Priprema strategije MHE mn lektoris 14mar...UNDP LO Podgorica Beogradska 24b 81000 Podgorica, Crna...

Februar, 2006.

UNDP LO Podgorica Beogradska 24b 81000 Podgorica, Crna Gora Srbija i Crna Gora

PPRRIIPPRREEMMAA SSTTRRAATTEEGGIIJJEE RRAAZZVVOOJJAA MMAALLIIHH HHIIDDRROOEELLEEKKTTRRAANNAA UU CCRRNNOOJJ GGOORRII

Izradio: ENERGETSKI INSTITUT HRVOJE POŽAR Savska cesta 163

10000 Zagreb http://www.eihp.hr

ZZAAGGRREEBB ,, FFEEBBRRUU AARR 22000066..

Priprema strategije …

© Energetski institut Hrvoje Požar 1

SADRŽAJ 1. ODREÐIVANJE CIJENA ZA OBNOVLJIVE IZVORE, PRIKLJUCENJE NA MREŽU I PRENOS,

NADOKNADE ZA KORIŠCENJE VODE, NADOKNADE ZA PRIKLJUCENJE I PRENOS (TASK # 1)...................................................................................................................................................................................................12

1.1. UTVRÐIVANJE CIJENA EL EKTRICNE ENERGIJE IZ OBNOVLJIVIH IZVORA..............................................................12 1.1.1. Medunarodna iskustva s razlicitim sistemima podsticanja .............................................................................12 1.1.2. Kolicinski pristup (renewable quota) .................................................................................................................16 1.1.3. Cjenovni sistem (sistem zagarantovanih tarifa)................................................................................................17 1.1.4. Metodologija utvrdivanja tarifa..........................................................................................................................18 1.1.5. Baza projekata ........................................................................................................................................................22 1.1.6. Visina tarifa za male hidroelektrane...................................................................................................................22 1.1.7. Primjer: Rezultati proracuna za Republiku Hrvatsku.....................................................................................23 1.1.8. Specificne politike korištenja obnovljivih izvora u Crnoj Gori – koncepti regulisanja obnovljivih izvora

energije u Hrvatskoj ..............................................................................................................................................24 1.1.9. Povlašteni proizvodaci..........................................................................................................................................25 1.1.10. Mehanizmi podsticaja............................................................................................................................................25 1.1.11. Tarife u korišcenju obnovljivih izvora energije................................................................................................26 1.1.12. Ciljevi korištenja obnovljivih izvora...................................................................................................................28 1.1.13. Institucionalna rješenja.........................................................................................................................................28 1.1.14. Osnovne preporuke za OIE u Crnoj Gori..........................................................................................................29

1.2. PRIKLJUCENJE NA MREŽU I PRENOS ..........................................................................................................................30 1.2.1. Uopšteno ..................................................................................................................................................................31 1.2.2. Znacenje pojmova prikljucenje i pristup ............................................................................................................31 1.2.3. Prikljucenje na mrežu: postupci, definicije i odbijanje ...................................................................................31 1.2.4. Formalna aplikacija za prikljucenje na mrežu .................................................................................................32 1.2.5. Šeme prikljucenja...................................................................................................................................................32 1.2.6. Zakonodavni, tehnicki i ekonomski aspekti prikljucenja na mrežu...............................................................33 1.2.7. Uticaj regulatornog tijela na pitanja prikljucenja ...........................................................................................34 1.2.8. Specifikacija prava korisnika vezanih za prikljucenje.....................................................................................36 1.2.9. Posljedice po mrežu...............................................................................................................................................37 1.2.10. Prakticni aspekti zaštite ........................................................................................................................................38 1.2.11. Pogon u otocnom režimu i zaštita od otocnog režima.....................................................................................40 1.2.12. Ucestvovanje u pružanju pomocnih usluga .......................................................................................................41 1.2.13. Tehnicka ogranicenja mreže i ostale prepreke s obzirom na prikljucenje ...................................................41 1.2.14. Prepreke – sa stanovišta investitora...................................................................................................................42 1.2.15. Sadašnje stanje regulisanosti uslova prikljucenja na mrežu u Crnoj Gori..................................................43 1.2.16. Prijedlog procedure razmatranja zahtjeva za prikljucenje na distribucionu mrežu ..................................46 1.2.17. Zakljucak .................................................................................................................................................................50

1.3. NADOKNADA ZA KORIŠCENJE VODE .........................................................................................................................51 1.3.1. Uvod .........................................................................................................................................................................51 1.3.2. Eksternalije vezane za male hidroelektrane ......................................................................................................51 1.3.3. Nadoknade za korišcenje vode u Evropskoj uniji .............................................................................................52 1.3.4. Nadoknade za korišcenje vode Republici Crnoj Gori......................................................................................53 1.3.5. Zakljucak .................................................................................................................................................................53

1.4. NAKNADE ZA PRIKLJUCENJE I PRENOS .....................................................................................................................54 1.4.1. Uopšteno ..................................................................................................................................................................54 1.4.2. Odgovornost za nastale troškove prikljucenja ..................................................................................................54 1.4.3. Troškovi prikljucenja i nadoknade......................................................................................................................55 1.4.4. Naponski nivo – kriticni faktor u odredivanju troškova prikljucenja ...........................................................56 1.4.5. Plitke i duboke nadoknade....................................................................................................................................56 1.4.6. Troškovi i nadoknade koji nastaju zbog prikljucenja ......................................................................................57 1.4.7. Evropska iskustva...................................................................................................................................................60 1.4.8. Trenutno stanje regulisanosti mrežnih tarifa u Crnoj Gori ............................................................................63 1.4.9. Zakljucak .................................................................................................................................................................64

2. POMOC VLADI RCG U ODREÐIVANJU CILJEVA I MJERA ZA OSTVARENJE CILJA U POGLEDU IZGRADNJE MALIH HIDROELEKTRANA (TASK # 2) ..............................................................67



2.1. RAZLOZI ZA PRIPREMU STRATEGIJE RAZVOJA MALIH HIDROELEKTRANA U CRNOJ GORI........................................................................................................................................................................................67

2.2. PRETHODNE AKTIVNOSTI I POSTOJECE STANJE....................................................................................69 2.2.1. Postojece stanje malih hidroelektrana ...............................................................................................................69 2.2.2. Rezultati istraživanja potencijala razvoja malih hidroelektrana...................................................................70 2.2.3. Zakonske procedure, nadležna tijela i donošenje odluka................................................................................70 2.2.4. Prepreke u razvoju projekata malih hidroelektrana ........................................................................................72

2.3. AKTIVNOSTI NA PRIPREMI STRATEGIJE RAZVOJA MALIH HIDROELEKTRANA U CRNOJ GORI.............................................................................................................................................................................74

2.3.1. Definisanje realno ostvarivog potencijala malih hidroelektrana ..................................................................74 2.3.2. Model otkupa elektricne energije iz mHE..........................................................................................................77 2.3.3. Metodologija za odredivanje otkupne cijene iz mHE......................................................................................77 2.3.4. Prikljucenje mHE na distribucionu mrežu.........................................................................................................78 2.3.5. Prednosti i koristi usvajanja odredbi Kyoto protokola za Crnu Goru u pogledu razvoja mHE..............79 2.3.6. Nadoknade za korišcenje voda .............................................................................................................................80 2.3.7. Investicione potpore za izgradnju mHE.............................................................................................................80 2.3.8. Cilj programa razvoja malih hidroelektrana ....................................................................................................81 2.3.9. Organizacija programa razvoja malih hidroelektrana...................................................................................85 2.3.10. Izbor modela javno-privatnog partnerstva........................................................................................................92

2.4. GLAVNI ZAKLJUCCI – PREPORUKE ZA UKLANJANJE PREPREKA...................................................96 2.4.1. Istraživanje potencijala za mHE (s naglaskom na zaštitu životne sredine) .................................................96 2.4.2. Organizovanje rada CJmHE................................................................................................................................97 2.4.3. Proces autorizacije................................................................................................................................................98 2.4.4. Otkup elektricne energije......................................................................................................................................98 2.4.5. Prikljucenje na mrežu............................................................................................................................................98 2.4.6. Nadoknade za korišcenje vode i koncesijska nadoknada................................................................................99 2.4.7. Investicione podrške za izgradnju malih hidroelektrana................................................................................99 2.4.8. Pristupanje Kyoto protokolu............................................................................................................................. 100 2.4.9. Dinamika izgradnje mHE.................................................................................................................................. 101

2.5. AKCIONI PLAN..................................................................................................................................................... 101 3. PRAVNI OKVIR PROCESA PRIPREME IZGRADNJE I IZGRADNJE MALIH HIDROELEKTRANA

(TASK # 3) ........................................................................................................................................................................... 104

3.1. UVODNA NAPOMENA................................................................................................................................................ 104 3.2. ORGANIZACIJA PRIVREDNIH SUBJEKATA I POREZNI SISTEM............................................................................ 104

3.2.1. Organizacija privrednih subjekata.................................................................................................................. 104 3.2.2. Porezni sistem u RCG......................................................................................................................................... 106

3.3. ENERGETSKA REGULATIVA..................................................................................................................................... 107 3.3.1. Zakon o energetici............................................................................................................................................... 107 3.3.2. Umjesto zakljucka ............................................................................................................................................... 111

3.4. IMOVINSKO-PRAVNI ODNOSI ................................................................................................................................... 112 3.4.1. Zakon o osnovama svojinskopravnih odnosa................................................................................................. 112 3.4.2. Zakon o eksproprijaciji ...................................................................................................................................... 112 3.4.3. Umjesto zakljucka ............................................................................................................................................... 113

3.5. VODNO VLASNIŠTVO................................................................................................................................................ 113 3.5.1. Zakon o vodama .................................................................................................................................................. 113 3.5.2. Umjesto zakljucka ............................................................................................................................................... 115 3.5.3. Zakon o šumama.................................................................................................................................................. 115

3.6. INVESTICIJE ............................................................................................................................................................... 116 3.6.1. Zakon o stranim ulaganjima............................................................................................................................. 116 3.6.2. Umjesto zakljucka ............................................................................................................................................... 117 3.6.3. Zakon o ucešcu privatnog sektora u vršenju javnih usluga ......................................................................... 117 3.6.4. Koncesija i B.O.T. ............................................................................................................................................... 118 3.6.5. Umjesto zakljucka ............................................................................................................................................... 120

3.7. PROSTORNO UREÐENJE............................................................................................................................................ 121 3.7.1. Zakon o planiranju i uredenju prostora .......................................................................................................... 121 3.7.2. Umjesto zakljucka ............................................................................................................................................... 123

3.8. ZAŠTITA PRIRODE I OKOLINE .................................................................................................................................. 123 3.8.1. Zakon o životnoj sredini ..................................................................................................................................... 123



3.8.2. Umjesto zakljucka ............................................................................................................................................... 127 3.9. GRAÐENJE.................................................................................................................................................................. 128

3.9.1. Zakon o izgradnji objekata................................................................................................................................ 128 3.9.2. Umjesto zakljucka ............................................................................................................................................... 133 3.9.3. Pravilnik o nacinu izrade i sadržini tehnicke dokumentacije...................................................................... 135

3.10. PRAVNE I ADMINSTRATIVNE PREPREKE................................................................................................................. 136 3.10.1. Uvodna napomena .............................................................................................................................................. 136 3.10.2. Prepreke u realizaciji projekata malih hidroelektrana................................................................................ 136 3.10.3. Prijedlozi za uklanjanje prepreka .................................................................................................................... 137

3.11. PRILOG 1 .................................................................................................................................................................... 139 3.11.1. Koncesija i B.O.T. projekti ................................................................................................................................ 139 3.11.2. Osnivanje privrednog društva i registracija.................................................................................................. 140 3.11.3. Rješenje o lokaciji ............................................................................................................................................... 140 3.11.4. Zaštita okoline ..................................................................................................................................................... 141 3.11.5. Gradevinska i upotrebna dozvola ..................................................................................................................... 142 3.11.6. Vodoprivredni akti .............................................................................................................................................. 143 3.11.7. Prikljucenje na distribucionu mrežu................................................................................................................ 144 3.11.8. Izravni vod............................................................................................................................................................ 144

3.12. PRILOG 2..................................................................................................................................................................... 145 3.12.1. Moguca šema aktivnosti po trebnih za pripremu i izgradnju malih hidrolektrana.................................. 145

3.13. PRILOG 3. ................................................................................................................................................................ 146 3.13.1. Troškovi za korišcenje vode i trajanje administrativne procedure............................................................. 146

4. PRIJEDLOZI ZA DEFINISANJE USLOVA POD KOJIMA JE MOGUCA GRADNJA MALIH HIDROELEKTRANA (TASK # 4) .............................................................................................................................. 147

4.1. UVODNA RAZMATRANJA ......................................................................................................................................... 147 4.2. KARAKTERISTIKE MALIH HIDROELEKTRANA....................................................................................................... 148 4.3. SAVREMENI PRISTUP DEF INISANJU USLOVA ZA MALE HIDROELEKTRANE SA OSVRTOM NA HRVATSKA

ISKUSTVA ................................................................................................................................................................... 151 4.3.1. Uvod ...................................................................................................................................................................... 151 4.3.2. Pilot projekti malih hidroelektrana.................................................................................................................. 152 4.3.3. Uticaj prostorno-planskih ogranicenja........................................................................................................... 153 4.3.4. Uticaj ogranicenja zbog zaštite kulturne baštine .......................................................................................... 154 4.3.5. Uticaj ogranicenja zbog zaštite prirode i okoline ......................................................................................... 155 4.3.6. Projekti s kojima se nastavljaju dalje obrade u vezi sa raspoloživošcu vode .......................................... 155 4.3.7. Rekapitulacija pilot projekata........................................................................................................................... 157

4.4. PRIKAZ SLOVENSKIH ISKUSTAVA U IZGRADNJI MALIH HIDROELEKTRANA...................................................... 157 4.5. RAZLOZI I PRIJEDLOZI ZA NOVI NACIN POSMATRANJA MALIH HIDROEL EKTRANA ......................................... 159 4.6. PRIJEDLOG METODOLOGIJE ZA DEFINISANJE USLOVA POD KOJIMA JE MOGUCA GRADNJA MALIH

HIDROELEKTRANA .................................................................................................................................................... 162 5. MOGUCNOSTI POJEDNOSTAVLJENJA REGULATIVE VEZANE ZA ZAŠTITU ŽIVOTNE

SREDINE I UVOÐENJE MJERA ZA KVALITETNIJU ZAŠTITU ŽIVOTNE SREDINE (TASK # 5) 166

5.1. NACELNA RAZMATRANJA........................................................................................................................................ 166 5.2. UMJESTO ZAKLJUCKA .............................................................................................................................................. 168

6. PRIJEDLOZI ZA DEFINISANJE PRISTUPA LOKAC IJAMA POGODNIM ZA INSTALACIJU MALIH HIDROELEKTRANA U SISTEME VODOSNABDIJEVANJA (TASK # 6)................................. 169

6.1. UVOD.......................................................................................................................................................................... 169 6.2. TEHNICKI ASPEKTI.................................................................................................................................................... 169 6.3. ZAKONSKI ASPEKTI.................................................................................................................................................. 170 6.4. MAKEDONSKA ISKUSTVA ........................................................................................................................................ 170 6.5. PRIJEDLOZI ZA PRISTUP PLANIRANJU..................................................................................................................... 171

7. PREPORUKE VLADI GLED E MODALITETA JAVNO-PRIVATNOG PARTNERSTVA U POLJU MALIH HIDROELEKTRANA (TASK # 7).............................................................................................................. 173

7.1. JAVNO-PRIVATNO PARTNERSTVO........................................................................................................................... 173 7.2. MOTIVI JAVNOG SEKTORA ZA PRIMJENU JPP MODELA....................................................................................... 174 7.3. PREDNOSTI JPP ......................................................................................................................................................... 174



7.4. OSNOVNE KARAKTERISTIKE POJEDINIH JPP MODELA ......................................................................................... 175 7.5. UOPŠTENO O ULAGANJU U ENERGETIKU I PROJEKTE OBNOVLJIVIH IZVORA ENERGIJE .................................. 178 7.6. ZAKONODAVNI OKVIR ZA PRIMJENU JPP MODELA U CRNOJ GORI ................................................................... 179 7.7. IZBOR MODELA JAVNO--PRIVATNOG PARTNERSTVA ZA REALIZACIJU PROJEKATA MHE............................... 180

8. PREGLED NOVIH OKOLNOSTI U POGLEDU REFORMI ENERGETSKOG SEKTORA; PRIJEDLOG MODELA ORGANIZACIJE TIJELA ZA KOORDINACIJU SVIH DJELATNOSTI ZA REALIZACIJU PROJEKAT A MALIH HIDROELEKTRANA; ULOGE, OBAVEZE I NADLEŽNOSTI UCESNIKA PROCESA RAZVOJA PROJEKATA MALIH HE (TASK # 8) ................................................ 186

8.1. PREGLED OKOLNOSTI NAKON SPROVEDENIH REFORMI ENERGETSKOG SEKTOR A........................................... 186 8.2. ULOGA REGULATORNE AGENCIJE ZA ENERGETIKU............................................................................................. 186

8.2.1. Tržište elektricne energije i pristup mrežama................................................................................................ 188 8.2.2. Cijene i tarife elektroenergetskih djelatnosti ................................................................................................. 189 8.2.3. Razdvajanje elektroenergetskih djelatnosti .................................................................................................... 189 8.2.4. Ostale cinjenice bitne za sagledavanje stanja energetskog sektora u Crnoj Gori.................................. 190

8.3. OSNIVANJE CENTRALNOG TIJELA NADLEŽNOG ZA REALIZACIJU PROJEKAT A MALIH HIDROELEKTRANA.... 190 8.3.1. Uloga i ciljevi CJmHE....................................................................................................................................... 191 8.3.2. Djelatnosti CJmHE............................................................................................................................................. 192 8.3.3. Organizacija CJmHE ......................................................................................................................................... 193 8.3.4. Finansiranje rada CJmHE................................................................................................................................ 196

8.4. ULOGE, OBAVEZE I NADLEŽNOSTI UCESNIKA PROCESA RAZVOJA PROJEKATA MALIH HE............................ 197 8.4.1. Veza CJmHE s ostalim ucesnicima procesa izgradnje mHE....................................................................... 197 8.4.2. Vlada Republike Crne Gore .............................................................................................................................. 200 8.4.3. Ministarstvo ekonomije...................................................................................................................................... 200 8.4.4. Ministarstvo finansija ......................................................................................................................................... 201 8.4.5. Ministarstvo za zaštitu životne sredine i uredenja prostora........................................................................ 201 8.4.6. Ministarstvo poljoprivrede, šumarstva i vodoprivrede................................................................................. 202 8.4.7. Regulatorna agencija za energetiku................................................................................................................ 202 8.4.8. EPCG (Operator prenosa, Operator distribucije, Operator tržišta) ......................................................... 203 8.4.9. Hidrometeorološki zavod Crne Gore............................................................................................................... 203 8.4.10. Geološki zavod Crne Gore................................................................................................................................ 203 8.4.11. Uprava za vode .................................................................................................................................................... 203 8.4.12. Agencija Crne Gore za prestrukturiranje privrede i strana ulaganja ....................................................... 203 8.4.13. Savjet za privatizaciju ........................................................................................................................................ 204 8.4.14. Fond za razvoj Republike Crne Gore .............................................................................................................. 204 8.4.15. Fond za zaštitu životne sredine ......................................................................................................................... 204 8.4.16. Inv estitor/preduzetnik ......................................................................................................................................... 205 8.4.17. Finansijske institucije ......................................................................................................................................... 206 8.4.18. Tijela lokalne uprave.......................................................................................................................................... 206 8.4.19. Obrazovne institucije .......................................................................................................................................... 206 8.4.20. Nevladina udruženja za zaštitu životne sredine............................................................................................. 207

9. PRIJEDLOG EU KOMPATIBILNIH STANDARDA I OBUKA OPERATORA (TASK # 9)................... 209 9.1. UOPŠTEN O .............................................................................................................................................................. 209 9.2. RELEVANTNE ORGANIZACIJE ZA STANDARDIZACIJU........................................................................................... 209 9.3. STANDARDI PRIMJENJIVI NA MALE HIDROELEKTRANE ....................................................................................... 210 9.4. OBUCAVANJE OPERATORA...................................................................................................................................... 219 9.5. OCEKIVANO STECENO ZNANJE I RAZVIJENE SPOSOBNOSTI................................................................................. 221 9.6. ZAKLJUCAK ............................................................................................................................................................... 224

10. KORISTI OD UCESTVOVANJA U KYOTO PROTOKOLU KOJE SU VEZANE ZA PRISTUP TRŽIŠTIMA ZELENE ENERGIJE I IZVORIMA FIN ANSIRANJA (TASK # 10)..................................... 225

10.1. PROBLEM KLIMATSKIH PROMJENA......................................................................................................................... 225 10.1.1. Staklenicki plinovi i globalne klimatske promjene ........................................................................................ 225 10.1.2. Okvirna konvencija Ujedinjenih nacija o promjeni klime........................................................................... 226

10.2. PROTOKOL IZ KYOTA – OPŠTE KARAKTERISTIKE................................................................................................ 227 10.2.1. Položaj Crne Gore u kontekstu Konvencije i Kyoto protokola ................................................................... 228 10.2.2. Finansijski mehanizam u okviru Konvencije i Kyoto Protokola................................................................. 229

10.3. FLEKSIBILNI MEHANIZMI KYOTO PROTOKOLA ..................................................................................................... 230



10.3.1. Projekti zajednickog sprovodenja .................................................................................................................... 231 10.3.2. Trgovanje emisijama .......................................................................................................................................... 231 10.3.3. Mehanizam cistog razvoja................................................................................................................................. 232

10.4. SISTEM TRGOVANJA EMIS IJAMA U EU ................................................................................................................... 232 10.4.1. Potencijalne koristi za partnere izvan EU ...................................................................................................... 233 10.4.2. Uticaj EU ETS-a sistema na potražnju za CDM i JI projektima................................................................ 233

10.5. MOGUCNOSTI FINANSIRANJA CDM PROJEKATA................................................................................................. 235 10.6. PREPORUKE ZA DJELOVANJE U POGLEDU KYOTO PROTOKOLA I STRATEGIJE IZGRADNJE MALIH

HIDROELEKTRANA .................................................................................................................................................... 236 11. EKONOMSKO -FINANSIJSKI ASPEKTI PRIPREME PROJEKATA IZGRADNJE MALIH

HIDROELEKTRANA (TASK # 11)............................................................................................................................ 238

11.1. OSNOVNE PRETPOSTAVKE....................................................................................................................................... 238 11.2. PROCJENA NOVCANIH IZDATAKA........................................................................................................................... 239

11.2.1. Procjena investicija u okviru pilot projekata................................................................................................. 239 11.2.2. Troškovi pogona i održavanja........................................................................................................................... 239 11.2.3. Amortizacija......................................................................................................................................................... 240 11.2.4. Rashodi finansiranja........................................................................................................................................... 240 11.2.5. Porez na dobitak.................................................................................................................................................. 240

11.3. CIJENA PROIZVODNJE EL EKTRICNE ENERGIJE....................................................................................................... 241 11.4. PROCJENA NOVCANIH DOBITAKA........................................................................................................................... 241

11.4.1. Prihod od prodaje elektricne energije............................................................................................................. 241 11.4.2. Ostatak vrijednosti projekta.............................................................................................................................. 241

11.5. OCJENA INVESTICIONOG PROJEKTA – REFERENTNI SCENARIO........................................................................... 241 11.5.1. Ocjena likvidnosti projekta ................................................................................................................................ 242 11.5.2. Ocjena rentabilnosti projekta........................................................................................................................... 243

11.6. OCJENA OSJETLJIVOSTI PROJEKTA ......................................................................................................................... 246 11.7. PREPORUKE ............................................................................................................................................................... 247

12. PODSTICAJNE MJERE US MJERENE NA STVARANJE POVOLJNIJEG OKRUŽEN JA ZA IZGRADNJU MALIH HIDROELEKTRANA (TASK # 12) ................................................................................ 249

12.1. UVODNA NAPOMENA................................................................................................................................................ 249 12.2. OSNOVNE PRETPOSTAVKE....................................................................................................................................... 249 12.3. PREPREKE ZA STVARANJE POVOLJNOG OKRUŽENJA ZA MALE HIDROELEKTRANE DANAS ............................. 250 12.4. STVARANJE POVOLJNOG OKRUŽENJA ZA IZGRADNJU MALIH HIDROELEKTRANA............................................ 250

12.4.1. Stvaranje stabilnog regulatornog okruženja koje ce smanjiti rizik ulaganja u male hidroelektrane... 251 12.4.2. Ekonomsko - finansijske mjere.......................................................................................................................... 251 12.4.3. Podsticajne mjere tehnicke prirode................................................................................................................. 252

12.5. PREPORUKE ............................................................................................................................................................... 254 12.5.1. Ekonomsko finansijski podsticaji ..................................................................................................................... 254 12.5.2. Podsticajne mjere tehnicke prirode................................................................................................................. 254

13. RAZMATRANJE POSLJEDICA POVECANJA GRANICN E SNAGE MALIH HIDROELEKTRANA S A 10 NA 20 MW ZA PAD OVE PREKO 30 M (TASK # 13) .............................................................................. 255

13.1. DEFINICIJA MALE HIDROELEKTRANE..................................................................................................................... 255 13.1.1. Kvantitativna granica izmedu malih i velikih hidroelektrana ..................................................................... 255

13.2. ARGUMENTI ZA I PROTIV POVECANJA POCETKA NA 20 MW.............................................................................. 257 13.3. KVANTIFIKOVANJE POCETKA ZA MALE HIDROELEKTRANE U POSTOJECIM ZAKONIMA CRNE GORE............ 258 13.4. POTENCIJALNE LOKACIJE ZA MALE HIDROELEKTRANE U CRNOJ GORI U POREÐENJU SA GRANICOM OD 10

MW............................................................................................................................................................................. 258 13.4.1. Pregled ekonomski obradenih lokacija i njihovih snaga............................................................................. 259

13.5. ZAKLJUCNO O OPCIJI POVECANJA POCETKA ZA MALE HIDROELEKTRANE........................................................ 259 14. IMPLIKACIJE PRIKLJUCENJA MALIH HIDROELEKTRANA KAO DISPERZOVANIH

PROIZVODNIH IZVORA N A DISTRIBUCIONU MREŽU (TASK # 14) ..................................................... 260

14.1. DISPERZOVANA PROIZVODNJA ELEKTRICNE ENERGIJE....................................................................................... 260 14.2. TEHNICKI UTICAJI DISPERZOVANIH IZVORA NA SISTEME PROIZVODNJE I PRENOSA....................................... 263 14.3. TEHNICKI UTICAJI DISPERZOVANIH IZVORA NA DISTRIBUCIONI SISTEM........................................................... 264 14.4. RJEŠENJA TEHNICKIH UT ICAJA I OTVORENA PITANJA.......................................................................................... 267



14.5. OPŠTI PROBLEMI U PROIZVODNJI ELEKTRICNE ENERGIJE IZ DISPERZOVANIH IZVORA.................................... 271 14.6. POGLED NA BUDUCI POGON SISTEMA S VISOKIM STEPENOM PENETRACIJE OBNOVLJIVIH IZVORA............... 277 14.7. OSVRT NA MOGUCE IMPLIKACIJE PRIKLJUCENJA U CRNOJ GORI............................................. 281 14.8. ZAKLJUCAK ............................................................................................................................................................... 283

15. SMJERNICE ZA UPRAVLJANJE RIZIKOM U REALIZACIJI PROJEKATA MALIH HIDROELEKTRANA (TASK # 15)............................................................................................................................ 286

15.1. RIZICI PRI REALIZACIJI PROJEKATA MHE............................................................................................................ 286 15.2. HIDROLOŠKI RIZIK .................................................................................................................................................... 288 15.3. REGULATORNI RIZIK................................................................................................................................................ 289

15.3.1. Ekološki propisi................................................................................................................................................... 289 15.3.2. Vodne nadoknade ................................................................................................................................................ 290 15.3.3. Pristup mreži i prikljucenje na mrežu.............................................................................................................. 291 15.3.4. Otkup elektricne energije................................................................................................................................... 292

15.4. OPERATIVNI RIZIK MHE.......................................................................................................................................... 294 15.5. NACINI FINANSIRANJA MHE ................................................................................................................................... 294 15.6. POBOLJŠANJE FINANSIJSKIH USLOVA ZA PROJEKTE MHE................................................................................... 299 15.7. OSIGURANJE PROJEKATA MHE............................................................................................................................... 300 15.8. ZAKLJUCNO O RIZICIMA REALIZACIJE PROJEKATA MHE.................................................................................... 303

16. ANALIZA SITUACIJE VEZANE ZA PRIKUPLJANJE PODLOGA I DOKUMENTACIJE.................. 305



POPIS TABELA TABELA BR. 1: PREGLED PODSTICAJNIH MEHANIZAMA ZA OIE-E U ZEMLJAMA EVROPSKE UNIJE (EU-15)......................14 TABELA BR. 2: VISINE TARIFA ZA MALE HIDROELEKTRANE U NEKIM ZEMLJAMA EU............................................................18 TABELA BR.3: PRIMJERI VISINA ŠTETA U OKOLINI ZA NEKE OD ŠTETNIH EMISIJA, KAO I PROCJENA UKUPNIH ŠTETA ZA

TIPICNU ELEKTRANU NA UGALJ ..................................................................................................................................21 TABELA BR. 4: SIŽE ANALIZE PROJEKATA OBNOVLJIVI H IZVORA. ............................................................................................24 TABELA BR. 5: IZNOSI KOMPENZACIJE (TARIFA) ZA RAZLICITE OBNOVLJIVE IZVORE, PREMA PRIJEDLOGU NACRTA

TARIFNOG SISTEMA ZA PROIZVODNJU ELEKTRICNE ENERGIJE IZ OIE I KOGENERACIJE....................................27 TABELA BR. 6: PRIJEDLOG PROCEDURE RAZMATRANJA ZAHTJEVA ZA PRIKLJUCENJE NA MREŽU........................................49 TABELA BR. 7: NADOKNADE ZA KORIŠCENJE VODE ...................................................................................................................52 TABELA BR. 8: USLOVI PRIKLJUCENJA I KOR IŠTENJA SISTEMA U EVROPSKIM ZEMLJAMA.....................................................61 TABELA BR. 9: USLOVI PRIKLJUCENJA I KORIŠTENJA SISTEMA U NOVIM ZEMLJAMA CLANICAMA EU ...............................62 TABELA BR. 10: INSTALIRANA SNAGA PROIZVODNIH KAPACITETA I PROIZVODNJA ELEKTRICNE ENERGIJE U EES-U CRNE

