Promjenjive otkupne cijene unose nesigurnost među proizvođače obnovljivih izvora energije

Kako se projekt ‘Pricetag’ provodio u Hrvatskoj? Razgovarali smo sa stručnjacima iz financijske industrije i dionicima koji razvijaju projekte vjetroelektrana i Sunčevih elektrana. Lani u rujnu razgovarali smo ukupno osam puta, od kojih tri s predstavnicima glavnih hrvatskih poslovnih banaka. Doznali smo što misle o rizicima povezanim s ulaganjima u vjetroelektrane i Sunčeve elektrane u Hrvatskoj, o njihovim iskustvima u financiranju projekata, odnosno s kolikim su se troškovima kapitala, duga i glavnice te omjerom duga i glavnice susretali tijekom razvoja projekata. Na temelju toga utvrdili smo ukupne troškove kapitala za Hrvatsku za pojedinu tehnologiju.

Koliki su oni i možete li ih usporediti s drugim zemljama u kojima je provedeno istraživanje? Slovačka ima najmanji trošak kapitala, između 4,5 i šest posto; u Grčkoj je najviši, od sedam do 13 posto. Ti rasponi uzimaju u obzir razlike u tehnologijama i odgovorima ispitanika. Hrvatska je prema tome u sredini regije s rasponom od 6,8 do 8,5 posto. Međutim, ona ima najveći trošak glavnice za vjetroelektrane i Sunčeve elektrane, od 12 do 15 posto. To govori da je ‘equity’-investitori i dalje smatraju rizičnom zemljom. Trošak duga u Hrvatskoj na razini je regije, od pet do sedam posto. Iz razgovora s financijskim stručnjacima saznali smo da se u posljednje dvije godine on smanjio zbog ekspanzivne monetarne politike Europske središnje banke i konkurencije domaćih banaka za najbolje projekte. U cijeloj je regiji primijećeno smanjenje od otprilike tri posto, osim u Grčkoj, u kojoj je to bilo samo 0,6 posto, vjerojatno zbog makroekonomskih rizika zemlje.

Koliko se Hrvatska primaknula zapadnoeuropskim standardima? U Njemačkoj investitor može sa sigurnošću znati da država neće preko noći promijeniti uvjete igre za projekte. U Jugoistočnoj Europi to nije slučaj, tu se uvode i retroaktivne promjene u zakone o obnovljivim izvorima energije, zbog čega se stvara velika nestabilnost na tržištu; kad je o tome riječ, od svih zemalja Unije najkritičnije je stanje u Rumunjskoj i Bugarskoj. I u Hrvatskoj je zakonodavna nestabilnost jedan od glavnih krivaca za velike troškove kapitala iako do danas nismo vidjeli velike retroaktivne promjene u obnovljivim izvorima energije. Tu je administrativni rizik prilično velik u odnosu na Njemačku zbog dugog razdoblja dobivanja dozvola, kao i makroekonomski rizik zemlje. Trenutačno nam je Moody’s državne obveznice rangirao kao Ba2, što ih stavlja u kategoriju spekulativnih ulaganja. Dakle, u startu su kod nas uvjeti financiranja mnogo teži nego u zapadnoeuropskim.

Za koliko se može očekivati povrat investicije u vjetroelektranu i solarnu elektranu? U Hrvatskoj za vjetroelektranu od šest do sedam godina, a za solarnu ponajprije ovisi o tome gdje se nalazi zbog toga što se broj sunčanih sati tijekom godine prilično razlikuje u kontinentalnoj i primorskoj Hrvatskoj.

Znate li koliko u Hrvatskoj ima vjetroelektrana i solarnih elektrana te koliko je njih u pogonu, a koliko čeka završetak ulaganja? Na kraju prošle godine Hrvatski operator tržišta energije sklopio je ugovor o otkupu električne energije iz 1218 solarnih elektrana ili 48,5 megavata i 18 vjetroelektrana ili 412 megavata, i to onih u sustavu poticaja. Ima i nositelja projekata s kojima je HROTE sklopio ugovor o otkupu, ali koji još nisu pušteni u pogon: 4,8 megavata solarnih elektrana ili sedam pogona i 326 megavata vjetra ili 10 pogona.

U objavljenoj studiji kaže se da ulagačima nije jednostavno. Država je pak bila prisiljena povećati kvote za vjetroelektrane s 400 na 742 megavata jer su neki ulagači već investirali u te projekte, a i 52 megavata za solarno elektrane mala je kvota za sve zainteresirane. Nije li to možda malo u kontradiktornosti s izvještajem jer unatoč problemima interes je velik? Dosadašnji razvoj OIE-ja u Uniji i Hrvatskoj utemeljen je na sustavu poticajnih cijena, tj. ‘feed-in’ tarifama. Taj sustav ulagaču jamči stalne prihode od 10 do 15 godina ili dulje. To je kao da prodajete limunadu i netko vam u idućih 15 godina kupi sve što proizvedete. Zbog toga vlada velik interes investitora za hrvatske projekte. Međutim, novi model premije na tržište unosi nesigurnost, s njim u Hrvatskoj još nitko nema iskustva i zato su trenutačni projekti atraktivni.

