ANALIZA OKVIRNE ENERGETSKE STRATEGIJE BOSNE I HERCEGOVINE dr. sc. Mirza Kusljugic mr. sc. Damir Miljevic
Autori: Damir Miljević i Mirza Kušljugić Dizajn: Aleksandar Škoric Saša Štampa: Grafid Izdavač: Centar za životnu sredinu, Miše Stupara 5, 78000 Banja Luka Tel: 051/433-140; Faks: 051/433-141 E-mail: info@czzs.org www.czzs.org www.facebook.com/stopprljavojenergiji Centar za životnu sredinu je neprofitna, nevladina i nestranačka organizacija profesionalaca i aktivista posvećenih zaštiti i unapređenju životne sredine, zagovaranju principa održivog razvoja i večeg učešća javnosti u donošenju odluka o životnoj sredini. Odgovornost za tačnost navedenih podataka snosi autor. Neka prava zadržana Creative Commons Licenca - Imenovanje - Nekomercijalno 2.5 Slobodno smijete: umnožavati, distribuisati i javnosti saopštavati djelo prerađivati djelo Pod sljedećim uslovima: Imenovanje: morate priznati i označiti autorstvo djela na način kako je naznačio autor ili davatelj licence (ali ne način koji bi sugerisao da Vi ili Vaše korištenje njegova djela imate njegovu direktnu podršku). Nekomercijalno: ovo djelo ne smijete koristiti u komercijalne svrhe. Od svakog od gornjih uslova moguće je odstupiti, ako dobijete dopuštenje nosioca autorskog prava. 2
CENTAR ZA ŽIVOTNU SREDINU ANALIZA OKVIRNE ENERGETSKE STRATEGIJE BOSNE I HERCEGOVINE dr. sc. Mirza Kusljugic mr. sc. Damir Miljevic Banja Luka novembar 2017 3
SADRŽAJ / SAŽETAK UVOD OSNOVNI CILJEVI, PRETPOSTAVKE I METODOLOGIJA ANALIZE Ciljevi provođenja Analize Okvirne energetske strategije BiH Metodologija PEST ANALIZA OKRUŽENJA Političko okruženje BiH relevantno za razvoj (elektro)energetike Energetska tranzicija, zaštita životne sredine i klimatske promjene Tehnološka osnova energetske tranzicije Ekonomski aspekti energetske tranzicije Socijalni aspekti energetske tranzicije SWOT ANALIZA (ELEKTRO)ENERGETSKOG SEKTORA BIH Osnovne karakteristike elektroenergetskog sistema i elektroenergetskog sektora u BiH i regionu Ekonomski i finansijski položaj javnih kompanija Elektroprivreda SWOT analiza elektroenergetskog sistema BiH ANALIZA STRATEGIJE I SCENARIJA RAZVOJA PROIZVODNOG PORTFOLIJA Korištena metodologija Organizacija procesa izrade Strategije Osvrt na izbor kriterijuma i ograničenja u scenarijima Vizija, misija i strateški ciljevi Analiza scenarija 1 i 2 Analiza scenarija 3 Blaži obnovljivi scenario ZAKLJUČCI I PREPORUKE FUSNOTE IZVORI 6 7 7 7 9 9 12 12 13 16 17 18 25 30 32 32 35 36 41 47 58 62 63 68 4
5
UVOD U Bosni i Hercegovini (BiH) se u narednih nekoliko godina moraju donijeti ključne odluke vezane za razvoj elektroenergetskog sektora (EES). To se posebno odnosi na odluke vezane za investicije u nove proizvodne kapacitete. Pri tome se BiH nalazi u procjepu između načelno iskazanog opredje ljenja za izgradnju modernog EES, zasnovanog na obnov ljivim izvorima energije (OIE) i energijskoj efikasnosti (EnE) i ustaljene prakse oslanjanja na konvencionalne izvore, prije svega na termoelektrane (TE) na lokalni ugalj. Analiza dokumenta Okvirna energetska strategija Bosne i Hercegovine (u daljem tekstu Analiza) je urađena kao referentni dokument za dalje aktivnosti Centra za životnu sredinu (CZZS) iz Banjaluke u okviru projekta Stop prljavoj energiji jer budućnost je obnovljiva, koji finansijski podržava European Climate Foundation (ECF). Premda se u Okvirnoj energetskoj strategiji obrađuju svi aspekti energetike (električna energija, nafta, gas, ugalj, sistemi grijanja i transporta) u Analizi je fokus na EES, koji je odabran kao ključni sektor za dalje aktivnosti CZZS pri planiranju/promovisanju energetske tranzicije u BiH. U Analizi su pored kritičkog osvrta na pomenuti dokument obrađeni i dodatni aspekti razvoja elektroenergetike u BiH (prikazani u PEST i SWOT analizama), za koje su autori smatrali da su relevantni za kritičku analizu strategije kao i za buduće aktivnosti CZZS. Takođe, kvalitativno je prikazana analiza ubrzane kao i potpune energetske tranzicije (tzv. scenariji zelene tranzicije i zelene revolucije), za koje su polazne pretpostavke definisali predstavnici CZZS. Stavovi, zaključci i preporuke iznesene u ovoj Analizi predstavljaju isključivo lične stavove autora i ne odražavaju stavove Centra za životnu sredinu, niti bilo kojeg drugog učesnika ili aktera vezanog za ovu problematiku. Prilikom izrade Analize korišteni su javno dostupni podaci (uglavnom iz Okvirne energetske strategije) pri čemu autori nisu vršili provjeru njihove tačnosti. 6
OSNOVNI CILJEVI, PRETPOSTAVKE I METODOLOGIJA ANALIZE Ciljevi provođenja Analize Okvirne energetske strategije BiH U Okvirnoj energetskoj strategiji BiH (u daljem tekstu Strategija), koja je urađena 2017. godine, u ključnom dijelu komparativna analiza scenarija razvoja proizvodnog portfolija EES BiH, prikazani su najvažniji indikatori ekonomičnosti planiranih novih investicija u proizvodne objekte za pet odabranih scenarija razvoja. Pojedini scenariji su definisani uz uvažavanje već preuzetih međunarodnih obaveza BiH za: Smanjenje emisije CO 2 do 2030. godine (prema UNFC- CC NDC iz 2016. godine), Ograničenje emisija lokalnih polutanata prema EU LCP Direktivi (prema usvojenom nacrtu akcionog plana BiH NERP BiH iz 2016. godine), Obavezno učešće obnovljivih izvora energije u finalnoj potrošnji (do 2020. godine prema usvojenom akcionom planu NREAP BiH iz 2016. godine), Unapređenje energijske efikasnosti (do 2018. prema prijedlogu akcionog plana NEEAP BiH i iza 2018. godine sa istim ciljevima kao u NEEAP). Rezultati simulacija ekonomičnosti (prema tzv. Least Cost Planning LCP metoda) za pojedine scenarije u Strategiji su uglavnom preuzeti iz studije BiH Power Sector Note Least-cost Power Development Plan, koju je 2016. godine uradila Svjetska banka (WB). U Studiji WB obrađeni su i dodatni scenariji razvoja proizvodnog portfolija (posebno tzv. zeleni scenariji) na koje se u Analizi takođe referiše. Analiza treba da posluži prilikom planiranja konkretnih aktivnosti CZZS u promociji energetske tranzicije u BiH. Metodologija Kako bi se u jednom realitivno konciznom dokumentu analizirali različiti aspekti složenog procesa kao što je razvoj elektroenergetike u BiH usvojene su sljedeće polazne pretpostavke: Pretpostavljen je rast potrošnje električne energije u BiH (do 2035. godine) od prosječno 1,0 %/god. kao osnova za kvalitativnu analizu zelenih scenarija. Prema autorima ovakav rast potrošnje električne energije omogućava prosječan rast 7
