Tomašević: Budućnost EPS i zelena tranzicija Srbije - čista energija ili energetska nezavisnost, pitanje je sad

Zelena tranzicija u elektroenergetici faktički znači prelazak na proizvodnju električne energije bez upotrebe fosilnih goriva i bez emisije ugljen-dioksida kao najznačajnijeg produkta sagorevanja. Na svetskom nivou, zadat je cilj da se taj prelazak okonča do 2050. Određeni broj zemalja se već sada može pohvaliti proizvodnjom isključivo „zelenih megavata“, ali ne i nezavisnošću od uvoza električne energije. Šta je važnije za našu državu, njenu ekonomiju i građane – isključivo korišćenje „čiste“ energije ili energetska nezavisnost?

Proizvodni kapaciteti Elektroprivrede Srbije dobro su poznati, ali ću još jednom pobrojati njihove instalisane snage: termoelektrane na ugalj 4.388 megavata (MW), termoelektrane-toplane na gas 297 MW i hidroelektrane 3.030 MW. To se nasleđe iz generacije u generaciju predaje na upravljanje, počev od pedesetih godina prošlog veka, kada je izgrađena prva termoelektrana posle Drugog svetskog rata. Poslednja termoelektrana na ugalj (blok B2 u Kostolcu snage 348 MW) puštena je u rad 1992, a hidroelektrana (Pirot sa akumulacijom Zavoj snage 80 MW) davne 1990. Od tada do danas u rad nije pušten nijedan novi proizvodni kapacitet u vlasništvu državne kompanije EPS. Pod novim kapacitetima podrazumevam ne samo termo i hidroelektrane, već i vetro i solarne ili bilo koje druge elektrane koje spadaju u obnovljive izvore energije. 

Elektrane koji su do sada izgrađene i dalje su u funkciji i proizvode električnu i toplotnu energiju po potrebi, osim agregata broj 4 snage 64 MW na termoelektrani Kolubara A, koji je zbog havarije turbine isključen iz pogona 2008. Sve elektrane, bez obzira na njihovu starost, potrebno je adekvatno održavati.

Naravno, sa protokom vremena tekuća ulaganja postaju sve veća, pa se zahtevaju kapitalni remonti, rekonstrukcije ili revitalizacije. U HE Elektromorava ti radovi završeni su sredinom decembra 2010. U martu 2014. ugrađen je treći dodatni agregat u HE Ovčar Banja snage 0,6 MW. U HE Bajina Bašta radovi su počeli u junu 2009, a završeni u oktobru 2013. Snaga elektrane povećana je sa 368 na 420 MW kao posledica većeg stepena korisnosti i povećanja protoka. U HE Zvornik počeli su u oktobru 2015, a završeni 2020. i u tom periodu kompletno je zamenjena glavna elektromašinska oprema elektrane, ugrađene su nove turbine, generatori, blok transformatori, razvodna postrojenja 110 kV, sistem upravljanja i zaštite, kao i ostali pomoćni sistemi.

Snaga elektrane je povećana za dodatnih 30 MW i sada iznosi ukupno 122,3 MW. U HE Đerdap 1 u oktobru 2009. počeli su radovi na revitalizaciji agregata A6, dok su radovi na revitalizaciji poslednjeg agregata A3 počeli u septembru 2022, a okončani su u oktobru ove godine. Instalisani protok po agregatu je povećan sa 800 na 840 kubnih metara u sekundi, što je uz povećanje stepena korisnosti agregata uslovilo povećanje instalisane snage sa 176 MW na 195 MW.

U RHE Bajina Bašta još su u toku pripremne aktivnosti za početak revitalizacije. Iako je ugovor potpisan krajem 2019, zbog pandemije virusa korona, rata u Ukrajini i posledičnih poremećaja na tržištu energenata, početak radova je nekoliko puta odlagan, pa se početak radova na gradilištu planira u aprilu 2024. Od pripremnih aktivnosti izvršena su modelska ispitivanja reverzibilne pumpe-turbine i u toku je proizvodnja mašinske i elektroopreme. 

