Zastoj u priključenju na mrežu u Srbiji menja ekonomiku ulaganja u energiju vetra

Ograničenja EMS-a za priključenje do 2029. godine stvaraju dvostepeno tržište obnovljivih izvora energije, na kojem bi obezbeđen pristup prenosnoj mreži mogao postati vredniji od samog potencijala vetra.

Srpska [[PRRS_LINK_1]] provela je veći deo protekle decenije rešavajući uobičajene probleme razvoja projekata obnovljivih izvora energije: obezbeđivanje zemljišta, merenje resursa, pribavljanje dozvola, ugovaranje finansiranja i uveravanje međunarodnih investitora da zemlja može da podrži projekte velikih razmera. Ograničenje sa kojim se developeri sada suočavaju mnogo je fundamentalnije. Vet ra možda ima dovoljno, kapitala takođe, ali je pristup prenosnoj mreži postao oskudan resurs.

Odluka Elektromreže Srbije (EMS), operatora prenosnog sistema Srbije, da odloži delove procesa izrade studija priključenja za varijabilne obnovljive izvore do kraja 2029. godine, praktično je podelila tržište na dve kategorije. Na jednoj strani su projekti sa dovoljno naprednim i pravno zaštićenim pozicijama za priključenje, kao i projekti koji mogu da ispune uslove za izuzeće povezano sa balansnim kapacitetom. Na drugoj su developeri čiji projekti možda imaju zemljište, dozvole, merenja vetra i potencijalno finansiranje, ali nemaju bankabilan put do priključenja na prenosni sistem.

Ovo formalno nije potpuni moratorijum na izgradnju vetroelektrana. Postojeće vetroelektrane nastavljaju da rade, projekti sa zaštićenim pravima na priključenje mogu da napreduju, a određeni projekti mogu da se kvalifikuju kroz aranžmane za obezbeđivanje balansnih kapaciteta. Međutim, za novu vetroelektranu velikih razmera bez zaštićene pozicije na mreži, komercijalna razlika postaje sve manje važna. Bez studije EMS-a koja utvrđuje gde i pod kojim uslovima elektrana može da se priključi, dolazak do klasičnog projektnog finansiranja izuzetno je težak.

Rezultat je regulatorno usko grlo čije bi posledice mogle da se protežu znatno dalje od 2029. godine.

Najnoviji registar projekata EMS-a pokazuje i uzak pravni obuhvat mere i mnogo šire posledice po investicije. Među projektima za koje je eksplicitno navedeno da su odloženi nalazi se Vetropak Delivento, vetroprojekat snage 145 MW povezan sa kompanijom ULJMA WIND ENERGY. Na sličan način pogođena su i dva solarna projekta, Palić II snage 80 MW i Global Sol snage 50,24 MW. Ukupna snaga eksplicitno odloženih projekata tako iznosi 275,24 MW, uključujući 145 MW vetro kapaciteta.

Ovaj broj, međutim, potcenjuje ekonomsku izloženost. On obuhvata projekte koji su već vidljivi u određenoj fazi procesa priključenja, a ne mnogo širi krug projekata koji bi inače mogli da uđu u proceduru do kraja decenije.

Srbija je izgradila značajan potencijalni portfelj vetroprojekata. U široj listi projekata EMS-a koji se nalaze u procesu priključenja nalaze se Maestrale Ring snage 600 MW, Lovćenac 333,96 MW, Torak 300 MW, Vetrozelena 291 MW i Crni Vrh 150 MW, iako se status razvoja i priključenja svakog od njih značajno razlikuje. Oni se pridružuju postojećem vetroparku koji je proširen projektima kao što su Čibuk 1, Kovačica, Košava, Alibunar, Krivača, Pupin, Čibuk 2 i Kostolac.

Za investitore, razlika između kapaciteta u razvojnom portfelju i kapaciteta koji se zaista mogu priključiti postaje od ključnog značaja, objašnjava Energy.Clarion.Engineer.

Srpski developer je ranije mogao da predstavi portfelj kroz stotine megavata u razvoju i da vrednost zasniva na verovatnoći da će određeni deo projekata dospeti do izgradnje. Ograničenja EMS-a takav pristup čine sve težim. Megavat sa trajno obezbeđenom pozicijom za priključenje i megavat koji čeka termin za izradu studije 2029. godine više nisu ekonomski uporediva sredstva.