(bruto društvenog proizvoda) BDP iznad 4%. Pri procjeni ovakvog rasta potrošnje uvažavane su pretpostavke o realizaciji mjera energijske efikasnosti, izgradnji distribuiranih izvora uglavnom malih fotonaponskih (PV) i solarnih termičkih panela, koji se uračunavaju kao negativna potrošnja električne energije kao i demografski trendovi koji negativno utiču na povećanje potrošnje u domaćinstvima. Takođe pretpostavlja se da do 2035. godine neće doći do značajnijeg korištenja električnih automobila niti dizalica topline, koje uopšteno utiču na porast potrošnje električne energije; Smanjenje emisija CO 2 do 2030. godine prema UNFCCC NDC za BiH predloženi scenarij smanjenja emisija za 3% u odnosu na 1990. godinu ili ograničavanje emisija gasova staklene bašte GHG, u sektoru elektroenergetike, na maksimalno 7,7 Mt CO 2 eq. se usvaja kao tvrdo ograničenje za razvoj sektora termoenergetike; NERP BiH akcioni plan se primjenjuje od 01.01.2018. godine; Povećanje učešća OIE najmanje prema trendovima iz NREAP BiH (učešće OIE u finalnoj potrošnji električne energije od minimalno 55% do 2030. godine) se implementira; Mjere energijske efikasnosti, najmanje prema NEEAP BiH (povećanje energijske efikasnosti od 9% u odnosu na 2009. do 2035. godinu) se primjenjuju; Kao posljedica navedenih pretpostavki usvajaju se sljedeće polazne osnove za analizu postojećih i planiranje zelenih scenarija: Sigurnost snabdijevanja se odnosi na osiguranje dovoljnih količina električne energije za domaću potrošnju (uključujući i hidrološki nepovoljne godine); Značajno se smanjuje učešće izvoza električne energije, koji se realizuje samo u hidrološki pogodnim godinama (u iznosu od maksimalno cca 20% finalne potrošnje); Razvoj EES se bazira na projektima koji neće spriječiti proces dekarbonizacije EES u BiH (koji za cilj ima da će do 2050. godine proizvodnja električne energije iz OIE imati učešće od najmanje 80% lokalne potrošnje). Dakle, pri analizi i planiranju razvoja EES sa aspekta dekarbonizacije se koristi koncept no regret strategy ; 8
Scenariji razvoja koji su obrađeni u Strategiji analizirani su samo na kvalitativnoj osnovi uvažavajući gore navedene polazne osnove za planiranje. Usvojene pretpostavke su usklađene sa predstavnicima CZZS. PEST ANALIZA OKRUŽENJA U Strategiji je detaljno opisano okruženje BiH koje značajno uslovljava/determiniše proces planiranja razvoja EES. Posebno su obrađene energetske politike EU kao i obaveze koje je BiH preuzela transpozicijom i planovima implementacije pravne stečevine EU, na osnovu članstva u Energetskoj zajednici (EnZ). Takođe su navedene i obaveze prema UN Okvirnoj konvenciji za klimatske promjene (UNFCCC) koje su iskazane u Nacionalno određenim doprinosima (NDC) ograničenju emisija CO 2 i ublažavanju klimatskih promjena. Dati su i osnovni ekonomski pokazatelji za tehnologije koje omogućavaju energetsku tranziciju, prije svega za OIE. Osnovni zaključak koji proizilazi iz analize PEST okruženja u Strategiji je: Ukoliko istinski želi da postane članica EU BiH treba pod hitno da usvoji viziju i planira razvoj nisko-emisionog EES na konceptima energetske tranzicije. S ovom polaznom konstatacijom iz Strategije koja određuje pravac planiranja razvoja EES BiH autori Analize se u potpunosti slažu. U ovom poglavlju Analize podcrtani su ključni aspekti okruženja BiH, koji su obrađeni u Strategiji, a koji podupiru ovaj zaključak. Takođe su obrađeni i neki dodatni faktori iz okruženja, koji usložnjavaju planiranje energetske tranzicije u BiH i trenutno odlažu njenu realizaciju. Političko okruženje BiH relevantno za razvoj (elektro)energetike Političko okruženje koje značajno određuje okvir za planiranje razvoja (elektro) energetskog sektora u BiH proizilazi iz opšteprihvaćenog opredjeljenja BiH da pristupi EU, što podrazumjeva prihvatanje EU energetskih politika i strateških opredjeljenja. Ovo je institucionalno formalizovano pristupanjem BiH Energetskoj zajednici (EnZ) 2006. godine i prihvatanjem da transponuje i implementira u svoje 9
zakonodavstvo značajan dio EU pravne stečevine u oblastima: Razvoja integrisanog regionalnog/eu tržišta mrežnih energenata (električne energije i prirodnog gasa), prema tzv. Trećem energetskom paketu, Zaštite konkurencije na ovim tržištima definisanjem dozvoljenih mjera državne pomoći, Ograničavanja emisija lokalnih polutanata iz velikih ložišta (prema EU Direktivama LCPD i IED), Promovisanja proizvodnje iz obnovljivih izvora energije, Podsticanja mjera za povećanje energijske efikasnosti. Pored toga BiH je potpisnica UNFCCC klimatskog sporazuma (tzv. Pariški sporazum koji je stupio na snagu 2016. godine) u kojem je u NDC odredila svoje,,polazne ciljane vrijednosti smanjenja emisija gasova staklene bašte do 2030. godine. Opredjeljenje međunarodne zajednice za dosljednu implementaciju klimatskog sporazuma potvrđeno je na samitu zemalja G20 u julu 2017. godine u Hamburgu, Njemačka. Jedna od posljedica usvajanja klimatskog sporazuma je i odluka zemalja članica OECD-a da više finansijski ne podržavaju izgradnju termoelektrana na ugalj. Refleksija ovog opredjeljenja po razvoj EES u BiH je iskazani stav međunarodnih finansijskih institucija (npr. WB, EIB, EBRD, KfW) i nacionalnih razvojnih banaka da neće finansirati projekte izgradnje termoelektrana na ugalj u BiH. Važan mehanizam dekarbonizacije u EU je trgovanje emisijama (Emission Trading Systems ETS). U okviru EnZ još uvijek nije usvojeno da se transponira mehanizam ograničavanja emisija CO 2 iz EES putem pristupanja EU ETS, premda se o tome intenzivno razgovara. Realno je očekivati da članice EnZ pristupe EU ETS do 2030. godine iako on nužno neće dovesti do globalnog smanjenja emisija. Prihvaćene (i nove potencijalne) obaveze BiH impliciraju neophodnost da se akteri u EES u BiH trebaju opredjeliti za provođenje energetske tranzicije. To između ostalog, posebno podrazumjeva podsticanje proizvodnje iz OIE i mjera poboljšanja energijske efikasnosti sa ciljem tranzicije ka nisko-emisionom energetskom sektoru i ekonomiji. Za EES u BiH u posljednjih nekoliko godina veoma je važna 10