U narednom periodu planirana je i revitalizacija Vlasinskih hidroelektrana - HE Vrla 1, HE Vrla 2, HE Vrla 3 i HE Vrla 4 - kao i pumpno-akumulacionog postrojenja (PAP) Lisina, adaptacija i investiciono održavanje HE Bistrica, revitalizacija HE Potpeć sa izgradnjom dodatnog agregata, a najveći zahvat planiran je na Đerdapu 2, koji je zapravo hidroenergetski i plovidbeni sistem izgrađen sa rumunskom stranom - na srpskoj strani ima deset agregata instalisane snage 27 MW i instalisanog protoka od 425 kubnih metara u sekundi. Projektom revitalizacije planirano je povećanje instalisane snage agregata na 32 MW.

Pored onog što se planira ili je već urađeno, postoji potreba za ubrzanom revitalizacijom i svih preostalih postojećih hidroelektrana, kao što su HE Uvac, HE Kokin Brod, PAP Lisina i na kraju HE Pirot, kao poslednje izgrađene velike HE u elektroenergetskom sistemu Srbije.

NIN / Đorđe Kojadinović

Sve navedeno za hidroelektrane, važi i za termoelektrane, uz uvažavanje specifičnosti samog proizvodnog procesa, odnosno postrojenja. Kapitalni remonti na termoelektranama se rade na šest do osam godina, a obim radova se određuje na osnovu stanja opreme. Na blokovima u termoelektranama na ugalj, dat je akcenat na zaštitu životne sredine. To je podrazumevalo rekonstrukciju elektrofilterskih postrojenja, ugradnju opreme za redukciju azotnih oksida primarnim merama i dogradnju postrojenja za odsumporavanje dimnih gasova. Na svim blokovima instalisane snage veće od 300 MW, do kraja 2026. biće završene aktivnosti po ovom osnovu.

Naravno, ovde je reč samo o zagađenju vazduha i merama kojim EPS to predupređuje, ali se sprovode i sve propisane mere u vezi sa zaštitom voda i zemljišta, a tu se prvenstveno misli na deponije pepela i šljake, čiji se kapacitet proširuje (završava se kaseta 4 na TENT A), na čijem je dnu vodonepropusni sloj obezbeđen postavljanjem propisanih folija, dok voda recirkuliše u zatvorenom tehnološkom sistemu tako da se zagađene vode neće ispuštati u reku Savu. 

Blokovi manjih snaga na TE Kolubara A, TE Morava i TE Kostolac A i TE „Nikola Tesla“ A1 i A2, koji su ujedno i najstariji termoblokovi, postepeno će završiti svoj radni vek zaključno sa 2027, sve u skladu sa „Zelenim putem“ EPS-a, koji sam sa svojim timom usvojio u junu 2022. Po tom dokumentu bi postepeno iz rada izašli svi prethodno pobrojani najstariji blokovi, a u rad bi se pustio blok Kostolac B3 i bio bi izgrađen blok Kolubara B, koji bi, osim uglja, kao osnovni energent koristio biomasu i SRF (gorivo dobijeno selekcijom komunalnog otpada), oba snage po 350 MW. Tako bi se izvršila zamena starih 1.000 MW snage, sa novih 700 MW. To je početak zelene tranzicije EPS-a, gde je odmah svima jasno da će nam nedostajati proizvodnih kapaciteta, ali na ovaj način se smanjuje emisija ugljen-dioksida.