Osnovni problem nije samo u tome što je Srbija ostala bez dovoljnog broja prenosnih vodova.

Analiza EMS-a ukazuje na dublje ograničenje sistema: balansni kapacitet. Potencijalni red projekata obnovljivih izvora koji razmatra operator obuhvata približno 8,37 GW vetra i 11,12 GW solarne energije, što daje teoretski portfelj varijabilnih obnovljivih izvora od gotovo 19,5 GW.

To je ogroman kapacitet u odnosu na veličinu srpskog elektroenergetskog sistema.

Neće sve to biti izgrađeno. Neki projekti neće dobiti dozvole, neki će izgubiti prava na zemljište, neki neće obezbediti finansiranje, dok će drugi nestati kroz uobičajenu selekciju tokom razvoja projekata. Međutim, EMS mora da proceni posledice po sigurnost sistema ukoliko odobri priključenje projekata koji bi na kraju mogli biti realizovani.

Modeliranje EMS-a pokazuje potrebu za približno 2.189 MW rezerve za smanjenje frekvencije i 2.289 MW rezerve za povećanje frekvencije, uključujući oko 459 MW automatske rezerve za obnovu frekvencije. Čak je i scenario koji uključuje približno 948 MW baterijskog kapaciteta i 3.236 MWh skladištenja ostavio značajne nedostatke u balansiranju.

To je neprijatna suština debate o investicijama u obnovljive izvore u Srbiji. TSO ima legitiman problem sa sigurnošću sistema. Investiciono tržište, međutim, ima jednako legitiman prigovor na njegovo rešavanje kroz režim priključenja koji projektima ostavlja nekoliko godina neizvesnosti u pogledu toga da li, gde i po kojoj ceni mogu da se priključe.

Ova razlika je posebno važna za energiju vetra.

Vetar ne bi trebalo jednostavno posmatrati kao solarnu energiju sa drugačijom opremom. Srpski projekti vetroelektrana obično imaju znatno veće faktore iskorišćenja kapaciteta i drugačije satne i sezonske profile proizvodnje. Njihova proizvodnja može da se odvija tokom zimskih perioda i noću, kada solarna energija ne doprinosi proizvodnji. Vetar stoga ima drugačiju sistemsku vrednost, izloženost redukciji proizvodnje i interakciju sa regionalnim cenama električne energije.

On i dalje stvara potrebe za balansiranjem, posebno kada instalirani kapacitet postane veliki u odnosu na veličinu sistema. Međutim, procenjivanje 8 GW potencijalnog vetra i 11 GW potencijalne solarne energije prvenstveno kroz njihove zajedničke karakteristike varijabilne proizvodnje može da prikrije značajne razlike između ove dve tehnologije.

Posledica aktuelnog okvira jeste da su prava na priključenje u Srbiji postala neuobičajeno vredna.

Projekti koji poseduju važeće studije, ugovore o priključenju i odgovarajuće garancije više nisu samo napredniji od konkurencije. Oni kontrolišu oskudan razvojni resurs. To bi se vremenom trebalo odraziti i na cene u transakcijama.

Developer koji želi da proda 300 MW srpskog vetroportfelja bez zaštićenog prava na priključenje ne može kredibilno da vrednuje te megavate na istoj osnovi kao projekat koji može da nastavi ka izgradnji. Prvi je praktično postao dugoročna opcija na regulatornu reformu, balansne kapacitete ili ponovno otvaranje procesa izrade studija. Drugi potencijalno predstavlja oskudan kapacitet za proizvodnju električne energije u bliskoj budućnosti na tržištu koje i dalje traži znatno više obnovljive energije.

To stvara povoljne uslove za konsolidaciju tržišta.

Kompanije, infrastrukturni fondovi i industrijski kupci koji žele izloženost srpskom sektoru obnovljivih izvora mogli bi sve više preferirati kupovinu projektnih kompanija sa postojećim pozicijama na mreži, umesto finansiranja greenfield projekata od samog početka. Manji developeri, sa druge strane, suočavaju se sa troškovima održavanja ugovora o zemljištu, planske dokumentacije, ekoloških studija i razvojnih timova tokom nekoliko godina u kojima njihovo ključno infrastrukturno pravo ostaje neizvesno.