aktivnost državnih institucija Kine u okviru inicijative Pojas i put za međunarodnu saradnju, koja se između ostalog ogleda i u spremnosti njenih razvojnih banaka da finansiraju projekte u energetici, uključujući i investicije u termoenergetske kapacitete, pod uslovom da ih realizuju njihove kompanije. Pored već realizovane investicije u termoelektranu (TE) Stanari trenutno se vode završni pregovori sa kineskim partnerima/bankama oko finansiranja izgradnje termoelektrana u BiH: TE Tuzla 7 i TE Banovići. Kineski partneri su iskazali interés i za finasiranje TE Gacko 2, TE Kamengrad kod Sanskog Mosta i TE Kongora. Važno je napomenuti da je politika kineskih državnih banaka za finansiranje infrastrukturnih projekata (kao što su TE) potrebno obezbjediti odgovarajuće državne garancije. Za razvoj energetike u sektorima nafte i prirodnog gasa (a posredno i elektroenergetike) naročito je značajan uticaj Ruske federacije (odnosno Gazproma) koja je i najveći snabdjevač ovim fosilnim gorivima u regionu. Tu su od posebne važnosti planirani pravci za transport ruskog gasa kroz region prema EU, gdje se ističu projekti Južni tok i Turski tok, kao i alternativni projekt Sjeverni tok 2, kojeg podržavaju velike energetske kompanije iz EU, a suprostavljaju mu se vlade nekih članica EU kao i SAD. Zbog geopolitičkih interesa u regionu je značajan uticaj i SAD, posebno u sektoru gasa, koji se npr. ogleda u podršci izgradnji plutajućeg LNG terminala u Hrvatskoj. Pomenuti uticaji ključnih međunarodnih političkih aktera, zasnovani na često suprostavljenim interesima, mogu značajno da utiču na pravac i dinamiku razvoja energetike u BiH. Isto vrijedi i za ostale zemlje regiona Zapadnog Balkana (ZB6). Generalno, interakcija između energetskih sektora u regionu, koji se sve više povezuje liberalizovanim regionalnim tržištima energenata, će biti značajan faktor koji će odrediti prioritete razvoja EES BiH, posebno zbog trenutne strateške orjentacije naše zemlje na izvoz električne energije. Zato je poželjno da se planovi razvoja EES u regionu koordinišu što se nažalost samo sporadično odvija unutar EnZ. Prema spoznajama autora opisane političke procese u okruženju BiH (EU i region) u potpunosti razumiju ključni akteri donosioci odluka u EES BiH. Zbog toga je potrebno i da predstavnici civilnog društva i šira javnost razumiju složenu interakciju pojedinih međun- 11
arodnih uticaja na planiranje razvoja EES u BiH. Energetska tranzicija, zaštita životne sredine i klimatske promjene Energetska tranzicija u EU podrazumijeva transformaciju energetskog sektora sa ciljem: Povećanja sigurnosti snabdijevanja EU energentima oslanjanjem na lokalno dostupne OIE; Poboljšanja ekonomičnosti EES uvođenjem konkurencije i uspostavljanjem funkcionalnih regionalnih i evropskih tržišta mrežnih energenata; Smanjenja negativnog uticaja energetike na životnu sredinu (ograničavanjem nivoa emisija lokalnih polutanata) kao i na klimatske promjene (značajnim smanjenjem emisija stakleničkih gasova engl. Green-House Gasses GHG); Prekogranične zaštite od uticaja,,lokalnih polutanata. Navedena opredjeljenja su pravno uobličena u formi EU direktiva i smjernica. Zbog toga se PEST analiza nekada posmatra kao PESTLE (PEST + Legal + Environmental) analiza. Time se ukazuje na posebnu važnost relativno novih komponenti u planiranju razvoja EES: zaštite životne sredine i uticaja na klimatske promjene. Pošto je teško monetizirati eksterne troškove uticaja energetike na životnu sredinu a posebno na klimatske promjene, pravnim normama se ovi uticaji ograničavaju. Prema mišljenju autora akteri u EES u BiH u potpunosti ne prihvataju ovu stratešku promjenu u konceptu razvoja elektroenergetike. Tehnološka osnova energetske tranzicije Energetska tranzicija je složena transformacija EES ali i tehničkog dijela sektora - elektroenergetskog sistema (ees). U Okvirnoj strategiji samo djelimično su opisane ključne tehnologije savremenog ees baziranog na OIE i energijskoj efikasnosti. Za potpuno razumijevanje energetske tranzicije potrebno je poznavati osnove tehnologija koje omogućavaju njeno provođenje. Za BiH je posebno važno da prati razvoj sljedećih tehnologija koje se efikasno mogu primjeniti u našem ees: Vjetroelektrana (VE), a posebno tehnologije vjetroagregata koji se razvijaju za lokacije sa vjetrovima niskog i srednjeg intenziteta i na višim nadmorskim visinama, koje su karakteristične za BiH; 12
Fotonaponskih elektrana (FNE) svih snaga, a posebno onih koje se priključuju na distributivnu (niskonaponsku i srednjenaponsku) mrežu; Sistema visoko efikasne kogeneracije toplotne i električne energije (engl. Combined Heat and Power CHP) posebno u sistemima daljinskog grijanja; Dizalica topline (toplotnih pumpi), posebno većih snaga, koje se koriste u sistemima daljinskog grijanja sa dekuplovanom proizvodnjom električne i toplinske energije; Svih tehnologija povećanja energijske efikasnosti u ees posebno u industrijskim sistemima. Važno je napomenuti da je tehnološki razvoj OIE u zadnjih 10 godina rezultovao značajnim unaprjeđenjem njihovih tehničkih karakteristika sa aspekta uticaja na priključnu mrežu i integracije u ees. Naime OIE (posebno VE i FNE), ali i CHP elektrane, predstavljaju izvore čija proizvodnja se teško planira (raspoređuje u vremenu) odnosno predstavljaju izvore električne energije koji zahtijevaju posebne postupke održavanja balansa snaga (balansiranja) u ees. Dosadašnja iskustva pokazuju da je integraciju OIE (uglavnom VE i FNE) u ees moguće realizovati bez većih dodatnih troškova za balansiranje aktivnih snaga ukoliko je priključena snaga OIE manja od 30% vršnog opterećenja sistema. Pri tome je ključni metod za smanjenje zahtjeva/troškova za balasiranje povezivanje ees u regionalne interkonekcije i uspostavljanje regionalnih balansnih tržišta, pošto prostorno veći ees ima manju procentualnu varijabilnost proizvodnje iz OIE. Ekonomski aspekti energetske tranzicije Preduslov za provođenje energetske tranzicije u EU je uspostavljanje integrisanih tržišta mrežnih energenata. Očekivanja su da povezivanje nacionalnih tržišta rezultira povećanjem sigurnosti snabdijevanja kao i optimiziranjem rada i alokacije investicija. Takođe u velikim tržištima jeftinija je i integracija varijabilnih OIE. Naravno očekivanja su da će integracija tržišta dovesti i do smanjenja prosječne cijene električne energije. Kretanja cijena na tržištima električne energije se obično uzima kao indikator ekonomske uspješnosti energetske tranzicije. U Strategiji su prikazani trendovi kretanja cijena električne energije u izabranim 13