S obzirom na stalni napredak novih tehnologija, koje su veoma zavisne od korišćenja električne energije, potrebno je graditi elektrane koje koriste za pogonsko gorivo „obnovljive izvore“, a to su energija sunca, vetra, biomasa, biogas i geotermalana energija. Moje viđenje stvari je da bi EPS, koji je vlasništvo građana Srbije, trebalo da gradi te elektrane, jer samo tako ćemo biti sigurni da će proizvedena energija iz tih elektrana biti u službi naroda i privrede Srbije. EPS je tu izgubio korak, ali se sve da nadoknaditi. Dobre lokacije za izgradnju solarnih elektrana su degradirane površine na odlagalištima površinskih kopova i zatvorenim kasetama za odlaganje pepela i šljake na termoelektranama. Što se vetroelektrana tiče, najbolje lokacije su u području Kostolca, gde se sada gradi prva vetroelektrana u vlasništvu EPS-a, a to su Stiško polje 1 i 2. 

Kako bi se sve te elektrane, kao i elektrane koje grade privatna lica i kompanije, povezala na elektroenergetski sistem Srbije, biće u budućnosti potrebno izgraditi novu reverzibilnu hidroelektranu Bistrica. Projektnotehnička dokumentacija je u izradi - 10. decembra 2021. završena je prva faza razvoja (obnovljenog) Projekta – Analiza isplativosti i Idejno rešenje, a Vlada Srbije je 28. jula 2022. donela Zaključak o proglašenju ovog Projekta za projekat od posebnog ili nacionalnog značaja za Republiku Srbiju. Ako bi sve išlo po planu, ova izuzetno značajna reverzibilna hidroelektrana trebalo bi da bude završena do kraja 2030. Do tada, smatram da na elektroenergetski sistem Srbije može da se priključi oko 4.000 MW novih varijabilnih obnovljivih izvora energije, u koje su uključeni i oni koje bi izgradio EPS.

U slučaju većeg progresa, razmišljali smo i izradili Studiju o mogućnostima izgradnje reverzibilnih HE i PAP (pumpno-akumulacionih postrojenja) u Srbiji. Po ovoj javnoj nabavci ugovor je 14. marta 2023. zaključen sa konzorcijumom, koji čine Energoprojekt Hidroinženjering i Građevinski fakultet Univerziteta u Beogradu. Ovim projektom su obuhvaćene lokacije koje su manje zahtevne za izgradnju po svim kriterijumima, od obima (što odmah podrazumeva manju vrednost, samim tim i manje novca i kraću dužinu trajanja izgradnje), do zaštite životne sredine.

Hidropotencijal bi dodatno trebalo iskoristiti, kako na teritoriji Srbije, tako i u saradnji sa susednim državama. To je bila i tema naučnog skupa ,,Hidroenergetika regiona jugoistočne Evrope“ u organizaciji Odbora za energetiku SANU 12. i 13. oktobra ove godine. Jedan od zaključaka je da je tehnički iskoristiva energija u vrednosti od 17,5 TWh godišnje na objektima čija je snaga veća od 10 MW. Danas se koristi u proseku 10,2 TWh godišnje, od čeka 6,6 TWh na HE Đerdap 1 i Đerdap 2. Postoji, dakle, mogućnost da se gradnjom novih postrojenja dobije dodatnih 7,3 TWh. Tu su uključene Moravske i Ibarske hidroelektrane, kao i elektrane sa susednim zemljama, kao što je Sistem HE Gornja Drina i Đerdap 3. 

EPS je formirao zajedničko preduzeće sa Elektroprivredom Republike Srpske u cilju realizacije ovog projekta, kojim je predviđena izgradnja tri HE: Buk Bijela (sada je na čekanju zbog spora unutar BiH ), Foča i Paunci, u regionu grada Foče u Bosni i Hercegovini (Republika Srpska). Đerdap 3 je potencijalna reverzibilna hidroelektrana koja bi se gradila sa Rumunima, ali pre toga trebalo bi rešiti spor u vezi sa 138 GWh energije na godišnjem nivou, koju nam rumunska strana ne plaća počev od 2013. (na osnovu ugovora iz 1995, a sve na ime održavanja priobalja koje vrši EPS i po tom osnovu rumunski dug je u međuvremenu već porastao na više od 100 miliona evra). Zato je najsigurnije, kad god je to moguće, graditi hidroelektrane samostalno, na svojoj teritoriji, kako bi se izbegli potencijalni problemi sa susedima, a do njih uvek iz nekog razloga dođe.