Na što mislite? Novi zakon o obnovljivim izvorima energije i visokoučinkovitoj kogeneraciji donesen je u rujnu 2015., ponajviše zbog usklađivanja s pravnom stečevinom EU. Njime je uveden model premija umjesto dosadašnjeg sustava poticajnih cijena. Glavna je razlika između ta dva modela u tome što su sustavom poticajnih cijena proizvođači dobivali fiksnu naknadu za proizvodnju električne energije iz OIE-ja, a u sklopu modela premija finalna otkupna cijena neće biti fiksna.

Kako će se dodjeljivati premija? Dizajn modela premija još nije u detalje definiran u Hrvatskoj, međutim najvažnije je od svega da se u takvim modelima električna energija prodaje na tržištu, na što se onda dodaje poticaj ovisno o tehnologiji. Zbog toga iznos finalne otkupne cijene nije fiksan kao u sustavu poticajnih cijena, tj. u modelu ‘feed-in’, nego je varijabilan i ovisi o tržištu električne energije. Tijekom projekta ‘Pricetag’ otkrili smo da je nedefiniranost modela u Hrvatskoj jedan od glavnih izvora nesigurnosti i rizika na domaćem tržištu.

Spomenuli ste da Hrvatska do sada nije imala retroaktivnu regulativu u toj djelatnosti, no čini se da se i to sprema. O čemu je riječ? Novim Zakonom o obnovljivim izvorima energije uvedena je i Eko bilančna grupa čije je uvođenje nedavno odgođeno do najkasnije 1. siječnja 2018. Prema novome zakonu, proizvođači električne energije koji imaju pravo na poticajnu cijenu ili na zajamčenu otkupnu cijenu moraju biti uklanjani u tu grupu i plaćati energiju uravnoteženja.

Možete li to malo objasniti? Rad elektroenergetskog sustava temelji se na ravnoteži ponude i potražnje električne energije. Budući da obnovljivi izvori energije ovise o promjenjivim vremenskim uvjetima, što se u ovom kontekstu ponajprije odnosi na vjetroelektrane i Sunčeve elektrane, njihova proizvodnja nije predvidljiva i zato izbacuju sustav iz ravnoteže. Novi zakon regulira da proizvođači električne energije iz obnovljivih izvora energije plaćaju uravnoteženje mreže, odnosno takozvanu energiju uravnoteženja. Međutim, provedba te mjere odnosi se i na proizvođače koji već jesu u sustavu poticaja, a koji pri zaključivanju ugovora o otkupu nisu računali s tom stavkom.

Koliko će zbog toga biti veći troškovi za projekte OIE-ja? Neće biti znatni, no uvođenjem te mjere šalje se negativan signal investitorima da su u Hrvatskoj moguće retroaktivne promjene ugovora o otkupu električne energije.

Što bismo dobrog mogli ‘prepisati’ od drugih zemalja? Sve počinje od vizije energetskog razvoja neke zemlje koja se mora artikulirati jasnom energetskom i gospodarskom strategijom, i to dugoročnom, koja traje najmanje do 2050. Osim toga, ta strategija mora biti usuglašena i prihvaćena na svim razinama društva. U Njemačkoj je, primjerice, cilj do 2050. potpuno izbaciti sve oblike fosilnih goriva iz proizvodnje električne energije, grijanja, prijevoza… Ta je ideja toliko radikalna i inspirativna da mobilizira ljude na svakoj razini društva da svaki dan teže prema tom cilju. Obični građani, naprimjer, radije sklapaju ugovore s opskrbljuvajućima koji prodaju električnu energiju dobivenu samo iz OIE-ja unatoč tome što je skuplja. Pri tome energetska strategija mora biti usklađena s razvojem gospodarstva zemlje i, prije svega, mora biti inspirativna. Njemačka je vrlo dobro iskoristila razvoj održive energetike jer su upotrijebljene tehnologije u mnogo slučajeva domaće. U tom kontekstu bilo koji razgovor o održivoj budućnosti Hrvatske mora biti popraćen nekim idejama i planovima o razvoju domaće industrije, primjerice nekih dijelova te tehnologije. Zbog digitalizacije energetike ta rješenja ne moraju biti proizvedena u nekoj tvornici, to mogu biti senzori, softverski programi…