EU zemljama sa kojih se može uočiti značajan pad cijena od 2012. godine. Više je razloga za ovakav trend, ali se kao poseban ističe uticaj priključenja OIE koji imaju prioritet u preuzimanju proizvedene snage (u raspoređivanju). U SWOT analizi su detaljnije obrađeni ovi trendovi i njihov potencijalni uticaj na EES BiH. Dakle, povećano učešće OIE u proizvodnom portfoliju potiskuje manje ekonomične konvencionalne termoelektrane. U EU to su TE na gas, a u SAD TE na ugalj. Značajan pad cijena tehnologija OIE (posebno FNE i VE) u zadnjih pet godina za posljedicu ima da nove investicije u ove tehnologije imaju uporedive nivelisane troškove proizvodnje električne energije (engl. Levelized Costs of Energy LCOE) sa konvencionalnim elektranama na fosilna goriva i bez uzimanja u obzir troškova za emisije CO 2. Na slici 2.1 prikazani su dijagrami LCOE za pojedine tehnologije. Ovo je rezultat dinamičnog razvoja sektora OIE posebno u EU, Kini i SAD. Naročito je interesantna odnedavno izražena orijentacija Kine ka OIE, koja postaje lider razvoja pojedinih tehnologija (npr. FNE). Za BiH je od posebnog interesa dinamika promjene proizvodnog portfolija u EU, koja je ilustrovana na slici Promjena proizvodnog portfolija u regionu nije uporediva sa zemljama EU, ali su trendovi u EU važan indikator u kom smjeru će se razvijati EES i u regionu. Značajan rast instalisanih kapaciteta OIE u EU uglavnom je rezultat državnih podsticaja (subvencija) ovim tehnologijama u obliku Feed-in-Tariffs (FIT). Učešće OIE u proizvodnom portfoliju se u EU kontinuirano mijenja prema većem ućešću OIE, posebno u Njemačkoj, Španiji, Portugalu, Velikoj Britaniji, Francuskoj, Švedskoj i Danskoj. Navedene subvencije OIE rezultirale su povećanjem troškova za električnu energiju za krajnje kupce i pored smanjenja veleprodajnih cijena. Očekivani dalji pad LCOE za OIE, posebno značajan za FNE, uz planirano povećanje troškova za emisije CO 2 u EU od 2020. godine za posljedicu će imati da OIE postanu konkurentni sa TE na fosilna goriva (gas i ugalj) i za lokacije prosječnog kvaliteta primarnog energenta (kao što je potencijal vjetra u BiH) i to bez podsticaja u vidu FIT. 14
Version: Novembar 2013 0.22 0.22 Levelized cost of electricity (Euro 2013 /kwh) 0.20 0.18 0.16 0.14 0.12 0.10 0.08 0.06 0.04 0.02 0.00 PV SMALL 1000-1200 PV UTILITY 1000-1200 WIND ONSHORE 1300-2700 WIND OFFSHORE 2800-4000 BIOGAS 6000-8000 BROWN COAL 6000-8000 HARD COAL 6000-8000 COMBINES CYCLE 3000-4000 0.20 0.18 0.16 0.14 0.12 0.10 0.08 0.06 0.04 0.02 0.00 FLH in h/a Slika 2.1 Nivelisani troškovi proizvodnje električne energije (LCOE) za različite tehnologije Otpad 2,199, 0.4% Biomasa 4,568, 0.8% Vjetar 12,887, 2.4% Nafta 62,166 11.4% Treset 1,808, 0.2% Geotermalna 819, 0.1% Okean 253, 0.03% Solarna PV 95,350 10.5% Gas 191,922 16.9% Hidro 112,719 20.7% Ugalj 133,220 24.4% Nuklearna 122,966 22.6% Slika 2.2 Promjena učešće izvora u proizvodnom portfoliju EU (2009. i 2015.) 15
CSP 4,975, 0.5% Biomasa 12,140, 1.3% Nafta 33,660 3.7% Solarna PV 95,350 10.5% Otpad 4,596, 0.5% Treset 1,808, 0.2% Geotermalna 819, 0.1% Okean 253, 0.03% Nuklearna 120,208 13.2% Hidro 141,073 15.5% Gas 191,960 21.1% Vjetar 141,579 15.g% Ugalj 159,219 17.5% Slika 2.2 Promjena učešće izvora u proizvodnom portfoliju EU (2009. i 2015.) Socijalni aspekti energetske tranzicije Jedan od razloga za tranziciju ka OIE u razvijenim zemljama je kreiranje novih zelenih radnih mjesta, uglavnom u proizvodnji opreme i inženjeringu odgovarajućih projekata. Zato se energetska tranzicija naziva i nova tehnološka revolucija. Implementacija mjera energijske efikasnosti kreira nova radna mjesta naročito u građevinarstvu. Poseban socijalni aspekt energetske tranzicije je smanjenje lokalnih zagađenja, koja su posljedica rada industrije fosilnih goriva (posebno termo- elektrana i rudnika uglja). Na taj način se poboljšava kvalitet života lokalnog stanovništva i stvaraju pretpostavke za razvoj alternativnih industrija obično turizma i trgovine. Međutim, tranzicija od termoenergetike bazirane na lokalnim ugljevima za posljedicu ima zatvaranje rudnika i potrebu za ekonomskim restrukturisanjem lokalnih zajednica koje su značajno zavisile od industrije rudarstva. To zahtijeva planiranje i implementaciju posebnih programa pravične tranzicije (engl. Just Transition) koji se mogu finansirati iz nacionalnih i/ili EU fondova. Kao primjer realizacije ovakvih 16
programa može se navesti relativno uspješan proces zatvaranja rudnika uglja u njemačkoj pokrajini Ruhr, gdje je u periodu od 30 godina izvršena transformacija industrije koja je krajem 80-ih zapošljavala više od 200.000 radnika. Naime počevši od 2018. godine njemačka vlada ukida državne subvencije rudarskom sektoru što će za posljedicu imati plansko zatvaranje lokalnih rudnika. Uopšteno proces energetske tranzicije ukida monopole velikih kompanija u sektoru proizvodnje električne energije i otvara prostor za ulazak malih investitora i energetskih zadruga. Npr. većina kapaciteta OIE u Njemačkoj i Danskoj je u vlasništvu malih akcionara. Zato se kaže da energetsku tranziciju karakteriše proces demokratizacije energetskog sektora. Pored toga povećan je uticaj javnosti (obično zastupan aktivnostima nevladinih organizacija) prilikom donošenja odluka o investicijama. SWOT ANALIZA (ELEKTRO) ENERGETSKOG SEKTORA BIH analiza ključnih osobina sektora pri čemu su identifikovani faktori koji omogućavaju, ali i sprječavaju/prolongiraju provođenje transformacije prema principima energetske tranzicije. U Strategiji se na većinu karakteristika i ključnih faktora, koji utiču na planiranje razvoja, a koji su obrađeni u ovom poglavlju, referira samo sporadično ili pak implicitno. Zato se u ovom poglavlju sistemske osobine EES BiH obrađuju na jasan i eksplicitan način. Termin elektroenergetski sistem (ees) se u ovoj Analizi koristi za tehnički dio elektroenergetike: tehnologije proizvodnje, prenosa, distribucije i potrošnje/konverzije električne energije. Pod elektroenergetskim sektorom (EES) podrazumjeva se organizaciona struktura elektroenergetike: definisanje i provođenje politika, regulacija i organizacija tržišta i operatora u ees kao i upravljanje poslovnim subjektima. Pri opisu ees i EES u BiH fokus je na komponentama koje značajno utiču na planiranje razvoja. U ovom poglavlju su opisane osnovne, sistemske karakteristike EES BiH koje se uvažavaju prilikom kritičke analize Strategije. Takođe je izvedena SWOT 17