NIN / Vesna Lalić

Nadam se da se na osnovu svih iznetih podataka dobija jasnija slika Elektroprivrede Srbije. Počev od onih kada su građene elektrane, kada su revitalizovane i koji su ključni poslovi urađeni, sa osvrtom i na početak i na završetak pojedinih radova. Primera radi, ugovor za revitalizaciju Đerdapa 1. potpisan je pre 14 godina, 2009, da bi revitalizacija poslednjeg od šest agregata A3 počela tek u septembru prošle, a završena je u oktobru ove godine. Svi ti procesi traju i zavise od mnogo faktora. Nekada su oni objektivni (ratna dejstva, sankcije, bombardovanje, pandemija korona virusa, svetska energetska kriza), a nekada subjektivne prirode, jer zavise od sposobnosti i odlučnosti uprave da donese pravu odluku. 

Kao što ni elektrifikacija nije počela posle Drugog svetskog rata, već davne 1893, tako se ni stvari u EPS-u nisu počele odvijati od sredine ove godine. Naravno, nisu počele ni 15. decembra 2021. kada sam posle kolapsa TENT A, preuzeo odgovornost da upravljam proizvodnjom EPS-a. Sve traje, i za svaki proces je potrebno vreme koje se meri godinama, a ne mesecima. Važno je donositi valjane i promišljene odluke, uvažavajući objektivne okolnosti i okruženje. To sam i uradio uz podršku pojedinih rukovodilaca u upravi i velikog broja radnika i rukovodilaca u svim ograncima EPS-a. Namerno sam napisao da sam to uradio uz podršku radnika, jer zaposlenih u EPS-u ima mnogo više. 

Ne bih više o zatečenom stanju u EPS-u, jer hoću da istaknem koliko je reč sistem bitna. Njega čine i oprema i ljudi i na kraju sve to povezuje lanac upravljanja. A da bi se valjano upravljalo, potrebno je poznavati sistem EPS-a koji se sastoji iz osam ogranaka sa 20.000 zaposlenih. Nekada smo u vreme raspisivanja konkursa za direktora EPS-a u šali pričali da je osobi koja nije iz EPS-a potrebno šest meseci samo da nauči iz čega se EPS sastoji i kako funkcioniše proces proizvodnje. 

Posle nikad nezavršenog konkursa za generalnog direktora iz 2017, na koji sam se prijavio, počastvovan sam imenovanjem na mesto v. d. direktora JP EPS 3. marta 2022. Stanje u sistemu proizvodnje je bilo jako loše, deponije uglja su bile faktički prazne, akumulacije u hidroelektranama takođe. Ta 2022. završena je sa finansijskim gubitkom od 72 milijarde dinara. Ali, znao sam da ćemo izaći iz krize, jer je već četvrti kvartal te godine završen sa pozitivnim rezultatom od sedam milijardi dinara. Bio je to jasan signal da je počeo oporavak EPS-a. 

Kada se sačinjava program poslovanja, polazi se od plana proizvodnje i plana potrošnje električne energije od strane građana i privrede. Proizvodne mogućnosti EPS-a baziraju se na prosečnoj planskoj godišnjoj proizvodnji hidroelektrana od 9,65 TWh (verovatnoća pojave dotoka je 60 odsto) i prosečnoj proizvodnji termosektora od oko oko 23 TWh. Poređenja radi, tokom 2022. u hidroelektranama je proizvedeno 8,96 TWh, što je bila najmanja godišnja proizvodnja ne samo u ovom veku, već u poslednje 33 godine, a u termoelektranama 22,17 TWh. Već programom poslovanja za 2023, koji je usvojen krajem prošle godine, bila je planirana proizvodnja 10,4 TWh u hidroelektranama i 24,15 TWh u termoelektranama na ugalj, uz pozitivan finansijski rezultat od 40 milijardi dinara. Međutim, zbog sporog dostizanja planirane proizvodnje uglja u ogranku Kolubara na polju E, u aprilu ove godine urađen je rebalans plana proizvodnje. 