Finansijski efekat počinje mnogo pre izgradnje.

Nedavni srpski projekti vetroelektrana ukazuju na investicione potrebe od približno 1,3 do 1,6 miliona evra po MW, u zavisnosti od izbora turbine, radova na priključenju i onoga što je uključeno u prijavljenu vrednost projekta. Vetropark Pupin snage oko 95 MW povezuje se sa investicijom od približno 123-144 miliona evra, dok projekat Čibuk 2 snage 154 MW ima prijavljenu vrednost od oko 239 miliona evra.

Kada bi se ovaj raspon ilustrativno primenio na odloženi projekat Vetropak Delivento od 145 MW, to bi ukazivalo na potencijalni investicioni okvir od približno 190-230 miliona evra. Celokupan iznos ne mora nužno biti već ugovoren ili uložen, ali pokazuje koliku investiciju predstavlja čak i jedan odloženi projekat iz registra EMS-a.

Trošak čekanja može biti značajan.

Pomicanje celokupnog novčanog toka projekta za 3,5 godine unazad smanjuje njegovu sadašnju vrednost za približno 28% uz diskontnu stopu od 10%, pre nego što se uzme u obzir činjenica da se deo građevinskih ulaganja takođe odlaže. Kod diskontne stope od 12%, smanjenje se približava 33%.

Za developere koji su već značajno ulagali u ekološke studije, merenja vetra, prava na zemljište, projektovanje i dozvole, to nisu samo teorijski računovodstveni efekti. Troškovi razvoja nastavljaju da rastu dok se prihodi pomeraju sve dalje u budućnost.

Još važnije, projekat bez definisanog priključenja teško je finansirati gotovo po bilo kojoj diskontnoj stopi.

Banke moraju da znaju tačku priključenja, potrebne radove na prenosnoj mreži, raspodelu troškova i očekivani datum priključenja pre nego što odobre dugoročni projektni dug bez regresa. Korporativni kupci električne energije suočavaju se sa sličnim problemom prilikom pregovaranja o ugovorima o kupovini električne energije (PPA). Kupac ne može sa sigurnošću ugovoriti isporuku obnovljive energije iz projekta čiji datum puštanja u rad zavisi od studije koja možda neće biti završena do poslednjih meseci 2029. godine.

Nominalni datum 2029. godine stoga može biti obmanjujući kada se razmatra komercijalni početak rada.

Projekat koji uđe u proces izrade studije EMS-a u periodu septembar-decembar 2029. godine i dalje mora da završi naknadne aranžmane za priključenje, finansiranje, nabavku opreme i izgradnju. U zavisnosti od stepena razvoja i potreba za jačanjem mreže, značajan deo trenutno nezaštićenog srpskog vetroportfelja mogao bi stoga da cilja na komercijalni rad tek oko 2031-2033. godine.

To pitanje direktno ulazi u energetsku strategiju Srbije za 2030. godinu.

Zemlja cilja na približno 45% električne energije iz obnovljivih izvora do 2030. godine i planira oko 3,5 GW dodatnih kapaciteta vetra i solarne energije. Prve dve aukcije za obnovljive izvore pokazale su da je međunarodni kapital dostupan. Samo druga aukcija dodelila je približno 645 MW kapaciteta povezanih sa planiranim investicijama od oko 782 miliona evra.

Mera EMS-a ne čini ciljeve Srbije u oblasti obnovljive energije nemogućim. Postojeći projekti nastavljaju da proizvode. Pobednici aukcija i dovoljno napredni projekti i dalje mogu da doprinesu. Ali ona smanjuje prostor za greške.

Projekat odložen zbog dozvola, finansiranja ili izgradnje uobičajeno bi bio zamenjen drugim projektom u razvojnom portfelju. Taj mehanizam zamene postaje znatno slabiji kada novi projekti ne mogu da prođu kroz uobičajeni proces izrade studija priključenja. Srbija tako postaje sve zavisnija od projekata koji već imaju napredne pozicije na mreži.