Osnovne karakteristike EES i ees u BiH i u regionu EES BiH je koncipiran 70-ih godina 20. vijeka i uglavnom je izgrađen do 1990. godine. Energetika BiH je razvijana kao integralni dio energetike bivše Jugoslavije odnosno kao važna komponenta ekonomskog sistema regiona, koji se danas naziva Zapadni Balkan (ZB6). Proizvodni sektor je uglavnom zasnovan na termoelektranama (TE) koje koriste lokalne resurse uglja (većinom lignite). Treba napomenuti da u BiH ugalj čini 90% raspoloživih lokalnih resursa energije (ne uključujući solarnu energiju). Energija proizvedena u TE u BiH (TE Tuzla 715+64 MW, Kakanj 450+128 MW, Gacko 300 MW i Ugljevik 300 MW, ukupno 1765+192=1957 MW) uglavnom je korištena u energijski intenzivnim industrijama (preradi metala i nemetala, hemijskoj i petrohemijskoj industriji), ali se značajan dio izvozio i u druge republike (uglavnom u Hrvatsku i Sloveniju). Izgradnja TE je uglavnom bila zasnovana na među-državnim sporazumima. Tako koncipiran ekonomski model je poslovao uspješno u periodima kada je cijena nafte na svjetskom tržištu bila visoka. U periodima niske cijene nafte (i prirodnog gasa) sektori energetike i teške industrije su poslovali sa značajnim problemima. Uopšteno, ekonomičnost elektroenergetskog sektora je poboljšavana na osnovu značajne proizvodnje električne energije iz hidroelektrana (HE), posebno u BiH, koje su nakon 1980. godine uglavnom bile otplaćene. Tako je u republičkim elektroprivredama bivše Jugoslavije uspostavljen koncept zajedničkog prihoda koji je u osnovi podrazumjevao subvencioniranje termoenergetskog sektora iz proizvodnje iz hidroelektrana. Takav cjenovni model je omogućavao održavanje cijene električne energije, posebno za energijski intenzivnu industriju i domaćinstva, na nerealno niskom nivou. Pomenuti koncept je i danas prisutan u različitim oblicima posebno u BiH, Srbiji, Makedoniji i Crnoj Gori. Ovako koncipiran sektor je u BiH nakon ratnih razaranja i destrukcije industrije zapao u velike probleme koje su vlade rješavale primjenom principa mekog ograničenja budžeta (engl. soft budget contraints) odnosno državnim subvencijama i tolerisanjem negativnog poslovanja, posebno rudarskog sektora. Takođe su standardi zaštite životne sredine značajno zanemarivani (većina gradova sa najzagađenijim zrakom u regionu se nalazi u blizini rudnika i termoelektrana). I druge 18
zemlje regiona Jugoistočne Evrope JIE (Rumunija, Grčka i Bugarska) imaju slične probleme u svojim EES. U Evropi je ova karakteristika regiona poznata kao balkanska zavisnost o lignitu. Prema tome većina EES regiona je bazirana na konvencionalnoj paradigmi i značajnom uplivu države. Ovakav koncept EES zahtijevaju značajnu pomoć država prilikom realizacije novih investicija. Samo je ekonomska kriza iz 2009. godine, koja je za posljedicu imala stagnaciju potrošnje električne energije u regionu, spriječila značajnije probleme sa sigurnošću snabdijevanja, koji su mogli biti uzrokovani usljed izostanka novih investicija u proizvodne kapacitete koji dodati uz državnu pomoć ne mogu da se realizuju na uobičajeni način u novom tržišnom okruženju. Svi aktuelni planovi razvoja elektroenergetike u regionu su sačinjeni prije nastanka ekonomske krize iz 2009. godine i svi su uglavnom bazirani na konvencionalnoj paradigmi (u daljem tekstu uobičajena paradigma). Izbor termoelektrana na ugalj za prioritetne strateške projekte (TE Šoštanj u Sloveniji snage 600 MW, TE Plomin C u Hrvatskoj snage 500 MW, TE Kostolac B3 u Srbiji snage 350 MW, TE Pljevlja 2 u Crnoj Gori snage 250 MW) ilustruju navedenu stratešku orijentaciju većine zemalja regiona. Skoro pa zanemarivo učešće OIE u zemljama regiona JIE (osim VE u Hrvatskoj) takođe ilustruje konvencionalni pristup razvoju EES. Planiranje razvoja EES na uobičajenoj paradigmi u suprotnosti je sa energetskim politikama EU. Industrijski akteri u EES regiona su se nakon pristupanja EnZ suočili sa konkurencijom na tržištu, pooštrenim zahtjevima zaštite životne sredine prema EU standardima kao i ograničavanja dozvoljenih mjera državne pomoći. Sve do sada niti jedan EES zemalja ZB6, posebno njegov termoenergetski dio, nije uspio da se prilagodi novom okruženju koje dominantno određuju energetske politike EU. Najveći neposredni izazov sa kojim se TE u regionu moraju suočiti je implementacija EU direktive o velikim ložištima (tzv. LCP Direktiva) koja se treba početi primjenjivati od 01.01.2018. godine. Veoma je teško prognozirati kako će se restrukturisati i razvijati EES u regionu. U Energetskoj strategiji je u uvodnom dijelu ukazano na probleme sa kojima će se susretati termoenergetski sektor u BiH sa intenziviranjem 19
procesa pristupanja EU. Pojedini autori upozoravaju da trenutna situacija u EES WB6 ima karakteristike stanja pred perfektnu oluju (engl. perfect storm) i da se neophodne reforme moraju hitno sprovesti. Liberalizacija EES u regionu rezultirala je uspostavljanjem zone slobodne trgovine električnom energijom. Premda likvidno tržište električne energije još nije uspostavljeno praćenjem kretanja cijena električne energije na referentnoj mađarskoj berzi HUPX moguće je izvesti zaključke o karakteristikama tržišta kao i procijeniti buduća/srednjeročna kretanja cijene električne energije. Prognoza kretanja cijena električne energije, koja je kao referentna usvojena u Strategiji, ukazuje da će do 2030. godine prosječna cijena električne energije (bez troškova za CO 2 ) biti u dijapazonu 40-50 /MWh. Na slici 3.1 prikazana je mapa prenosne mreže (naponskih nivoa 110 kv, 220 kv i 400 kv) ees BiH, koja je preuzeta iz [6], sa naznačenim lokacijama za nove vjetroelektrane. U BiH funkcije javnog snabdijevanja pružaju: JP Elektroprivreda BiH EPBiH (www.elektroprivreda.ba), Elektroprivreda Republike Srpske ERS (www.ers.ba) i JP Elektriprivreda Hrvatske Zajednice Herceg Bosne EP HZHB (www.ephzhb.ba). Uopšteno, prenosna mreža 20
Slika 3.1 Mapa prenosne mreže BiH (110, 220 i 400 kv) sa naznačenim lokacija novih VE je dobro razvijena (prosječno opterećenje prenosnih vodova je cca. 20%) uz značajne kapacitete interkonektivnih vodova stepen interkonektivne povezanosti ees BiH iznosi 45% instalisanih proizvodnih kapaciteta i jedan je od najvećih u području kontinentalne Evrope - ENTSO-E, (www.entsoe. eu). Ovo je posljedica razvoja visokonaponske prenosne mreže bivše Jugoslavije čiju okosnicu je činio tzv. 400 kv elektroenergetski prsten Nikola Tesla. Dakle, prenosna mreža ne predstavlja prepreku za trgovanje u regionu niti za razvoj integrisanog tržišta električne energije. Za eksploataci- 21