Promena pravne forme EPS-a iz javnog preduzeća u akcionarsko društvo, inicirala je i izmenu plana poslovanja za 2023, kojim je predviđena neto dobit od 54 milijardi dinara. Taj izmenjeni plan poslovanja EPS AD, koji je inače sastavni deo trogodišnjeg programa poslovanja od 2023. do 2025. je i dalje na snazi i može se videti na internet stranici EPS-a. Neki od ključnih pokazatelja proizvodnje električne energije u momentu sačinjavanja elektroenergetskog portfelja za predmetnu izmenu bili su povećana proizvodnja u hidroelektranama (11,67 TWh) i nešto manja u termoelektranama na ugalj (24,08 TWh), s tim što se očekuje da će do kraja godine ona biti još nešto manja od planirane, pre svega zbog kašnjenja završetka kapitalnog remonta TENT A5 i što u pogon nije pušten novi blok TE Kostolac B3. 

Već prilikom usvajanja novog plana videlo se da će proizvodnja hidroelektrana biti znatno već zbog dobre hidrologije, a iz termoelektrana manja zbog problema sa otkopavanjem uglja. Taj problem posledica je nedovoljnih ulagaganja u površinske kopove EPS-a, kako u tekuće održavanje, tako i u investicije. Zbog toga smo, na primer, izdvajanja za tekuće održavanje uvećali za 50 odsto i takav trend zadržali i u budućim planovima, jer je oprema sve starija, a potrebno je u što kraćem roku vratiti proizvodnju u rudarskom basenu Kolubara na planirani nivo, kako bi se zaustavio dalji uvoz uglja.

Što se investicija tiče, sredstva za te namene su i u proteklim godinama bila dobro planirana, ali nije bilo realizacije ili se od određenih projekata iz nekog razloga odustajalo, pa je nova oprema za površinske kopove kasnila i po tri godine, što je nedopustivo, jer se odnos jalovine i uglja vremenom značajno promenio sa 2:1 na 3:1 (tri kubika jalovine mora se otkopati da bi se dobila tona uglja). 

Što se hidrologije tiče, ona je od aprila bila sve bolja, blaga zima je prošla pa je polugodišnja neto dobit dostigla 61 milijardu dinara. Kada sam 19. juna 2023. izbrisan iz APR-a kao direktor EPS-a, na deponijama je bilo 1.960.000 tona uglja, a u akumulacijama 837 GWh energije. Ove godine očekuje se da će hidroelektrane proizvesti 12,4 TWh i to je, uz 2010. najveća godišnja proizvodnja u ovom veku, za 3,45 TWh veća nego prošle godine. Ilustracije radi, razlika u proizvodnji hidroelektrana ove i prošle godine ekvivalentna je godišnjem radu jednog bloka termoelektrane od 500 MW.

Trend dobrog poslovanja EPS-a mogao se nastaviti i u drugoj polovini 2023. zahvaljujući dobroj pripremi rađenoj tokom 2022. Ona je omogućila i rast profita u prvom polugođu ove godine. Istine radi, na dobar finansijski rezultat uticala su i dva poskupljenja struje, u januaru i maju. Ona su uračunata i u izmene plana poslovanja, koji je i dalje aktuelan, s tim što je u novembru usledilo još jedno povećanje cene struje, što će do kraja ove godine doneti EPS-u dodatnih 3,5 milijardi dinara. 

Kad već pominjem cene struje, moram istaći da je na negativni finansijski rezultat za 2022, osim nasleđenih problema u proizvodnji uglja, ekstremno loše hidrologije u julu i avgustu prošle godine (protok na Dunavu je pao na istorijski minimum od 1.800 kubnih metara u sekundi), dodatno uticao i poremećaj na tržištu električne energije zbog rata u Ukrajini i energetske krize. Prosečna cena po kojoj je kupovana električna energija na berzama u julu je bila 345 evra, a u avgustu čak 445 evra po megavat-satu. Cene za domaćinstva i privredu bila su na istom nivou od početka 2022. 