Zakonodavstvo ipak predviđa alternativni put kroz balansne kapacitete.

Projekti izbegavaju odlaganje ukoliko obezbede odgovarajuću sposobnost sekundarne rezerve. Okvir zahteva regulacioni kapacitet koji odgovara najmanje 20% instalisane aktivne snage elektrane iz obnovljivih izvora. Kada se koristi baterijsko skladište, minimalni energetski kapacitet iznosi 0,4 MWh za svaki MW kapaciteta obnovljive elektrane.

Za 100 MW vetroelektranu to znači najmanje 20 MW regulacione snage i, u slučaju baterijskog rešenja, najmanje 40 MWh skladišnog kapaciteta. Projekat snage 300 MW zahtevao bi 60 MW regulacione snage i najmanje 120 MWh skladišta.

To je dovoljno veliko da promeni ekonomiku projekta.

Skladištenje može da stvori dodatne prihode kroz usluge balansiranja i trgovinu električnom energijom, istovremeno poboljšavajući operativne karakteristike vetroelektrane. Međutim, baterije donose dodatne kapitalne troškove, rizik degradacije, potrebu za zamenom i složenije strukture finansiranja. Vetroelektrana koja je prvobitno bila ekonomski održiva kao samostalni proizvodni projekat možda neće ostvarivati isti prinos na kapital nakon redizajniranja u hibridni projekat sa fleksibilnim kapacitetom.

Ugovaranje rezervnog kapaciteta od drugog učesnika na srpskom tržištu može smanjiti početne troškove, ali uvodi dugoročni rizik druge ugovorne strane. Kreditori koji finansiraju projekat na period od 10 ili 15 godina želeće da znaju šta se dešava ako ugovor o rezervnom kapacitetu istekne, postane ekonomski neisplativ ili pružalac prestane da ispunjava zahteve EMS-a.

Izuzeće je stoga stvaran razvojni put, ali nije besplatan izlaz iz moratorijuma.

Postoji još jedan finansijski pritisak na projekte koji već poseduju studije. Srpski okvir za priključenje zahteva značajne bankarske garancije i sadrži rokove koji mogu ugroziti postojeća prava ukoliko projekti ne napreduju dovoljno brzo.

Standardna garancija proizvođača iznosi 25.000 evra po MW. Projekat od 100 MW tako zahteva 2,5 miliona evra, projekat od 145 MW 3,625 miliona evra, a projekat od 300 MW čak 7,5 miliona evra.

Udruženje Obnovljivi izvori energije Srbije upozorilo je da bi više od 1,15 GW projekata, podržanih sa oko 29 miliona evra bankarskih garancija, moglo biti ugroženo ukoliko administrativna kašnjenja spreče developere da ispune regulatorne rokove. Računica je gotovo identična: 1,15 GW pomnoženo sa 25.000 evra/MW daje 28,75 miliona evra.

Ove garancije nisu kapital za izgradnju, ali zauzimaju kreditne linije i kolateral. Još važnije, developeri strahuju od gubitka prava zbog kašnjenja koja možda nisu izazvali investitori, već organi za planiranje ili druge državne institucije.

To čini dubinsku analizu srpskih projekata obnovljivih izvora znatno složenijom, objašnjava Energy.Clarion.Engineer.

Investitor više ne može da prihvati opis „obezbeđeno priključenje“ bez detaljnog pregleda dokumentacije EMS-a. Relevantna pitanja odnose se na to kada je ugovor o izradi studije potpisan, da li je studija i dalje važeća, da li su tražene izmene, kada ističu garancije, koje rokove treba ispuniti, da li je saglasnost za priključenje i dalje važeća i da li jačanje mreže zavisi od infrastrukture koja nije pod kontrolom projektne kompanije.

Vrednost projekta može više zavisiti od tih dokumenata nego od još jedne godine merenja potencijala vetra.

Srbija istovremeno intenzivno ulaže u prenosni sistem. Projekti poput Severnog centralnog-srpskog koridora, procenjene vrednosti oko 82 miliona evra, i Panonskog koridora, vrednog približno 108 miliona evra, trebalo bi da ojačaju regionalne i domaće prenosne kapacitete. Dodatne veze prema Rumuniji i Mađarskoj, zajedno sa novom infrastrukturom od 400 kV i povećanjem transformacionih kapaciteta, trebalo bi postepeno da unaprede mrežu do kraja decenije.