GORE..............................................................................................................................................................................69 TABELA BR.11: STAROSNA STRUKTURA POSTOJECIH MHE........................................................................................................69 TABELA BR.12: REFERENTNI SCENARIJO IZGRADNJE MHE U CRNOJ GORI DO 2015 GODINE. .............................................82 TABELA BR.13: VIŠI SCENARIO IZGRADNJE MHE U CRNOJ GORI DO 2015 GODINE. ..............................................................82 TABELA BR.14: REZULTATI ANALIZE ZA REFERENTNI SCENARIJO............................................................................................84 TABELA BR.15: REZULTATI ANALIZE ZA VIŠI SCENARIO.............................................................................................................84 TABELA BR.16: AKCIONI PLAN ZA USPOSTAVLJANJE NACIONALNOG PROGRAMA RAZVOJA PR OJEKATA MALIH

HIDROELEKTRANA U CRNOJ GORI. ......................................................................................................................... 102 TABELA BR.17: PREDNOSTI I NEDOSTACI POJEDINIH JPP MODELA ........................................................................................ 177 TABELA BR.18: EFIKASNOST POJEDINIH JPP MODELA S OBZIROM NA ODABR.ANE POKAZATELJE.................................... 178 TABELA BR.19: CILJANA PROMJENA EMISIJA STAKLENICKIH PLINOVA U ODNOSU NA REFERENTNU GODINU................. 227 TABELA BR. 20: MOGUCA GODIŠNJA PROIZ VODNJA ELEKTRICNE ENERGIJE......................................................................... 239 TABELA BR. 21: ULAGANJA U IZGRADNJU I OPREMANJE MALIH HIDROELEKTRANA (€) ..................................................... 239 TABELA BR.22: CIJENA PROIZVODNJE ELEKTRICNE ENERGIJE (€CENTS/KWH) ................................................................... 241 TABELA BR. 23: OSNOVNI INSTRUMENTI PODSTICANJA OBNOVLJIVIH IZVORA .................................................................... 249 TABELA BR. 24: MEHANIZMI POTPORA ZA IZGRADNJU MHE U EU ........................................................................................ 252 TABELA BR.25: GRANICNA SNAGA ZA MALE HIDROELEKTRANE U NEKIM DRŽAVAMA...................................................... 256 TABELA BR. 26: VODNE NADOKNADE I TRAJANJE PROCEDURE U POJEDINIM EVROPSKIM ZEMLJAMA. ............................ 291 TABELA BR.27: PREGLED NACINA FINANSIRANJA OBNOVLJIVIH IZVORA ENERGIJE. .......................................................... 295 TABELA BR. 28: P REGLED NACINA FINANS IRANJA PROJEKATA MHE U POJEDINIM EVROPSKIM ZEMLJAMA. ................. 297 TABELA BR.29. PREGLED UOBICAJENIH OSIGURANJA ZA PROJEKTE OIE (UNEP, SEFI). ................................................. 301 TABELA BR.30. POSTOJECE VRSTE OSIGURANJA ZA PROJEKTE OIE PREMA VRSTI OIE. ..................................................... 301



POPIS SLIKA SLIKA BR. 1: PODSTICAJ NI MEHANIZMI ZA OBNOVLJIVE IZVORE U EU-25 PLAVO: TRGOVINA ZELENIM SERTIFIKATIMA;

ŽUTO: SISTEM ZAGARANT OVANIH TARIFA; ZELENO: KONKURS ............................................................................16 SLIKA BR. 2: D OBIJANJE KRIVE PROIZVODNJE IZ MALIH HIDROELEKTRANA NA OSNOVU BAZE PROJEKAT A .....................20 SLIKA BR. 3: KORIGOVANA KRIVA PROIZVODNJE ........................................................................................................................20 SLIKA BR. 4: ODREÐIVANJE EKONOMSKI OPRAVDANOG UDJELA MALIH HIDROELEKTRANA ................................................22 SLIKA BR. 5: KRIVA TROŠKOVA PROIZVODNJE ELEKTRICNE ENERGIJE IZ OIE ZA OKO 250 IDENTIFIKOVANIH PROJEKATA

OBNOVLJIVIH IZVORA, STANJE 2004. (PRETPOSTAVKA: US$= €) .........................................................................24 SLIKA BR. 6: PRIJEDLOG IZ NACRTA TARIFNOG SISTEMA ZA PROIZVODNJU ELEKTRICNE ENERGIJE IZ OIE I KOGENERACIJE

ZA ORGANIZACIONA RJEŠENJA ZA MREŽNE PROIZVOÐACE ELEKTRICNE ENERGIJE NA OSNOVU ZAKONA O TRŽIŠTU ELEKTRICNE ENERGIJE .................................................................................................................................28

SLIKA BR. 7: FAZE U PROCESU RAZVOJA I REALIZACIJE PROJEKTA MHE U CRNOJ GORI. ......................................................71 SLIKA BR. 8: ORGANIZACIJA JEDINICE ZA MALE HIDR OELEKTRANE CRNE GORE (CJMHE) .................................................89 SLIKA BR. 9. ZAINTERESOVANE STRANE U PROCESU RAZVOJA I IZGRADNJE MALIH HE........................................................92 SLIKA BR. 10: DEFINISANJE USLOV A POD KOJIMA JE MOGUCA GRADNJA MALIH HE.......................................................... 164 SLIKA BR. 11: PROCEDURA PROCJENE UTICAJA NA ŽIVOTNU SREDINU PREMA POSTOJECIM PROPISIMA.................................. 166 SLIKA BR. 12: PROCEDURA PROCJENE UTICAJA NA ŽIVOTNU SREDINU PREMA BUDUCIM PROPISIMA....................................... 167 SLIKA BR. 13: PRISTUP DEFINISANJU LOKACIJA POGODNIH ZA INSTALACIJU MALIH HIDROAGREGATA........................... 172 SLIKA BR. 14: M ODELI JAVNO-PRIVATNOG PARTNERSTVA S OBZIROM NA STEPEN RIZIKA I UKLJUCENOST PRIVATNOG

SEKTORA. ................................................................................................................................................................... 173 SLIKA BR. 15: O SNOVNE FAZE U PRIPREMI JPP PROJEKTA. ..................................................................................................... 180 SLIKA BR. 16: ORGANIZACIJE JEDINICE ZA MALE HIDROELEKTRANE CRNE GORE (CJMHE) ............................................ 195 SLIKA BR. 17. Z AINTERESOVANE STRANE U PROCESU RAZVOJA I IZGRADNJE MALIH HE................................................... 198 SLIKA BR. 18. M OGUCA PROCEDURA ZA MALE HIDROELEKTRANE DO 10 MW INSTALIRANE SNAGE .............................. 199 SLIKA 19: K RETANJE CIJENA EVROPSKIH EMISIJSKIH JE DINICA (EAU) U 2005. GODINI ................................................... 234 SLIKA 20: PR IMJER PRORACUNA PRIHVATLJIVOG PADA NAPONA U SREDNJ ONAPONSKOJ MREŽI ...................................... 265 SLIKA 21: TROŠAK I PRIHOD PROJEKTA MHE............................................................................................................................ 297 SLIKA 22: UOPŠTENI PRIKAZ PRIHODA PROJEKTA MHE........................................................................................................... 298 SLIKA 23: UOPŠTENI PRIKAZ TROŠKOVA PR OJEKTA MHE....................................................................................................... 299



PREDGOVOR

Povecano korišcenje energije iz obnovljivih izvora sve je izraženiji trend u cijelom svijetu. Zemlje u kojima postoji potencijal obnovljivih izvora energije ulažu velike napore kako bi se povecao njihov udio u zadovoljenju ukupnih potreba za energijom. Imajuci u vidu relativno malu iskorištenost hidroenergetskog potencijala Crne Gore, narocito za male hidroelektrane, uocena je potreba uspostavljanja organizovanog sistema brige o malim hidroelektranama. Jedan od prvih koraka ka tom cilju je priprema strategije razvoja malih hidroelektrana. U ovom dokumentu analizirano je postojece stanje i podrške, kao i okruženje za razvoj projekata malih hidroelektrana. Prepoznate su prepreke za povecanu izgradnju malih hidroelektrana , i predložene mjere za njihovo prevazilaženje. U radu je korištena raspoloživa dokumentacija o prethodnim istraživanjima, zakonska regulativa i aktuelni medunarodni standardi, koji obraduju problematiku malih hidroelektrana. Narocita pažnja je posvecena zaštiti životne sredine i nacelu opšte prihvatljivosti projeka ta malih hidroelektrana, uz ideju održivog razvoja energetike, životne sredine i društva.

Na ovom nivou realizacije dokumenta ''Priprema strategije razvoja malih hidroelektrana u Crnoj Gori'', u skladu sa ugovorom sklopljenom izmedu United Nations Development Programme (UNDP), CHF International Montenegro kao narucioca, i Energetskog instituta Hrvoje Požar kao izvršioca usluge, objedinjen je materijal dosad izradenih izv ještaja. Materijal je strukturisan u skladu sa zahtjevima projektnog zadatka. Sadržaj dokumenta rasporeden je u ukupno 16 . poglavlja. Poglavlja od 1. do 15. tematski prate projektni zadatak, dok poglavlje 16. donosi pregled svih prikupljenih podloga za izradu dokumenta.

U prvom poglavlju su obradene cijene elektricne energije iz obnovljivih izvora, problematika prikljucenja na elektroenergetsku mrežu i prenos elektricne energije, nadoknade za korišcenje vode i nadoknade za prikljucenje i prenos.

Narocito je važno drugo poglavlje, u kojem su izložene preporuke Vladi Crne Gore u cilju razvoja malih hidroelektrana. Ovo poglavlje predstavlja siže ostalih poglavlja , s dodatim analizama i razmatran jima tehnickog i ekonomskog uticaja malih hidroelektrana. Nabrojane su sve prepreke za realizaciju, i date su preporuke za njihovo uklanjanje. Na kraju poglavlja izložen je akcion i plan za razvoj projekata mHE u Crnoj Gori. Po svojoj strukturi i sadržaju, ovo poglavlje može se citati nezavisno od ostalih djelova teksta. Za detaljniju analizu pojedinih tema, potrebno je prouciti tematska poglavlja.

Zakonski okvir za male hidroelektrane u Crnoj Gori detaljno je analiziran u trecem poglavlju . Definisana je moguca procedura realizacije projekta male hidroelektrane, od ideje o gradnji do objekta u pogonu. Prepoznate su prepreke u procedurama i date odredene preporuke.

U cetvrtom poglavlju razmatraju se karakteristike malih hidroelektrana, s posebnim osvrtom na ogranicenja u pogledu tehnickih rješenja. Predložena je metodologija za odredivanje uslova pod kojima je moguca gradnja malih hidroelektrana, tj. metodolog ija definisanja potencijala malih hidroelektrana.

U petom poglavlju izložene su mogucnosti pojednostavljenja i poboljšanja u dijelu procedure koji se odnosi na zaštitu životne sredine.

U šestom poglavlju obraduju se male hidroelektrane u vodosnabdjevackim sistemima. Predložena je metodologija pristupa za male hidroelektrane u vodosnabdjevackim sistemima.

Modeli javno-privatnog partnerstva za realizaciju malih hidroelektrana su prikazani u sedmom poglavlju.

Osmo poglavlje donosi pregled reforme energetskog sektora Crne Gore, i razraduje organizacion i model tijela nadležnog za koordinaciju aktivnosti vezanih za male hidroelektrane.

EU standardi vezani za male hidroelektrane i prijedlog sistema i programa obuke operatora u malim hidroelektranama su izloženi u devetom poglavlju.



U desetom poglavlju obraduju se aspekti prihvatanja Kyoto protokola, s posebnim osvrtom na tržišta elektricne energije i izvore finansiranja.

U jedanaestom poglavlju prikazani su ekonomsko-finansijski aspekti pripreme projekata izgradnje malih hidroelektrana na tri odabrane lokacije.

Prijedlog podsticajnih mjera za stvaranje povoljnijeg okruženja za izgradnju malih hidroelektrana opisan je u dvanaestom poglavlju.

U trinaestom poglavlju razmatraju se posljedice povecanja granicne snage malih hidroelektrana s 10 MW na 20 MW.

Posljedice prikljucenja malih hidroelektrana na distribucionu mrežu analizirane su u cetrnaestom poglavlju.

Smjernice za upravljanje rizikom u realizaciji projekata malih hidroelektrana obradene su u petnaestom poglavlju.



Ovaj materijal je rezultat rada strucnog tima Energetskog instituta Hrvoje Požar, u sa radnji s predstavnicima državnih tijela, institucija i organizacija Crne Gore, Elektroprivrede Crne Gore, nevladinih udruženja, kao i kancelarija UNDP-a i CHF u Crnoj Gori. Svima koji su nam pomogli svojim komentarima i sugestijama kako bi ovaj elaborat bio što kvalitetniji, ovim se putem zahvaljujemo na pruženoj pomoci i savjetima.



1. ODREÐIVANJE CIJENA ZA OBNOVLJIVE IZVORE, PRIKLJUCENJE NA MREŽU I PRENOS, NADOKNADE ZA KORIŠCENJE VODE, NADOKNADE ZA PRIKLJUCENJE I PRENOS (TASK # 1)

1.1. UTVRÐIVANJE CIJENA ELEKTRICNE ENERGIJE IZ OBNOVLJIVIH IZVORA

1.1.1. Medunarodna iskustva s razlicitim sistemima podsticanja

Promocija obnovljivih izvora energije (OIE) visoki je prioritet EU, deklasiran u više strateških dokumenata, kako zbog svojih ekoloških karakteristika, tako i zbog drugih dobrobiti koje donosi njihovo korišcenje. U tom pogledu, najznacajnija je Direktiva 2001/77/EZ od 27. septembra 2001. godine o promociji energije iz obnovljivih izvora (OIE-E) na internom tržištu elektricne energije. Svrha direktive je promocija povecanja udjela obnovljivih izvora za proizvodnju elektricne energije na internom tržištu , i stvaranje osnove za buduci zajednicki okvir EU. Direktiva postavlja ciljani udio obnovljivih izvora u proizvodnji elektricne energije od 22 posto u 2010. godini, gotovo dvostruko u odnosu na stanje iz 1997. Ostvareni udio OIE-E u 2003. godini iznosio je oko 15,2 posto .

Direktiva eksplicitno naglašava da je promocija obnovljivih izvora energije (OIE) visoki prioritet EU "zbog sigu rnosti i diversifikacije snabdijevanja energijom, zaštite okoline i ekonomske kohezije". Dalje, Direktiva propisuje evaluaciju postojecih nacionalnih propisa i donošenje novih do oktobra 2003., u cilju uklanjanja prepreka za razvoj OIE. Direktiva , takode, naglašava i potrebu za donošenjem mehanizama podrše korišcenju obnovljivih izvora, ali ne prejudicira kakvi oni trebaju da budu. Komisija ce do oktobra 2005. godine prezentovati izvještaje o koegzistenciji razlicitih modela podrške, koji ce po potrebi sadržavati i prijedlog zajednickog okvira za podsticajne mehanizme proizvodnje elektricne energije iz OIE. Na osnovu nacionalnih izvještaja do 31. decembra 2005. Komisija mora donijeti konacni izvještaj o sprovodenju Direktive.

Od ostalih elemenata koje obraduje Direktiva , važno je spomenuti sljedece:

Ø naglašena je važnost tržišnih principa za postizanje konkurentnosti obnovljivih izvora;

Ø zemlje clanice, ili njihova nadležna tijela , procijenice postojeci pravni i regulacioni okvir s obzirom na postupke odobrenja, ili druge postupke koji se primjenjuju na proizvodna postrojenja elektricne energije iz obnovljivih izvora u smislu:

o smanjenja administrativnih i neadministrativnih prepreka za porast proizvodnje elektricne energije iz obnovljivih izvora energije,

o modernizacije i ubrzanja postupaka na odgovarajucem administrativnom nivou,

o osiguranja objektivnih, ociglednih i nediskriminirajucih propisa, koji u potpunosti uzimaju u obzir posebnosti razlicitih tehnologija za obnovljive izvore energije,

Ø zemlje clanice ce u mjeri koja ne narušava sigurnost i pouzdanost sistema, preduzeti potrebne mjere kako bi osigurale da operatori prenosnog, odnosno distribucionog sistema, garantuju prenos i distribuciju elektricne energije proizvedene iz obnovljivih izvora. One isto tako mogu odrediti da elektricna energija koja se proizvodi iz obnovljivih izvora ima prvenstvo pristupa mreži;

Ø zemlje clanice stvorice pravni okvir ili ce zahtijevati od operatora prenosnog, odnosno distribucionog sistema da definišu objektivne, transparentne i nediskriminirajuce kriterijume za izracunavanje troškova prikljucka, kao i njihovo snošenje;

Ø zemlje clanice ce, prema prilici, odrediti pravni okvir ili ce tražiti od operatora prenosnog, odnosno distribucionog sistema da nadoknade prenos i distribuciju elektricne energije iz



elektrana, koje koriste obnovljive izvore energije i odražavaju troškovne beneficije nastale iz prikljucenja tih elektrana na mrežu;

Ø zemlje clanice ce najkasnije do 27. oktobra 2003. godine osigurati sistem garancije porijekla elektricne energije proizvedene iz obnovljivih izvora energije u skladu s ciljem, ociglednim i nediskriminirajucim kriterijumima, koje je definisala svaka zemlja posebno. Zemlje clanice mogu imenovati jedno ili više nadležnih tijela nezavisnih od proizvodnje i distribucije, koja ce nadgledati izdavanje ovih garancija.

Kako su obnovljivi izvori još uvijek uglavnom nekonkurentni fosilnim gorivima, ako se u njihovu proizvodnu cijenu ne ukljuce troškovi zaštite okoline , za njihovu promociju je potrebno uvesti neki oblik podsticajnog mehanizma kojim se kompenziraju (nejednake) subvencije koje dobijaju konvencionalni izvori. Aktuelan pregled mehaniza ma podrške za proizvodnju elektricne energije u zemljama EU-15 dat je u Tabela br. 1.

Dva osnovna regulatorna pristupa podsticanju na strani proizvodnje elektricne energije iz obnovljivih izvora , su kolicinski pristup (kvota ) i cjenovni pristup (feed-in). Pored njih , postoji nekoliko dodatnih podsticajnih mehanizama, poput investicionih subvencija i poreznih olakšica. Iako nije direktan podsticajni mehanizam za OIE, važno je spomenuti i uvodenje ekoloških nadoknada, kao jednog od najvažnijih instrumenata za tzv. internalizaciju eksternih troškova. Ocekuje se da ce ekološke nadoknade imati znacajan ucinak na razvoj korištenja obnovljivih izvora, posebno kada nadoknade budu postavljene na osnovu stvarnih troškova zaštite okoline .

Sve zemlje EU-a, bez izuzetka , imaju na snazi neki oblik podsticanja obnovljivih izvora , radi vrednovanja njihove ekološke i socijalne dobrobiti. Do danas su se uspješnijim u smislu instaliranja novih kapaciteta i razvoja industrije, pokazali sistemi koji:

Ø stvaraju stabilan horizont za planiranje investicije,

Ø imaju definisano trajanje otkupa i visinu otkupne cijene,

Ø imaju zaokruženo zakonodavstvo i razradene procedure energetsko -tehnickog i prostorno-planskog odobravanja postrojenja, koje koriste obnovljive izvore energije za proizvodnju elektricne energije i iz podrucja gradenja.



Tabela br. 1: Pregled podsticajnih mehanizama za OIE- E u zemljama Evropske unije (EU -15).

Glavna strategija

OIE-E tehnologija

velike HE

male HE "Novi OIE" (vjetar kopno/more, FN, solarne termoelektrane, biomasa, bioplin, deponijski plin,

kanalizacioni plin, geotermalna) Komunalni kruti otpad

Belgija TGC + zagarantovan otkup

Ne Federalni propis utvrduje minimalnu cijenu za OIE-E. Pokrajine donijele kolicinske obaveze bazirane na TGC obavezama za snabdjevace el. energijom: Wallonia 3% u 2003. s povecanjem do 12% u 2010, Flandria 3% u 2004. s povecanjem do 6% u 2010. (bez kanaliz. plina). Distrikt Br.ussels još nije implementirao podsticajne mjere.

Danska Poreske olakšice + tender

Ne Zakonski utemeljena maksimalna kombinovana cijena za vjetar i djelimicne poreske olakšice u iznosu 4,4 c€/kWh. Minimalna cijena 1,33 c€/kWh. Izuzece od CO2 poreza (max. 1,33 c€/kWh), zavisno od tržišne cijene el. energije. Planovi za tender za off-shore vjetar.

Ne

Njemacka FIT Ne

Njemacki zakon o obnovljivim izvorima: feed-in tarifa zagarantovana kroz 20 godina Feed-in tarife za nova postrojenja u 2003: hidro - 6,65-7,67 c€/kWh; vjetar – 6, 0-8,9 c€/kWh; biomasa – 5,8-10 c€/kWh; deponovani, kanalizaconi plin – 6,65-7,67 c€/kWh; FN i solarne termoelektrane - 45.7; geotermalna – 7,16-8,95. Zakon predvida i godišnju dinamiku smanjivanja tarifa: biomasa 1%, FN 5%, vjetar 1.5%

Ne

Grcka FIT + investicione subvencije

Ne

Feed-in tarifa zagarantova na kroz 10 godina na nivou 70-90% od prodajne cijene (zavisno o d lokacije (kopno/ostrvo) i vrste proizvodaca (IPP/elektroprivreda)). Kombinacija drugih mjera: a) Zakon 2601/98: do 40% investicione subvencije u kombinaciji s mjerama oporezivanja; b) CSF-III: do 50% investicione subvencije zavisno od vrste obnovljivog izvora.

Ne

Španija FIT Zavisno

od velicini

OIE-E proizvodaci mogu odabirati za sistem zagarantova nih tarifa ili za sistem fiksnih premija na tržišnu cijenu el. energije; visine zagarantovane tarife/premije revidira se godišnje u skladu s kretanjem prosjecne cijene el. energije. Premije: vjetar 2,7c€/kWh, FN 18-36 c€/kWh, mHE 2,9 c€/kWh, biomasa 2,5-3, 3 c€/kWh. Dodatne mjere: meki krediti, poreske olakšice i investicione subvencije na regionalnom nivou.

1.7 c€/kWh

Francuska FIT Ne

Feed-in tarife za postrojenja <12 MW zagarantova ne kroz 15 godina (sunce i hidro 20 g.). Tender za elektrane >12 MW. Feed-in tarife: biomasa 4,9 c€/kWh; bioplin 4,6 c€/kWh; geotermalna 7,62 c€/kWh; FN 15,25-30,50 c€(kWh; deponijski plin 4,50-5,72 c€/kWh; vjetar 3,05-8,38 c€/kWh (stepenovani feed -in: 8,38 c€/kWh prvih 5 godina, a zatim zavisno od kvaliteta lokacije); hidro 5,49-6,10 c€/kWh. Investicione subvencije za FN, biomasu i bioplin.

Ne

Irska Tender Ne Tendering postupak po tehnološkim grupama. Poreske olakšice za investicije u OIE-E tehnologije. Ne



Italija TGC /

Obavezujuca kvota za snabdjevace (bazirana na trgovini zelenim sertifikat ima): 2% pocetna, godišnje bi trebala da se povecava; Zeleni sertifikati izdaju se za sve nove OIE-E (izgradene poslije 1.aprila 1999.) u prvih 8 godina pogona, ukljucujuci velike HE i komunalni kruti otpad; investicione subvencije za FN, nejasne ka znene odredbe i pogrešnog funkcionisanja tržišta u prve dvije godine primjene sistema.

/

Luksemburg FIT Ne Ne Feed-in tarife zagarantova ne kroz 10 godina (FN 20 g.) za postrojenja <3 MW (FN <50 kW). Investicione subvencije za vjetar, FN, biomasu i mHE. Feed-in tarifa za vjetar, biomasu i mHE – 2,5 c€/kWh, za FN - 50 c€/kWh.

Ne

Holandija FIT + poreske olakšice

Ne Kombinovana strategija: Dobrovoljno placanje zelene energije, porezno oslobodenje i zagarantovane tarife. Porezno oslobodenje za zelenu energiju 2, 9 c€/kWh. Feed-in tarife od 2,9 c€/kWh za biomasu u kombinaciji sa otpadom do 6,8 c€/kWh za vjetar, FN, morske mijene, talase, mHE.

Ne

Austrija FIT Ne Zagarantovane tarife na 13 godina z a postrojenja koja se autorizuju do 31.12.2004. i zapocnu proizvodnju prije kraja 2006. godine. Investicione subvencije na regionalnom nivou.

Ne

Portugal FIT + investicione subvencije

Ne Ne Zagarantovane tarife i oko 40% investiconih subvencija za mHE i talase. Feed-in tarife u 2003: vjetar 4,3-8,3 c€/kWh (stepenovani feed-in zavisno o d kvaliteta lokacije); talasi 22, 5 c€/kWh; FN 22,4-41,.0 c€/kWh; mHE 7,2 c€/kWh.

Finska Poreske olakšice Ne

Povracaj poreza (0.44 c€/kWh za < 1

Kombinacija povracaja poreza i investicionih subvencija. Od januara 2003: povracaj poreza 0, 73 c€/kWh za vjetar, 0,44 c€/kWh za druge OIE-E. Investicione subvencije do 40% za vjetar i do 30% za druge OIE-E tehnologije.

Ne

Švedska TGC Ne Kolicinska obaveza za potrošace - zasnovana na trgovini zelenim sertifikatima. Rastuca, od 7, 4% u 2003. do 16,9% u 2010.godini. Investicione subvencije za vjetar do 15%, "bonus" za zaštitu okoline od 1,9 c€/kWh. Ne

Velika Br itanija

TGC + investicione subvencije

Ne

Kolicinska obaveza zasnovana na trgovini zelenim s ertifikatima: rastuca od 3% u 2003. do 10,4% u 2010. Kazna za one koji ne ispune obavezu: 3,51 p/kWh. Opcija TGC sistemu: za podobne OIE-E tehnologije oslobodenje od poreza na klimatske promjene u iznosu 0, 43 p/kWh. Investiciona bespovratna sredstva u okviru razlicitih programa.

Ne



Slika br. 1: Podsticaj ni mehanizmi za obnovljive izvore u EU-25 Plavo: trgovina zelenim sertifikatima; žuto:

sistem zagarantovanih tarifa; zeleno: konkursi

Izvor: Review of International Experience with Renewable Energy Obligation Support Mechanisms, ECN, 2005.).

1.1.2. Kolicinski pristup (renewable quota)

Kod ovog sistema podticanja Vlada odreduje kvotu (kolicinu) obnovljivih izvora, koja u nekoj godini mora biti ostvarena, a cijena za pojedine OIE formira se na tržištu. Dva su osnovna tipa sistema podrški zasnovanih na kvotama (unaprijed odredenim kolicinama):

Ø Konkursni kvota sistem (tendering system)

Na raspisani konkurs za odredenu kvotu obnovljive energije iz pojedinog izvora , javljaju se kandidati – investitori. Oni koji licitiraju s najnižom cijenom za energiju koju namjeravaju ponuditi, dobijaju konkurs i potpisuju (najcešce) 15 -godišnji ugovor. Država pokriva razliku izmedu licitirane cijene koja je dobila na konkursu i tržišne cijene elektricne energije (tzv. inkrementalne troškove), pa se na taj nacin formira konacna tarifa za otkup.

Sistem je bio na snazi u Velikoj Britaniji, Škotskoj i Sjevernoj Irskoj, a još uvijek je na snazi u Irskoj i Francuskoj (za projekte preko 12 MW). Sistem nije pokazao ocekivane rezultate, prvenstveno zbog omogucavanja spekulativnih strategija igraca na tržištu (podnošenje nerealno niskih cijena da bi se dobio konkurs, odlaganje izgradnje zbog cekanja da padne cijena tehnologije i dr.). Ovaj sistem rezultirao je s velikom razlikom odobrenih i stvarno realizovanih projekata, odnosno znatno sporijim razvojem obnovljivih izvora od planiranog.

Ø Trgovina zelenim sertifikatima (TGC – tradable green certificates)

Relativno novi sistem podsticaja kod kojeg, takode, Vlada postavlja kvotu OIE koja u nekoj godini mora biti ostvarena. Obaveza udjela se namece snabdjevacima ili kupcima. Ukoliko se obaveza ne ispuni, placa se unaprijed utvrdena kazna. Suština ovog modela je razdvajanje vrijednosti proizvoda (elektricne energije iz OIE) na njegovu "fizicku" komponentu i na "zelenu" komponentu. Zelena komponenta elektricne energije iz OIE se



sertifikuje od strane ovlaštenih tijela putem tzv. zelenih sertifikata. Elektricna energija se prodaje na tržištu elektricne energije, a zeleni sertifikati na tržištu zelene energije. Kako su ova oba tržišta dnevna, sistem je rizicniji s investitorske tacke gledišta. Potencijalno rješenje vidi se u dugorocnim ugovorima za zelene sertifikate.

Sistem još nije u dovoljnoj mjeri testiran, a zahtjevi (i troškovi) za administraciju ovakvog sistema su znatno veci nego za druge sisteme podsticaja. Iako se ocjenjuje kao teoretski interesantan , posebno za zemlje s razvijenim tržišnim vlasništvom, problemi vezani za konceptualna rješenja i vodenje ovakvog sistema za sada nijesu u potpunosti riješena. Takode, ovaka v sistem ne garantuje osnovnu pretpostavku uvodenja sistema podsticaja: da je dodati prihod proizvodaca energije zbog zelene komponente ekvivalentan izbjegnutim troškovima zaštite okoline. Sistem je uveden u Italiji, Velikoj Br.itaniji, Švedskoj i Belgiji, a više godina razmatra se i u Danskoj.

1.1.3. Cjenovni sistem (sistem zagarantovanih tarifa)

Sistemi zasnovani na zagarantovanim tarifama (fixed feed-in tariffs, fixed premium systems), široko su rasprostranjeni u Evropi zbog svoje jednostavnosti upravljanja, i do sada postoji veliko iskustvo u njihovoj primjeni. Proizvodaci obnovljive energije dobijaju fiksnu zagarantovanu tarifu ili fiksnu zagarantovanu premiju tokom odredenog perioda, a inkrementalne troškove pokrivaju kupci elektricne energije ili porezni obveznici. Ovakvi sistemi podsticanja doveli su do velikog rasta korištenja OIE u pojedinim zemljama. Sistem je jednostavan za administraciju, ali uprkos visokoj tarifi, ne mora garantova ti povecani razvoj OIE.

Postoji nekoliko podvarijanti sistema zagarantovanih tarifa: stepenovani feed-in (kojim se djeluje na prihod proizvodaca – cijena nije fiksna vec se mijenja zavisno od proizvodnje elektrane), sistem fiksnih premija (umjesto fiksne cijene, fiksirana je premija koja se dodaje na trži šnu cijenu elektricne energije) i dr.

Sistem zagarantovanih tarifa ne odražava trenutne odnose potražnje i ponude energije, ali se konkurencija dogada izmedu samih investitora – u identifikaciji i sprovodenju projekata korištenja OIE. U slucaju zagarantova nih tarifa, nije direktno moguce odrediti koliki je stvarni trošak za društvo, jer se cijena elektricne energije mijenja. Kako sistem zagarantovanih tarifa nije vezan za pojedinacni ugovor (PPA – Power Purchase Agreement), vec je zakonski stimulisan, rizici vezani za ovaj sistem sa investitorske tacke gledišta, su uglavnom politicki i vezani su za promjenu politicke volje i izmjenu visine zagarantovane tarife.