NIN / Ilustracija / Jugoslav Vlahović

S obzirom na tu činjenicu, kao i da je EPS kupovao električnu energiju kako bi pokrio planske gubitke EMS-a i EDS-a, uputili smo odštetni zahtev državi, kako bi EPS nadoknadio gubitak po ovom osnovu. Prihvaćena vrednost od 34 milijarde dinara, biće prikazana kao finansijski rezultat EPS-a u drugoj polovini godine. Prostim sabiranjem svih vrednosti - ostvarene dobiti u prvom polugodištu od 61 milijardu dinara, dodatni prihod od 3,5 milijardi dinara po osnovu povećanja cene struje u novembru i naknade štete za ograničenu cenu struje u prošloj godini od 34 milijarde – dolazi se do zaključka da bi EPS ove godine, samo po ta tri osnova, trebalo da ostvari neto dobit od 100 milijardi dinara. Kada se tome doda i da je dobra hidrologija omogućila EPS-u možda i rekordnu proizvodnju struje u hidroelektranama, a ona je znatno jeftinija od struje iz termoelektrana, neto dobit bi morala biti još veća. A da li će tako i biti, uskoro ćemo saznati. 

Koliko sam iz medija zaključio, jer nemam uvid u rad EPS-a, novo rukovodstvo na čelu sa Skupštinom AD i Nadzornim odborom, nije donelo nijednu poslovnu odluku, osim što su razrešili mene i još nekoliko mojih bliskih saradnika, koji su takođe zaslužni za ostvareni poslovni rezultat u prvoj polovini 2023. Imao sam jasnu viziju kako bi EPS trebalo da izgleda i kojim putem bi trebalo da se kreće do 2035. Sve smo to opisali u dokumentu „Zeleni put EPS-a“. Imati proizvodne kapacitete u vlasništvu EPS-a, koji je faktički vlasništvo svih građana Srbije, od izuzetnog je značaja, a u prilog tome govore i argumenti u vidu podataka o instalisanoj snazi, proizvedenoj energiji i na kraju, kao rezultat svega, o novcu koji bi EPS mogao da zarađuje. Uporedo sa tim, podjednako je važno i domaćinsko upravljanje EPS-om, koje podrazumeva angažovanje stručnih ljudi, koje Srbija sigurno ima, a to smo već dokazali. 

Ova godina će sigurno biti dobra poslovna godina za EPS, samim tim i državu, a mogla je, po svemu sudeći, biti još bolja. Tim dobrim rezultatom će se ponositi oni za koje ne znamo gde su bili, šta su radili i da li su uopšte znali šta je EPS u trenutku kada se desio kolaps, koji je mogao dovesti do potpunog kraha srpske energetike. Sada, kad sve dobro funkcioniše, fokus je na drugim stvarima. Samo je pitanje do kada će biti tako.

I na kraju, vraćam se na pitanje sa početka teksta: šta je važnije za našu državu, njenu ekonomiju i građane – isključivo korišćenje „čiste“ energije ili energetska nezavisnost? U potrazi za odgovorom na to pitanje trebalo bi uvažiti i drugo, jednako važno, generalno pitanje – u kojoj meri je „zelena“ energija zaista to, a u kojoj podrazumeva korišćenje tehologija koje i te kako zagađuju životnu sredinu, kako pre i tokom izrade opreme za „zelene“ proizvodne kapacitete, tako i posle isteka njenog životnog veka.

I da budem sasvim precizan, mislim i na solarne panele i baterije za skladištenje električne energije, koje su preskupe i u ovom trenutku nam nisu neophodne. Zato bi trebalo dobro promisliti pre nego što se donese bilo koja strateška odluka, kako o zelenoj tranziciji, tako i o reorganizaciji EPS-a.

Autor je do juna ove godine bio v. d. generalnog direktora EPS-a 

NIN / Logo