Usporedba starog i novog sustava poticanja proizvodnje električne energije iz obnovljivih izvora : primjer male hidroelektrane s analizom isplativosti

Do 2025. godine iz pogona bi trebalo izaći oko 1.177 MW u termoelektranama i potrebno je već sad planirati nove projekte kako konvencionalnih tako i obnovljivih izvora energije (OIE). Hidroenergetski objekti, osim što su obnovljivi izvor energije, oni potiču i podržavaju gospodarski i društveni razvoj. Projekti malih hidroelektrana u Hrvatskoj dobivaju sve više na značaju jer su slobodne kvote prihvata elektrana u sustav, u prvom redu vjetroelektrana i fotonaponskih elektrane, već popunjene. Hrvatska je još uvijek jako bogata hidropotencijalom te postoji mnoštvo projekata kako velikih hidroenergetskih sustava tako i projekata malih hidroelektrana. Ukupni preostali tehnički iskoristivi hidropotencijal od 6,2 TWh bi se mogao iskoristiti na oko 40 lokacija za izgradnju velikih hidroelektrana ukupne snage oko 1.700 MW i na oko 699 lokacija za izgradnju malih hidroelektrana ukupne snage oko 177 MW. Danom stupanja na snagu Zakona o obnovljivim izvorima energije i visokoučinkovitoj kogeneraciji (NN 100/15) Hrvatska je uvođenjem tržišnih premija prestala poticati proizvodnju električne energije iz OIE putem zajamčenih otkupnih cijena (tzv. feed-in tarifa). Po novom Zakonu povlašteni proizvođači iz OIE svoju proizvedenu el. energiju moraju prodavati na tržištu, a dodatak na tu cijenu tzv. premiju, dobivat će od operatora tržišta električne energije. Sustav tržišne premije donosi veći rizik za povlaštenog proizvođača iz OIE, ali olakšava vođenje i planiranje rada elektroenergetskog sustava. Na primjeru simulirane proizvodnje MHE Orljava 4 u tzv. feed-in sustavu i sustavu tržišne premije je ustanovljeno da se proizvodnje el. energije ne razlikuju jer svaki preljev vode znači gubitak prihoda, no jasno se vidi da elektrana u sustavu tržišne premije prati cjenovne signale s tržišta i po tome optimira svoj rad. Ekonomsko-financijska analiza ova dva slučaja je pokazala da je analizirani projekt relativno isplativ projekt u sustavu feed-in tarifa, a projekt nema nikakvih izgleda ukoliko je u potpunosti prepušten tržištu. Iznos tržišne premije nije bilo moguće analizirati jer u vrijeme pisanja rada nisu bili doneseni svi podzakonski akti koji definiraju točnu metodologiju izračuna, no prema mišljenu autora ovog rada tržišna premija za ovakve male projekte bi trebala biti barem tolika da pokrije razliku između dosadašnje zajamčene cijene (1,07 kn/kWh) i cijene na tržištu.Until 2025 about 1177 MW should be decommissioned in existing thermal power plants. It is important to already plan new conventional power plants as well as renewable energy sources (RES). Besides being a renewable, hydropower plants also encourage and support economic and social development. The importance of small hydropower plant projects in Croatia is growing because the quota for other renewable energy sources (primarily wind power and photovoltaic projects) already filled. Croatia still has a great hydropotential and there are many projects from large scale hydropower plant to small hydropower plant. Total remaining technical hydropotential of 6.2 TWh are concentrated at 40 locations for large scale hydropower plant projects (total power about 1700 MW) and 699 locations for small hydropower plant projects (total power about 177 MW). With the entry into force of the new Low on renewable energy sources and cogeneration (Official Gazette 100/15), Croatia stopped to stimulate electricity from renewable energy sources via feed-in tariff and introduced the feed-in premium model. According to the new law, electricity producers from RES have to sold their electricity on the market and on top of that they will get premium tariff from the electricity market operator. Feed-in premium model bears a higher risk for electricity producers form RES, but facilitates the planning and operation of the power system. Based on simulated electricity generation of SHPP Orljava 4 in the feed-in tariff and feed-in premium model, the generation are equal because every spill of water over dam bears a loss of revenue. In the simulated feed-in premium model (i.e. market model) it is obvious that electricity generation follows price signals from the market. Economic and financial analysis of these two cases showed that the analyzed project is relatively profitable within feed-in tariffs and does not have prospect on the electricity market. The amount of feed-in premium could not be analyzed because same secondary legislation was not adopted at the time of writinig this paper. By the opinion of the author, feed-in premium for such small projects should be at least that much to cover the difference between previous feed-in tariff (1.07 HRK/kWh) and price on the market