ju prenosne mreže zadužen je Elektroprenos BiH (www. elprenosbih.ba), a za upravljanje ees Nezavisni operator sistema NOS BiH (www. nosbih.ba). NOS BiH je zadužen za planiranje razvoja ees (izradom 10-godišnjih planova - tzv. Indikativnog plana razvoja proizvodnje ), a Elektroprenos BiH i NOS BiH za planiranje razvoja prenosne mreže. Važno je napomenuti da se plan razvoja prenosne mreže zasniva na usvojenom Indikativnom planu razvoja proizvodnje (IPRP) kao i na definisanim prioritetima razvoja elektroenergetske mreže u regionu tzv. PCI i PECI projektima (npr. izgradnja tzv. Trans-balkanske elektroenergetske interkonekcije koja povezuje EU članice Rumuniju i Italiju sa članicama EnZ: Srbijom, BiH i Crnom Gorom, a koji je planirana da bude puštena u rad 2022. godine). Ukoliko bi se u BiH pokrenule značajnije investicije u velike elektrane sa OIE (posebno VE) potrebno bi bilo planirati pojačavanje odgovarajuće 110 kv mreže u regionima sa velikom koncentracijom ovih OIE, a vjerovatno i mreže viših naponskih nivoa. Generalno, prenosna mreža nije prepreka za razvoj OIE u tzv. zelenim scenarijima. U tabeli 1 prikazani su trendovi proizvodnje, potrošnje i izvoza električne energije za BiH (energetski bilans) za period 2013-2016. Proizvodnja u HE Proizvodnja u TE Prozv.u malim HE Ukupno Distributivna potrošnja Veliki kupci Vl.potrošnja i gubici prenosa Potrošnja Izvoz 2013 7124 8940 239 16303 9571 2623 365 12559 3744 2014 5821 8921 289 15031 9481 2410 318 12209 2822 2015 5426 8712 270 14408 9846 2372 386 12604 1804 2016 5469 10608 432 16509 9988 2469 408 12865 3644 2016/2013 76,77 118,66 180,75 101,26 104,36 94,13 111,78 102,44 97,33 Izvor: DERK Izvještaj o radu 2016 22
Najveći rast u proizvodnji električne energije bilježi proizvodnja u malim elektranama (uglavnom mhe) i to od preko 80% u odnosu na 2013. godinu, iako je ovaj segment proizvodnje u strukturi najmanji. Najvećim dijelom zbog hidrološke situacije proizvodnja energije iz hidroelektrana je manja za gotovo jednu četvrtinu u odnosu na 2013. godinu (koja je bila hidrološki izuzetno pogodna godina). Obzirom na klimatske promjene i prognozu da će region naročito biti pogođen velikim sušama, može se očekivati da će se trend smanjenja proizvodnje iz HE nastaviti. Kada je u pitanju proizvodnja iz TE ona je u posmatranom periodu porasla za 18% ali ne kao posljedica boljeg i produktivnijeg rada postojećih termoelektrana, nego činjenice da je krajem trećeg kvartala prošle godine u pogon puštena TE Stanari koja je presudno uticala na rast proizvodnje električne enegije iz uglja. Naime, ukoliko se iz obračuna proizvodnje izostavi proizvodnja TE Stanari (1566 GWh u 2016.) onda je ukupan rast proizvodnje električne energije iz uglja u posmatranom periodu iznosio svega 1,14% Struktura proizvodnje prikazana je na sljedećim grafikonima: Struktura proizvodnje električne energije 2013. godine Struktura proizvodnje električne energije 2016. godine Male E,1% Male E,3% TE,55% HE, 44% TE,64% HE, 33% 23
Sa prethodnih grafikona uočljivo je da se učešće OIE energije u ukupnoj strukturi proizvodnje u posmatranom period smanjuje (zbog lošije hidrološke situacije i ulaska nove TE u pogon). Iz ovih podataka je jasno da strategija razvoja energetike zasnovana uglavnom na uglju može da dovede BiH u situaciju da ne ispunjava međunarodno preuzete obaveze posebno prema Pariškom sporazumu. Pošto će okolne zemlje da povećavaju učešće OIE (koji imaju prednost u preuzimanju proizvodnje) u cilju ispunjavanja kriterijuma o učešću OIE u finalnoj potrošnji, postaje jasno da će proizvođači iz BiH sve teže plasirati energiju iz TE u izvoz. Kada je u pitanju potrošja električne energije u BiH može se konstatovati blagi rast distributivne potrošnje u posmatranom periodu, dok je kod velikih kupaca došlo do smanjenja potrošnje. Pri tome je interesantno primijetiti da potrošnja domaćinstava u 2016. godini (i pored zabilježenog rasta broja potrošača) stagnira u odnosu na 2015. godinu, dok je najveći rast (5,6%) zabilježen kod kupaca priključenih na napon od 10 kv, odnosno kod malih i srednjih preduzeća (izvor: DERK Izvještaj o poslovanju za 2016.). Inače u strukturi ukupne potrošnje u BiH ubjedljivo dominira potrošnja domaćinstava, što je po mišljenju autora bitan, ako ne i presudan faktor koji treba opredjeljivati dalji razvoj elektroenergetskog sektora u BiH i dovesti do promjene paradigme po kojoj je proizvodnja, i to proizvodnja energije iz uglja, glavni opredjeljujući faktor razvoja EES-a. S obzirom da BiH proizvodi više električne energije nego što je troši, izvoz je jedan od bitnih faktora na kojem se zasnivaju svi planovi i strategije razvoja EES. U posmatranom periodu učešće izvoza u ukupnoj proizvodnji kretalo se u rasponu od 12,5% (2015. godina) do 23% (2013. godina). U 2016. godini ukupan izvoz je manji za 3% u odnosu na 2013. godinu. S obzirom da TE Stanari nema obavezu snabdijevanja tarifnih kupaca i da je orijentisana na izvoz, podaci o padu izvoza električne energije iz tri postojeće Elektroprivrede postaju gotovo dramatični, s obzirom da pad izvoza u 2016. godini u odnosu na 2013. godinu iznosi čak 44,5%. Ovakvi pokazatelji izvoza Elektroprivreda, po mišljenju autora, temeljno dovode u sumnju bilo koju strategiju razvoja elekroenergetskog sektora BiH uglavnog zasnovanog na uglju i izvozu viška energije, pogotovo ukoliko se zna da je prosječno postignuta 24
izvozna cijena 1 MWh električne energije ispod 40, te da sve nove planirane investicije u termoelektrane nisu rentabilne pri cijeni nižoj od 50 po MWh. Svi tržišni trendovi i predviđanja ukazuju na stagnaciju niskih veleprodajnih cijena električne energije na tržištima regiona (barem do 2030. godina). Kao ilustracija navedenog u nastavku se daje pregled kretanja cijena na berzama u Evropi: Tabela 2. Cijene električne energije na berzama 2016. godine (EUR/MWh) Berzanski indeksi Prosječna cijena Maksimalna cijena Minimalna cijena Phelix ELIX SIPX HUPXDAM OPCOM SEEPEX CROPEX 28,94 29,79 35,58 34,16 33,28 35,04 35,16 60,06 76,02 65,76 62,20 62,20 63,14 63,67-12,89-26,55 1,45 6,25 6,99 9,14 7,93 Izvor: DERK Izvještaj o radu 2016. Phelix Indeks Evropske berze za energiju (EEX) za Austriju i Njemačku ELIX Evropski berzovni index EEX-a SIPX Indeks Slovenačke berze HUPXDAM Indeks Mađarske energetske berze (HUPX) za dan unaprijed OPCOM Rumunski berzovni indeks SEEPEX Srpski berzovni index CROPEX Hrvatski berzovni index Ekonomski i finansijski položaj javnih preduzeća Elektroprivreda Pri izradi bilo kojeg planskog i strateškog dokumenta trebalo bi se polaziti od sadašnjeg stanja sektora, što je samo djelimično uvaženo u dokumentu koji je predmet ove Analize. Naime, u Okvirnoj strategiji nigdje nije analiziran ekonomski i finansijski položaj tri postojeće Elektroprivrede u BiH (kao dominantnih tržišnih aktera) što je osnovni preduslov i baza za realno postavljanje ciljeva i razradu realističnih i izvodivih 25