Do sada je cjenovni pristup znacajno doprinio pokretanju izgradnje kapaciteta koji koriste energiju vjetra u Njemackoj i Danskoj, a podstaknuo je i razvoj širokog raspona tehnologija korištenja obnovljivih izvora u Španiji. Ovaj pristup ima nekoliko velikih prednosti:

Ø jednostavno upravljanje: glavni su uslovi jasno utvrdene tehnologije , koji dolaze u obzir, kao i postupci formiranja i dodjele sredstava od strane V lade za ove namjene;

Ø jednostavno izvodenje: ovaj pristup ne za visi od razvoja tržišta obnovljivih izvora ili postojeceg tržišta elektricne energije;

Ø privlacenje potrebnih ulaganja: utvrdivanjem dovoljno visokih cjenovnih podsticaja ulaganja u obnovljive izvore ostvaruje se relativno brzo, kako je prikaza no na primjeru Njemacke.



Tabela br. 2: Visine tarifa za male hidroelektrane u nekim zemljama EU

Država Glavni mehanizam podsticanja

Zagarantovane tarife €/MW

Portugal Zagarantovane tarife

Investicione subvencije 72d)

Španija Zagarantovane tarife Zagarantovane premije

63a) 30a)

Francuska

Zagarantovane tarife < 500 kW

Zagarantovane tarife < 12 MW

61b) 54,9b)

Njemacka

Zagarantovane tarife < 500 kW

Zagarantovane tarife < 5 MW Zagarantovane tar ife < 150

MW

96,7 66,5

c)

Slovenija Zagarantovane tarife < 1 MW

Zagarantovane tarife < 10 MW

61,1 58,9

Austrija

Zagarantovane tarife, prvi GWh

daljih 4 GWh daljih 10 GWh daljih 10 GWh

ukupno preko 25 GWh

62,5e) 50,1 41,7 39,4 37,8

Holandija Zagarantovane tarife Investicione subvencije

68

a) u 2002. godini b) u 2004. godini. Nekoliko je opcija izmedu kojih proizvodaci mogu da biraju. Ovdje je prikazana cjelogodišnja fiksna tarifa. c) samo za postrojenja koji se modernizuju do kraja 2012. i to ako se proizvodnja povecala barem 15% uz ocuvanje ili poboljšanje ekoloških prilika: 76,7 €/MW za male hidro ispod 500 kW, 66,5 €/MW za postrojenja do 10 MW, 61 €/MW za postrojenja do 20 MW, 45,6 €/MW za postrojenja do 50 MW i 37 €/MW za postrojenja preko 50 MW. d) u 2003. godini e) otkupna cijena brzo se mijenja nakon odredene proizvodnje koju ostvari postrojenje.

1.1.4. Metodologija utvrdivanja tarifa

Prvi korak u implementaciji strategije korištenja malih hidroelektrana (obnovljivih izvora), je definisanje kvantitativnog cilja politike korištenja obnovljivih izvora energije, odnosno donošenje strateške odluke o minimalnom udjelu elektricne energije iz OIE. Zato su, kao što je bilo prikazano u p rethodnom poglavlju, sve zemlje clanice usvojile strateške ciljeve, koji se odnose na udio obnovljivih izvora u 2010. a u odnosu na referentnu 1997. godinu. Visina kvantitativnog cilja (u MW ili GWh) uveliko ce za visiti od opštih ciljeva koji se žele postici uvodenjem odredenih podsticajnih mjera , i uredenjem sistema otkupa za "zelenu" energiju. Pri tom su pritisci na povecanje udjela OIE na primjer:

Ø smanjenje emisije staklenickih plinova i troškova proizašlih iz lokalnih i globalnih ucinaka zagadenja;

Ø smanjenje zagadenja koje utice na zdravlje ljudi iz konvencionalnih postrojenja za proizvodnju elektricne energije i pripadnih troškova lijecenja;

Ø povecanje prihoda lokalnih zajednica kroz lokalno zapošljavanje i izgradnju infrastrukture;

Ø povecanje sigurnosti snabdijevanja kroz diversifikaciju izvora i proizvodnih lokacija;

Ø poštovanje medunarodnih obaveza i sporazuma.



Takode, postoje i pritisci na ogranicenje udjela OIE:

Ø dodatni (inkrementalni) troškovi proizvodnje elektricne energije iz OIE - veliki izdaci za podsticanje - visoka cijena;

Ø nezrelost (nekih) tehnologija;

Ø problemi vodenja sistema, s obzirom na veliki udio decentralizovanih, cesto neupravljivih proizvodaca.

Optimalno rješenje za neku zemlju uvijek je kompromis izmedu razlicitih alternativa. Jedan od osnovnih preduslova za uspješnu implementaciju korištenja obnovljivih izvora energije, pored uklanjanja administrativnih prepreka i efikasne institucionalne organizovanosti sistema, je uredenje sistema otkupa u pogledu cijene (tarifa za obnovljivu energiju) i trajanja otkupa elektricne energije. U nastavku ovog poglavlja razmotren je metodološki pristup za odredivanje minimalnog ekonomski opravdanog udjela malih hidroelektrana (ili obnovljivih izvora) u snabdijevanju kupaca elektricne energije , pa je izracunata tarifa za otkup elektricne energije od proizvodaca.

Odredivanje ekonomski opravdanog udjela malih hidroelektrana (i drugih obnovljivih izvora energije) u strukturi potrošnje, kao i tarife za otkup , zahtijeva primjenu planiran ih metoda u energetici, koje se zasnivaju na vecem broju ulaznih podataka, odnosno polaznih pretpostavki. Cesto korišten pristup je analiza troškova i dobiti, zasnovana na razlicitim izbjegnutim troškovima proizvodnje energije iz konvencionalnih elektrana, odnosno uporedenje stvarnih proizvodnih troškova iz elektrana na obnovljive izvore , sa onima iz elektrana na konvencionalne izvore energije. Ovaj pristup omogucava realnu valorizaciju energije, kao i procjenu nekomercijalne komponente troškova proizvodnje energije iz obnovljivih izvora energije.

Metodologija koja se pri tome koristi sastoji se iz cetiri koraka:

Ø odredivanje tzv. proizvodne krive za male hidroelektrane;

Ø odredivanje dodatnih troškova zbog neraspoloživosti pojedinih elektrana;

Ø odredivanje izbjegnutih eksternih troškova (eksternalija) zbog zamjene konvencionalnih izvora s OIE;

Ø odredivanje ekonomski opravdanog udjela OIE uporedenjem sa konvencionalnim elektranama, analiza troškova i dobiti i odredivanje visine tarifa.

Korak 1: Odredivanje proizvodne krive za male hidroelektrane

Proizvodna kriva OIE daje odnos proizvodne cijene energije za visno od instaliranog kapaciteta elektrana koje koriste OIE. Kriva se izracunava ta ko da su, za svaki potencijalni projekat, kapitalne investicije, troškovi održavanja i pogona svedeni na zajednicke troškove po proizvedenom kWh elektricne energije, uz pretpostavljenu kamatnu stopu za kredit kojim se kredituje izgradnja. Potencijalni projekti su, nakon toga , poredani po velicini od najjeftinijeg do najskupljeg, pri cemu svaki od njih predstavlja jednu tacku u grafikonu, pa se spajanjem tacaka dobija proizvodna kriva OIE. Svaka tacka u grafikonu rezultat je ekonomske analize sprovedene za potencijalni projekat male hidroelektrane.

kriva proizvodnje

troškovi proizvodnje iz fosilnih goriva (C)

Q

c€/k

Wh

Ukupna proizvodnja iz OIE, GWh

c€/k

Wh




Slika br. 2: Dobijanje krive proizvodnje iz malih hidroelektrana na osnovu baze projekata (kriva je genericka i nije zasnovana na stvarnim projektima malih hidroelektrana u Crnoj Gori)

Na Slika br. 2 prikazan je i nivo troškova proizvodnje iz fosilne elektrane, koju ce izmjestiti proizvodnja iz malih hidroelektrana. U najboljem slucaju, male hidroelektrane u Crnoj Gori zamijenice jednu ili dvije elektrane na fosilnom gorivu , pa se nivo troškova premještene fosilne elektrane može pretpostaviti konstantnom. Presjek krive proizvodnje iz malih hidroelektrana i nivoa proizvodnih troškova fosilne elektrane (C), odreduje ekonomski opravdani udio malih hidroelektrana Q (i nivo ekonomski opravdane tarife za male hidroelektrane) bez razmatranja ostalih faktora , poput troškova zaštite okoline , troškova nemogucnosti isporuke elektricne energije na zahtjev (troškovi balansirajuce energije) i sl.

Korak 2: Korekcija proizvodne krive za male hidroelektrane zbog neraspoloživosti

Kriva dobijena u prethodnom koraku dodatno se modifikuje, jer pojedini OIE (vjetar, sunce, male hidro) nijesu uvijek raspoloživi. Direktna posljedica toga je da, na primjer, elektrana na vjetar od 1 MW ne može direktno nadomjestiti jednaku snagu iz, recimo, termoelektrane na ugalj, što, u konacnom, povecava troškove proizvodnje. Slicno je i za protocne hidroelektrane.

Drugim rijecima, u uslovima otvorenog tržišta i stvarne konkurencije, cijena koju bi dobili obnovljivi izvori za visi od pouzdanosti njihove isporuke. Donja granica stvarne ekonomske vrijednosti obnovljive energije (ne racunajuci troškove zaštite okoline) je varijabilni (marginalni) trošak proizvodnje elektrane koju izmješta, odnosno najcešce cijena uštedenog goriva. Korekcija krive proizvodnje povecava troškove, što rezultira u smanjenju procijenjene razine ekonomski opravdanog udjela malih hidroelektrana s Q na Qe.

Iako je proracun stvarnih vrijednosti snage koju zbirno zamjenjuju neup ravljivi obnovljivi izvori složen, i zahtjeva dobro poznavanje karakteristika proizvodnje i potrošnje energije u vremenu, na osnovu medunarodnog iskustva korekcijski faktori za krivulju proizvodnje mogu se racunati na osnovu pre mjera ceonih sati (na vrhu) pogona neupravljivih i upravljivih elektrana.

Slika br. 3: Korigovana kriva proizvodnje

Korak 3: Odredivanje izbjegnutih eksternih troškova (eksternalija) zbog zamjene konvencionalnih izvora s OIE

Prije samog odredivanja ekonomski opravdanog udjela malih hidroelektrana (obnovljivih izvora) u proizvodnji elektricne energije, potrebno je odrediti izbjegnute eksterne troškove (eksternalije), radi zamjene konvencionalnih izvora s OIE. Pri tom je moguce razlikovati dvije grupe troškova:

troškovi proizvodnje iz fosilnih goriva

Q Qe

c€/kW

h


c€/kW

h


korigovana kriva proizvodnje



Ø lokalni eksterni troškovi povezani su sa štetnim uticajem emisija lokalnog karaktera, kao što su zagadivanje zemljišta, zagadenje vazduha u urbanim sredinama i slicno;

Ø globalni eksterni troškovi povezani su s uticajem koji emisija ugljen -dioksida ima na globalnu promjenu klime. Za potrebe izracunavanja globalnih eksternih troškova koristila se procijenjena vrijednost od 15 US$ po ispuštenoj toni ugljen-dioksida.

Lokalni i globalni eksterni troškovi dodaju se na nivo troškova proizvodnje iz fosilnih elektrana , jer se troškovi šteta na okolinu , takode, izbjegavaju kada se odredena kolicina elektricne energije proizvede u malim hidroelektranama, umjesto u elektranama na fosilno gorivo.

Nije poznato da li je za Crnu Goru sprovedena analiza troškova izazvanih štetnim emisijama. U Tabela br. 3 prikazano je nekoliko tipicnih vrijednosti kao rezultat proracuna za razlicite evropske zemlje.

Tabela br. 3: Primjeri visina šteta u okolini za neke od štetnih emisija, i procjena ukupnih šteta za tipicnu elektranu na ugalj

SO2

(€/tona) Cestice (€/tona)

NOx (€/tona)

Ukupne štete za ugalj(c€/kWh)a)

UK, ExternE projektb) 6 820 14 060 5 740 2,0 Reprezentativne evropske

vrijednosti) 10 450 15 400 15 700 4,8

EU DG Environment (BeTa Baza)d) 5 200 14 000 4 200 1,6

Portugal, ExternE Project e) 4 959 5 975 5 565 1,8 a) Uz emisione faktore za SO 2 0,67, za cestice 0,17, za NOx 2,2. b) AEA, Power Generation and Environment, UK Perspective, Report AEAT3776, 1998. c) J.Spadaro, A.Rabl, Air Pollution Damage Estimates:the cost per kg of pollutants in Europe, Ecole des Mines de Paris, Centtre d'Energetique. d) M.Holland, P.Watkiss: Estimates of the marginal external costs of air pollution in Europe: Benefits Table Database: BeTa, EU DG Environment. e) CEETA, Implementation in Portugal of the ExternE accounting Framework, 1998. Iako je puno poteškoca vezano za monetarizovanje eksternalija, pretpostavka o visini eksternih troškova kljucna je za ekonomsko opravdanje programa izgradnje malih hidroelektrana i korištenja obnovljivih izvora energije. To se odnosi na proracun otkupnih tarifa na osnovu stvarne vrijednosti proizvedene energije, a i na proracun udjela malih hidroelektrana do kojeg je, ekonomski gledano, opravdano podsticati proizvodnju u malim hidroelektranama i drugim obnovljivim izvorima.

Pretpostavka je da male hidroelektrane ne stvaraju lokalne štete u okolini, ako se primijenjuju odredeni ekološki standardi (Greenhydro standard). U suprotnom, visina izbjegnutih lokalnih ekstern ih troškova umanjuje se za procijenjene štete iz malih hidroelektrana.

Korak 4: Odredivanje ekonomski opravdanog udjela OIE uporedenjem sa konvencionalnim elektranama

Nakon odredivanja eksternih troškova pristupa se posljednjem koraku, odnosno odredivanju ekonomski opravdanog udjela malih hidroelektrana, a zatim proracunu ukupnih troškova i dobiti od sprovodenja programa malih hidroelektrana.

Ekonomski opravdani udio malih hidroelektrana raste od Qe do Qe-L, ako se u cijenu ukljuce izbjegnuti lokalni eksterni troškovi (tj. otkupna cijena poraste s Ce na Ce- L), odnosno od Qe-L do Qe-G ako se u cijenu ukljuce još i izbjegnuti globalni ekstern i troškovi (cijena Ce-G).



Slika br. 4: Odredivanje ekonomski opravdanog udjela malih hidroelektrana

1.1.5. Baza projekata

Osnovni preduslov za sprovodenje opisane metodologije , je raspolaganje kvalitetnom bazom identifikovanih, realno ostvarivih projekata malih hidroelektrana s poznatim/procijenjenim podacima za svaki projekat, poput:

Ø ukupnih investicionih troškova,

Ø troškova pogona i održavanja, ukljucujuci sve nadoknade i pristojbe,

Ø ocekivane proizvodnje elektricne energije na godišnjem nivou , i sl.

Takode je važno raspolagati ulaznim podacima za fosilne elektrane , s kojima se uporeduje proizvodnja iz malih hidroelektrana, poput:

Ø ogrjevna vrijednost goriva,

Ø troškovi goriva,

Ø efikasnost postrojenja,

Ø životni vijek,

Ø kapitalni troškovi,

Ø faktor opterecenja (proizvodnja),

Ø fiksni i varijabilni troškovi, i sl.

I konacno, za proracun izbjegnutih troškova šteta u okolini kojima se mogu opravdati eventualni povecani izdaci za sprovodenje programa malih hidroelektrana (podsticaji), odnosno za potpunu valorizaciju elektricne energije iz malih hidroelektrana , neophodno je raspolagati i proracunatim ili procijenjenim eksternalnim troškovima u specificnim uslovima u Crnoj Gori.

1.1.6. Visina tarifa za male hidroelektrane

Za zadate pocetne uslove opisana metodologija omogucava izracunavanje minimalnog ekonomski opravdanog udjela malih hidroelektrana (obnovljivih izvora). Nivo ekonomski opravdane otkupne tarife za male hidroelektrane kretao bi se izmedu Ce i Ce- G. Na primjer, u uslovima slobodnog tržišta , nivo cijene Ce-L doveo bi do nivoa implementacije Qe- L.

c€/k

Wh


c€/k

Wh


troškovi proizvodnje iz fosilnih goriva

Qe-

L Qe

korigovana kriv a proizvodnje

llokaln i eksterni troškovi

globalni ekstern i troškovi

Qe-G

Ce

Ce-L Ce-G



No, u uslovima nerazvijenog tržišta energije najcešce ne postoje uslovi za postizanje teoretski izrracunatog Q , jer postoje i druge prepreke osim tržišnih, koje sprecavaju implementaciju. Zbog toga je investitorima neophodno stvoriti povoljnije uslove, od teoretske granice prihvatanja projekta, ukoliko se želi dostici odredena kolicina elektricne energije iz malih hidroelektrana , kroz preduzetnicku inicijativu. Taj dodatni, neekonomski (nekomercijalni) dio troškova neophodno je pokriti iz nekog od finansijskih izvora , poput:

Ø državnog proracuna,

Ø specijalno osnovanog fonda koji se puni iz cijene energije,

Ø medunarodnih fondova i sponzora, i sl.

Visinu dodatnih troškova nije lako procijeniti bez sistemske analize tržišta i ispitivanja preduzetnickog interesa, kao i spremnosti investitora na preuzimanje rizika.

Iako metodološki ispravno, u praksi se, medutim, kod proracuna tarifa za obnovljive izvore rijetko polazi od izbjegnutih šteta u okolini, kao rezultata korištenja obnovljivih izvora. Oni služe više kao indikator ucinaka na okolinu i zdravlje ljudi, kao i odnosa izmedu razlicitih tehnologija . Razlog tome je složenost i vjerodostojnost izracunavanja ekoloških šteta i šteta na zdravlje ljudi, na osnovu kojeg bi se lako mogla monetarizovati ekološka dobrobit obnovljivih izvora energije. Zato se u praksi izracunavanje inkrementalnih troškova (tj. dodatnih podsticaja po kWh elektricne energije iz postrojenja koja koriste obnovljive izvore energije), ukoliko se razmatra model u kojem se tarifa za obnovljivu energiju sastoji iz proizvodne (tržišne) cijene elektricne energije i podsticaja, zasniva na izracunatim troškovima proizvodnje elektricne energije iz pojedinih obnovljivih izvora energije (uz zadovoljavajucu profitabilnost - recimo internu stopu povracaja od 10%) i poredenju sa proizvodnom cijenom elektricne energije u sistemu. Razlika predstavlja inkrementalne troškove.

Kod odredivanja tarifa, ukoliko su cjenovni odnosi takvi da privlacenje p reduzetnickog interesa zahtjeva uvodenje sistema podsticaja (tj. proizvodna cijena u sistemu nije dovoljna za profitabilnost projekata malih hidroelektrana), u cilju uspješnog upravljanja sredstvima podsticaja, treba ozbiljno uzeti u razmatranje i uvodenje diferencirane otkupne cijene za postrojenja razlicitih velicina. Ovom mjerom utice se na ekstra-profit najboljih projekata. Naime, inkrementalni troškovi se mogu, na taj nacin , u nekim slucajevima znacajno smanjiti, uz ocuvanje prihvatljivog nivoa profitabilnosti za projekte na lijevom kraju krive proizvodnje.

Svakako da je moguce odrediti tarife diferencirane po vremenu isporuke elektricne energije (off-peak i peak tarife), kao i sezonske tarife, ali s obzirom na stepen razvijenosti cijelog sektora u Crnoj Gori. U pocetku razvoja programa malih hidroelektrana, preporucljivo je razmišljati o jednoj zagarantovanoj tarifi, u cilju stvaranja stabilnog horizonta za planiranje investicije.

1.1.7. Primjer: Rezultati proracuna za Republiku Hrvatsku

Rezultati primjene opisane metodologije analize troškova i dobiti za Hrvatsku, na bazi od oko 250 potencijalnih projekata obnovljivih izvora, od cega 64 malih hidroelektrana, prikazani su na Slika br. 5 i Tabela br. 4. Karakteristicne tacke, odnosno ekonomski opravdani udjeli OIE u današnjim okolnostima za Republiku Hrvatsku , su 37 MW, bez ukljucenih eksternalija, 317 MW s lokalnim, odnosno 690 MW s globalnim eksternalijama, što odgovara 0,9%, 5,6% i 10,3% udjela OIE u projektovanoj proizvodnji elektricne energije u 2010. godini.

Minimalni udio OIE u Hrvatskoj, dakle, može se postaviti bilo gdje u intervalu izmedu 37 i 690 MW, a zavisice od ciljeva koji se žele postici kroz njihovo povecano korišcenje: od zaštite okoline, diversifikacije izvora, sigurnosti snadbijevanja, do lokalnog razvoja i zapošljavanja, industrijske proizvodnje i dr. Uzimajuci u obzir vlasnicki trenutak, kao i potencijal obnovljivih izvora u Hrvatskoj, predloženo je da to bude 1100 GWh, ili oko 5% udjela u proizvodnji elektricne energije u 2010 , jer ta j nivo približno odgovara nivou izbjegnutih troškova nastalih zbog lokalnih eksternalija, odnosno lokalnih šteta u okolini. Udio od 5% elektricne energije, bez velikih HE, uporediv je s planiranim udjelima OIE u više zemalja EU. Na primjer, Italija trenutno



ima obavezu 2% sa ciljem da se udio poveca do 8%, V. Britanija ima cilj od 10% u 2010. godini, Francuska 6%, itd.

U

Sce

nt/k

Wh

Ukupno instalirani kapacitet, MW200 400 600 800 1000 1200

8

6

4

2

0

-2

-4

-6

US

cen

t/kW

h

Ukupno instalirani kapacitet, MW200 400 600 800 1000 1200200 400 600 800 1000 1200

8

6

4

2

0

-2

-4

-6

8

6

4

2

0

-2

-4

-6

Qekonom.Qekonom. Qlok. ekst .Qlok. ekst . Qlokalne i glob . ekst.Qlokalne i glob . ekst.

lokalne eksternalijelokalne eksternalijelokalne eksternalije

globalne eksternalijeglobalne eksternalijeglobalne eksternalije

izbjegnuti trošakizbjegnuti trošak

Slika br. 5: Kriva troškova proizvodnje elektricne energije iz OIE za oko 250 identifikovanih projekata obnovljivih izvora, stanje 2004. (pretpostavka: US$=€)

Zanimljivo je spomenuti kako proracuni pokazuju da ispunjavanje kvote od 1100 GWh povecava prosjecnu tarifu elektricne energije tek za nešto više od 1%.

Tabela br. 4: Siže analize projekata obnovljivih izvora.

mHE (do 10 MW)

Geotermalna Vjetar

Sunce

(FN)

Biomasa (CHP)

Biomasa (elektrane) UKUPNO

UKUPNO kumulativno

ENERGIJA

Qekonom. GWh 21 0 0 0 154 0 175 175

Q lok.ekst. GWh 3 0 581 0 49 263 895 1 070

Q lok. i glob. ekst. GWh 73 0 818 0 11 0 901 1 971

Neekonomicno GWh 9 0 894 0 0 20 923 2 893

SNAGA

Qekonom. MW 4 0 0 0 33 0 37 37

Q lok.ekst. MW 1 0 214 0 14 52 281 317

Q lok. i glob. ekst. MW 15 0 354 0 3 0 372 690

Neekonomicno MW 2 0 413 0 0 4 419 1 108

Ukupno MW 22 0 981 0 50 56 1 108

1.1.8. Specificne politike korištenja obnovljivih izvora u Crnoj Gori – koncepti regulisanja obnovljivih izvora energije u Hrvatskoj

Crna Gora je, slicno kao i Hrvatska, na pocetku procesa liberalizacije i otvaranja energetskog tržišta. Zato smatramo da bi koncept koji je zamišljen i predložen donosiocima odluka u Hrvatskoj, i vec pretocen u prijedloge podzakonskih akata koji trebaju da regulišu podrucje obnovljivih izvora energije i kogeneraciju , mogao biti zanimljiv i za Crnu Goru. Tim prije što se hrvatski koncept oslanja na pozitivna strana iskustva, u koja su ugradene i neke specificnosti koje uzimaju u obzir razvojne mogucnosti za obnovljive izvore, ali i od redena vlasnicka (i finansijska) ogranicenja Republike Hrvatske.

Osnovni principi predvidenih koncepata regulisanja korištenja OIE u Hrvatskoj, mogu se sažeti u sljedece:



Ø jednostavnost – utvrdena kvota za obnovljive izvore uz zagarantovanu cijenu;

Ø pravednost – inkrementalni trošak podsticajnog mehanizma snose svi potrošaci kroz posebnu nadoknadu koja se dodaje na cijenu elektricne energije;

Ø prakticnost – svi postupci odobrenja i medusobni odnosi trebaju da se urede, a obaveze da se podijele medu postojecim institucijama;

Ø transparentnost – svi tokovi finansijskih sredstava za podsticanje obnovljivih izvora su jasni i transparentni;

Ø fleksibilni pristup sprovodenja i mogucnost dopune jednostavne kvote, mogucnost razlaganja cijene energije na tržišnu cijenu i zelenu komponentu itd.

1.1.9. Povlašteni proizvodaci

Prema Zakonu o tržištu elektricne energije, povlašteni proizvodaci su oni energetski subjekti koji proizvode elektricnu i toplotnu energiju u jedinstvenom postrojenju , ili koriste otpad ili obnovljive izvore energije “na ekonomski opravdan nacin i u skladu s mjerama zaštite okoline” (clanak 18 Zakona). Sva postrojenja koja koriste obnovljive izvore, ukljucujuci i velike hidroelektrane, mogu imati položaj povlaštenog proizvodaca.

Postrojenja povlaštenih proizvodaca rade u posebnom režimu , za koje operatori prenosnog ili distribucionog sistema moraju da osiguraju otkup ukupne proizvodnje elektricne energije. Štoviše, povlašteni proizvodaci, bez velikih hidroelektrana (> 10 MW), mogu podnijeti zahtjev za premije utvrdene tarifnim sistemom za OIE i kogeneraciju.

Hrvatska energetska regulatorna agencija odobrava status povlaštenog proizvodaca na osnovu kriterijuma koje propisuje ministar.

Zakon o proizvodnji, distribuciji i snabdijevanju toplotom, utvrduje kao povlaštene proizvodace toplote sve one energetske subjekte koji proizvode toplotu u kogeneracionim postrojenjima, ili za proizvodnju toplote koriste obnovljive izvore energije, ili otpad na uspješan nacin i uz mali uticaj na okolinu. Položaj povlaštenog proizvodaca toplote odobrava Hrvatska energetska regulatorna agencija, na osnovu kriterijuma koje propisuje ministar.

1.1.10. Mehanizmi podsticaja

Obnovljivi izvori energije još uvijek nijesu konkurentni fosilnim gorivima, dok se u cijenu fosilnih goriva ne ukljuce i troškovi ekoloških šteta koje uzrokuju. Zato je za vece korišcenje obnovljivih izvora neophodno uvesti neki oblik podsticajnih mehanizama, kako bi se kompenzovali izbjegnuti ekološki troškovi koje proizvodaci iz konvencionaln ih izvora ne placaju. Medutim, sistem podsticaja trebao bi da bude razvojno orijentisan i ekonomski efikasan. Takode , on ne smije narušavati osnovna pravila konkurencije.

Hrvatski energetski zakoni ne daju prednost ni jednom od modela podsticaja, koji bi trebao da se primjenjuje u promociji obnovljivih izvora. To je u skladu s Direktivom 77/2001 EU, koja za sada ne zahtijeva od nadležnih tijela zemalja clanica da usklade podsticajne sisteme. Umjesto toga, Komisija ce ocijeniti sprovodenje širokog raspona postojecih mehanizama, i, ukoliko je potrebno, p redložiti zajednicki okvir za sisteme podsticaja za proizvodace elektricne energije iz OIE.

Danas postoje dva glavna sistema podsticanja korištenja obnovljivih izvora u Evropskoj zajednici: cjenovni sistem i sistem zasnovan na snazi. Podrobniji opis ovih sistema posticanja nalazi se u poglavlju Utvrdivanje cijene elektricne energije – medunarodna iskustva u razlicitim sistemima podsticanja.

Što se tice Hrvatske, sistem na osnovu snage smatra se suviše složenim za sprovodenje u zemljama koje nemaju tradiciju tržišta, kao Hrvatska. Cak i naprednije varijante ovog sistema (kao što je trgovina zelenim sertifikatima) dale bi skromne efekte u podrucju OIE. Takvi sistemi



bili bi skupi1, bez garancije da bi dali rezultate, ako se kao cilj postavlja dostizanje odredene snage pri korišcenju OIE.

Zato ce Hrvatska za proizvodace elektricne energije iz obnovljivih izvora , definisati i utvrditi model cijena u kojem ce se diferencirati izvori i koji ce sadržavati zagarantovane cijene. Ove bi cijene trebale da budu dio Tarifnog sistema za OIE i kogeneraciju, kojeg bi trebala da definiše Vlada Republike Hrvatske. Ciljevi ukupne politike su: definisati jasne, transparentne i stabilne poslovne uslove, koji bi trebali da imaju pozitivne ucinke na mogucnost kreditovanja projekata korištenja obnovljivih izvora energije, omoguciti finansiranje i stvoriti stabilnu investicionu klimu za ove projekte. Zagarantovane cijene trebale bi da budu na snazi najmanje 10 godina od dana stupanja ugovora na snagu (još nije utvrdeno)2.

Važno je naglasiti, da se ocekuje uvodenje feed-in sistema samo za one kolicine obnovljive energije koja se isporucuje u okviru obaveznog udjela obnovljivih izvora koji utvrduje Vlada RH Uredbom o minimalnom udjelu OIE i kogeneracije (tj. cilj u korišcenju OIE koji utvrduje Vlada RH utvrdice koliki ce se dio elektricne energije iz obnovljivih izvora tražiti po feed-in cijeni).

Postojeci energetski zakoni odreduju mogucnost i definišu mehanizme osnivanja fondova za pokretanje proizvodnje iz obnovljivih izvora, a kojima ce upravljati operator sistema. Ovo bi se sprovelo posebnom nadoknadom, koja bi bila dio maloprodajne cijene elektricne energije. Troškovi pokretanja korištenja obnovljivih izvora energije, snosili bi potrošaci zavisno od iznosa njihove ukupne potrošnje. Još uvijek nije utvrdeno koliko ce se cesto nadoknade preispitivati, ali u osnovi bi trebale vremenom da rastu i prate iznos energije iz obnovljivih izvora na koju se placa bonus. Pocetna vrijednost nadoknade, utvrdena Uredbom o nadoknadi za promicanje proizvodnje elektricne energije iz obnovljivih izvora energije i kogeneracije je 0,0062 kn/kWh (oko 0.08 c€/kWh).

