetroelektrane su proizvodni objekti koji se priključuju na elektroenergetsku mrežu (dio su umreženog sustava), pa korisnikom vjetroenergije postaju svi umreženi potrošači. Stoga značajnu ulogu u određivanju gospodarskog potencijala igra prijenosni kapacitet, odnosno regulativa o priključku i korištenju elektrodistributivne mreže. U scenariju S1 (business as usual), u kojem neće biti posebnih poticajnih mjera i smjernica za korištenje obnovljivih izvora i u kojem neće postojati regulirani režim i obveza priključka i otkupa energije iz vjetroelektrana (i drugih elektrana koje koriste obnovljive izvore) od strane mrežnog operatera, gospodarski prostor za gradnju vjetroelektrana biti će bitno sužen na manji broj najkvalitetnijih projekata. U skladu s tim, u proizvodnji električne energije do 2010. predviđeno je skromnih 30 MW vjetroelektrana (63 GWh, 0,5 PJ ekvivalenta fosilnog goriva – poglavlje 4). Izostanak poduzetničkog interesa imat će za posljedicu izostanak direktnih (energetskih i ekoloških) i indirektnih koristi (diverzifikacija energenata, aktivacije domaćeg malog i srednjeg poduzetništva i razvitak tržišta u energetici, zapošljavanje, poticanja gospodarskih aktivnosti i uređenja komunalne infrastrukture u ruralnim i otočkim sredinama, i dr.).

Tek u scenariju S3 (ekološki scenarij), uz aktivnu ulogu države, prije svega u uklanjanju administrativnih barijera i postavljanju jasnog i stabilnog okvira za razvoj projekata korištenja obnovljivih izvora, anticipirana je mogućnost većeg udjela vjetroenergije do 2010, odnosno oko 73 MW (160 GWh, 1,34 PJ ekvivalenta fosilnog goriva). Budući da tehnološki napredak, standardizacija komponenata i serijska proizvodnja kontinuirano smanjuju proizvodnu cijenu električne energije iz energije vjetra, udio komercijalno izgrađenih vjetroelektrana mogao bi biti i veći od predviđenog. Naime, već danas u Hrvatskoj postoji jasno izražen komercijalni interes za ukupno oko 130 MW vjetroelektrana, od čega je u raznim fazama projektne pripreme više od deset projekata s ukupnom snagom od oko 80 MW. No, ključni impuls koji će dati zeleno svjetlo i stvoriti zamah razvoju jest stabilan zakonodavni okvir uz jasno definirane obveze pojedinih sudionika tržišta energije, strateško određenje države u pogledu obnovljivih izvora te ujednačen sustav poticajnih mjera.

 

Slika 6.4.1  Potencijalne lokacijae za korištenje energije vjetra.

 

 

6.5.  Geotermalna energija - GEOEN

U Republici Hrvatskoj postoji višestoljetna tradicija korištenja geotermalne energije iz prirodnih izvora u medicinske svrhe. Početkom 70-tih godina uz izradu naftnih i plinskih bušotina počinju se pratiti pojave geotermalnih voda iz tih bušotina. Republika Hrvatska ima znatno viši geotermalni gradijent od europskog prosjeka (slika 6.5.1.), a ukupni geotermalni energetski potencijal otkrivenih ležišta u  Hrvatskoj je 839 MW_t i 47,9 MW_e (slika 6.5.2.).

Osim brojnih toplica u kojima se geotermalna voda zbog niskih temperatura koristi uglavnom samo u balneološke svrhe, geotermalna voda pridobivena iz dubokih bušotina koristi se u energetske svrhe na dvije lokacije: u Zagrebu u ŠRC "Mladost"  i u Bizovcu u hotelu Termia".

Slika 6.5.1. Geotermalni gradijenti u Hrvatskoj i Europi (⁰C/m)

 

 

 

Slika 6.5.2. Karta otkrivenih geotermalnih ležišta u Republici  Hrvatskoj

 

 

Iskorištavanje geotermalne energije u Hrvatskoj u budućnosti će  biti  vezano za potpuno iskorištavanje postojećih geotermalnih bušotina koje su izrađene uglavnom u svrhu pridobivanja nafte i plina i nalaze se u vlasništvu INE d.d. Danas se u  Hrvatskoj u energetske svrhe iskorištava 57,5 kg/s geotermalne vode. S ukupnom instaliranom snagom od 36,7 MW_t iskorištava se 131,4 TJ energije godišnje u uslužnom sektoru. U budućnosti se predviđa iskorištavanje geotermalne energije za energetske transformacije radi proizvodnje električne energije, a u finalnoj potrošnji se osim potrošnje geotermalne energije u uslužnom sektoru predviđa i potrošnja u poljoprivredi.

U mogućem porastu korištenja geotermalne energije u uslužnom sektoru predviđa se povećanje faktora iskorištenja na postojećim ležištima koja su u proizvodnji,