scenarija razvoja, sa obzirom da ekonomska i finansijska situacija glavnih aktera razvoja presudno utiče na njihovu sposobnost da razvojne planove i strategije realizuju. Stoga je u nastavku urađena osnovna analiza ekonomskog i finansijskog položaja tri postojeće Elektroprivrede u BiH kao osnovni preduslov za ocjenu kapaciteta lokalnih aktera za realizaciju predložene Strategije i scenarija u okviru nje. Opis 2013. 2014. u 000 KM 2015. Ukupan prihod Ukupni rashodi Neto dobit/gubitak Aktiva Kapital ROTA % ROE % 1008225 971180 37045 3398584 2934727 1,09 1,26 980795 977560 3235 3389353 2938115 0,10 0,11 978908 975274 3634 3388997 2984787 0,11 0,12 Tabela 3. Elektroprivreda BiH finansijski pokazatelji Analiza ekonomskog i finansijskog položaja Elektroprivrede BiH je vrlo složen i kompleksan zadatak s obzirom da rudnici uglja u FBiH nisu obuhvaćeni finansijskim izvještajima JP EPBiH, tako da se gore izneseni podaci odnose samo na JP, a ne na Koncern u cjelini. I pored toga, iz iznesenih podataka je očito da finansijski položaj i efekti poslovanja nisu zadovoljavajući. Stopa prinosa na ukupna sredstva (ROTA) i na kapital (ROE) je ispod 1% što znači da je sposobnost JP da se racionalno zadužuje na tržištu kapitala za nove velike investicione zahvate upitna. Drugim riječima svako zaduživanje pri kamatnoj stopi većoj od 1% godišnje vodi JP u gubitak po osnovu finansiranja, pri postojećoj kombinaciji faktora proizvodnje. Uz sve navedeno i profitabilnost je na niskom nivou, tako da je veliko pitanje da li za nove planirane krupne investicije JP može obezbjediti 20 30% vlastitog učešća u finansiranju investicija s obzirom na raspoloživu akumulaciju, amortizaciju i likvidna sredstva. Ekonomska i finansijska slika postaje još gora ukoliko se posmatraju konsolidovani rezultati poslovanja Koncerna EP BiH u cjelini tj. ukoliko se finansijskim 26
podacima JP EPBIH priključe i podaci za rudnike. Konsolidovani izvještaji Koncerna su toliko nepouzdani (za više stotina miliona KM) da revizori nisu htjeli uopšte izraziti bilo kakvo mišljenje o njima (Izvor: Elektroprivreda BiH sa Rudnicima Analiza stanja i preporuke, 2016.) Činjenica je da rudnici u okviru koncerna posluje nerentabilno, sa velikim gubicima i proizvode sve manje uglja, dok istovremeno odnos proizvodnih i neproizvodnih radnika u njima iznosi 1:2. Ukupni akumulirani gubitak Rudnika u periodu 2009 2015. godine iznosi preko 446 miliona KM, dok su dugovanja za poreze i doprinose tolika da ugrožavaju funkcionisanje penzionog i zdravstvenog sistema u Federaciji BiH (rudnici Kreka, RMU Zenica, RMU Kakanj i Rudnik Breza zajedno duguju poreskoj upravi Federacije BiH preko 377 miliona KM). Iz svega navedenog, po mišljenju autora, očito je da Elektroprivreda BiH, sa ekonomskog i finansijskog aspekta, nije u situaciji da planira ulaganja u nove velike investicije u proizvodnju, nego prije u situaciji da se mora posvetiti organizacionoj, ekonomskoj, finansijskoj i tehnološkoj konsolidaciji stanja u Rudnicima i naći modalitete kako će obezbjediti sigurnost snabdjevanja tarifnih kupaca i kako zadržati postojeće netarifne kupce. Opis 2013. 2014. u 000 KM 2015. Ukupan prihod Ukupni rashodi Neto dobit/gubitak Aktiva Kapital ROTA % ROE % 706743 650590 53135 4938751 3739322 1,08 1,42 668394 654352 9082 4864644 3560914 0,19 0,26 629728 673389-45810 4971977 3497756-0,92-1,31 Tabela 4. Elektroprivreda Republike Srpske finansijski pokazatelji 27
Za razliku od EP BiH, finansijskim izvještajima MH ERS obuhvaćeni su i rudnici, s obzirom da oni posluju u sastavu TE. Za ekonomsko i finansijsko stanje ERS-a karakteristična je tendencija pada prihoda uz istovremeni konstantni rast troškova što je i dovelo do iskazivanja gubitaka u poslovanju. Gubici su u prvom redu posljedica gubitaka koje ostvaruju TE Gacko i TE Ugljevik usljed neracionalnog poslovanja, niske produktivnosti i enormnih troškova rada (troškovi rada u obje TE čine preko 40% ukupnih troškova poslovanja [10]). Stopa prinosa na ukupna sredstva (ROTA) i na kapital (ROE) je ispod 1% što znači da je sposobnost MH ERS, kao i kod EP BiH, da se racionalno zadužuje na tržištu kapitala za nove velike investicione zahvate upitna tj. svako zaduživanje pri kamatnoj stopi većoj 1% godišnje vodi MH u gubitak po osnovu finansiranja, pri postojećoj kombinaciji faktora proizvodnje. Uz sve navedeno upitno je i dalje pozitivno poslovanje sistema, s obzirom da su postojeće TE, da bi produžile svoj rad, primorane da investiraju u sisteme za smanjenje lokalnih zagađenja i to na kreditnoj osnovi, što će uz postojeće tržišne uslove poslovanja, još više smanjiti njihovu sposobnost da pozitivno posluju. Kao i kod EP BiH, tako se i u slučaju ERS-a postavlja pitanje da li se za nove planirane krupne investicije može obezbjediti 20 30% vlastitog učešća u finansiranju investicija, s obzirom na raspoloživu akumulaciju, amortizaciju i likvidna sredstva. Opis 2013. 2014. u 000 KM 2015. Ukupan prihod Ukupni rashodi Neto dobit/gubitak Aktiva Kapital ROTA % ROE % 418989 364071 54918 1582910 924867 3,47 5,94 374543 369275 5268 1577331 930302 0,33 0,57 352713 451992-99279 1475263 831964-6,73-11,93 Tabela 5. Elektroprivreda HZ HB finansijski pokazatelji 28
JP Elektroprivreda HZHB je karakteristična po tome što u njenom sastavu nema TE, nego se kompletna proizvodnja obezbjeđuje iz HE, tako da njeni ekonomski i finansijski rezultati poslovanja u dobroj mjeri zavise od vremenskih prilika tj. hidrologije, što u uslovima klimatskih promjena ima veliki značaj. S obzirom da je EP HZHB svoje najvažnije proizvodne kapacitete (HE) naslijedila iz prethodnog sistema, zbog visokog stepena amortizovanosti i s tim u vezi niskih troškova proizvodnje, za očekivati je da ovo JP posluje pozitivno, što nažalost nije bio slučaj u 2015. godini kada je preduzeće iskazalo gubitak od gotovo 100 miliona KM (kao posljedica nemogućnosti naplate potraživanja od Aluminija Mostar). Kod ovog preduzeća je takođe karakteristična tendencija smanjivanja ukupnog prihoda i rasta troškova poslovanja što govori i o neracionalnom poslovanju. Sposobnost stvaranja nove vrijednosti u odnosu na ukupna sredstva i kapital je i u ovom slučaju niska, tako da je trenutna sposobnost investiranja vlastitih sredstava u krupne investicione projekte upitna sa stanovišta akumulacije, amortizacije i raspoloživih likvidnih sredstava. Jedina prednost koju EP HZHB ima u odnosu na ostale dvije EP ogleda se u činjenici da ovo preduzeće nema ozbiljnih problema sa ispunjavanjem kriterija EnZ-e i evropskih direktiva u pogledu štetnih emisija i učešća OIE u finalnoj potrošnji. 29