Spomenuti sistem zagarantovanih cijena , predviden je za postrojenja koja koriste obnovljive izvore, a koja zahtijevaju podsticaj na strani proizvodnje. Drugi oblici pokretanja u fazi ulaganja, takode, bi trebali da budu dostupni za postrojenja koja koriste obnovljive izvore, ali obnovljivi izvori koji dobijaju investicione subvencije ne mogu istovremeno dobiti i zagarantovane cijene. Najvažniji izvor finansiranja investicionih subvencija3 bio bi Fond za zaštitu okoline i energetsku efikasnost, osnovan u Hrvatskoj posebnim za konom 2002. godine. Investicione subvencije su, uglavnom, pogodnije za proizvodace toplote iz obnovljivih izvora , kao i za pojedinacna (nezavisna) postrojenja koja koriste obnovljive izvore, dok je za korisnike obnovljivih izvora koji su prikljuceni na mrežu, kao što su male hidroelektrane, elektrane koje koriste energiju vjetra (farme vjetra), pogodniji sistem zgarantovanih tarifa.

1.1.11. Tarife u korišcenju obnovljivih izvora energije

Tokom 2003. i 2004. godine Energetski institut Hrvoje Požar i drugi ucesnici, uložili su velike napore na razradi nacrta propisa o korišcenju obnovljivih izvora energije. Jedan od rezultata bio je prijedlog o kompenzacijama za razlicite vrste obnovljivih izvora, što je ukljuceno u nacrt Tarifnog sistema za proizvodnju elektricne energije iz obnovljivih izvora. Proizvodnja iz obnovljivih izvora koja se prikljucuje na mrežu podijeljena je u dvije osnovne grupe:

Ø postrojenja do 1 MW4,

1 Pod tim se podrazumijeva da je skup za upravljanje, jer takav sistem bi zahtijevao osnivanje posebnog tržišta zelenih sertifikata. Nije poznato koliki bi bili troškovi upravljanja takvim sistemom u Hrvatskoj. 2 10-godišnji horizont za zagarantovane cijene predvida se za neke ugovore. Visina zagarantovanih cijena, utvrdenih tarifnim sistemom, prilagodava se (vjerovatno na dolje s razvojem tehnologije) na godišnjem ili dvogodišnjem nivou.Cijena bi bila na snazi samo za nove ugovarace, na period od 10 godina. 3 Visina investicionih subvencija još nije utvrdena i zavisice od prijedloga Fonda za zaštitu okoline i energetske efikasnosti. 4 Ideja ove grupe je da se malim proizvodacima daje nešt o viša cijena, nego proizvodacima koji proizvode uglavnom za trž išt e. Mala postrojenja su cesto skuplja od velikih proizvodnih jedinica i “trebaju” višu cijenu, da bi bila izvodljiva. S druge strane, ona proizvode energiju na lokalnom nivou, cime se najcešce izbjegavaju gubici u distribuciji.



Ø ostala postrojenja prikljucena na mrežu , koja ne spadaju u prvu grupu.

Osnovna ideja prijedloga bila je da ukupna kompenzacija koja se placa za elektricnu energiju iz OIE, bude zagarantova na za odredeni vremenski period (u skladu sa pomenutim modelom zagarantovanih cijena), uz dvije komponente:

Ø prosjecni proizvodni trošak elektricne energije (pocetni približni nivo bio bi 0,25 kn/kWh (3,4 c€/kWh), ali moguce su promjene s promjenama troškova proizvodnje),

Ø bonus.

Opisana struktura ukupne kompenzacije za OIE postavljena je tako jednostavno , jer je prethodni Zakon o tržištu elektricne energije obavezivao Vladu RH da definiše obavezni udio obnovljivih izvora samo za tarifne potrošace. Ovo je nedavno izmijenjeno, tako da zakon sada nalaže da svi potrošaci budu u istom položaju, i zato ce i vec predloženo rješenje biti prilagodeno novom konceptu.

Medutim, najnoviji prijedlog Tarifnog sistema za elektricnu energiju iz obnovljivih izvora i kogeneracije (septembar 2005), utvrduje zagarantovanu ukupnu cijenu (otkupnu cijenu) za proizvodaca elektricne energije iz obnovljivih izvora ili kogeneracije, iako struktura ukupne kompenzacije ostaje nepromijenjena. Ovo je do sada bilo razlog da se sistem ucini što jednostavnijim.

Tabela br. 5: Iznosi kompenzacije (tarifa) za razlicite obnovljive izvore, pre ma prijedlogu nacrta Tarifnog sistema za proizvodnju elektricne energije iz OIE i kogeneracije

Postrojenja do 1 MW

Tarifa, c€/kWh

Ostala postrojenja na mreži

(ne spadaju u prvu grupu) Tarifa, c€/kWh

Energija sunca do 30 kW 43,9 Energija sunca 36,9

Energija sunca 30 kW do 1 MW 39,8 Male hidroelektrane 10 MW 6,2

Male hidroelektrane 9,8 Velike hidro el. (> 10 MW) -

Energija vjetra 7,9 Energija vjetra 7,7

Biomasa 6,9 Biomasa 6,5

Geotermalna energija 8,9 Geotermalna energija 8,9

Biolplin i tecna biogoriva 11,9 Bioplin i tecna biogoriva 10,9

Deponijski plin 2,9 Deponijski plin 2,9

Ostali obnovljivi izvori 8,1 Ostali obnovljivi izvori 6,7



1.1.12. Ciljevi korištenja obnovljivih izvora

Analize troškova i dobiti za obnovljive izvore energije u Hrvatskoj, pokazale su da je ekonomski opravdano promovisati korišcenje obnovljivih izvora do odredenog nivoa, i tako izbjeci troškove ekoloških šteta i šteta za zdravlje ljudi, koje bi nastale da se ista kolicina energije proizvodi iz fosilnih goriva. Ovaj nivo utvrdice Vlada Republike Hrvatske na osnovu Zakona o tržištu elektricne energije.

Zato, nacrt Uredbe o minimalnom udjelu OIE i kogeneracije, koji je bio u pripremi to kom 2005. godine, utvrduje obavezu da se do 2010. godine dostigne nivo proizvodnje od 1 100 GWh iz obnovljivih izvora energije za tarifne i povlaštene potrošace, ne racunajuci elektricnu energiju iz hidroelektrana snage iznad 10 MW. Predložena kolicina od 1 100 GWh cinila bi oko 5% od predvidene potrošnje elektricne energije.

1.1.13. Institucionalna rješenja Iako je oblik podsticajnog mehanizma vrlo znacajan, iskustva iz cijele Evrope govore da su uspješna i

transparentna institucionalna rješenja jednako važna za ostvarenje cilja. To znaci da odgovarajuce institucije moraju biti sposobne brzo i efikasno da izdaju lokacijske, gradevinske i druge dozvole. To, takode, znaci da izvodaci mogu lako dobi ti informaciju gdje trebaju da se obrate i što treba da preduzmu. Ukoliko postupak

izdavanja dozvola nije jasan, brz i jeftin, teško ce se dostici cilj korištenja obnovljivih izvora. Na

Slika br. 6 dat je pregled rasporeda i nadležnosti razlicitih ucesnika procesa , s obzirom na postojeci i predvideni institucionalni i zakonski okvir u Hrvatskoj.

Dobavljac



Slika br. 6: Prijedlog iz nacrta Tarifnog sistema za proizvodnju elektricne energije iz OIE i kogeneraci je za organizacion a rješenja za mrežne proizvodace elektricne energije na osnovu Zakona o tržištu elektricne

energije

Ucesnici su proizvodaci elektricne energije iz obnovljivih izvora (koji proizvode obnovljivu elektricnu energiju i napajaju mrežu), operator tržišta (sa zakonskim ovlašcenjima da osigura otkup elektricne energije iz obnovljivih izvora), snabdjevaci (sa zakonskom obavezom da u svoju ponudu energije uvrste i odredenu kolicinu energije iz obnovljivih izvora) i kupci elektricne energije. Proizvodaci elektricne energije iz OIE naplacuju od operatora tržišta isporucenu elektricnu energiju, operator tržišta naplacuje energiju od svih snabd jevaca za pripadajuci dio elektricne energije iz obnovljivih izvora (prema njihovom tržišnom udjelu), a snabd jevaci naplacuju energiju od krajnjih potrošaca.

U suprotnom pravcu, novac ide od potrošaca ka proizvodacu koji koristi obnovljive izvore, preko snabdijevanja i operatora tržišta. Kada kupci placaju dio cijene za energiju, koji odgovara nadoknadi za obnovljive izvore pomnoženoj s ukupnom potrošnjom, automatski se izdvaja za Mehanizam za raspodjelu inkrementalnih troškova. Iz ovog izvora proizvodaci koji koriste obnovljive izvore dobijaju bonus za svaki proizvedeni kWh. Bonus se može tumaciti i kao svojevrsna nadoknada za “zelenu” komponentu elektricne energije iz obnovljivih izvora.

Osnovni dio nadoknade dolazi iz “osnovne” naplate za elektricnu energiju – ova nadoknada po kWh kompenzacija je samo za “golu” elektricnu energiju, i treba odražavati vrijednost elektricne energije iz obnovljivih izvora za elektroenergetski sistem. U pocetnoj procjeni može se odrediti kao tarifa za proizvodnju elektricne energije , ali bi zapravo bile potrebne naprednije metode koje realnije održavaju troškove kako bi se utvrdila njena stvarna vrijednost.

Konacno, izloženi sistem mora imati podršku u efikasnom informacionom i komunikacionom sistemu, što ce operatoru tržišta omoguciti da pravovremeno dobije sve relevantne podatke. Na primjer, ukupna proizvodnja i naplata od potrošaca elektricne energije mora biti poznata operatoru tržišta odmah po izvršenju , kako bi se mogla sprovesti naplata nadoknada za obnovljive izvore , koji su vezani za ukupnu potrošnju elektricne energije. Iako na prvi pogled jednostavan, sistemu ce, vjerovatno, biti potrebno nekoliko mjeseci da bi se uhodao, i izvjesno vrijeme primjene kako bi uspješno funkcionisao.

1.1.14. Osnovne preporuke za OIE u Crnoj Gori

Dug je popis prepreka sprovodenju projekata obnovljivih izvora energije u Crnoj Gori, što je slucaj i sa drugim zemljama u razvoju. One se razlikuju prema opsegu, prirodi i znacaju. Glavne prepreke širem korišcenju obnovljivih izvora energije su:

Ø odsustvo obavezujucih strateških ciljeva u pogledu obnovljivih izvora;

Ø nedosljednost politike ; deklarativna podrška obnovljivim izvorima cesto postoji u mnogim aspektima, ali konkretne aktivnosti i sprovodenje izostaju ili su protivurjecne;

Ø nezaokruženi zakonski okvir: nedostaju podzakonski propisi, uslovi poslovanja nijesu definisani (obaveza otkupa, cijena energije, trajanje ugovora, pristup mreži, itd.);

Ø složenost postupaka odo brenja, nedosljedna i nejednaka operativna praksa. Neki aspekti postupaka planiranja nijesu transparentni, ili uopšte nijesu definisani;

Ø ceste izmjene pravila odobrenja, najcešce se pred izvodace projekta stavljaju novi uslovi;

Ø dugotrajni postupci odobrenja;

Ø odsustvo sistema finansijske podrške;

Ø finansijske prepreke : nedostatak pocetnih sredstava za identifikaciju projekta, nedostatak rizicnog kapitala ili visoka cijena toga kapitala;

Ø organizacione prepreke: tržištem energije dominiraju monopoli;



Ø imovinsko-pravna pitanja koja se odnose na zemljište u državnom vlasništvu: postupci za najam ili zakup državnog zemljišta trebaju da se razjasne ili tek da se uspostave ;

Ø nedostatak informacija, mali broj strucnih organizacija koje imaju znanja i iskustva u podrucju OIE; nedostatak seminara i programa na fakultetima, mala zainteresovanost fakultetskih kadrova.

Uredenje okruženja za projekte OIE unosi još složenosti u postupak planiranja i sprovodenja projekata korištenja OIE, ali, s druge strane, daje više sigurnosti investitorima. Iskustvo iz razvijenih zemalja ukazuje da nije složenost procedura ono što odbija investitore, vec njihova neprohodnost i nestabilnost.

Temi podsticajnih modela autor je pristupio s osnovnom pretpostavkom da je cilj znatnije povecanje korištenja OIE u Crnoj Gori. Svakako da cilj politike korištenja OIE može biti i drugacije definisan (npr. smanjenje emisija staklenickih plinova), a u tom slucaju moguce je razmatrati i druge modele, ili cak i druge mjere, osim uvodenja OIE. Prema medunarodnom iskustvu, sistem fiksnih tarifa pokazao se kao najuspješniji, pa je vjerovatno prikladniji od bilo kojeg drugog modela formiranja tarifa u uslovima nerazvijenog tržišta elektricne energije, zbog jednostavnosti administracije, implementacije , kontrole i nadzora, stvaranja pozitivne investicione klime. Ukoliko je, medutim, primaran cilj troškovna uspješnost, odnosno proizvodnja iz OIE uz najniže moguce troškove podsticanja, bez obzira na nivo željene implementacije OIE, mogu se razmatrati i drugi modeli podsticanja, kao npr. trgovina zelenim sertifikatima i sl., ali pritom se treba uzeti u obzir rizicnost uvodenja ovakvih naprednih, i u praksi, nedovoljno testiranih modela.

Ukoliko je glavni cilj Vlade da poveca udio malih hidroelektrana, u ovoj fazi je, uzevši u obzir trenutno stanje u Crnoj Gori, naglasak stavljen na nekoliko kljucnih odredbi, koje trebaju da osiguraju stabilnost uslova za planiranje investicije, a koje treba zakonski osnažiti:

Ø donošenje strateškog cilja politike korištenja OIE za naredni srednjorocni period (vjerovatno u intervalu 3-5%, bez velikih HE) – ucinak: pozitivan politicki signal investitorima;

Ø usvajanje sistema podsticanja (po mogucnosti sistem fiksnih tarifa) s definisanom visinom otkupnih cijena i trajanjem regulisanog otkupa – ucinak: osiguravanje profitabilnosti projekata i stabilnog horizonta za planiranje investicije (postizanje stabilnosti je cak i važniji ucinak od visine pojedinih tarifa);

Ø implementiranje organizacione šeme – ucinak: uredenje i sprovodenje sistema podsticaja, prikupljanje sredstava za podsticanje, kao i omogucavanje realizacije projekata (u finansijskom smislu);

Ø kontinuirano sprovodenje istraživanja i prikupljanje podataka o potencijalima pojedinih OIE – ucinak: osiguravanje ulaznih podataka za sprovodenje metodologije odredivanja minimalnog udjela i visine tarifa za OIE , kao i vodenje ostvarive politike u podrucju OIE, zasnovanih više na stvarnim podacima, a manje na politickim željama.

1.2. PRIKLJUCENJE NA MREŽU I PRENOS U ovom su dijelu razmotreni aspekti prikljucenja malih hidroelektrana na distribucionu mrežu, i kljucna pitanja prenosa elektricne snage proizvedene u malim hidroelektranama. U cilju ocuvanja sigurnosti pogona elektroenergetskog sistema, potrebno je uspostaviti razumne i ekonomski prihvatljive zahtjeve , koji se postavljaju na prikljucenje malih hidroelektrana razlicitih izvodenja na elektroenergetsku mrežu . Naglasak se narocito stavlja na tehnicke kriterijume od kojih se, s jedne strane ocekuje da doprinesu ublažavanju i uklanjanju ogranicenja stepena penetracije malih hidroelektrana u sistemu, a sa druge, da omoguce ostalim korisnicima sistema nastavak normalnog i sigurnog pogona . U nastavku su razmotrene samo opšte pojedinosti metodologije i postupka prikljucenja na mrežu, dok se detaljna obavezujuca tehnicka pravila mogu pronaci u Privremenom distribucionom kodeksu (2005).



1.2.1. Uopšteno

Od nedavno su se u podrucju disperzovanih izvora elektricne energije pojavila alternativna rješenja, poput malih hidroelektrana, i to kao posljedica izrazite zabrinutosti za okolnu, s obzirom na gotovo sve glavne industrijske grane (recimo, vlasništvo zasnovano na uglju). Štoviše, inicijative potencijalnih investitora javljaju se paralelno s liberalizacijom tržišta elektricne energije (npr. posebne tarife za otkup proizvedene energije). To predstavlja dodatni podsticaj vec ionako znacajno izraženoj potrebi analiziranja razlicitih aspekata integracije obnovljivih izvora u sistemu.

Sa stajališta distribucionog sistema, prikljucenje malih hidroelektrana koje ulaze u grupu disperzovanih izvora za proizvodnju elektricne energije , zaslužuje pažnju. Njihovim prikljucenjem na mrežu se javljaju novi problemi, narocito u distribucionom sistemu. Naime, distribucioni sistem inicijalno nije projektovan za prihvatanje disperzovane proizvodnje. Zapravo je njegov pogon bio voden pod pretpostavkom toka energije u samo jednom smjeru, od glavne pojne tacke mreže prema potrošacima, što nakon prikljucenja disperzovanog izvora više nije u potpunosti ispravno. U slucaju da se velicina njihove izgradnje i nazivna snaga povecaju, disperzovane male hidroelektrane , takode, mogu biti prikljucene i na prenosnu mrežu.

Navedena nova ogranicenja dovode to pojave cestih diskusija u okviru razlicitih tijela vlasti i strucnih institucija, u cilju definisanja tehnickih kriterijuma za prikljucenje jedinica disperzovane proizvodnje na distribucionu mrežu. Zatim se, utvrdeni tehnicki zahtjevi, specifikuju u odlukama vladinih tijela, odnosno nadležnih ministarstava. Uobicajeno je da su ti zahtjevi uglavnom isti, bez obzira o kojoj je vrsti tehnologije disperzovane proizvodnje rijec. Medutim, cesto su neophodne prilagodenosti, kao recimo u slucaju primjene asinh ronog generatora, s obzirom na kompenzaciju jalove snage. U nastavku se razmatraju specificnosti zahtjeva za prikljucenje disperzovane proizvodnje, poput malih hidroelektrana , na distribucionu mrežu.

1.2.2. Znacenje pojmova prikljucenje i pristup

Prikljucenje na mrežu predstavlja temeljni preduslov u okviru elektroenergetskog sistema za pružanje usluga klijentima (korisnicima mreže), koji žele injektirati snagu u sistem (generatorima). Operator sistema ima obavezu da osigura pravilno funkcionisanje tržišta (kao monopolsku djelatnost ili na neki drugi nacin), kao i da održava sigurnost pogona na zahtijevanom nivou. U cilju zadovoljavanja tih zahtjeva potrebno je najprije utvrditi relevantna pravila, a zatim ih prenijeti u mrežne kodekse na državnom nivou za distribucionu i prenosnu mrežu.

Elektroenergetski sistemi ukljucuju metodologije i postupke prikljucenja i pristupa, na osnovu regulisanih mehanizama za generatore koji žele uspostaviti interakciju s mrežom, sa svrhom injektiranja energije u elektroenergetski sistem.

Pojam prikljucenja pridružen je fizickom integrisanju generatora u elektroenergetski sistem, i ima slicno znacenje u razlicitim elektroenergetskim sistemima. Prikljucenje se odnosi na preduzimanje akcija, putem kojih postojeci ili planirani generator traži povezivanje svojih postrojenja, i povezuje svoja postrojenja na mrežu.

Pojam pristupa može se shvatiti na razlicite nacine, u razlicitim sistemima. Iako se ponekad može smatrati dijelom procesa prikljucenja, cešce oznacava stvarno korišcenje postrojenja sistema, cak i ako generator nije fizicki povezan sa sistemom.

1.2.3. Prikljucenje na mrežu: postupci, definicije i odbijanje

Pri procjeni mogucnosti plasmana elektricne energije proizvedene u disperzovanim izvorima, poput malih hidroelektrana , neophodno je posvetiti pažnju sljedecim aspektima, koji se odnose na prikljucenje na mrežu:

Ø postupak prikljucenja,

Ø definicija prikljucenja,



Ø odbijanje prikljucenja i ogranicavanje korisnika.

Postupak prikljucenja se, uopšteno , odnosi na prikljucenje novih objekata na mrežu. Zato, postupak prikljucenja može biti definisan kao skup pravila i zahtjeva kojima se utvrduje nacin na koji generatori koji žele povezati svoja nova postrojenja na mrežu, to zaista imogu i uciniti. Postupak se u mnogim sistemima može proširiti tako da sadrži mehanizam prema kojem se postrojenjima s postojecim prikljucenjem mogu izmijeniti uslovi prikljucenja. Pod takvim se uslovima podrazumijevaju, uglavnom, promjene u snazi dimenzioniranja postrojenja, ili bilo koje druge promjene. Postupak prikljucenja – kao novog povezivanja – zahtijeva se ukoliko se procijeni da je promjena snage dimenzioniranja postrojenja znacajna. Medutim, evaluacija velicine promjene ne slijedi uvijek precizno odredene kriterijume. Postupak prikljucenja ukljucuje generatore, kao i tijelo (ili možda cak i više njih poput operatora distribucionog ili prenosnog sistema), koje je odgovorno za evaluaciju njihovog zahtjeva. Tijelo je ovlašteno da odobri ili da odbije prijedlog generatora, uz mogucnost izdavanja “protivuprijedloga”, koji sadrži drugu alternativnu mogucnost za prikljucenje.

U slucaju kada se razmatra novo povezivanje zbog kojega nastaju znacajni troškovi, ili se javljaju tehnicke poteškoce u sistemu, onda se mora, ili svim podnosiocima zahtjeva ponuditi ugovor o prikljucenju nezavisno od upitnosti bilo kojeg aspekta sistema do kojeg zbog njih dolazi , ili se može dozvoliti da se podnosiocima zahtjeva odbiju prijedlozi uz zadovoljavanje nekih prethodnih uslova. Kriterijumi za odbijanje zahtjeva zasnovani su na tehnickim i ekonomskim aspektima. Operator sistema ima obavezu da održava sigurnost i kvalitete sistema. Zato, ukoliko se naruše tehnicka ogranicenja , ili ako proizvodac nije u stanju da ispuni minimalne tehnicke uslove propisane kodeksima, operator sistema ne smije dozvoliti novo povezivanje , nego treba uvijek da traži izvodljivo rješenje za prikljucenje, ukljucujuci i izvodenje svih neophodnih pojacanja u mreži.

Sljedeci aspekt ugovora o prikljucenju novih izvora, odnosi se na ogranicenja pogona postojecih korisnika mreže, do kojih može doci zbog novog povezivanja. Opšte uzeto, prikljucenje nove disperzovane proizvodnje ne smije rezultirati pojavom ogranicenja postojece. Zagušenje u plasmanu postojece disperzovane proizvodnje , ili umanjivanje kvaliteta napajanja ostalih postojecih korisnika , nije dozvoljeno.

1.2.4. Formalna aplikacija za prikljucenje na mrežu

Formalne aplikacije se uobicajeno traže u pisanom obliku, a moraju da sadrže zahtijevani stepen informacija o projektu, koja je potrebna za izvodenje studije o prikljucenju. Formalne aplikacije se podnose nadležnom operatoru sistema, koji djeluje i kao isporucilac mrežnih usluga. Operator sistema uvijek je dužan da odgovori na primljene aplikacije, a može biti uspostavljen kao operator distribucionog ili prenosnog sistema. U slucaju formalnog razdvajanja izmedu operatora sistema i vlasnika mreže, nezavisni operator sistema je zadužen za prikljucenje zajedno s mrežnom kompanijom.

Glavna obilježja prikljucenja na mrežu su: geografska lokacija, velicina (obicno nazivna snaga nove elektrane) i napon. U nekim slucajevima, za zadatu lokaciju, velicina može odrediti napon , a time i isporucioca mrežnih usluga, odnosno operatora distribucionog ili prenosnog sistema. U nekim slucajevima, podnosilac zahtjeva može da izabere naponski nivo, i, na taj nacin , ima mogucnost izbora izmedu operatora distribucionog i prenosnog sistema.

Postoji nekoliko aspekata u okviru postupka prikljucenja, koji se odnose na prakticne detalje i formalnosti podnošenja zahtjeva za prikljucenje , karakteristike odgovora (obaveznost, vremenski rokovi, period važenja), kao i alociranje troškova postupka.

1.2.5. Šeme prikljucenja

Disperzovana proizvodnja se prikljucuje na distribucioni sistem na nacin koji nije bitno razlicit od onog koji se primjenjuju za potrošace. Najznacajnija je diferencijacija izmedu stvarne tacke prikljucenja i tacke zajednickog prikljucenja, koja se definiše kao najbliža cvorištu postrojenja



disperzovane proizvodnje, u kojem i drugi potrošaci mogu biti prikljuceni. Uobicajena su samo dva reprezentativna nacina prikljucenja:

Ø prikljucenje u postojeci vod pomocu novog dvostrukog voda (ulaz/izlaz), novog postrojenja i radijalnog voda izmedu postrojenja i lokacije korisnika ,

Ø prikljucenje u polje postojeceg postrojenja koje se nalazi u blizini lokacije korisnika.

Izbor odgovarajuce šeme prikljucenja složen je ekonomski i tehnicki zadatak, u cijem je razmatranju potrebno obuhvatiti sljedece:

Ø postojecu mrežn u infrastrukturu,

Ø troškove pojacanja mreže i radova na njenom proširenju,

Ø troškove gubitaka snage/energije u mreži tokom razmatranog investicionog perioda ,

Ø posljedice mogucih kašnjenja u izgradnji mreže i izvodenju glavnih radova (npr. dozvole s obzirom na zaštitu okoline, koje su potrebne zbog izgradnje novih vodova).,

Ø tehnicke kriterijume i zahtjeve s obzirom na kvalitet, nivo kratkog spoja, zaštitu i dr.

Oprema koja se koristi za prikljucenje na mrežu razlikuje se s obzirom na velicinu postrojenja i vrstu mreže (nadzemna, podzemna). Nezavisno od toga , spojno postrojenje mora da sadrži sklopne uredaje, sisteme zaštite i mjerne uredaje , koji minimalno ukljucuju sljedece:

Ø prekidac (osigurac je prihvatljiv u izvodenju nadstrujne zaštite manjih postrojenja),

Ø sistem zaštite koji djeluje na spojni prekidac, u svrhu izolovanja postrojenja disperzovane proizvodnje od mreže, po otkrivanju nenormalnih uslova pogona u mreži,

Ø uredaje za mjerenje snage/energije koja se proizvodi i troši na lokaciji postrojenja.

Šeme prikljucenja uobicajeno se definišu ugovorom o prikljucenju za svaki pojedini slucaj. Te su šeme cesto uspostavljene na nivou opštih zahtjeva , cije detalje nije moguce mijenjati u pregovorima izmedu mrežne kompanije i korisnika. U izuzetnim je slucajevima moguce dozvoliti odstupanje od opštih shema, ali uz uslov da cuvaju sigurnost sistema i kvalitet usluge. Posljedice povecanja rizika zbog uvedenih odstupanja moraju biti na racun korisnika. Šeme prikljucenja moraju omoguciti izvodenje sljedecih funkcija:

Ø pokretanje, pogon i zaustavljanje elektrane u normalnim uslovima,

Ø zaustavljanje generatora zbog kvara ili neodgovarajucih uslova njegovog pogona,

Ø uskladeno djelovanje svih uredaja nakon pojave kvara, ili neodgovarajucih uslova pogona u otocnom režimu rada ,

Ø uskladeno djelovanje svih uredaja nakon pojave kvara, ili neodgovarajucih uslova pogona u paralelnom režimu rada sa sistemom,

Ø iskljucenje spojnog elementa zbog kvara u mreži ili gubitka mreže.

1.2.6. Zakonodavni, tehnicki i ekonomski aspekti prikljucenja na mrežu

Izvodenje prikljucenja postrojenja disperzovane proizvodnje na distribucioni ili prenosni sistem, zahtijeva prethodno definisanje odredenog bro ja aspekata razlicitog porijekla:

Zakonodavni aspekti - se odnose na uspostavljanje granica nadležnosti nad imovinom i opremom koju treba ugraditi kako bi se ostvarilo prikljucenje. Granice nad imovinom treba definisati u skladu s vlasništvom (pripada li imovina investitoru ili operatoru sistema), nacinom ukljucivanja unutar mreže (što ima posljedice na vodenje pogona), kao i imovinskim nadoknadama.

Tehnicki aspekti - se odnose na zahtjeve na opremu, koji se postavljaju u cilju ocuvanja sigurnosti sistema i opšteg nivoa kvaliteta usluga korisnicima, kao i zbog potencijalnih potreba za pojacanjem distribucionog ili prenosnog sistema izazvanih prikljucenjem. To se , prije svega , odnosi na nova postrojenja koja treba izgraditi zbog novog prikljucenja, ali i na kriterijume



prihvatljivosti prikljucenja postojecih postrojenja. Tehnicki aspekti se, uglavnom, odnose na nacine prikljucenja na postojece vodove.

Ekonomski aspekti - se odnose na placanja koja investitor mora obaviti u cilju nadoknadivanja troškova koji nastaju zbog novog prikljucenja. Ti aspekti posebno definišu odgovornost za placanje navedenih troškova (koliko, kako i kome). Uopšteno, potrebno je postaviti granicu izmedu onoga što placa investitor, a što operator sistema finansira i nadoknaduje od strane svih prikljucenih korisnika.

Najcešce se postavljaju definicije zakonodavnih i tehn ickih aspekata prikljucenja u tacki prikljucenja. Prikljucenje se definiše kao fizicko povezivanje korisnikovih postrojenja (novih) s mrežom. Kada tacka prikljucenja oznacava granicu vlasništva i odvaja odgovornosti korisnika i operatora sistema, tada zakonodavne i tehnicke granice koincidiraju. Takode je moguce da radijalna prikljucenja pripadaju korisniku i da budu dio sistema.

Uobicajeno se vlasnicka granica odreduje na prekidacu u korisnikovom postrojenju, a cesto je prekidac u tacki prikljucenja u vlasništvu operatora sistema. Granica izmedu postrojenja korisnika i operatora sistema može se definisati i putem pojedinacnih ugovo ra. Štoviše, moguce je imati opšta pravila za uredenje granica, a ostale detalje specifikovati u ugovorima. U nekim slucajevima, kada vec postoje prikljucna postrojenja izmedu korisnika i operatora sistema, dolazi do pojave razlika u nacinu odredivanja granica i finansijskih obaveza placanja za svaki od djelova postrojenja. Vlasnicka granica izmedu postrojenja operatora sistema i postrojenja disperzovane proizvodnje, se nalazi u tacki prikljucenja, koja je promjenjiva u zavisnosti od lokacije postrojenja disperzovane proizvodnje. Tacka prikljucenja može biti primarna strana energetskog transformatora, ukoliko je rijec o transformatoru koji je u vlasništvu korisnika, ili sekundarna strana, ako je transfo rmator u vlasništvu operatora sistema.