To pomaže da se objasni značaj 2029. godine. Tada bi nekoliko važnih investicija u prenosnu mrežu trebalo da bude znatno bliže završetku.

Međutim, sama izgradnja prenosne mreže ne rešava problem balansiranja. Niti će sva ojačanja mreže biti završena istovremeno. Neke investicije protežu se i u 2030-e, dok lokalne trafostanice, transformacioni kapaciteti i regionalni tokovi električne energije mogu ograničiti pojedinačne projekte čak i kada se ukupni prekogranični kapacitet poboljša.

Srbija bi stoga krajem 2029. godine mogla imati snažniju prenosnu mrežu, ali se i dalje suočavati sa teškim izborima u pogledu toga koji projekti obnovljivih izvora dobijaju pristup mreži i koliko balansnih kapaciteta mora da ih prati.

Izazov za energetsku politiku na kraju se svodi na pitanje raspodele.

Sistem koji se suočava sa gotovo 20 GW teoretskih zahteva za vetro i solarne projekte jednostavno ne može da priključi sve. Međutim, zamrzavanje velikog dela redovne liste na nekoliko godina stvara sopstvene distorzije. Projekti koji su slučajno ranije obezbedili pozicije dobijaju dodatnu vrednost zbog oskudice, dok potencijalno efikasni novi projekti ne mogu da se takmiče za pristup mreži.

Dinamičniji pristup mogao bi da raspodeljuje kapacitet prema stepenu zrelosti projekta, lokaciji i sistemskoj vrednosti, uz stroge rokove koji bi uklanjali špekulativne zahteve. Developeri bi mogli da prihvate definisanu izloženost redukciji proizvodnje ili nefiksne uslove priključenja u područjima sa zagušenjima. Obaveze u vezi sa skladištenjem i balansiranjem mogle bi da variraju u zavisnosti od tehnologije i lokacije, umesto da se primenjuju kao širok prag za varijabilnu proizvodnju.

Takvi mehanizmi bi takođe pokazali razliku između stvarnih projekata i projekata na papiru. Srbija gotovo sigurno nema 19,5 GW vetro i solarnih projekata sposobnih da dođu do finansijskog zatvaranja u približno istom vremenskom okviru. Zahtevanje kredibilnih planova finansiranja, kontrole nad zemljištem, napretka u dobijanju dozvola i depozita vezanih za ostvarivanje ključnih faza moglo bi da smanji listu projekata bez sprečavanja novog kapitala da uđe na tržište.

Dok se to ne promeni, srpski sektor energije vetra funkcionisaće kao dvostepeno investiciono tržište.

Operativna postrojenja trebalo bi da postanu privlačnija jer nude neposrednu izloženost bez rizika povezanog sa priključenjem u razvojnoj fazi. Projekti sa trajno obezbeđenim pozicijama za priključenje mogli bi da ostvaruju veće razvojne premije. Projekti podržani kroz aukcije, sa sigurnim pristupom mreži, postaju strateški vredniji jer se kapacitet koji im sledi u razvojnoj fazi ne može lako zameniti.

Projekti u ranoj fazi suočavaju se sa suprotnim pritiskom. Njihovi nominalni megavati i dalje su fizički mogući, ali finansijski sve udaljeniji. Vrednovanje će sve više zavisiti od verovatnoće da će obezbediti balansne kapacitete, preživeti do 2029. godine ili imati koristi od ranije regulatorne promene.

Za Srbiju to stvara neobičan paradoks. Zemlja je pokazala da može da privuče stotine miliona evra kroz konkurentne aukcije za obnovljive izvore i poseduje neke od najperspektivnijih zona za razvoj energije vetra u jugoistočnoj Evropi. Ipak, najvrednija imovina u narednoj fazi tržišta možda neće biti turbina, zakup zemljišta ili čak sam potencijal vetra.

Možda će to jednostavno biti pravo na priključenje.

Izvor: Energy.Clarion.Engineer