SWOT analiza EES u BiH Na osnovu naprijed iznesenih karakteristika ees-a i ESS-a i prezentovanog stanja u sektoru i njegovim ključnim akterima (Elektroprivredama) napravljenja je kratka SWOT analiza EES sa slijedećim karakateristikama: Snage razvijena prenosna mreža dobra povezanost sa okolnim sistemima sigurnost snabdjevanja raspoloživi ekonomski iskoristivi energijski potencijali obnovljive energije članstvo u EnZ Slabosti koncept upravljanja energetskim sektorom loši ekonomski i finansijski parametri poslovanja nagomilani gubici i dugovanja manjak vlastitih sredstava za razvoj niska produktivnost i prevelik broj zaposlenih zastarjela tehnologija socijalizacija privrednog poslovanja loš menadžment nedostatak znanja i koncepata za moderno tržišno poslovanje EES-a nedostatak riješenja za PPP u razvoju EES-a nekontrolisano izdavanje koncesija 30
Prilike izgradnja energetskog sektora na osnovu energetskih politika EU podrška (tehnička i finansijska) za planiranje i provođenje energetske tranzicije raspoloživi povoljni izvori finansiranja za OIE i EE regionalna integracija i pružanje usluga balansiranja tržišta JIE Prijetnje dugotrajna stagnacija cijena na tržištima nedostatak zajedničke vizije aktera u sektoru i spremnosti da se ta vizija zajednički ostvaruje slaba zainteresovanost privatnog kapitala da u postojećim uslovima investira u EES nekontrolisana tranzicija EES olako shvatanje i prihvatanje međunarodnih obaveza vezanih za ees i EES uticaj klimatskih promjena na proizvodnju energije Karakteristike EES u BiH su uzimane kao osnova i prilikom analize Strategije kao i prilikom definisanja zelenih scenarija razvoja. 31
ANALIZA STRATEGIJE I SCENARIJA RAZVOJA PROIZVODNOG PORTFOLIJA Scenariji razvoja proizvodnog portfolija predstavljaju ključni segment planiranja razvoja elektroenergetskog sektora (EES). Stoga se često planovi razvoja EES nazivaju planovi razvoja proizvodnog portfolija (engl. Generation Expansion Plans GEP). U ovom poglavlju Analize prvo je prikazan kritički osvrt na metodologiju koja je u Strategiji korištena prilikom izrade GEP-a. Takođe je analiziran i proces organizacije izrade Strategije, a dato je i pojašnjenje pojedinih pojmova (kriterijuma i ograničenja) koji se uobičajeno koriste u studijama GEP-a sa aspekta njihove primjenljivosti u kontekstu EES BiH. Zatim je izložena analiza rezultata pojedinih scenarija u Strategiji. Konačno, prikazani su ključni aspekti mogućih scenarija energetske tranzicije, koje su sa kvalitativne strane obradili autori Analize (na osnovu smjernica i u saradnji sa CZZS). Korištena metodologija U Strategiji je za uporednu procjenu ekonomičnosti izgradnje novih kapaciteta/projekata korišten optimizacioni metod sa kriterijumom/funkcijom cilja - minimalnih (prosječnih) nivelisanih troškova (engl. Least Cost Planning LCP), koji čini osnovu simulacionog programa koji je korišten i u studiji Svjetske banke (WB). Vrsta ograničenja koja se uvažavaju u optimizacionom procesu su definisana u Strategiji i u studiji Svjetske banke. Za provjeru adekvatnosti GEP-a korišten je metod izbora scenarija (koji su definisani za različite prognoze rasta potrošnje). U studiji Svjetske banke pored toga izvršena je i analiza osjetljivosti na promjenu pojedinih ulaznih parametara u optimizacionom modelu. U Strategiji je procjena rizika urađena korištenjem kvalitativnih kriterijuma (bazirano na LCP metodi i izračunatoj prosječnoj cijeni proizvodnje). Korištena LCP metodologija predstavlja uobičajeni pristup u studijama GEP-a za vertikalno integrisane elektroprivredne kompanije (integracija proizvodnje, prenosa, distribucije i snabdijevanja) koje imaju geografski monopol i zahtjevana je od nadležnih regulatora (posebno u SAD) zbog odobravanja investicija u nove proizvodne kapacitete. U studijama GEP-a se određivao optimalan plan ulaska u pogon novih 32
elektrana (kao i izlaska starih elektrana) sa definisane liste potencijalnih kandidata/projekata. Regulatori u ovakvim EES su zaduženi i za određivanje cijene električne energije tarifnih kupaca i za odobravanje profitne marže. Uvoz ili izvoz u ovako organizovanim sistemima je bio zasnovan na dugoročnim kupo-prodajnim ugovorima (engl. Power Purchase Agreement PPA) i jednostavno ga je bilo uključiti u model. Cilj metodologije je da se osigura najekonomičnije snabdijevanje lokalnih potrošača uz zadovoljavanje kriterijuma sigurnosti snabdijevanja (adekvatnosti i pouzdanosti). Investicione banke su zbog niskih rizika preferirale finansiranje projekata u ovakvom okruženju i odobravale su niske kamatne stope. Pri uobičajenim stopama rasta potrošnje (iznad 5%/a) EES je predstavljao posebno atraktivno područje za investiranje. Dugo godina ovaj model je osiguravao win-win-win poziciju za potrošače (kupce), elektroprivrede i banke. Primjenljivost ove metodologije u EES koji imaju značajan dio energije na tržištu (uključujući uvoz i izvoz) ima samo indikativni/kvalitativni karakter. Osnovni cilj ovog metoda u takvim sistemima (kao što je danas i EES BiH) može da bude procjena adekvatnosti GEP-a sa aspekta sigurnosti snabdijevanja (lokalnih potrošača). Više o konceptu sigurnosti snabdijevanja u svjetlu novih energetskih politika EU opisano je u nastavku. U tržišnim uslovima svaki od aktera (proizvodnih kompanija) na osnovu svojih misija i vizija izrađuje strategije razvoja pa i studije GEP-a (planove rekonstrukcija, izlaska i ulaska elektrana). U BiH u kojoj tri EP imaju obavezu javne usluge (snabdijevanja tarifnih kupaca) eventualno ima smisla primjeniti navedenu metodologiju za ovu njihovu misiju (obavezu). Tada cilj može biti osiguranje najekonomičnijeg snabdijevanja tarifnih kupaca. Međutim na (regionalnom) tržištu, koje uključuje i domaće netarifne kupce EP (uglavnom sa proizvodnjom iz TE) zajedno sa nezavisnim proizvođačima (engl. Independent Power Producers IPP) iz BiH kao što je npr. TE Stanari i ostalim proizvođačima iz regiona učestvuju u konkurentskom nadmetanju na regionalnom tržištu u cilju stvaranja profita (uz preuzimanje odgovarajućeg rizika). Ista situacija je i sa kvalifikovanim kupcima (u BiH naročito značajan ovakav kupac je Aluminij Mostar sa potrošnjom cca. 33