S obzirom na investicione troškove , granica se ne nalazi uvijek u istoj tacki, koja predstavlja granicu prema zakonodavnim i tehnickim aspektima. U vecini slucajeva, izgradnju prikljucnih postrojenja, koje koristi iskljucivo korisnik, finansira on sam, iako ona mogu pripadati mreži.

1.2.7. Uticaj regulatornog tijela na pitanja prikljucenja

Uloge i dužnosti regulatornog tijela mogu se razlikovati izmedu razlicitih sistema, ali, uopšteno, rijec je o tijelu nadležnom za osiguravanje ispravne primjene mrežnih pravila. S obzirom na postupak prikljucenja , regulatorno tijelo je odgovorno za nadziranje postupka prikljucenja i rješavanje sporova , ako do njih dode. Ono , takode, ima ulogu u odredivanju tarifa, a njegova saglasnost može se tražiti i za investicije u mreži. Regulatorno tijelo odreduje dozvoljeni finansijski prihod, a isporucilac mrežnih usluga postavlja cijene, putem kojih ostvaruje dozvoljeni prihod. Regulatorno tijelo može primijeniti neke mjere nadzora, odnosno može razmatrati sporove do kojih dolazi u postupku prikljucenja, pa preventivno ili korektivno djelovati u okviru bilo kojeg regulatornog pitanja.

Osnovne smjernice vezane za postupak prikljucenja moguce je ukljuciti u zakone (ili odluke). S druge strane, od mrežnih pravila se ocekuje detaljno definisanje tehnickih pitanja i prakticnih elemenata u traženom postupku. Zato je uobicajeno da se tehnicki zahtjevi i postupak prikljucenja odreduju zakonima i/ili mrežnim pravilima. Uobicajeno je da se zakonima donose opšta pravila koja utvrduje Vlada, a da mrežna pravila definišu tehnicke postupke za cije je utvrdivanje i pracenje nadležno regulatorno tijelo (ili Vlada).

Regulatorno tijelo, izmedu ostalog, prati stanje na tržištu elektricnom energijom. Njegova je uloga u davanju savjeta ili/i odobravanju kriteriju ma koji prate aspekte tržišta. Ono, takode, može izraziti svoje mišljenje o integraciji disperzovane proizvodnje , s obzirom na zakonitosti tržišta elektricne energije. Glavna obilježja tog pristupa su:

Ø integrisanje disperzovane proizvodnje u tržištu elektricne energije ostvaruje se po posebnim uslovima;

Ø podsticaji se moraju uvesti i održavati na osnovu troškova proizvodnje. Finansijska sredstva koja treba platiti disperzovanoj proizvodnji moraju da budu dovoljna za povracaj



investicije, moraju biti veca za tehnologiju koja je trenutno daleko od zacrtanih ciljeva razvoja, i trebaju da doprinesu upravljanju sistemom. Premija treba da bude razlika izmedu tih troškova i cijene na tržištu;

Ø sposobnost slijedenja predvidivog rasporeda proizvodnje smatra se pozitivnim svojstvom, za što se predlažu podsticaji. Kazne se predvidaju za uzrokovanje odstupanja, a trebaju da zavise od primijenjene tehnologije.



1.2.8. Specifikacija prava korisnika vezanih za prikljucenje

Nakon prikljucenja na mrežu, korisnik usluga sistema (mala hidroelektrana), može ocekivati odredena prava s obzirom na sljedece aspekte:

Ø mogucnost plasmana proizvodnje ,

Ø kvalitet napajanja,

Ø održavanje,

Ø posljedice poremecaja.

Uslovi pod kojima se ostvaruje pravo pristupa mreži utvrduju se pravilima ili standardnim ugovorima. Uobicajeno je da operator sistema predlaže uslove prikljucenja koji najviše odgovaraju potrebama korisnika, uz zahtjev zadovoljavanja standarda koje postavlja operator sistema. Izvjesni stepen garancije osigurava regulatorno tijelo, ali proizvodacu se cesto daje manji stepen garancije za pristup mreži nego što je to slucaj s potrošacem.

U prošlosti, pristup mreži se opisivao pomocu inženjerskih termina, koji su se odnosili na mogucnost plasmana proizvodnje iz generatora , ili na povlacenje snage iz sistema od strane potrošaca, u uslovima pojave ispadanja elemenata mreže zbog održavanja ili kvara. S pojavom tržišta, koncept pristupa mreži za potrošace ostao je gotovo nepromijenjen. Operator sistema nastavlja da planira i razvija svoju mrežu , kako bi ispunio ocekivanja od strane potrošnje. Prekidi isporuke energije potrošacima zbog uobicajeno ocekivanih ogranicenja u mreži, nijesu prihvatljivi. S druge strane, diversifikovanost raspoložive proizvodnje za pokrivanje opterecenja nije imalo isti status u prošlosti, a to se nastavlja i dalje.

Pristup mreži za generator može da znaci ili fizicki pristup ili finansijsku kompenzaciju. Fizicki pristup znaci da generator može plasirati svoju proizvodnju do nivoa koji prihvata tržište kada to generator želi. Finansijski pristup znaci da generator u uslovima ogranicenja u mreži, zbog kojih ne može da plasira svoju proizvodnju do nivoa koji bi inace prihvatilo tržište, može biti finansijski kompenzovan. Slicno, generatori od kojih se traži da proizvode kada to tržište inace ne bi od njih tražilo, mogu, takode, da budu kompenzovani. Kompenzacijski mehanizmi mogu biti definisani odredbama tržišnih pravila ili ugovorom o prikljucenju.

Kvalitet napajanja uglavnom se povezuje s karakteristikama napona pri kojem se isporucuje energija (nivo napona, flikeri, neravnoteža, harmonici, propadi, itd.), pri cemu elektromagnetska kompatibilnost predstavlja znacajan aspekt. Elektromagnetska kompatibilnost tretira moguce smanjenje izvodenih svojstava elektricne i elektronske opreme, zbog poremecaja koji nastaju u elektro magnetskom okruženju ugradene opreme. S obzirom na elektromagnetsku kompatibilnost postoje dva osnovna zahtjeva:

Ø emisija poremecaja u elektromagnetskom okruženju mora biti održavana ispod granice cije bi narušavanje predstavljalo neprihvatljivo smanjenje izvodenih svojstava opreme koja se nalazi u tom okruženju,

Ø sva oprema koja se nalazi u pogonu u elektromagnetskom okruženju mora imati dovoljan imunite t na pojavu poremecaja na nivou koji se ocekuje u okruženju.

Planirani i uslužni stepeni elektromagnetske kompatibilnosti propisuju se mrežnim pravilima, cije su odredbe zasnovane na standardima EN 50160 i IEC 38 prema nazivnom naponu.

Održavanje i ostali razlozi planiranih ispada komponenti mreže moraju biti uskladeni sa svim korisnicima sistema. To se , u mre žnim pravilima, navodi kao cilj, obaveza ili kao dio ugovorenih obaveza izmedu operatora sistema i korisnika sistema. Pod tim se, u osnovi, podrazumijeva minimiziranje uticaja na korisnike sistema. Održavanje u mreži uobicajeno je dio operativnog planiranja i upravljanja mrežom koje sprovodi nadležni operator sistema. Mrežnim pravilima (prenosnim i distribucion im) obraduje se i tretiranje posljedica po korisn ike u slucaju poremecenih uslova pogona.



Kako bilo, operator sistema je obavezan da obavijesti korisnike o poremecajima. Regulatorno tijelo može uvesti kaznu za operatora sistema, u slucaju da se utvrdi njegova odgovornost za nastanak poremecaja. Takode je moguce uvesti shemu podsticaja, putem koje se loše ili dobro upravljanje može kazniti, ili nagrad iti do odredenog postotka prihoda.

1.2.9. Posljedice po mrežu

Operatori sistema trebaju na raspolaganju da imaju adekvatne mehanizme izvršavanja obaveza , koji su postavljeni kriterijumima projektovanja i vodenja pogona mreža koje se nalaze pod njihovom nadležnošcu, i to u cilju ocuvanja sigurnog pogona postrojenja. Svaki novoprikljuceni generator utice na mrežu. Za nova prikljucenja, ili za slucaj znacajnog povecanja snage starih prikljucenja, posljedice po mrežu uvijek moraju biti razmotrene na osnovu ispitivanja razlicitih ogranicenja u mreži. Svi minimalni zahtjevi koje generatori trebaju da ispune, moraju biti specifikovani u mrežnim pravilima , ili u drugim „ekvivalentnim“ dokumentima koji se odnose na prenosni i/ili distribucioni sistem. Uobicajeno se zahtjevi odnose na karakteristike napona, regulaciju frekvencije, neuravnoteženost opterecenja faza, stepen kratkog spoja, harmonicke emisije, daljinski nadzor i upravljanje, razmjenu standardnih tehnickih podataka i opcije, sposobnosti mreže, sposobnosti elektrane i dr.

Disperzovana proizvodnja predstavlja realnu opciju u mnogim sistemima. Zahtjevi i obaveze koji se postavljaju pred disperzovanu proizvodnju, propisuju se u relevantnim mrežnim pravilima. Ti se zahtjevi uobicajeno zasnivaju na maksimalnoj izlaznoj snazi elektrane. Disperzovana proizvodnja može imati prioritet u stvaranju rasporeda proizvodnje , ukoliko se temelji na obnovljivim izvorima energije , kao što je to slucaj s malim hidroelektranama. Uobicajeno je da proizvodne jedinice ispod 10 MW mogu biti samostalno dispecirane, odnosno da se ne nalaze pod nadležnošcu operatora sistema. Operator sistema može da se pouzda u disperzovanu proizvodnju , samo ako je zakljucen ugovor s generatorom za pružanje podrške mreži. Pitanje dnevnog planiranja proizvodnje u uslovima visokog stepena penetracije samostalno dispeciranih intermitentnih proizvodnih jedinica , javlja se kao jedno od kljucnih sigurnosnih pitanja današnjice u mnogim zemljama.

Disperzovana proizvodnja, u pravom smislu rijeci, za male instalacije ili jedinice, uobicajeno se prikljucuje na distribucioni sistem. Projektovanje srednjonaponskih mreža se, medutim, ne izvodi uvijek na nacin da se omoguci prihvatanje znacajnog iznosa disperzovane proizvodnje , koja ima bitan uticaj na sistem zaštite, opterecenost opreme i održavanje dozvoljenih raspona pogonskog napona. Uopšteno , zahtjevi i obaveze koji se postavljaju pred prikljucenje malih proizvodnih jedinica na distribucioni sistem, nijesu tako oštri kao kada je rijec o prikljucenju na prenosni sistem, s obzirom na upravljanje djelatnom i jalovom snagom. Tehnicka pravila svakako za vise od velicine izgradnje i nazivnog naponskog nivoa postrojenja, a ne od vrste primarnog izvora energije , s izuzetkom elektrana na vjetar i protocnih hidroelektrana, koje se izuzimaju iz ucestvovanja u regulaciji frekvencije.

Odobravanje izgradnje disperzovane proizvodnje koju treba prikljuciti na niskonaponski ili srednjonaponski distribucioni sistem, zasniva se , najprije, na cvrstom ogranicenju velicine izgradnje male hidroelektrane u iznosu od 10 MW, a zatim na rezultatima specificnih studija koje obraduju tehnicke, ekonomske i sigurnosne aspekte pogona elektroenergetskog sistema.

Tehnicki aspekti na koje je neophodno posvetiti pažnju su:

Ø odredivanje najvece dozvoljene snage koju elektrana može sigurno injektirati u mrežu , na lokaciji izgradnje prema kriterijumima termicke opterecenosti i naponskih prilika;

Ø predvidanje uticaja sporih fluktuacija injektirane snage na mrežu , s obzirom na ocekivane promjene u razlicitim pogonskim režimima elektrane;

Ø evaluacija stabilnosti ugla /napona elektroenergetskog sistema, bilo na distribucionom nivou, ili na opštem nivou sistema, u zavisnosti od stepena penetracije disperzovanih izvora;



Ø proracun nivoa kratkog spoja i procjena kvaliteta isporucene elektricne energije , s obzirom na emisiju flikera i relativne promjene napona ;

Ø diskusija moguce interakcije proizvodnog izvora i postojeceg sistema zaštita, posebno s obzirom na prikljucenje na distribucionom nivou;

Ø potreba za uravnoteživanjem profila napona u mreži, korišcenje m razlicitih uredaja za kompenzaciju jalove snage.

Ekonomski aspekti koje je neophodno razmotriti su:

Ø gubici snage i energije u distribucionoj mreži prije i nakon prikljucenja proizvodnog izvora;

Ø dobrobit za prenosnu mrežu nakon prikljucenja proizvodne jedinice na distribucionu mrežu;

Ø troškovi izazvani izvodenjem pojacanja u mreži zbog prikljucenja proizvodne jedinice;

Ø troškovi prouzrokovani operatoru sistema koji je odgovoran za sigurnost pogona sistema, s obzirom na primarnu, sekundarnu i tercijalnu regulaciju, kao i pomocne usluge.

Aspekti sigurnosti koje je neophodno razmotriti su:

Ø regulacione potrebe i pomocne usluge u elektroenergetskom sistemu, s visokim stepenom penetracije disperzovane proizvodnje koja nije pod središnjim nadzorom;

Ø šeme rasterecenja na radijalnim krakovima distribucione mreže na kojima je prikljucena disperzovana proizvodnja.

1.2.10. Prakticni aspekti zaštite

Prikljucenje disperzovane proizvodnje, poput malih hidroelektrana , može izmijeniti tokove snaga po iznosu i smjeru u vodovima/kablovima distribucione mreže, iznose struja kratkih spojeva, kao i ekvivalentnu impedanciju mreže. Te promjene mogu imati uticaj na pravilno funkcionisanje sistema zaštite.

Sa tog stanovišta, operator sistema treba da izvodi deta ljne studije, kako bi procijenio uticaj prikljucenja disperzovane proizvodne jedinice. Posebno je potrebno provjeriti ocuvanje osjetljivosti i selektivnosti sistema zaštite u cjelini (neza visno od naponskog nivoa ). Osim toga, prisutnost disperzovane proizvodne jedinice ne smije dovesti do neželjenog iskljucivanja d jelova mreže, ni do sukoba sa šemama automatskog ili rucnog ponovnog ukljucenja , koje se mogu nalaziti u primjeni. U slucaju prikljucenja proizvodnih jedinica na srednjonaponsku mrežu , najcešci su primjeri potencijalnih problema s neotkrivanjem kvarova od strane sistema nadstrujne zaštite radijalnog kraka, s neželjenim iskljucenjem ispravnog kraka, pa i sa poremecajem u radu lokatora kvara.

S obzirom na pitanja zaštite, ponašanje disperzovanih proizvodnih izvora , poput malih hidroelektrana , može se prilicno razlikovati zavisno od vrste instaliranog generatora (sinhroni ili asinhroni generator s fiksnom ili promjenjivom brzinom obrtaja), kao i od nacina njegovog povezivanja s mrežom (jednako spajanje ili spajanje preko sucelja zasnovanog na energetskoj elektronici). Zato je, pri izradi studija potrebno uzeti u obzir specificnost tehnologije koja se primjenjuje u svakom pojedinacnom slucaju , i koristiti adekvatne modele kako bi se dobili relevantni rezultati.

Prakticni aspekti zaštite na sucelju izmedu elektrane i distribucione mreže prvenstveno su orijentisani ka ocuvanju sigurnosti ostalih korisnika mreže i osoblja, pa ih treba pravilno uskladiti s ostalim zaštitama u sistemu. Zaštitne funkcije koje su ukljucene u sucelje s mrežom mogu se znacajno razlikovati u za visnosti od velicine izgradnje, naponskog nivoa, vrste opreme i pogona, kao i sistema zaštite u mreži.



Sistem zaštite disperzovane proizvodne jedinice , poput male hidroelektrane , treba biti uskladen sa sistemima zaštite koji postoje u dijelu mreže na koji se izvor prikljucuje. Vrste sistema zaštite koje treba primijeniti za vise od karakteristika elektrane i mreže. Sistem zaštite male hidroelektrane treba ukljucivati barem sljedece:

Ø zaštitu od neodgovarajucih i neželjenih uslova pogona u paralelnom režimu elektrane i mreže,

Ø zaštitu elektrane i d jelova mreže od poremecaja i kvarova koji nastaju u elektrani,

Ø zaštitu elektrane od poremecaja i kvarova koji nastaju u mreži.

Pored prethodno spomenutog, investitor može primijeniti i druge sisteme zaštite. Zaštitu od prenapona, zaštitu od zemljospoja, te zaštitu od napona dodira koje je potrebno medusobno uskladiti, vodeci racuna o uzemljenju neutralne tacke u mreži. U paralelnom režimu pogona elektrane i mreže , poželjno je imati neuzemljenu neutralnu tacku generatora u elektrani. Selektivnost sistema zaštite mora biti ocuvana nakon prikljucenja elektrane na mrežu.

Kod mikro hidroelektrana (velicina izgradnje manja od 100 kWh), sistem zaštite treba da sadrži sljedece:

Ø nadstrujnu zaštitu namota statora generatora,

Ø nadstrujnu zaštitu od pojave zemljospoja,

Ø zaštitu od previsokog napona ,

Ø zaštitu od preniskog napona,

Ø zaštitu od previsoke frekvencije ,

Ø zaštitu od preniske frekvencije,

Ø zaštitu od jednakog i nejednakog dodira.

Kod mikro hidroelektrana s nešto vecom velicinom izgradnje, od 100 kW, prethodni skup sistema zaštita treba dopuniti sljedecim:

Ø zaštitom od povratnog toka snage ,

Ø zaštitom od nesimetricnih uslova pogona.

Kod mini hidroelektrana , cija velicina izgradnje iznosi do 1 MW, skup sistema zaštita treba da sadrži sljedece:

Ø nadstrujnu zaštitu namota statora generatora,

Ø nadstrujnu zaštitu od zemljospoja,

Ø zaštitu od previsokog napona ,

Ø zaštitu od preniskog napona,

Ø zaštitu od previsoke frekvencije ,

Ø zaštitu od preniske frekvencije,

Ø zaštitu od povratnog toka snage ,

Ø zaštitu od nesimetricnih uslova pogona.

Kod malih hidroelektrana, cija je velicina izgradnje veca od 1 MW, prethodni skup sistema zaštita treba biti dopunjen sa:

Ø diferencijalnom zaštitom.

Do sada, uglavnom, nije bio dozvoljen pogon djelova mreže u otocnom režimu , kako bi se izbjeglo neocekivano napajanje mjesta kvara od strane disperzovane proizvodne jedinice (bilo u slucaju kvara ili tokom održavanja mreže). U vecini slucajeva aktiviranja sistema zaštita usljed



kvara u mreži ili neodgovarajucih uslova pogona u paralelnom režimu, dovoljno je odvojiti malu hidroelektranu od mreže , pomocu glavnog prekidaca ili generatorskog prekidaca , uz uslov da je elektrana projektovana za pogon u otocnom režimu. Ukoliko do prorade sistema zaštite dode zbog pojave kvarova u elektrani, tada može da bude potrebno ne samo aktivirati prekidace, vec i zaustaviti pogonski stroj turbine (diferencijalna zaštita, zaštita od previsokog/preniskog napona, zaštita od previsoke/preniske frekvencije).

U nekim složenijim malim hidroelektranama, pored prethodno spomenutog, moguce je primijeniti i sljedece dvije grupe sistema zaštite:

1. Sistemi zaštite koji djeluju samo na odvajanje elektrane od mreže:

Ø zaštita od previsoke tempera ture namota

2. Sistemi zaštite koji djeluju na prekid pogona elektrane:

Ø zaštita od gubitka uzbude,

Ø zaštita od kvarova u uzbudnom krugu,

Ø zaštita od previsoke temperature ležajeva ,

Ø zaštita od previsoke brzine obrtaja,

Ø zaštita od preniske brzine obrtaja,

Ø zaštita agregata i/ili pogonskog stroja (previsoke vibracije, previsoka temperatura pogonskog stroja i slicno),

Ø zaštita od kvarova pomocnih sistema (napajanje istosmjernim ili izmjenicnim naponom, kvarovima na sistemima ulja za podmazivanje, rashladnom sistemu),

Ø prorada nekih od sigurnosnih sistema elektrane (požar, zaustavljanje u nuždi).

1.2.11. Pogon u otocnom režimu i zaštita od otocnog režima

Sa tehnickog i tehnološkog stanovišta, mala hidroelektrana može biti projektovana za:

Ø odvojeni pogon (u rijetkim slucajevima),

Ø pogon u paralelnom režimu s distribucionom mrežom,

Ø pogon u paralelnom režimu s distribucionom mrežom uz mogucnost otocnog režima.

Pogon u otocnom režimu za malu hidroelektranu (uglavnom industrijsku), može biti omogucen ukoliko je elektrana projektovana tako da napaja sopstveni lokalni konzum, koji se nalazi unutar elektrane na lokaciji njene izgradnje. Uopšteno, pogon u otocnom režimu za malu hidroelektranu u privatnom vlasništvu i dio mreže, nije dozvoljen. Medutim, ukoliko su neke od malih hidroelektrana prikljucene na distribucionu mrežu i nadzirane iz centra upravljanja, tada je moguce voditi njihov pogon u otocnom režimu tokom teško poremecenih uslova pogona u prenosnom sistemu.

Zaštita od otocnog pogona primjenjuje se djelovanjem na prekidac, koji se nalazi u tacki prikljucenja, i koji odvaja elektranu od mreže. Na taj nacin se omogucava sigurno odvajanje elektrane i izbjegava napajanje mreže samo iz elektrane. Djelovanje tog prekidaca pod iskljucivom je nadležnošcu operatora sistema. Upravljanje tim prekidacem lokalne je prirode, ali operator sistema može da traži primjenu daljinskog upravljackog sistema, ukoliko je velicina izgradnje elektrane veca od 1 MW. Troškove izazvane ugradnjom cjelokupnog daljinskog upravljackog sistema namiruje investitor. Do iniciranja prekidaca u svrhu odvajanja elektrane od mreže u njihovom paralelnom režimu, dolazi kada iznosi napona odstupaju za više od ±10% od nazivnog napona, kao i kada je frekvencija ili >51Hz ili <48Hz.

Zavisno od karakteristika elektrane i njene eventualne projektovanosti za pogon u otocnom režimu (napajanje lokalnog konzuma na lokaciji izgradnje unutar elektrane), moguce je pored prekidaca za odvajanje elektrane ugraditi i druge rasklopne uredaje, poput glavnog prekidaca elektrane i generatorskog prekidaca za njegovu sinh ronizaciju. Generatorski prekidac treba da



bude korišten za sinhronizaciju generatora ako je elektrana projektovana samo za pogon u paralelnom režimu s mrežom. Generatorski prekidac i glavni prekidac elektrane trebaju da budu korišteni za sinkronizaciju , ako je elektrana projektovana za pogon u paralelnom i otocnom režimu. To znaci da je neophodno ugraditi i glavni prekidac elektrane , kada je elektrana projektovana za pogon u paralelnom i otocnom pogonu.

Automatsko ponovno ukljucenje radijalnog kraka distribucione mreže , na koji je elektrana prikljucena, podrazumijeva pojavu posebne vrste pogona u otocnom režimu, kojem se pristupa nezavisno od opštih razmatranja zaštite od otocnog režima.

1.2.12. Ucestvovanje u pružanju pomocnih usluga

Sa obzirom na specificnosti komercijalnih i ugovornih pravila, intermitentna disperzovana proizvodnja vrlo rijetko ucestvuje u mehanizmu uravnoteženja izmedu proizvodnje i potrošnje. Ipak, ucestvovanje na tržištu elektricnom energijom može se izvesti uz ekonomske podsticaje, recimo razmjenjivanjem predvidivog rasporeda proizvodnje s operatorom sistema.

Adekvatno upravljanje djelatnom i/ili jalovom snagom, može se koristiti kao sredstvo za izbjegavanje povecanja napona. Ipak, komercijalni okvir za regulaciju napona putem upravljanja djelatnom ili jalovom snagom, još uvijek nije razvijen na distribucionom nivou. Na primjer, upravljanje jalovom snagom u svrhu smanjenja fluktuacije napona u distribucionoj mreži, nije praceno odgovarajucim cjenovnim mehanizmima. Povlacenje jalove snage iz mreže, od strane disperzovanih proizvodnih jedinica, može biti vrlo korisno za neutralizovanje povišenog iznosa napona u slabim nadzemnim mrežama.

Jasno je da to uobicajeno dovodi do povecanja gubitaka snage/energije u mreži. Nemogucnost trenutno primijenjenog cjenovnog koncepta za jalovu snagu da podrži regulaciju napona, može nepotrebno da prisili disperzovanu proizvodnju da prikljucenje izvodi na višim naponskim nivoima, što povecava troškove prikljucenja. Disperzovana proizvodnja nema ni mogucnost balansiranja troškova prikljucenja na racun troškova gubitaka, a ni mogucnost odgovarajuceg izbora. Dalje, disperzovana proizvodnja može , za smanjenje svoje izlazne snage ispod maksimalno raspoložive snage tokom ogranicenog perioda, dobiti nadoknadu, ako dobije dozvolu za prikljucenje na niži naponski nivo. Medutim, ova opcija još uvijek nije ponudena generatorima.

Jasno je da je potrebno stvaranje tržišnih mehanizama i cjenovnih okvira , koji ce dozvoliti disperzovanim proizvodnim jedinicama, ne samo ucestvovanje na tržištu energijom, vec i pomoc u pružanju dodatnih usluga.

1.2.13. Tehnicka ogranicenja mreže i ostale prepreke s obzirom na prikljucenje

Tehnicki ogranicene sposobnosti mreže mogu postati glavni problem u razmatranju izgradnje disperzovanih proizvodnih jedinica , poput malih hidroelektrana. Pojacanja mreže izazivaju dodatne troškove, koji mogu predstavljati nezanemariv dio ukupne investicije. To može biti znacajno u mnogim podrucjima u kojima postoje veci energetski resursi u malim hidroelektranama. Medutim, ti resursi mogu ostati uveliko neiskorišteni u kratkorocnom i srednjorocnom periodu, upravo zbog visokih troškova prikljucenja i pojacanja.

Na disperzovane proizvodne jedince , poput malih hidroelektrana, gleda se kao na potencijalno korisne izvore energije, u sistemu koji mogu doprinijeti ukupnoj energetskoj ravnoteži. Ali, u ovom trenutku , te se jedinice uglavnom smatraju izuzecima, s obzirom na uobicajeni pogon distribucione mreže , pa se tretiraju kao problem koji povecava složenost vodenja pogona.

Osnovna prepreka za povecanje stepena integracije disperzovane proizvodnje, prepoznaje se u strukturi same distribucione mreže , koja je radijalna ili je vodena na radijalni nacin. Visoki stepen penetracije disperzovane proizvodnje traži modifikovanje citavog sistema zaštite.

Postojecim standardima prepoznati su ti aspekti, a da bi se udovoljilo propisima operatora sistema, cesto se moraju preduzeti akcije koje imaju veliki uticaj na troškovnu efikasnost



elektrane, narocito kod najman jih jedinica. Za mikro proizvodnju prikljucenu na niskonaponsku mrežu putem invertera, osnovna prepreka se nalazi u traženoj ugradnji transformatora.

Disperzovana proizvodnja se najcešce prikljucuje na distribucionu mrežu. Kao rezultat, osnovna prepreka povecanju stepena penetracije disperzovane proizvodnje, odnosi se na troškove. Troškovi takvog projekta obicno pripadaju jednoj ili više sljedecih grupa :

Ø kapitalni troškovi disperzovane proizvodnje ukljucuju troškove odredene tehnologije za disperzovanu proizvodnju, kao i troškove svih traženih sistema zaštite;

Ø troškovi ispunjavanja tehnickih zahtjeva operatora sistema; u cilju ispunjavanja zahtjeva za sprecavanje pogona u otocnom režimu, cesto se traže dodatne zaštite. Takode , moguci su i troškovi koji nastaju zbog potrebe za dogradnjom distribucione mreže, u cilju podržavanja plasmana snage proizvedene iz disperzovane proizvodnje;

Ø troškovi pridruženi tarifama za prikljucenje u uslovima otvorenog pristupa ; tarife cesto rezultiraju dodatnim troškovima koji ukljucuju inženjerske troškove, troškove osiguranja, nadoknade za izvodenje studijskih radova, kao i održavanje;

Ø preostalo kljucno pitanje odnosi se na strukturu tarife za elektricnu energiju, koja cesto ne podržava razvoj takvih malih elektrana.

Konacno, postupak izdavanja dozvole zahtijeva kontaktiranje veceg broja ovlaštenih tijela. Zato treba razviti pojednostavljeni postupak za najmanje elektrane.

1.2.14. Prepreke – sa stanovišta investitora

Moguce prepreke na koje investitor uobicajeno nailazi tokom razvojnog ciklusa projekta, dijele se na sljedecih pet vrsta:

Tehnicke prepreke. Odnose se na zahtjeve operatora sistema, kojima se nastoji postici inženjerska kompatibilnost s mrežom i vodenjem pogona mreže. Te prepreke ukljucuju specifikovanje zahtjeva vezanih za kvalitet, raspodjelu snage, sigurnost, pouzdanost, mjerenje i vodenje pogona lokalnog distribucionog sistema, a tretiraju sljedece:

Ø standardi – nedostatak standardizacije ,

Ø testiranje – nedostatak postupaka testiranja ,

Ø tehnologija – nedostatak iskustva s novim tehnologijama ,

Ø kriterijumi prikljucenja – zahtjevi se doživljavaju kao nepotrebno oštri, s obzirom na ocuvanje pouzdanosti, sigurnosti i kvaliteta (mogu ukljucivati zahtjeve na zaštitne releje, zahtjeve na kvalitet, studije tokova snaga i inženjerske analize).

Prepreke od strane poslovne prakse. Odnose se na ugovorne i proceduralne zahtjeve na prikljucenje. Klasifikuju se prema sljedecim grupama:

Ø cijena (ukljucujuci nadoknadu za podnošenje zahtjeva i nadoknadu za prikljucenje),

Ø profitabilnost,

Ø nadoknade za prenos,

Ø nadoknade za pomocne usluge ,

Ø pridjeljivanje gubitaka ,

Ø nadoknade za narušavanje kompetitivnosti.



Regulatorne prepreke. Odnose se na aspekte politike planiranja , koji spadaju pod nadležnost regulatornog tijela. Klasifikuju se prema sljedecim grupama:

Ø ogranicenje velicine izgradnje,

Ø zakoni,

Ø Izdavanje lokalnih dozvola.

Ø izdavanje dozvola s obzirom na promjenu stanja u okolini.

Monopolske prepreke:

Ø monopolski popusti: selektivno spuštanje cijene nudi se velikim potrošacima ,

Ø tarife vezane za kapacitet: dodatne, reze rvne i pripravne tarife vezane za kapacitet koji se održava putem rezervnog sistema,

Ø tarife vezane za tok snage u višem naponskom nivou : nadoknada koju naplacuje operator distribucionog sistema za prenos snage na tržište ,

Ø pravila franšize.

Ostalo :

Ø kašnjenje s izvodenjem prikljucenja: pocetni kontakt i zahtjev, kašnjenja u aplikacionom postupku, utrošak neproduktivnog vremena investitora, pretjerani proceduralni zahtjevi,

Ø birokratija,

Ø pravila i standardi.

Trenutno su prepoznata nastojanja za podsticanje razvoja disperzovane proizvodnje, koja se posmatra ju kao opcija uspješnog povecanja raspoloživog energetskog kapaciteta, ali uz istovremeno ocuvanje slobodnog tržišta elektricne energije. Mjere koje treba primijeniti radi izbjegavanja diskriminisanja disperzovane proizvodnje sa stanovišta prikljucenja, su sljedece:

Ø novi unifikovani standardi prikljucenja za disperzovanu proizvodnju ,

Ø standardizovani postupci prikljucenja za disperzovanu proizvodnju ,

Ø obavezujuca regulatorna p ravila prikljucenja za disperzovanu proizvodnju ,

Ø regulatorne garancije protiv pretjeranih kašnjenja u postupku prikljucenja.

Autorizacioni postupci odobravanja tacke prikljucenja na distribucionu ili prenosnu mrežu , stalan su izvor zabune i sukoba. Uskladenost izmedu razlicitih administrativnih tijela uglavnom nije narocito uspješna, s obzirom na vremenske rokove, dobitak i obradu zahtjeva za izdavanje dozvola. Vremenske rokove za davanje odgovora , administracija cesto ne poštuje. Investitori moraju proci kroz postupak sukcesivnih javnih konsultacija unutar istog projekta. Ne postoje stvarni “brzi” postupci, narocito za najmanje projekte.

1.2.15. Sadašnje stanje regulisanosti uslova prikljucenja na mrežu u Crnoj Gori

Zakoni, uredbe i mrežni tehnicki standardi u Crnoj Gori, utvrdeni su s obzirom na prikljucenje disperzovanih proizvodnih jedinica, s velicinom izgradnje manjom od 10 MW na distribucionu mrežu. Osnovna konceptualna rješenja koja se odnose na zakonodavni kontekst, razmotrena su u trecem poglavlju ovog rada (poglavlje 3. Pravni okvir procesa pripreme izgradnje i izgradnje malih hidroelektrana, podpoglavlje 3.2. Energetska regulativa, odjeljak 3.2.1. Zakon o energiji), prema dokumentaciji i specifikacijama dobijenim od strane vladinih tijela i nadležnog ministarstva.

Zakon o energiji proglašen je 2003. godine, kao rezultat prenošenja odredbi iz stare evropske smjernice 96/92/EC u domace zakonodavstvo , s obzirom na zajednicka pravila na unutrašnjem



tržištu elektricne energije. Nakon objavljivanja ovog zakona, uslijedilo je nekoliko ministarskih mišljenja tokom 2005. godine, koji su se dijelom odnosili na tehnicke specifikacije prikljucenja malih elektrana na distribucionu mrežu. Pojam “mala elektrana” pri tome oznacava sve vrste elektrana, odnosno proizvodnih objekata (a posebno disperzovanih proizvodnih jedinica), cija je velicina izgradnje manja od 10 MW. Zakon o energiji (2003) pracen je tehnickim referentnim mrežnim pravilima (Privremeni distributivni kodeks i Privremeni kodeks mreže ), koje je pripremila Elektroprivreda Crne Gore Nikšic tokom 2005. godine. Zahtjevi u tim tehnickim dokumentima imaju za cilj da ocuvaju sigurnost mreže i njenog pogona, kao i da sprijece opadanje kvaliteta napajanja.

Tehnicka pravila vezana za prikljucenje malih elektrana na mrežu , posebno su definisana u Privremenom distributivnom kodeksu (podpoglavlje IIIB: Uslovi prikljucenja na male elektrane). Posebni clanci ovog Kodeksa (od 45 do 55) posveceni su iskljucivo detaljima prikljucenja malih proizvodnih jedinica na distribucionu mrežu. Kodeks je primjenjiv s obzirom na male elektrane koje se po prvi put prikljucuju na mrežu , ili koje su predmet znacajnih modifikacija, zbog kojih se traži zakljucenje novog ugovora o prikljucenju izmedu proizvodaca i operatora distribucionog sistema. To važi, na primjer, u slucaju kada se izvodi zamjena postojecih proizvodnih jedinica novima, ili kada se njihova velicina izgradnje znacajno povecava, što uzrokuje potrebu dopunjavanja ugovornih dokumenata, zakljucenih izmedu investitora i operatora distribucionog sistema (npr. ugovor o prikljucenju i ugovor o vodenju pogona, odnosno korišcenju mreže).

Tehnicki zahtjevi koji se postavljaju s obzirom na prikljucenje malih elektrana na distribucionu mrežu, na nacin kako su propisani u Privremenom distributivnom kodeksu (2005), odnose se na sve vrste malih proizvodnih jedinica, nezavisno od primarnog izvora energije i korištenom postupku pretvaranja energije. Kodeks po svom sadržaju ulazi u grupu standardnih tehnickih dokumenata, i ne predstavlja prepreku za prikljuce nje malih hidroelektrana. Medutim, kada god je to izvodljivo, potrebno je posebno i pojedinacno utvrditi specificnosti odredenih tipova disperzovanih proizvodnih jedinica (npr. asinh roni generatori, male hidroelektrane, elektrane na vjetar, vrlo male jedinice i dr.) u posebnim dokumentima nižeg pravnog ranga (npr. pravilnici ili preporuke). Dobar primjer izveden je u Smjernicama razvoja i izgradnje malih hidroelektrana u Crnoj Gori, Sveska 5, Poglavlje 8: Tehnicko prikljucenje malih hidroelektrana na elektrodistributivnu mrežu. Slicni pravilnici nalaze se u upotrebi u susjednim elektroprivredama. Tako je, na primjer, Hrvatska elektroprivreda uradila pravilnik pod nazivom Tehnicki uvjeti za prikljucak malih elektrana na elektroenergetski sustav Hrvatske elektroprivrede (1998, proizvodni objekti snage do 5 MW), a Elektroprivreda Srbije tehnicku preporuku br. 16 pod nazivom Osnovni tehnicki zahtjevi za prikljucenje malih elektrana na mrežu Elektrodistribucije Srbije (2003, proizvodni objekti snage do 16 MVA). Na taj bi nacin Privremeni distributivni kodeks bio pracen pravilnicima nižeg ranga , koji bi bliže opisivali specificnosti pojedinacnih malih proizvodnih objekata, odnosno u predmetnom slucaju, specificnosti malih hidroelektrana. Specificnosti bi ukljucivale detaljne opise znatno veceg broja clanaka o opštim odredbama, izdavanju posebnih uslova i elektroenergetske saglasnosti, prikljucku na mrežu, uticaju na mrežu, zaštitu, sistemu obracunskog mjerenja, nadzoru pogona male elektrane, elektrickim šemama, obrascima, nacinu izvodenja proracuna i dr.

Kriterijumi prikljucenja disperzovane proizvodnje u Crnoj Gori, prema Privremenom distributivnom kodeksu (2005), tretiraju sljedece najznacajnije aspekte:

Ø naponski nivo ta cke prikljucenja ,

Ø termicku opterecenost spojnih elemenata u stacionarnom stanju ,

Ø profil napona u distribucionoj mreži,

Ø regulaciju napona i kompenzaciju jalove snage,

Ø snagu i struje kratkih spojeva ,

Ø kvalitet isporucene elektricne energije (flikeri i fluktuacije napona, emisije harmonika, nesimetricnost faza),

Ø elektromagnetnu kompatibilnost,



Ø spojne uredaje, opremu i postrojenja ,

Ø uzemljenje neutralne tacke,

Ø brojila i razmjena podataka ,

Ø mjerenja i razmjena mjernih podataka,

Ø pravila vodenja pogona i razmjena informacija ,

Ø daljinski prenos upravljackih signala,

Ø razmjenu informacija izmedu proizvodaca i operatora sistema,

Ø sigurnost mreže,

Ø ponovno uspostavljanje stanja u mreži ,

Ø uslove u stacionarnom pogonu (isporucena snaga, kontinuirani pogon, kratkotrajni i privremeni pogon),

Ø uslove u poremecenom pogonu (brze fluktuacije frekvencije, brzi propadi napona, stabilnost),

Ø ogranicenje izlazne snage ili iskljucenje s mreže,

Ø sistem zaštita, s obzirom na prikljucenje disperzovane proizvodnje na mrežu.

Pitanja koja se odnose na dinamicko ponašanje i stabilnost malih elektrana, kao i njihovo ucestvovanje u pružanju pomocnih usluga, nijesu obradena u Privremenom distributivnom kodeksu (2005). Znacaj tih pitanja moguce je prepoznati u odredbama Kodeksa, koje se odnose na opšte zahtjeve vezane za sigurnost pogona , ili podršku koju male elektrane pružaju prenosnom sistemu.

Opšte uzeto, razmotreni tehnicki aspekti uveliko zavise od procesa i tehnologija koje na razlicitim nivoima mogu biti korištene u malim elektranama (npr. postupak pretvaranja energije, strategija upravljan ja, vrsta generatora, “spojni sistem” izmedu elektrane i mreže, odnosno sucelje). Uocena je zavisnost konfiguracije mreže i od ocekivanih uslova pogona, što dalje motiviše potrebu za izvodenjem studijskih radova ili testnih mjerenja za svaki specificni sluca j prikljucenja, uz odgovarajuce modelovanje i dovoljnu tacnost ulaznih podataka razlicitih komponenti i sistema (elektrana, mreža i sucelje medu njima). Zato je potrebno insistirati na kontinuiranom osposobljavanju i obucavanju operatora distribucionog sistema za izvodenje i/ili tumacenje rezultata studija, odnosno testnih mjerenja . Operator distribucionog sistema mora biti osposobljen i opremljen za izvodenje takvih zadataka, sa odgovarajucim racunarskim programima i mjernom opremom. U tu je svrhu potrebno odvojiti posebna finansijska sredstva u okviru plana investicija i razvoja operatora distribucionog sistema.

Kod uslova prikljucenja, šeme prema kojima se ono izvodi cesto unose vremensko kašnjenje u postupak prikljucenja. Naime, operator distribucionog sistema najcešce preferira prikljucenje u polje postojeceg postrojenja, koje se nalazi u blizini korisnika, a opciju prikljucenja u postojeci vod drži kao rezervnu , i cesto samo teorijski, mogucu varijantu. To je posebno slucaj u prenosnoj mreži, odnosno kod operatora prenosnog sistema, i to najcešce zbog potrebe ponovnog uskladivanja sistema zaštita nakon prikljucenja. Prikljucenje u postojeci vod cesto je jeftinije od prikljucenja u polje postojeceg postrojenja (npr. zbog manje udaljenosti), pa je potrebno putem regulatornog nadzora ukazati operatoru distribucionog sistema na obavezu razmatranja obje opcije, kao i na finansijski povoljniji izbor za investitora , kao bi se olakšao razvoj projekta.

Razvoj projekata izgradnje malih hidroelektrana može se olakšati i vecim ukljucenjem regulatornog tijela, putem nadzora u procesu prikljucenja, kako bi se izbjegla neopravdana kašnjenja u postupku izdavanju odobrenja za prikljucenje, odnosno sankcionisala njihova pojava. U tu svrhu, zakonodavnim putem treba definisati kaznene odredbe, prema kojima ce se procjenjivati neopravdanost kašnjenja.



Na osnovu Privremenog distributivnog kodeksa (2005), postupak prikljucenja nakon podnošenja zahtjeva smije trajati najviše 30 dana za prikljucenje na niskonaponsku mrežu, i 60 dana za prikljucenje na srednjonaponsku mrežu. Medutim, procjenjuje se da bi bilo korisno razviti detaljniju proceduru razmatranja zahtjeva za prikljucenjem na distribucijsku mrežu , na nacin slican onome koji je utvrden za prikljucenje na prenosnu mrežu (Privremeni mrežni kodeks, 2005). Na taj nacin bi se olakšalo nadležnom operatoru distribucijskog sistema razmatranje veceg broja zahtjeva za prikljucenjem, na osnovu definisane procedure razmatranja zahtjeva uz istovremeno održavanje liste cekanja.

1.2.16. Prijedlog procedure razmatranja zahtjeva za prikljucenje na distribucionu mrežu

U zavisnosti od podsticajnih mjera koje Vlada Crne Gore eventualno može uvesti u svrhu promocije razvoja malih hidroelektrana (na primjer, obaveza otkupa proizvedene elektricne energije po privlacnoj fiksnoj tarifi za male hidroelektrane, cija je velicina izgradnje manja od 10 MW), operatori sistema u Crnoj Gori mogu primiti veci broj zahtjeva za prikljucenje malih hidroelektrana na mrežu, posebno na distribucionu mrežu, zbog postavljenog ogranicenja velicine izgradnje od 10 MW (veci broj potencijalnih lokacija).

Veci broj zahtijeva rezultira potrebom stvaranja liste cekanja za prikljucenje malih hidroelektrana na distribucionu mrežu. U cilju uspješnijeg razmatranja veceg broja zahtjeva za prikljucenjem koji se podnose nadležnim operatorima, oni trebaju definisati proceduru razmatranja zahtjeva uz istovremeno održavanje liste cekanja. Ta procedura treba da se utvrdi za sve vrste malih elektrana za koje se podnosi zahtjev za prikljucenje , a posebno za male hidroelektrane. Do ogranicenja sposobnosti plasmana proizvedene snage može doci kako u distribucionoj, tako i u prenosnoj mreži, pa procedura upravljanja listom cekanja treba da bude uskladena izmedu operatora distribucionog (DSO) i prenosnog sistema (TSO).

Podnijeti zahtjevi za prikljucenje ponekad se mogu naci u medusobnom sukobu, pa mogu uzrokovati medusobna ogranicenja. U slucaju da do takvih interakcija zaista dode, ponude za prikljucen je moguce je revidirati putem dva pristupa. Prvi pristup obicno koristi princip usluživanja, prema kojem pravo prvenstva na raspodjelu mrežnog kapaciteta medu proizvodacima ima najbrži klijent, odnosno klijent ko ji je prvi podnio zahtjev. Zato se, u zavisnosti od raspoloživog mrežnog kapaciteta na razmatranoj lokaciji izgradnje, može prihvatiti prvi projekat na listi cekanja (uz uslov da projekat ispunjava i sve ostale uslove vezane za prikljucenje), zatim drugi projekat, i tako dalje sve do potpunog iscrpljivanja mrežnog kapaciteta , koji je raspoloživ bez pojacanja mreže. Drugi se pristup primjenjuje u zavisnosti od rezultata studija izvodljivosti za odredeno podrucje, kada se na sve primljene zahtjeve odgovara nakon dobijanja konacnih studijskih rezultata.

Ukoliko su neophodna pojacanja u mreži, procjenjuju se njihovi troškovi, kao i doprinos proizvodaca nastanku tih troškova. Proizvodac tada može odabrati ili platiti, nakon cega se odobrava njegov zahtjev, ili cekati i ostati na listi dok se situacija ne promijeni (npr. dok se drugi projekti koji su na višim pozicijama na listi, ne otkažu ili ne izbace, ili dok se ostali proizvodaci ne udruže u placanju troškova iza zvanih potrebom pojacanja mreže i dr.).



Procedura za podnošenje zahtjeva za prikljucenje treba da ukljucuje više koraka, sa fiksno odredenim vremenskim rokovima. Ukoliko investitor ne udovolji tim vremenskim rokovima, tada se njegov zahtjev uklanja s liste cekanja. Osnovni koraci ukratko su predstavljeni u nastavku (Tabela br. 6):

Ø Procedura zapocinje s neformalnom razmjenom informacija izmedu investitora (generatora) i nadležnog operatora sistema (TSO ili DSO zavisno od nadležnosti nad tackom prikljucenja, lokacije i velicine izgradnje disperzovane proizvodne jedinice). Na taj se nacin podnositelju zahtjeva pruža uvid u sve neophodne korake koje treba preduzeti u proceduri prikljucenja.

Ø Investitor podnosi nadležnom operatoru sistema zahtjev za prikljucen je na mrežu u obliku aplikacionog formulara, koji sadrži sve opšte podatke o projektu i traži od operatora izradu preliminarne studije izvodenja. Od investitora se traži polaganje depozita na ime troškova obrade zahtjeva. Projekat ulazi na relevantnu listu cekanja.

Ø Opšti podaci koji trebaju da budu ukljuceni u aplikacioni formular zahtjeva za prikljucenje, sadrže : ime, prezime i adresu podnosioca, lokacije zahvata, brane i strojarnice (geografska dužina i širina), identifikaciju rijeke/vodotoka/kanala na kojem je elektrana locirana, pad i protok, nazivnu snagu, ocekivanu godišnju proizvodnju energ ije, raspoložive podatke o padavinama ili toku rijeke , kao i nacin na koji je procijenjen ocekivani nivo proizvodnje, podatke o raspoloživosti i vlasništvu nad zemljištem na kojem se planira izvodenje projekta (npr. u državnom ili privatnom vlasništvu), kao i opis finansijskog stanja investitora.

Ø Nadležni operator sistema radi pojednostavljenu preliminarnu studiju izvodljivosti, i u fiksno odredenom vremenskom roku u trajanju do 2 sedmice , šalje dobijene rezultate investitoru, zajedno s pocetnom procjenom troškova koje ce investitor snositi. Rezultati preliminarne studije izvodljivosti trebaju da ukažu na metodu prikljucenja, shemu prikljucenja i tehnicke zahtjeve, eventualnu potrebu za dubokim pojacanjima mreže, procjenu troškova prikljucenja, procjenu vremena potrebnog za realizaciju i informacije o situaciji na listi cekanja.

Ø Ukoliko su rezultati preliminarne studije izvodljivosti prihvatljivi, tada u fiksnom vremenskom roku u trajanju do 2 mjeseca, investitor treba nadležnom operatoru sistema da preda detaljne tehnicke podatke o projektu , zajedno s traženim administrativnim informacijama koje se, recimo, mogu odnositi na gradevinsku dozvolu , ili na dozvole od strane lokalnih tijela uprave. Investitor snosi troškove izrade detaljne studije o prikljucenju, ili se traži barem njegovo finansijsko ucešce. Zahtjev može biti otkazan u slucaju neispunjavanja vremenskog roka u trajanju do 2 mjeseca.

Ø Ukoliko je mrežni kapacitet dovoljan, nadležni operator sistema izvodi detaljnu studiju prikljucenja, koja, izmedu ostalog, razmatra regulaciju napona, tokove snaga, kratke spojeve, kvalitet, uskladenost zaštite, trancijentalne prenapone i analizu stabilnosti, razvoj eventualno potrebnih dubokih pojacanja, i inženjerske aspekte prikljucenja . U fiksnom vremenskom roku u trajanju do 2 mjeseca , nadležni operator sistema šalje investitoru tehnicki i finansijski prijedlog ili radnu verziju ugovora o prikljucenju.

Ø Izvodenje detaljne studije prikljucenja zahtijeva se za elektrane cija je velicina izgradnje veca od 10% od ceonog opterecenja primarnog radijalnog kraka mreže. To znaci da mikro i neke manje mini hidroelektrane mogu biti izuzete od razmatranja odredenih aspekata u detaljnoj studiji prikljucenja (poput analize stabilnosti), ako nadležni operator sistema procijeni njihov uticaj zanemarljivim.

Ø Medutim, to ne znaci da su mikro i neke manje mini hidroelektrane izuzete od razmatranja svih aspekata detaljne studije prikljucenja. Kod elektrana koje se prikljucuju na jednofazni primarni vod, treba na pojedinacnoj osnovi razmatrati naponske flikere, neuravnoteženost struja i napona po fazama, kao i regulaciju napona u stacionarnim



stanjima. Investitor od operatora sistema traži izuzimanje, što operator zatim prosljeduje regulatornom tijelu na konacnu odluku.

Ø Investitor poslije toga ima na raspolaganju fiksni vremenski rok u trajanju do 2 mjeseca za prihvatanje prijedloga ili ugovora , kao i za placanje depozita u iznosu od 10% od ukupnih indikativnih troškova. Zahtjev može biti otkazan u slucaju neispunjavanja vremenskog roka u trajanju do 2 mjeseca.

Ø U slucaju prihvatanja ugovora o prikljucenju, nadležni operator sistema izvodi tražene radove. Ugovor o prikljucenju sadrži tehnicke i zakonodavne zahtjeve, i ima za cilj da osigura izvodenje fizickog povezivanja generatora i sistema, tako da postoji odgovarajuca: a) zaštita od elektricnih kvarova koji se javljaju u sistemu bilo koje od strana, b) kvalitet isporucene energije prema važecim industrijskim standardima, c) saglasnost izmedu proizvodaca i operatora sistema o protokolima izvještavanja, sigurnosnim postupcima i drugim konvencijama dobre elektroenergetske prakse.

Ø Nakon realizacije (koja podrazumijeva izgradnju i testiranje) i potpisivanja ugovora o vodenju pogona (korišcenju mreže), moguca je primopredaja i puštanje mjesta prikljucenja u pogon. Ugovor o vodenju pogona (korišcenju mreže), sadrži sve aspekte pogona i održavanja koji se odnose na prikljucenje male hidroelektrane.

Ø Ukoliko mrežni kapacitet nije dovoljan za prikljucenje, pa su zbog toga potrebna pojacanja mreže, investitor može izabrati izmedu cekanja i ostajanja na listi s jedne strane, ili, s druge, strane može tražiti od operatora sistema izradu detaljne studije i odgovarajuci tehnicki i finansijski prijedlog na osnovu njenih rezultata.

Ø Ukoliko investitor odabere opciju cekanja na listi, operator sistema ga informiše, kada je to potrebno, o promjenama pozicije njegovog projekta na listi.

Ø Investitor može u bilo kojem trenutku zatražiti tehnicki i finansijski prijedlog. Medutim, nakon dobitka tehnickog i finansijskog prijedloga, cak i ako investitor odbije da potpiše ugovor s operatorom sistema, projekat se uklanja s liste cekanja.



Tabela br. 6: Prijedlog procedure razmatranja zahtjeva za prikljucenje na mrežu

INVESTITOR (GENERATOR)

OPERATOR SISTEMA (TSO ili DSO)

⇐ Neformalna razmjena informacija ⇒

Zahtjev za prikljucenje na mrežu (aplikacioni formular, deponisanje nadoknade za obradu zahtjeva)

⇒

Preliminarna studija izvodljivosti (metoda prikljucenja, shema i zahtjevi, potreba za dubokim pojacanjima, ukupni indikativni troškovi, procjena potrebnog vremena, pozicija na listi cekanja)

<2 sedmice

⇐

<2 mjeseca

Za slucaj prihvatanja, dostava detaljnih tehnickih podataka o projektu, administrativne informacije o dozvolama od strane tijela lokalne uprave i placanje izrade detaljne studije prikljucenja.

⇒

Detaljna studija prikljucenja (regulisanje napona, tokovi snaga, kratki spoj, kvalitet, uskladenost zaštite, tranc ijentni prenaponi, stabilnost, duboka pojac anja, inženjerski detalji mjesta prikljucka, tehnicki i finans ijski prijedlog ili radna verzija ugovora)

<2 mjeseca

⇐ <2 mjeseca

Prihvatiti prijedlog ili ugovor i uplatiti depozit u iznosu od 10% od ukupnih indikativnih troškova.

⇒ ⇐ Ugovor o prikljucenju ⇒

Realizacija (izgradnja i testiranje)

⇐ Ugovor o vodenju pogona (korišcenju mreže)

⇒

Stavljanje pod napon i puštanje u pogon



1.2.17. Zakljucak

U ovom dijelu su razmotreni aspekti prikljucenja malih hidroelektrana na mrežu , i plasmana elektricne snage koju one proizvode. U cilju ocuvanja zahtijevanog nivoa sigurnosti u vodenju pogona elektroenergetskog sistema, neophodno je postaviti razumne i ekonomski prihvatljive zahtjeve, sa obzirom na male hidroelektrane razlicitih vrsta. Naglasak se narocito stavlja na skup tehnickih kriterijuma koji bi trebali da doprinesu izbjegavanju , ili barem ublažavanju , ogranicenja stepena penetracije malih hidroelektrana. Ovdje su razmotrene samo opšte smjernice i procedure vezane za njihovo prikljucenje na distribucionu mrežu, dok se detaljna i obavezujuca tehnicka pravila , nalaze u Privremenom distributivnom kodeksu (2005).

Tehnicki zahtjevi koji se postavljaju s obzirom na prikljucenje malih elektrana na distribucionu mrežu, propisani su u Privremenom distributivnom kodeksu (2005). Ti zahtjevi se postavljaju na sve vrste malih proizvodnih jedinica, odnosno neza visno od primarnog izvora energije i korištenom postupku pretvaranja energije. Kodeks po svom sadržaju ulazi u grupu standardnih tehnickih dokumenata i ne predstavlja prepreku za prikljucenje malih hidroelektrana. Medutim, kada je to izvodljivo, potrebno je, posebno i pojedinacno, utvrditi specificnosti odredenih tipova disperzovanih proizvodnih jedinica (npr. asinh roni generatori, male hidroelektrane, elektrane na vjetar, vrlo male jedinice i dr.) u zasebnim dokumentima, onako kako je to izvedeno u Smjernicama razvoja i izgradnje malih hidroelektrana u Crnoj Gori, Sveska 5, Poglavlje 8: Tehnicko prikljucenje malih hidroelektrana na elektrodistributivnu mrežu. Na taj bi nacin Privremeni distributivni kodeks bio pracen pravilnicima ili preporukama nižeg ranga, koji bi bliže opisivali specificnosti pojedinacnih malih proizvodnih objekata, odnosno u predmetnom slucaju , specificnosti malih hidroelektrana. Specificnosti bi ukljucivale detaljne opise znatno veceg broja clanaka o opštim odredbama, izdavanju posebnih uslova i elektroenergetske saglasnosti, prikljucku na mrežu, uticaju na mrežu, zaštiti, sistemu obracunskog mjerenja, nadzoru pogona male elektrane, elektrickim šemama, o brascima, nacinu izvodenja proracuna i dr.

S obzirom na potrebu izvodenja studijskih radova ili testnih mjerenja za svaki specificni slucaj prikljucenja, uz odgovarajuce modelisanje i dovoljnu ta cnost ulaznih podataka razlicitih komponenti i sistema (elektrana, mreža i sucelje medu njima), potrebno je insistirati i na kontinuiranom osposobljavanju i obucavanju operatora distribucionog sistema za izvodenje i/ili tumacenje rezultata studija , odnosno testnih mjerenja. Operator distribucionog sistema mora da bude osposobljen i opremljen za izvodenje takvih zadataka, sa odgovarajucim racunarskim programima i mjernom opremom. U tu svrhu je potrebno odvojiti posebna finansijska sredstva u okviru plana investicija i razvoja operatora distribucionog sistema.

Na osnovu Privremenog distributivnog kodeksa (2005), procedura prikljucenja nakon podnošenja zahtjeva smije trajati do najduže 30 dana za prikljucenje na niskonaponsku mrežu , a 60 dana za prikljucenje na srednjonaponsku mrežu. Medutim, p rocjenjuje se da bi bilo korisno razviti detaljniju proceduru razmatranja zahtjeva za prikljucenjem na distribucionu mrežu, na nacin slican onome koji je utvrden za prikljucenje na prenosnu mrežu. Ta procedura je ovdje ukratko predstavljena , s obzirom na njene osnovne korake sa cvrsto odredenim vremenskim rokovima. Na taj nacin bi se nadležnom operatoru distribucionog sistema olakšalo razmatranje veceg broja zahtjeva za prikljucenje, na osnovu definisane procedure razmatranja zahtjeva, uz istovremeno održavanje liste cekanja.



1.3. NADOKNADA ZA KORIŠCENJE VODE

1.3.1. Uvod

Zbog rasta ekološke svijesti u vecini zemalja, kao i sve vece oskudnosti vode kao prirodnog resursa, javlja se opšti pritisak za vecom regulacijom korištenja vode, pa tako i u svrhu proizvodnje elektricne energije. Navedena regulacija se ogleda u obliku uvodenja nadoknada na korišcenje vode. U Republici Crnoj Gori pitanja nadoknada za korišcenje vode, u proizvodnji elektricne energije i vodoprivrednih uslova odredena su Zakonom o vodama („Službeni list RCG“, br. 16/95.). Navedeni zakon je obraden u poglavlju 3., pa se ovdje nece detaljno analizirati.

Nadoknade za korišcenje vode u procesu proizvodnje elektricne energije putem hidroelektrana , imaju uporište u tezi da hidroelektrane stvaraju negativne eksternalije po okolinu. Putem uvodenja nadoknada, pokušavaju se internalizovati navedene eksternalije. Medutim, u analizi korištenja vode za proizvodnju elektricne energije, bitno je napraviti razliku izmedu malih hidroelektrana (prema Zakonu o energetici – „Službeni list RCG“, br.oj 39/2003 -clan 2, stavka 15, u Crnoj Gori male hidroelektrane su definisane kao elektrane kapaciteta manjeg od 10 MW), zatim velikih hidroelektrana (vece od 10 MW). Prilikom izgradnje velikih hidroelektrana javljaju se negativne eksternalije na okolinu, koje je teško, ili nemoguce izbjeci. Medutim, kod malih hidroelektrana je puno manje negativnih eksternalija, ako se poštuju ekološki standardi. Sprovodenjem adekvatnih mjera potencijalne eksternalije mogu biti minimizirane ili u potpunosti izbjegnute.

1.3.2. Eksternalije vezane za male hidroelektrane

Prilikom razmišljanja o malim hidroelektranama i njihovom uticaju na okolinu, bitno je razumjeti njihova osnovna obilježja. Iako male hidroelektrane mogu imati negativne eksternalije , uspostavljanjem odgovarajucih ekoloških standarda, one se mogu izbjeci. Kao glavni nedostatak malih hidroelektrana, najcešce se navodi njihov uticaj na biološku raznolikost u rijecnom koritu. Medutim, iskustva drugih zemalja s malim hidroelektranama pokazuju sljedece:

Ø Putem ekoloških standarda uticaj malih hidroelektrana na flo ru i faunu se može minimizirati (uticaj na biološku raznolikost i s time povezan otpor organizacija za zaštitu okoline, se cesto navodi kao glavni kamen spoticanja u izgradnji malih hidroelektrana5). Važno je napomenuti da su u ovoj tacki (1.3 .) dokumenta izneseni samo pojednostavljeni ekološki uslovi za izgradnju malih elektrana, jer su ekološki uslovi i kriterijumi obradeni u drugim djelovima ovog dokumenta (posebno poglavlje 4. i 5.). Iz istog razloga u ovoj tacki nijesu predlagani ni standardi koji bi omogucili zadovo ljenje istih ekoloških kriterijumuma.

o Prilikom izgradnje malih hidroelektrana postoji opasnost od ugrožavanja normalnog života flore i faune. Kako bi se zaštitila populacija riba , neophodno je izgraditi zaobilazne kanale koji ce omoguciti ribama da zaobidu podrucje male hidroelektrane . Da bi zaštita bila potpuna , potrebno je kod turbina instalirati sonare koji usmjeravaju ribe u zaobilazne kanale. Takav sistem, tzv. Fish Guidance System, je do sada instaliran u nekoliko evropskih ze mlja i pokazao se vrlo uspješan u pog ledu zaštite riblje populacije.

o Kako bi zaštita bila što potpunija, neophodno je da se osigura minimalni nivo vodostaja, koji osigurava normalni život flore i faune; a takode je važno i minimiziranje uticaja na rijecni ekosistem i krajolik, kao i održanje biorazlicitosti

5 Biodiversity – a country study, Enviromental Protection Agency, Monitor 14, Stocholm 1994.



Dalje, male hidroelektrane karakterišu sljedeca svojstva:

Ø prilikom proizvodnje elektricne energije ne dolazi do zagadenja rijeke ,

Ø u proizvodnji elektricne energije, male hidroelektrane ne „troše“ vodu, vec je poslije upotrebe vracaju nazad u njeno korito. Ovaj princip je narušen jedino u situacijama kada su male hidroelektrane izgradene daleko od rijecnog korita , ili ne vracaju vodu u isto korito.

Sa druge strane , male hidroelektrane generišu nekoliko vrlo pozitivnih efekata:

Ø smanjenje zagadenja okoline,

Ø smanjenje rizika od poplave ,

Ø imaju pozitivan vlasnicki uticaj na lokalno vlasništvo,

Ø diversifikacija izvora energije.

Iz navedenog se može zakljuciti da proizvodnja elektricne energije putem malih hidroelektrana nema znacajnih posljedica za živi svijet u rijeci i oko nje , ako se poštuju i sprovode ekološki standardi. Istraživanje sprovedeno od strane Enviromental Protection Agency iz Stocholma (Švedska)6 navodi da na nacionalnom nivou nema znacajnih slucajeva koji bi ukazali na cinjenicu da male hidroelektrane uzrokuju izumiranje biljnog ili životinjskog svijeta.

1.3.3. Nadoknade za korišcenje vode u Evropskoj uniji

Vecina zemalja Evropske unije nije uvela nadoknade za korišcenje vode. Zemlje koje su se opredijelile za uvodenje nadoknada za vodu, uvele su vrlo niske nadoknade koje nemaju znacajnijeg ekonomskog uticaja ne projekte malih hidroelektrana. Takve nadoknade su, uglavnom, administrativnog porijekla i služe za pokrivanje troškova vezanih za održavanje rijecnih dobara.

Tabela br. 7: Nadoknade za korišcenje vode Zemlja Nadoknada za korišcenje vode Austrija Ne Belgija Da

Njemacka Ne osim ako je hidroelektrana >5MW

Irska Ne Island Ne Italija Da, administrativna nadoknada

Ceška Republika Da, administrativna nadoknada Leton ija Ne Slovenija Samo administrativna nadoknada Španija Ne

Razlog tome je, kao prvo, uvodenje znacajnijih nadoknada za korišcenje vode obeshrabrilo bi nova ulaganja u male hidroelektrane. Kao drugo, male hidroelektrane ne stvaraju znacajne negativne eksternalije. Kao primjer, u Njemackoj je uvedena nadoknada za korišcenje vode za proizvodnju elektricne energije, ali od toga su izuzete male hidroelektrane . Belgija takode ima nadoknadu za korišcenje vode, ali je ona mala i služi prvenstveno za održavanje rijecnog korita. U Italiji, Ceškoj i Norveškoj male hidroelektrane su obavezne da placaju administrativne troškove, ali su oni, takode, ekonomski zanemarljivi.

6 Biodiversity – a country study, En viromental Protection Agency, Monitor 14, Stocholm 1994.



1.3.4. Nadoknade za korišcenje vode Republici Crnoj Gori

U Republici Crnoj Gori postoje dvije nadoknade koje se naplacuju za proizvodnju elektricne energije putem malih hidroelektrana:

1. Koncesijska nadoknada (Uredba o nacinu i uslovima za dodjelu koncesija za korišcenje voda za pice, poljoprivredu, industriju, komunalne potrebe I slicne namjene . „Službeni list RCG“, br.. 32/2003).

2. Nadoknada za korišcenje vode (Zakon o vodama („Službeni list RCG“, br. 16/95.) Navedena nadoknada se administrira prema sljedecem principu :

i. Po 1 kWh proizvedene elektricne energije na pocetku elektrane,, u iznosu od 0,22% od prosjecne prodajne cijene 1 kwh elektricne energije na mreži prenosa i distribucije,

ii. Za korišcenje vode u izuzetno povoljnim prirodnim uslovima, korišcenjem hidroakumulacionih objekata u godišnjem iznosu koji se dobija kao proizvod zapremine koju može da primi hidroakumulacija prema tehnickoj dokumentaciji u m3 i koeficijenta 0,0006.

Sredstva prikupljena putem nadoknada za vodu se koriste za održavanje i unapredenje režima voda, izgradnju, održavanje i rekonstrukciju vodoprivrednih objekata, odbranu od poplava, zaštitu od erozije i bujica, osiguranje vode za korišcenje i zaštitu voda od zagadivanja, a izuzetno, dio istih sredstava koristi se za vlasnicki razvoj i zaštitu i unapredenje životne sredine u kojoj se vrši korišcenje voda iz hidroakumulacionih objekata.

1.3.5. Zakljucak

Zakonodavac je u Republici Crnoj Gori predvidio dvije nadoknade za korišcenje vode (nadoknada za korišcenje vode i koncesijska nadoknada) u svrhu proizvodnje elektricne energije, što nije u skladu sa praksom evropskih zemalja. Naime, u Evropskoj uniji vecina zemalja sprovodi samo jednu od navedenih nadoknada koje su simbolicnog iznosa .

Buduci da Republika Crna Gora želi podsticati proizvodnju elektricne energije putem malih hidroelektrana , smatramo da nema opravdanih razloga za sprovodenje obje nadoknade. Naime, sprovodenje obje nadoknade ucinice proizvodnju elektricne energije putem malih hidroelektrana skupljom. Krajnji rezultat bice de facto dodatno „oporezivanje “ subvencionisanog izvora energije, što ce proizvodnju elektricne energije, putem malih hidroelektrana, uciniti još manje konkurentnom u poredenju sa klasicnim elektranama na fosilna goriva. Postojanje jedne nadoknade, koja nece previše uticati na ekonomsku isplativost projekata , bilo bi sasvim dovoljno.

Buduci da je nadoknada za korišcenje vode jasno definisana u Zakonu o vodama , a da se koncesijska nadoknada samo spominje u Uredbi o nacinu i uslovima za dodjelu koncesije, smatramo da bi zakonodavac trebao da izuzme male hidroelektrane od placanja koncesijske nadoknade. Na taj nacin bi Crna Gora imala sistem koji bi bio skladan sistemima drugih evropskih zemalja.



1.4. NAKNADE ZA PRIKLJUCENJE I PRENOS U ovom dijelu se obraduju razliciti tarifni aspekti, koji se odnose na prikljucenje malih hidroelektrana na mrežu, kao i na korišcenje prenosnog/distribucionog sistema. Odgovornosti za nastale troškove prikljucenja su dodijeljene na osnovu savremene prakse. Troškovi prikljucenja i nadoknade razmotreni su , s obzirom na naponski nivo prikljucenja koji predstavlja kriticni faktor u odred ivanju troškova prikljucenja, i na uporedenju plitkih i dubokih nadoknada vezanih za investicije potrebne za pojacanje mreže. Tarife koje se odnose na prikljucenje disperzovanih proizvodnih jedinica razmotrene su na uopšten nacin, i uporedene su sa razlicitim Evropskim zemljama, cije iskustvo može biti korisno u postupku utvrdivanja nadoknada za prikljucenje u Crnoj Gori.

1.4.1. Uopšteno

Razvoj disperzovane proizvodnje , poput malih hidroelektrana, svakako je posljedica privlacnih državnih podsticaja usmjerenih ka postizanju odredenog finansijskog cilja ili zadovoljavanju kriterijuma zaštite okoline, kao na primjer Kyoto protokola. Donedavno je disperzovana proizvodnja oznacavala male jedinice i malu ukupno instaliranu velicinu izgradnje, zbog cega je smatrana marginalnom. Cak i ako se jedinicna snaga svake instalacije može još uvijek smatrati malom, ukupni iznos instalirane proizvodnje može predstavljati veliki postotak ukupnog državnog proizvodnog kapacite ta. Sa stanovišta prikljucenja, iznos može biti toliki da prevazilazi sposobnost mreže, pa visoka koncentracija MW u tackama prikljucenja cini pojam “disperzovanosti” ne baš tako precizno definisanim. Zbog toga operator sistema želi da se , s tehnickog stanovišta, ta nova postrojenja ponašaju kao konvencionalna . Dovoljna tromost, regulacija frekvencije, nivo kratkog spoja ,kao i sposobnost prolaza kroz stanje kvara , važna su pitanja.

Nekoliko mehanizama pomaže u promociji disperzovane proizvodnje, ukljucujuci i obnovljive izvore energije (RES):

Ø subvencije (mogucnost kombinovanja s drugim mehanizmima),

Ø obaveze proizvodaca za ukljucivanjem odredenog postotka „zelene“ energije (posljedicni razvoj tržišta zelenih sertifikata),

Ø prioritetno uvrštavanje u raspored proizvodnje (smjer u evropskoj regulativi),

Ø obaveze operatora sistema za otkupom zelene energije po fiksnoj cijeni,

Ø obaveze „istorijskog“ proizvodaca za otkupom zelene energije po fiksnoj cijeni.

1.4.2. Odgovornost za nastale troškove prikljucenja

Prilikom utvrdivanja procedure prikljucenja neophodno je definisati i dodijeliti odgovornost za nastale troškove prikljucenja. Drugim rijecima, neophodno je definisati ko je obavezan da finansira izgradnju vodova, postrojenja i uredaja do tacke prikljucenja, izvodenje eventualno potrebnih rekonstrukcijskih radova u tacki prikljucenja, kao i izvodenje eventualno potrebnih pojacanja mreže, u cilju povecanja sigurnosti pogona i omogucavanja punog plasmana elektricne ene rgije iz malih hidroelektrana. Štoviše, neophodno je unaprijed znati ko definiše tacku prikljucenja male hidroelektrane na distribucionu mrežu, kao i sve ostale tehnicke i ekonomske uslove, s obzirom na zakonodavni okvir.

Dalje, uredaji koje treba ugraditi u tacki prikljucenja moraju da budu poznati i provjereni, s obzirom na zahtjeve koji se postavljaju na opremu. Ko definiše opremu i ko treba da snosi troškove ugradnje, pitanja su na koja unaprijed treba dati odgovor. Pitanja vlasništva nad tackom prikljucenja male hidroelektrane (koja sadrži odredene prethodno definisane uredaje i opremu), trebaju biti utvrdeni kao i detalji pridruženi odgovornostima za snošenje troškova održavanja tih uredaja. Vlasništvo nad elektranom za visi od ugovornih odnosa izmedu investitora.



Investitor koji razvija projekat izgradnje male hidroelektrane, odgovoran je za troškove prikljucenja. On je obavezan da finansira izgradnju vodova, postrojenja i uredaja do tacke prikljucenja, izvodenje eventualno potrebnih rekonstrukcionih radova u tacki prikljucenja, kao i izvodenje eventualnih pojacanja u mreži , koja su potrebna za siguran pogon i plasman elektricne energije proizvedene u maloj hidroelektrani.

Operator sistema definiše tacku prikljucenja male hidroelektrane na mrežu, kao i sve ostale tehnicke i ekonomske uslove, s obzirom na opšte zahtjeve koji se postavljaju na isporuku elektricne energije. Tacka prikljucenja treba da bude opremljena sa uredajem za mjerenje elektricne energije (brojilo), koju elektrana injektira u mrežu, kao i sa prekidacem za odvajanje elektrane od mreže. Mjerenje energije se uobicajeno izvodi na niskonaponskoj strani uzlaznog transformatora , i programira se za ukljucivanje gubitaka na transformatoru usljed prenosa na visokonaponsku stranu. Operator sistema može tražiti ugradnju opreme za daljinski nadzor mjernog uredaja i kod mini hidroelektrana cija je velicina izgradnje veca od 1 000 kW. Operator sistema definiše opremu za daljinski nadzor, a investitor snosi troškove ugradnje. Investitor može ugraditi istovjetne nadzorne mjerne uredaje, ali samo na sopstveni trošak. Troškovi vodenja pogona (korištenja mreže) i održavanja , iskazuju se u obliku godišnje nadoknade kao postotak nove vrijednosti, koji odreduje regulatorno tijelo.

Uopšteno, tacka prikljucenja male hidroelektrane (koja sadrži mjerni uredaj i prekidac za odvajanje), kao i svi ostali elementi, smješteni dalje u mreži, vlasništvo su operatora sistema koji je odgovoran za troškove održavanja mjernog uredaja. Vlasništvo nad malom hidroelektranom za visi od ugovornih odnosa izmedu investitora .

1.4.3. Troškovi prikljucenja i nadoknade

U svrhu povracaja investicije, neophodno je potrošacima i generatorima otvoriti pristup tržištu elektricne energije, što sa sobom nosi uvodenje nadoknada za prikljucenje na mrežu i korišcenje sistema. Operator sistema je dužan da omoguci napajanje potrošaca elektricnom energijom prema iskazanim potrebama , kao i plasman elektricne energije proizvedene u elektranama. U cilju ispunjavanja takvog zahtjeva, operator sistema može da utvrdi nadoknade za prikljucenje na nivo koji omogucava povracaj sredstava uloženih u izvodenje bilo kojih radova vezanih za proširenje ili pojacanje mreže, uz razumnu stopu povracaja uloženog kapitala prema iskazanim troškovima.

Troškovi koje snosi investitor mogu da sadrže troškove koji su jednako ili nejednako prouzrokovani prikljucenjem, kao korišcenjem resursa sistema. Razliciti sistemi imaju razlicite šeme raspodjele tih troškova, kao i razlicite nacine odredivanja cijena korištenja tih resursa. S obzirom na odredivanje cijena ili tarifne šeme, te se metode razlikuju prema sljedecim pristupima:

Ø Investitor ne placa za troškove nastale zbog odredenog prikljucenja posebno, vec na osnovu neke opšte šeme koja, s više ili manje komplikacija, može biti povezana s velicinama poput snage i napona u ta cki prikljucenja. Ta metoda se cešce primjenjuje kod prikljucenja na distribucionu mrežu ;

Ø Investitor placa za troškove koji su nastali zb og odredenog prikljucenja. Ta metoda se cešce primjenjuje kod prikljucenja na prenosnu mrežu.

Iz perspektive disperzovane proizvodnje, dva pitanja su od najveceg znacaja za metodologiju prikljucenja:

Ø pitanje izbora naponskog nivoa na koji treba prikljuciti disperzovanu proizvodnju, što utice na ukupnu profitabilnost projekta izgradnje proizvodnih izvora;

Ø pitanje treba li metodologija prikljucenja biti zasnovana na ‘plitkim’ ili ‘dubokim’ nadoknadama.

Ta dva pitanja su detaljnije obradena u nastavku.



1.4.4. Naponski nivo – kriticni faktor u odredivanju troškova prikljucenja

Naponski nivo na koji treba prikljuciti malu hidroelektranu, kriticno odreduje ukupne troškove prikljucenja, odnosno , što je viši naponski nivo, to su veci troškovi prikljucenja. S druge strane, što je viši naponski nivo prikljucenja, manji je uticaj elektrane na stanje u lokalnoj distribucionoj mreži. Te dvije sukobljene perspektive potrebno je uravnotežiti na odgovarajuci nacin, uz sprovodenje detaljne tehnicke i ekonomske analize uslova prikljucenja. Uticaj na napon u mreži zavisi od velicine izgradnje elektrane, karakteristika lokalne mreže i opterecenja u toj mreži. Pri tome nije moguce izvesti opšta pravila , s obzirom na naponski nivo na koji treba prikljuciti malu hidroelektranu.

Upravljanje djelatnom i/ili jalovom snagom moguce je koristiti kao sredstvo za regulaciju profila napona u mreži, i posebno za korekciju porasta napona. Trenutno disperzovana proizvodnja ne ucestvuje aktivno u regulisanju napona u distribucionoj mreži. Naime, sadašnja struktura tarifa ne podržava ovakvu aktivnost, tako da odgovarajuci komercijalni okvir za pružanje usluge regulacije napona na kompetitivnoj osnovi, tek treba razviti. Disperzovanoj proizvodnji nude se i mogucnosti ucestvovanja u održavanju rezerve snage u sistemu (ali takode u regulaciji, izravnavanju najvecih opterecenja, hitnim isporukama). U slucaju odstupanja od zadatog rasporeda proizvodnje, operator sistema automatski kompenzuje razliku, trgujuci snagom na tržištu. Time se mogu izazvati troškovi, ali i korist disperzovanoj proizvodnji, zavisno od njenih karakteristika. Neintermitentni izvori mogu da prodaju sopstvenu elektricnu energiju na tržištu i time ostvarivati dodatni prihod, kao što na drugoj strani intermitentni izvori mogu snagom uravnoteženja tržište posmatrati kao trošak.

1.4.5. Plitke i duboke nadoknade

Sljedece pitanje koje može znacajno da utice na profitabilnost projekta izgradnje proizvodnog izvora, tretira nadoknadu za prikljucenje sa obzirom na dubinu potrebnih pojacanja, odnosno razmatra treba li ta nadoknada da ukljucuje samo one troškove koji su dodijeljeni iskljucivo izvodenju novog prikljucenja , ili trebaju da ukljucuju i dodatne troškove , koji se nejednako dodjeljuju zbog izvodenja pojacanja. Drugim rijecima, postavlja se pitanje : Trebaju li nadoknade za prikljucenje da budu zasnovane na takozvanim ‘‘plitkim’’ ili ‘‘dubokim’’ troškovima prikljucenja?

U postupku odredivanja cijena s obzirom na troškove, najznacajnije mjesto zauzimaju investicije u nova postrojenja. U okviru tih investicija, ne samo da je potrebno ukalkulisati troškove novih postrojenja i troškove ugradnje, vec i pridružene troškove koji se odnose na pogon i održavanje opreme tokom citavog životnog ciklusa. Sa tog stanovišta, investicije koje su potrebne za prikljucenje se cesto dijele u dvije grupe, za visno od fizickog odnosa (jednaki/nejednaki) sa stvarnim prikljucenjem:

Ø Plitke investicije: u jednakom su odnosu s izvodenjem prikljucenja i neophodno omogucuju fizicku vezu do postojeceg sistema (smještene su “na sucelju”),

Ø Duboke investicije: uzrokovane su prikljucenjem, ali nijesu smještene u tacki prikljucenja, vec dalje u mreži (“dublje od sucelja”).

Nadoknade za prikljucenje imaju glavni uticaj na korišcenje sposobnosti nove disperzovane proizvodnje , poput malih hidroelektrana. “Duboke nadoknade za prikljucenje” ukljucuju sve troškove pojacanja potrebne za novo prikljucenje. Potencijalnom investitoru u novu malu hidroelektranu može biti sprijecen pristup tržištu, jer troškovi tih pojacanja mogu biti tako visoki da cine projekat neizvodljivim. Taj pristup se zasniva na razmatranjima prioriteta za prikljucivanje, odnosno potrebom za izvodenje pojacanja sa/bez pojave novog korisnika. U drugom pristupu se primjenjuju “plitke nadoknade za prikljucenje”, koje ukljucuju samo opremu koja je potrebna maloj hidroelektrani, i ne ukljucuju troškove izvodenja pojacanja u mreži. Jasno je da izbor jedne od tih praksi ima znacajan uticaj na troškovnu osnovu novih korisnika, kao i da je razrješavanje tog pitanja kriticno za stepen penetracije malih hidroelektrana.

U skladu s konvencionalnom ekonomskom teorijom, moguce je diskutovati o tome, da na bilo koje pojacanje mreže treba gledati kao na investiciju u sistem, ciji se povracaj ostvaruje kroz nadoknadu za korišcenje sistema, prije nego kroz nadoknadu za prikljucenje. To je moguce



ostvariti prilagodavanjem, odnosno promjenom nadoknade za korišcenje sistema, s obzirom na relativni doprinos svih generatora u iducem periodu procjene cijene. Prema takvom scenariju , veliki generatori prikljuceni na prenosni sistem, trebaju da kompenzuju glavninu tih troškova.

U slucaju primjene striktnog dubokog pristupa , investitor treba da plati sve troškove koji nastaju zbog prikljucenja na mrežu: troškove prikljucenja kao takve i troškove za sva pojacanja koja se pokažu neophodnim, cak i ako se ta pojacanja nalaze na strani višeg napona od onog na koji je predmetna elektrana prikljucena.

U slucaju blaže primjene dubokog pristupa, investitor još uvijek treba da snosi troškove dijela potrebnih pojacanja. Još preciznije, kod elektrana koje su prikljucene na srednjonaponsku distribucionu mrežu , investitor snosi troškove nastale zbog:

Ø prikljucenja (kao takvog) proizvodne jedinice na mrežu,

Ø pojacanja mreže potrebnih od tacke prikljucenja do (i ukljucujuci) postrojenja na višem naponskom nivou, odnosno do transformatorske stanice izmedu višeg i srednjeg napona u slucaju prikljucenja na srednji napon.

Prema tom pristupu, investitor ne placa ništa za troškove koji se odnose na pojacanja na visokonaponskoj strani.

U slucaju plitkog pristupa, troškovi vodenja pogona i održavanja, vecinom se ukljucuju u nadoknadu za prikljucenje, pa rijetko predstavljaju dio nadoknade za korišcenje sistema.

Investitoru se može , do izvjesne mjere , nadoknaditi dio njegovih troškova, ukoliko se pojacanja mreže kasnije koriste u svrhu prikljucenja drugog korisnika.

Uopšteno, te investicije rezultiraju s opštom koristi za cijeli sistem, iako njihova motivacija može biti konceptualno pojednostavljena: moguce ih je orijentisati prema stvaranju boljih uslova pogona elektrane (pojacanja mreže eliminišu ogranicenja u izrazito opterecenim djelovima mreže), ili prema ocuvanju kvaliteta napajanja postojecih korisnika (nova kompenzacija jalove snage kao garancija kvaliteta i sigurnosti nakon prikljucenja novog velikog potrošaca).

Postoje, takode, i drugi aspekti koji mogu uticati na diferenciranje tarifa u razlicitim elektroenergetskim sistemima, a koji se odnose na sljedece:

Ø zavisno od utvrdivanja ili ugovaranja nadoknade za prikljucenje, mogu biti regulisane ili komercijalne,

Ø dodjeljivanje troškova generatorima i teretima,

Ø podsticaji korisnicima cije prikljucenje odgada dogradnju mreže.

Uopšteno, naknade su regulisane i razlicite za generatore i terete. Nadoknada u dijelu koji se odnosi na energiju iz generatora cije prikljucenje odgada potrebu dogradnje mreže , nižeg je iznosa, dok je nadoknada za prikljucenje ista.

1.4.6. Troškovi i nadoknade koji nastaju zbog prikljucenja

Pored proceduralnih zahtjeva, disperzovana proizvodnja, poput malih hidroelektrana , suocava se s troškovima u obliku nadoknada, koji ponekad mogu biti toliki da predstavljaju znacajne prepreke. U upotrebi postoji više razlicitih vrsta nadoknada, koje operator sistema može primijeniti na vlasnike elektrana s malom velicinom izgradnje, ukljucujuci nadoknade za izdavanje dozvola odnosno odobrenja, nadoknade za mjerenja i nadoknade za pripravnost. Primjena, cak i vrlo umjerenih nadoknada , može znacajno da izmijeni uslove ekonomicnosti izgradnje i pogona takvih malih elektrana.

Nadoknade vezane za prikljucenje , sadrže djelove koji se odnose na pocetne inženjerske radove i inspekcijske poslove, koji su vezani za pregled elektrane. U prošlosti je operator sistema sprovodio inspekcijski nadzor pojedinacnih proizvodnih objekata, bez obzira na iznos njihove velicine izgradnje, za što je vlasnicima ispostavljao fakture. Ocekuje se, medutim, da ce takve nadoknade za obavljanje inspekcijskih poslova biti smanjene, zbog sve šire primjene relevantnih pravila i standarda.



Nadoknade za mjerenje energije obicno se primjenjuju u slucaju ugradnje drugog brojila u elektrani. Najprije se postavlja pitanje: Je li drugo brojilo uopšte potrebno ili nije? Odgovor uveliko zavisi od toga primjenjuje li se pravilo o ukupnom mjerenju energije . U slucaju da se traži drugo brojilo, postavlja se pitanje ko treba da plati troškove vezane za njegovu nabavku i ugradnju – investitor ili operator sistema.

Nadoknade za prip ravnost primjenjuju operatori sistema prvenstveno na vece generatore , koji su dio industrijskog postrojenja koje na istoj lokaciji ukljucuje i terete. Operator sistema zahtijeva održavanje dovoljnog proizvodnog kapacite ta u sistemu, u svrhu zadovoljavanja potreba potrošaca, koji se nalaze unutar industrijskog postrojenja u slucaju ispada generatora koji predstavlja njegov sistemni dio. Operator sistema iskazuje troškove održavanja, kao i rezervne zamjenske snage, a generatori koji se nalaze unutar industrijskih postrojenja dužni su da placaju odnosnu nadoknadu za pripravnost. Upitno je, medutim, jesu li nadoknade za pripravnost neophodne za male generatore, koji se nalaze u okviru industrijskih postrojenja. Nadoknade za pripravnost ne bi trebalo primjenjivati kod korisnika cija se energija mjeri na ukupan nacin.

Poslovanjem u podrucju elektroenergetskih mreža dominiraju kapitalni troškovi, a djelatnost se obavlja na monopolski nacin, ili u okruženju s izrazito ogranicenom kompetitivnošcu. U cilju povracaja troškova koji nastaju zbog pružanja usluga svojim korisnicima , kao i u svrhu podržavanja kompetitivnosti u podrucjima snadbijevanja i proizvodnje elektricne energije , utvrduju se mre žne tarife , koje predstavljaju cjenovne razrede ili nadoknade za korišcenje mreže i sistema, a ukljucuju sljedece grupe:

Ø nadoknade koje su vezane za energiju ,

Ø nadoknade koje su vezane za kapacitet,

Ø fiksne nadoknade za povracaj troškova mjerenja i naplate.

Sljedeci troškovi iskljucuju se iz mrežnih tarifa:

Ø troškovi prikljucenja novih objekata za proizvodnju elektricne energije,

Ø troškovi vezani za uravnoteženje snage na razini sistema,

Ø troškovi pomocnih usluga na prenosnom nivou,

Ø troškovi razmjene energije na nivou sistema,

Ø troškovi proizvodnje za koje se povracaj izvodi putem (a) bilateralnih ugovora ili (b) prodajom energije na be rzi,

Ø troškovi prodaje i marketinga.

Regulatorno tijelo treba da bude odgovorno za utvrdivanje ili odobravanje, prije njihovog stupanja na snagu, metodologije proracuna ili uspostavljanje uslova za:

Ø prikljucenje i pristup mreži, ukljucujuci tarife za prenos i distribuciju,

Ø pružanje usluga uravnoteživanja.

Nadoknade za obradu zahtjeva za prikljucenje na mrežu i nadoknade za prikljucenje na mrežu , uobicajeno se traže u postupku izdavanja odobrenja ili dozvola za prikljucenje postrojenja disperzovane proizvodnje na mrežu. Te nadoknade su, u izvjesnoj mjeri, arbitrarne naravi, podložne su procjeni, pa obicno ne uzimaju u obzir velicinu projekta. Stoga se cesto doživljava ju kao znacajna prepreka u razvoju projekata izgradnje malih proizvodnih objekata.

Nadoknade za korišcenje mreže i sistema sadrže nekoliko razlicitih elemenata , poput nadoknade za zaustavljenost, nadoknade za održavanje rezervne snage, nadoknade za povratni otkup, nadoknade za izlaz iz mreže, nadoknade za stupanje na viši nivo (nadoknade za distribuciju, pomocne usluge, kapacitet i gubitke), kao i nadoknade za regionalni prenos i troškove. Te nadoknade obicno ne ukljucuju korist za sistem zbog disperziovane proizvodnje.

Prema nadoknadama za zaustavljenost i nadoknadama za održavanje rezervne snage, od disperzane proizvodne jedinice se traži placanje izvjesnog iznosa novca (zaustavljenost) za



odredeni vremenski period, u kojem je jedinica zaustavljena. Nadoknade za održavanje rezervne snage ukljucuju djelove za dopunu, rezervu i pripravnost.

Prema nadoknadama za povratni otkup, disperzovana proizvodna jedinica stvara korist u prenosnom sistemu, ukoliko iskaže višak svog proizvodnog kapaciteta u vrijeme opšteg manjka proizvodnog kapaciteta u sistemu. Ipak, nadoknade za povratni otkup koje nudi operator sistema za iskazani višak kapaciteta , obicno su vrlo male.

Nadoknade za izlaz iz mreže izvorno su izvedene za klijente s jednakim pristupom mreži, u svrhu defin isanja ucešca u pokrivanju troškova , i izbjegavanju stvaranja otežane situacije za ostale korisnike sistema do kojih dolazi nakon korisnikovog napuštanja sistema. Za korisnike koji su prikljuceni na mrežu te nadoknade predstavljaju sredstvo odvracanja od napuštanja sistema i zapocinjanja s sopstvenom proizvodnjom.

Nadoknade za stupanje na viši nivo su dodatne nadoknade, koje se primjenjuju na disperzovanu proizvodnju za omogucavanje korištenja distribucionog kapaciteta i pomocnih usluga do prenosnog stepena, kao i za prodaju elektricne energije na otvorenom tržištu.

Nadoknade za regionalni prenos i pripadne troškove, odnose se na isporuku elektricne energije tržištu na prenosnom stepenu. Pravila kojima se vodi ta isporuka izradena su , prvenstveno, za vece proizvodne objekte, i cesto su neodgovarajuca ili preskupa za primjenu kod manjih disperzovanih proizvodnih jedinica.

Elektricna energija koju proizvode male elektrane i koja se prodaje snabd jevacima, ne podliježe nadoknadama za prenos, jer se pretpostavlja da vecinom tece u distribucion im mrežama srednjeg i niskog napona. Štoviše, elektricna energija koju proizvode mikro i manje mini disperzovane proizvodne jedinice prikljucene na distribucionu mrežu niskog napona, uglavnom se zadržava u okviru granica te mreže , i ne prelazi u distribucionu mrežu srednjeg napona. Taj oblik proizvodnje elektricne energije se smatra apsorbiranim u veci i složeniji problem cjelokupne proizvodnje, unutar kojeg se cesto cini da je ukljucenje obnovljivih izvora energije na tržišnim osnovama još uvijek vrlo problematicnog karaktera . Ocigledno je da se disperzovana proizvodnja koja je prikljucena na distribucioni sistem, suocava s mnogim izazovima kada je rijec o njenom ukljucivanju u mrežne tarife.

Za mnoge projekte izgradnje proizvodnih jedinica manje snage, troškovi prikljucenja mogu da predstavljaju jedan od najvecih kapitalnih troškova. Zato je bitno minimizirati te troškove, što doprinosi promociji obnovljivih izvora energije. Primjena razlicitih nadoknada na disperzovanu proizvodnju prikljucenu na distribucioni sistem, slijedi ove smjernice:

Ø Nadoknade za korišcenje mreže i sistema koje se primjenjuju na male proizvodne jedinice, izracunavaju se pod pretpostavkom da cjelokupno proizvedena snaga tece od glavne pojne tocke distribucionog sistema prema dolje, i da je ukupni iznos tih nadoknada dovoljan za pokrivanje svih relevantnih troškova distribucije.

Ø Zbog prethodne pretpostavke, nadoknade za korišcenje mreže i sistema uobicajeno se ne primjenjuju na snagu koju distribuirana proizvodna jedinica plasira u mrežu.

Ø Nadoknada za prikljucenje disperzovane proizvodne jedinice pokriva potpune troškove njenog prikljucenja, ukljucujuci i bilo koje potrebno pojacanje u mreži (poznato i kao ‘duboki investicioni pristup’).

Opšti postupak prikljucenja treba da bude jasan i korektan prema investitoru u projektu izgradnje disperzovane proizvodnje, a operator sistema treba da uloži dodatne napore kako bi se taj postupak pojednostavio . Bez obzira na to, glavni izvor za zabrinutost investitora koji podnosi zahtjev za prikljucenje na mrežu, nalazi se u tome da je postupak prikljucenja raden prema predlošku za velike proizvodne izvore. Kao rezultat, nadoknade za prikljucenje i troškovi osiguranja su skupi, a vremenski period obrade zahtjeva je dugacak. Investitori u distribuisanu proizvodnju doživljavaju te zahtjeve kao prepreku prikljucenju. Medutim, nedostatak procedura primjenjivih na male elektrane, moguce je razriješiti tako da se uspostavi standardna procedura prikljucenja za sve proizvodne objekte cija snaga nije veca od 10 MW.



1.4.7. Evropska iskustva

S obzirom na liberalizaciju elektroenergetskog sektora, pristup mreži je prvi i najznacajniji korak, kojim se omogucuje nezavisnim proizvodacima obavljan je svoje djelatnosti na tržištu, kao i korišcenje mreže pod nediskriminisanim i korektnim uslovima. Kada su troškovi prikljucenja vrlo veliki, cak i privlacan iznos cijene otkupa po kWh predstavlja neefikasn u mjeru podrške.

Uslovi prikljucenja na mrežu vrlo su razliciti u razlicitim evropskim zemljama, što je predoceno u sljedece dvije tabele (Tabela br. 8 Uslovi prikljucenja i korištenja sistema u evropskim zemljama i Tablela br. 9.).

Ove dvije tabele prikazuju nacin odredivanja cijena koje su vezane za prikljucenje na mrežu u raznim evropskim zemljama, za koje su informacije bile dostupne. Pored zemalja koje odlucno favorizuju prikljucenje na mrežu , ostavljajuci samo dio troškova za investitore, postoje i zemlje u kojima investitori trebaju da snose sve troškove (Španija, Njemacka, Švajcarska, Norveška, Ceška Republika, Litvanija, Slovacka i Slovenija), te zemlje u kojima se o troškovima prikljucenja pregovara izmedu nacionalne elektroprivrede/operatora sistema i investitora (Austrija, Belgija, Velika Britanija, Madarska) prema kapacitetu, udaljenosti i naponu.

Prema studiji ESHA’s BlueAGE Strategic Study, cak je i odredivanje nadoknada za korišcenje sistema razlicito u raznim evropskim zemljama. U nekima je korišcenje besplatno (Belgija, Grcka, Portugal, Ceška Republika, Poljska, Slovacka i Slovenija). U Italiji je, za elektrane koje su ukljucene u shemu podsticaja, korišcenje sistema zasnovano na fiksnoj cijeni. U Švedskoj je korišcenje sistema takode besplatno, a vlasnik lokalne mreže refundira novcana sredstva lokalnom proizvodacu na ime umanjenja troškova u mreži , do kojeg dolazi recimo, zbog smanjenja troškova transformacije i smanjenja vršne snage.

U Danskoj, Finskoj, Grckoj, Portugalu, Rumuniji i Švedskoj, pomocne usluge ne uticu na troškove disperzovanih proizvodnih jedinica. Medutim, u ostalim EU zemljama prikljucenje, mrežno sucelje i mjerni uredaji, imaju uticaj na troškove disperzovanih proizvodnih jedinica .

U Bugarskoj, Estoniji, Italiji i Velikoj Britaniji, troškovi prikljucenja ne uticu na disperzovanu proizvodnju. U drugim zemljama oni imaju uticaj, koji zavisi od nekoliko uzroka:

Ø naponskom nivou (Francuska, Njemacka, Irska, Holandija i Španija),

Ø velicini i lokaciji elektrane, kao i topologiji mreže (Madarska),

Ø dubini voda (Irska, Holandija i Španija),

Ø kapacitetu i vrsti prikljucenja (Holandija),

Ø standardima prikljucenja (Finska).

U Estoniji, Madarskoj, Irskoj, Holandiji i Norveškoj, mrežno sucelje ne utice posebno na troškove elektrane. U drugim zemljama to zavisi od sljedecih aspekata:

Ø tehnologiji (Bugarska, Francuska i Italija),

Ø naponskoj razini (Francuska i Italija),

Ø velicini elektrane (Velika Britanija),

Ø standardima zaštite (Finska).

U vecini zemalja clanica EU Vlada mišljenje da mjerenje energije ne utice posebno na troškove disperzovane proizvodnje (Bugarska, Estonija, Njemacka, Madarska, Italija, Poljska, Španija , Norveška i Holandija). Medutim, u Irskoj i Velikoj Britaniji smatraju da to treba da zavisi od velicine elektrane, a u Francuskoj od tehnologije.



Tabela br. 8 Uslovi prikljucenja i korištenja sistema u evropskim zemljama Zemlja Nadoknada za prikljucenje Nadoknada za korišcenje sistema Austrija Jednokratna uplata za prikljucenje 0,00082 €/kWh za pomocne usluge

i za pristup mreži Belgija Jednokratna uplata: prosjecno u Bez nadoknade

iznosu od 300 000 BFr V. Britanija Jednokratna uplata u zavisnosti od Nadoknada za održavanje 800 €/godišnje;

lokacije (cesto veca za hidro) pregovori s vlasnikom mreže Finska Informacija nije raspoloživa 0,35-1,65 €/MW, od kojih se 0 ,25 daje

vlasniku nacionalne prenosne mreže Njemacka "Stvarni troškovi" prikljucenja Zvisno od napona, kapaciteta, vremena prikljucenja,

udaljenosti Grcka Jednokratn a uplata, zavisno od udaljenosti Bez nadoknade

od vodova srednjeg napona: varira od 18 000 do 30 000 €/km

Irska Jednokratna uplata 400 €/kW Informacija nije raspoloživa

instalirane snage Italija Podjela troškova: 1/3 investitor i 2/3 Bez nadoknade ; samo fiksno godišnje placanje

ENEL zavisno od kapaciteta (MW); ali kada se prodaje privatniku tada postoji na doknada koja zavisi od udaljenosti, kW i kWh

Portugal Jednokratna uplata 93 €/kW Bez naknade Španija Vlasnik male hidroelektrane placa Informacija nije raspoloživa

troškove izgradnje veze s mrežom Švedska Stvarni troškovi prikljucenja Bez nadoknade Švajcarska Prikljucenje mora da bude izgradeno od < 500 kW: besplatno

strane elektroprivrede uz ugovoreni > 500 kW efektivni troškovi na statistickoj osnovi doprinos investitora (isto i za terete)

Norveška Investitor ima pravo prikljucenja na Troškove cine (i) jednokratna suma + (ii) suma za

mrežu, pokriva troškove prikljucenja kW/godišnje + (iii) nadoknada po kWh; (prosjecno 0,0025 €/kWh)

Ceška Republika Troškove pokriva investitor Bez nadoknade Madarska Podložno pregovaranju Podložno pregovaranju Letonija Jednokratna uplata zavisna o d Informacija nije raspoloživa

kapaciteta (kW) i udaljenosti; prosjecno 20 000 €

Litvanija Troškove pokriva investitor 0,01 €/kWh Poljska Troškov e pokriva snabd jevac Bez nadoknade Slovacka Troškove pokriva snabd jevac Bez nadoknade za sada; privatizacija i

liberalizacija u pocetnoj fazi Slovenija Troškove pokriva snabd jevac Bez nadoknade

Izvor: BlueAGE – Strategic study for the development of Small Hydro Power in the European Union’’, ESHA, 2001



Tablela br. 9: Uslovi prikljucenja i korištenja sistema u novim zemljama clanicama EU i zemljama kandidatima

Zemlja Nadoknada za prikljucenje Ceška Republika Nema dodjeljivanja troškova za prikljucenje na mrežu. Prikljucenje samo za sebe nije regulisano.

Operatorima malih hidroelektrana daje se pristup mreži uz razumne cijene, a oni moraju biti odgovorni z a pokrivanje troškova proširenja i pojacanja u mreži.

Estonija Troškovi prikljucenja dodjeljuju se na osnovu projekta izgradnje male hidroelektrane, a iznose

€160/godišnje. Pravila za pristup mreži su transparentna i nediskriminisana. Nema nadoknade za korišcenje sistema (u slucaju kada je vlasnik Estonian Energy Ltd).

Madarska Tehnicki detalji prikljucenja regulisani su od strane regionalnih snabdjevaca, a podaci o troškovima

prikljucenja nijesu raspoloživi. Operatorima malih hidroelektrana nije omogucen pristup mreži uz razumne cijene, a odgovorni su za pokrivanje troškova proširenja i pojacanja mreže. Uvodenje nadoknade za korišcenje sistema planira se tokom 2005. godine.

Letonija Investitori u male hidroelektrane odgovorni su za pokrivanje troškov a proširenja i pojacanja mreže.

Troškovi izgradnje voda dužine 1 km iznose izmedu €12 000 i €15 000. Transformator 0.4 – 20 kV (ako je potreban) košta približno €4 000. Pravila za pristup mreži nijesu transparentna. Trenutno nema nadoknada za korišcenje sistema.

Litvanija Investitori u male hidroelektrane odgovorni su za troškove proširenja i pojacanja mreže. Tehnicke

zahtjeve za prikljucenje na mrežu utvrduje regionalna/lokalna mrežna kompanija. Zahtjevi zavise o d svojstava mreže i lokalnih svojstava elektrane. Nema diskriminisanog stava prema prikljucenju hidroenergetskih izvora na mrežu. Vod izmedu strojarnice i mreže mora biti izgraden na racun investitora u malu hidroelektranu. Vod dužine 1 km košta približno €25 000. Cijena transformatora zavisi od kapaciteta male hidroelektrane. Za snagu od 50 do 100 kW cijena iznosi približno €8 000, za snagu od 1 MW oko €50 000. Na snazi je ukupni regulatorni okvir, koji tretira tehnicke specifikacije prikljucenja generatora na mrežu.

Poljska Ti troškovi bitno zavise od napona u tacki prikljucenja na mrežu. Pravila su regulisana putem tarifa,

koje su nezavisno utvrdene za svaku pojedinacnu distribucionu kompaniju od strane Energetske regulatorne agencije. Tipicni troškovi iznose €3 000 za 250 kVA transformatorsku stanicu, zatim €10 000 za 1 km nadzemnog voda i €1 000 po jednom potpornju (bez rastavljaca). Nema nadoknade za korišcenje sistema. Operatorima malih hidroelektrana omogucuje se pristup mreži uz razumne cijene, ali pravila za pristup mreži nijesu transparentna.

Slovacka Nema dodjeljivanja troškova za prikljucenje malih hidroelektrana na mrežu. Nema nadoknade za

korišcenje sistema. Slovenija Troškovi prikljucenja na mrežu nijesu transparentni. Investitori su odgovorni za pokrivanje troškova

proširenja i pojacanja mreže, a pravila za pristup mreži su d iskriminisana i nijesu transparentna. Bugarska Operator sistema obavezan je prioritetno prikljuciti sve obnovljive izvore elektricne energije,

ukljucujuci i hidroelektrane, snage <10 MW. Operatori malih hidr oelektrana pokrivaju troškove prikljucenja na mr ežu. Snabd jevac koji otkupljuje energiju pokriva sve troškove vezane za izgradnju prikljucnih postrojenja do vlasnickog razgranicenja s malom hidroelektranom. Operatorima malih hidroelektrana omogucuje se pristup mreži uz razumne cijene, a oni nisu odgovorni za pokrivanje troškova proširenja i pojacanja u mreži. Pravila za pristup mreži su transparentna i nediskriminirana.

Rumunija Pristup je regulisan i zavisi od svakog pojedinacnog slucaja posebno. Razvijena je formula koja

zavisi o tipu mreže (prenos ili distribucija) i naponu. Operatori malih hidroelektrana odgovorni su za pokrivanje troškova proširenja i pojacanja mreže. Nadoknada za korišcenje sistema iznosi približno 0.4 €/kWh (transportna mreža). Omogucen im je pristup mreži uz razumne cijene, a pravila za pristup mreži su transparentna.

Turska Nema prednosti za male hidroelektrane sa obzirom na prikljucenje na mrežu. Na doknade za

prikljucenje zavise od velicine izgradnje i regionalno su razlicite. Operatorima malih hidroelektrana omogucen je pristup mreži uz razumne cijene, a pravila pristupa mreži su transparentna.

Izvor: ‘‘Small Hydro Power situation in the new EU Member States and Candidate Countries’’, ESHA,

2004



Na zaštitne uredaje se uopšteno gleda kao na vrlo znacajne elemente malih elektrana. U tom pogledu, moguce je istaknuti sljedece aspekte:

Ø neke zaštitne jedinice su potrebne, a cijena svake od njih reda je velicine €1 000, tako da se ukupni iznos za malu elektranu može približiti €10 000;

Ø u nekim su zemljama (Italija, Njemacka) elektrane ispod 5 kVA izuzete od obaveze ugradnje sistema zaštite;

Ø standardi su pod izrazitim uticajem zahtjeva vlasnika mreže.

U Belgiji je istaknuta nadoknada za pružanje pomocnih usluga:

Ø nadoknada za primarnu regulaciju frekvencije, sekundarnu regulaciju uravnoteženja i crni start: 1,5583 €/MW (2003),

Ø nadoknada za regulaciju napona i kompenzaciju jalove snage: 0,2018 – 0,2610 €/MW (2003),

Ø nadoknada za upravljanje zagušenjima: 0 ,0646 – 0,0804 €/MW (2003),

Ø nadoknada za pokrivanje gubitaka djelatne snage: 0,0883 – 0,3566 €/MW (2003).

U Austriji proizvodaci trebaju da plate samo mali dio nadoknade za korišcenje sistema i doprinesu sekundarnoj regulaciji (ako su >1 MW), primarnoj regulaciji (ako su >5 MW). Ostale komponente nadoknade za korišcenje sistema primjenjuju se samo na potrošace.

Postrojenje ili druga glavna oprema za prikljucenje, može da uzrokuje veliko povecanje investicionih troškova kod objekata male, ali i srednje velicine izgradnje. U vecini zemalja nema specificnih pravila za izbor nivoa prikljucenja. Uobicajeno je da je operator sistema nadležan za odredivanje nivoa prikljucenja, zbog cega treba udovoljiti njegovim pravilima.

Udaljenost od elektrane do tacke prikljucenja, sljedeci je važan aspekt. U Holandiji se približno procjenjuje na iznos od 110 €/m. Uopšteno, troškove prikljucenja snosi podnosilac zahtjeva, dakle investitor. U prihvatanju ovakvog pristupa, treba izbjeci problem arbitrarnosti procjene operatora sistema. Jedan od nacina izbjegavanja jeste korišcenje regulisanog pristupa, koji ukljucuje prikljucenje, vodove (do 25 m), zaštitu i mjerenje. U Holandiji se takav pristup odnosi na elektrane snage do 10 MVA, a za vece je uobicajeno pregovaranje.

Sljedeci slican aspekt odnosi se na uspostavljanje standardnih tehnickih zahtjeva , u svrhu izbjegavanja arbitrarnog nametanja redundantne opreme od strane operatora sistema. Cest i rasprostranjen problem je nedostatak tehnickog standarda .

Dakle, ne samo da se troškovi prikljucenja dodjeljuju investitoru, vec mu se cesto dodjeljuju i troškovi pojacanja mreže (Italija, Poljska, Velika Britanija), prema “dubokom” pristupu. To u Holandiji eksplicitno nije dozvoljeno, jer distributer na raspolaganju ima tarife za transport, pomocu kojih prikuplja novac za dogradnju mreže. Pored toga, u Italiji je zabilježeno da operator sistema pokušava biti izvodac radova na prikljucenju.

1.4.8. Trenutno stanje regulisanosti mrežnih tarifa u Crnoj Gori

Osnovni koncepti koji se odnose na zakonodavni kontekst, razmotreni su u trecem poglavlju ovog rada (poglavlje 3. Pravni okvir procesa pripreme izgradnje i izgradnje malih hidroelektrana, podpoglavlje 3.2 Energetska regulativa , odjeljak 3.2.1 Zakon o energiji), prema dokumentaciji i specifikacijama dobijenim od strane vladinih tijela i nadležnog ministarstva. S obzirom na mrežne tarife u Crnoj Gori, u julu 2005. godine Regulatorna agencija za energetiku izdala je ‘‘Pravilnik o tarifama za elektricnu energiju’’. Taj dokument utvrduje metodologiju za definisanje nadoknada, koje treba platiti nadležnim elektroenergetskim subjektima. Dokument propisuje metodologiju za definisanje nadoknada za otkup isporucene elektricne energije, kao i za usluge koje prate tu isporuku. Izmedu ostalog, dokument postavlja strukturu nadoknada po elektroenergetskim djelatnostima, ukljucujuci jedinicne cijene za elektricnu energiju i usluge.

Medutim, u dokumentu se navodi da se njegove odredbe nece primjenjivati na odredivanje cijena elektricne energije koju proizvode elektrane cija je velicina izgradnje manja od 10 MW.,



Mrežne tarife za ostale korisnike mreže definišu se tako da se prepoznaje pristup zasnovan na ‘‘plitkim’’ investicijama, ukoliko je rijec o standardnim uslovima prikljucenja na mrežu. U slucaju nestandardnih uslova prikljucenja, trecim stranama se omogucava investiranje u izgradnju potrebne infrastrukture u prenosnoj ili distribucionoj mreži , kada operatori sistema ne mogu odobr.iti prikljucenje zbog nedostatne sposobnosti mreže.

Dakle, u Pravilniku o tarifama za elektricnu energiju (2005) finansijska sredstva koja je potrebno odvojiti za prikljucenje i korišcenje mreže, nijesu propisana za odredivanje cijena elektricne energije koju proizvode elektrane, cija je velicina izgradnje manja od 10 MW. U dijelu ekonomskih aspekata potrebno je utvrditi placanja koja investitor mora obaviti u cilju nadoknadivanja troškova koji nastaju zbog novog prikljucenja. Ti aspekti posebno definišu odgovornost za placanje navedenih troškova (koliko, kako i kome), odnosno ukazuju na potrebu postavljanja granice izmedu toga što investitor placa, a što operator sistema finansira i nadoknaduje od strane svih prikljucenih korisnika mreže. Zato je navedeni Pravilnik potrebno dopuniti ili izraditi novi, posebno za elektrane cija je velicina izgradnje manja od 10 MW. U cilju podsticanja izgradnje malih hidroelektrana, ali i zbog konzistentnosti u pristupu prema ostalim korisnicima, ta je finansijska sredstva poželjno definisati na osnovu ‘‘plitkih’’ investicija, ukoliko je rijec o standardnim uslovima prikljucenja malih hidroelektrana na mrežu. U slucaju nestandardnih uslova prikljucenja, takode, treba omoguciti trecim stranama investiranje u izgradnju potrebne infrastrukture u prenosnoj ili distribucionoj mreži , u slucajevima kada operatori sistema ne mogu odobriti prikljucenje zbog nedovoljne sposobnosti mreže.

Takode treba utvrditi i nadoknadu za prikljucenje na osnovu standardnih jedinicnih troškova za vod, transformator i rasklopnu opremu. Nadoknade za korišcenje sistema (kao i nadoknade za prenos, nadoknade za pomocne usluge, nadoknade za narušavanje kompetitivnosti, tarife vezane za kapacitet, tarife vezane za tok snage u viši naponski nivo) treba izbjeci u svrhu podsticanja izgradnje malih hidroelektrana.

1.4.9. Zakljucak

U ovom dijelu su sprovedena razmatranja razlicitih tarifnih aspekata koji su vezani za nadoknade za prikljucenje malih hidroelektrana na mrežu , kao i za nadoknade za korišcenje sistema. Odgovornost za nastale troškove prikljucenja dodijeljene su na osnovu savremene prakse. Troškovi i nadoknade za prikljucen je razmotreni su s obzirom na naponski nivo , kao kriticnog uzrocnika u odredivanju troškova prikljucenja, i s obzirom na plitke i duboke pristupe u odredivanju nadoknada, kada su potrebne investicije u pojacanje mreže. Mrežne tarife za disperzovane proizvodne jedinice najprije su razmotrene na uopšten nacin, a zatim su uporedene s evropskim zemljama. Njihovo iskustvo može biti korisno u odredivanju nadoknada za prikljucenje u Crnoj Gori.

Za mnoge projekte izgradnje manjih elektrana, troškovi prikljucenja mogu predstavljati jedan od najvecih kapitalnih troškova projekta. Zato je bitno da se minimizuju troškovi, kako bi se doprinijelo promociji obnovljivih izvora energije. Primjena razlicitih nadoknada na disperzovanu proizvodnju prikljucenu na distribucioni sistem, uobicajeno slijedi ove smjernice:

Ø Nadoknade za korišcenje mreže i sistema koje se primjenjuju na male proizvodne jedinice, izracunavaju se pod pretpostavkom da cjelokupno proizvedena snaga tece od glavne pojne tacke distribucionog sistema prema dolje, i da je ukupni iznos tih nadoknada dovoljan za pokrivanje svih relevantnih troškova distribucije.

Ø Zbog prethodne pretpostavke nadoknade za korišcenje mreže i sistema uobicajeno se ne primjenjuju na snagu , koju distribuirana proizvodna jedinica plasira u mrežu.

Ø Nadoknada za prikljucenje disperzovane proizvodne jedinice pokriva potpune troškove u slucaju standardnih uslova prikljucenja (‘plitki investicioni pristup’). Za nestandardne uslove prikljucenja treba omoguciti trecim stranama investiranje u izgradnju potrebne infrastrukture u prenosnoj ili distribucionoj mreži, u slucajevima kada operatori sistema ne mogu odobriti prikljucenje zbog nedovoljne sposobnosti mreže.



Na osnovu tih smjernica potrebno je izraditi pravilnik o prikljucenju malih hidroelektrana, koji treba da propiše metodologiju utvrdivanja nadoknade za prvo prikljucenje male hidroelektrane na prenosnu ili distribucionu mrežu, kao i za povecanje prikljucne snage. Uobicajeno se ona naziva nadoknadom za prikljucenje. Nadoknada za prikljucenje je iznos koji placa proizvodac operatoru prenosnog sistema, ili operatoru distribucionog sistema za prikljucenje na mrežu , ili za povecanje prikljucne snage. Izrazi koji se koriste u tom pravilniku trebaju da imaju znacenja utvrdena važecim zakonima u podrucju energetske regulative Crne Gore, tarifnim sistemima i mrežnim kodeksima.

Novi proizvodac (mala hidroelektrana) ima pravo da prikljuci svoju gradevinu , odnosno svoj elektroenergetski objekat i instalaciju na mrežu, a onaj vec prikljuceni na povecanje prikljucne snage, u skladu sa propisanim uslovima. Kupce s sopstvenom elektranom snage do 30 kW koja je predvidena za paralelni pogon s mrežom, i koja se koristi pretežno za sopstvene potrebe, ne treba smatrati proizvodacima u smislu tog pravilnika.

U postupku prikljucenja male hidroelektrane na mrežu ili povecanja prikljucne snage, proizvodac treba da zakljuci ugovor o prikljucenju s operatorom prenosnog ili distribucionog sistema, u skladu sa propisanim uslovima iz elektroenergetske saglasnosti, odredbama mrežnih kodeksa i pravilnikom za prikljucenje , kojima se utvrduje iznos nadoknade za prikljucenje.

Nadoknadu za prikljucenje dužan je da plati:

? proizvodac u postupku sticanja prava na prikljucenje,

? proizvodac u postupku sticanja prava na vecu prikljucnu snagu.

Nadoknadu za prikljucenje treba namijeniti za finansiranje stvaranja tehnickih uslova u mreži i izgradnju prikljucka. Stvaranje tehnickih uslova u mreži i izgradnju prikljucka male hidroelektrane , treba staviti u nadležnost operatora prenosnog ili distribucionog sistema. Za izracunavanje troškova prikljucenja treba koristiti jedinicne cijene roba, radova i usluga na osnovu javnih nadmetanja i standardnih normativa radova, koje treba uciniti javno dostupnim.

Stvaranje tehnickih uslova u mreži predstavlja izgradnju novih djelova mreže i/ili zamjenu postojecih, radi moguceg korištenja mreže u okviru odobrene prikljucne snage. Stvaranje tehnickih uslova podrazumijeva i dogradnju sistema za mjerenje i za zaštitu, kao i procesnog sistema i telekomunikacija u mreži, potrebnih za pogon nakon prikljucenja male hidroelektrane na mrežu.

Izgradnja prikljucka male hidroelektrane na mrežu finansira se iz nadoknade za prikljucenje , koja obuhvata izradu potrebne investiciono-tehnicke dokumentacije, rješavanje imovinsko-pravnih odnosa na javnoj površini, nadoknade za korišcenje cestovnog zemljišta, ishodenje potrebnih dozvola za gradenje prikljucka, izvodenje gradevinskih radova s potrebnim materijalom i opremom, izvodenje elektromontažnih radova s potrebnim materija lom i opremom, opremanje obracunskog mjernog mjesta mjernom opremom, potrebna ispitivanja i ukljucenje na mrežu.

Nadoknada za prikljucenje treba da obuhvati stvarne troškove izgradnje prikljucka na mrežu , ukljucujuci opremanje obracunskog mjernog mjesta, te troškove stvaranja tehnickih uslova u mreži za preuzimanje proizvedene elektricne energije , ukljucujuci stvarne troškove ugradnje zaštitne opreme ko ja štiti mrežu od povratnih uticaja.

Tehnicke uslove prikljucenja male hidroelektrane na mrežu , operator prenosnog ili distribucionog sistema utvrduje na osnovu elaborata optimalnog tehnickog rješenja prikljucenja , cija izrada je u njihovoj nadležnosti. Na osnovu elaborata procjenjuju se troškovi prikljucenja na mrežu, a trošak njegove izrade sistemni je dio nadoknade za prikljucenje.



LITERATURA

1. CIGRÉ WG C6.02 ‘‘Connection of Generators and Other Customers – Rules and Practices’’, Technical Br.ochure, REF. 271, 2005

2. CIGRÉ WG C6.04 ‘‘Connection and Protection Practices for Dispersed Generation’’, Draft of T echnical Br.ochure, 2005

3. CIGRÉ WG C6.04.01 ‘‘Connection Criteria at the Distribution Network for Distributed Generation’’, Draft of Technical Br.ochure, 2005

4. CIGRÉ WG 38.01.10 ‘‘Modelling New Forms of Generation and Storage’’, Technical Br.ochure, REF. 185, 2001

5. CIGRÉ WG 37.23 ‘‘Impact of Increasing Contribution of Dispersed Generation on the Power System’’, Technical Br.ochure, REF. 137, 1999

6. DG TREN, ‘‘European Strategy Document for Research, Technological Development and Demonstration in Small Hydropower’’, Prepared by the Engineering Work Group of the Thematic Network on Small Hydropower, 2004

7. ENIRDGnet, ‘‘D6 – Interconnection Barriers and Requirements in USA’’, WP2 – Review of the International State of the Art, 2004

8. ENIRDGnet, ‘‘D12 – Draft for Interconnection Requirements in Europe’’, WP3 – RTD Strategy – Benchmarking of National and European Programmes and Projects, 2004

9. ENIRDGnet, ‘‘D19 – Recommendations on Commercial Practices and Business Terms’’, WP5 – Socio-economic Research – Commercial Practices and Business Terms, 2004

10. EPCG AD Nikšic, ‘‘Privremeni distribucioni kodeks’’, 2005

11. EPCG AD Nikšic, ‘‘Privremeni kodeks mreže’’, 2005

12. EPCG AD Nikšic, ‘‘Smjernice za razvoj i izgradnju malih hidroelektrana u Crnoj Gori, Sveska 5, Poglavlje 8: Tehnicko prikljucenje malih hidroelektrana na elektrodistributivnu mrežu’’

13. ESHA – European Small Hydropwer Association, ‘‘BlueAGE Blue Energy for A Green Europe – Strategic Study for the Development of Small Hydro Power in the European Union’’, Istituto di Economia delle Fonti di Energia – IEFE, Università Commerciale Luigi Bocconi, Milano, Italy, 2001

14. ESHA – European Small Hydropower Association, ‘‘Small Hydropower Situation in the New EU Member States and Candidate Countries’’, Prepared by the Marketing Working Group of the Thematic Network of Small Hydropower (TNSHP), 2004

15. IEEE, ‘‘Guide for Control of Small Hydroelectric Power Plants’’, Std. 1020, 1998

16. Regulatorna agencija za energetiku Crne Gore, ‘‘Pravilnik o tarifama za elektricnu energiju’’, 2005



2. POMOC VLADI RCG U ODREÐIVANJU CILJEVA I MJERA ZA OSTVARENJE CILJA U POGLEDU IZGRADNJE MALIH HIDROELEKTRANA (TASK # 2)

2.1. RAZLOZI ZA PRIPREMU STRATEGIJE RAZVOJA MALIH HIDROELEKTRANA U CRNOJ GORI

Neizostavnu komponentu opšteprihvacene ideje održivog razvoja , cini znacajnije korišcenje energije iz obnovljivih izvora (OIE), o cemu se vodi racuna i prilikom definisanja nacionalne energetske strategije. Potrebno je utvrditi udio energije iz obnovljivih izvora u ukupnim energetskim potrebama zemlje , a u skladu sa tim odrediti i udio, znacaj i uticaj elektrana koje koriste obnovljive izvore na elektroenergetski sistem (EES). U okviru povecanog korištenja energije obnovljivih izvora, potrebno je razmišljati i o konkretnim mjerama za sprovodenje povecanja udjela energije proizvedene u malim hidroelektranama (mHE), što je predmet razrade ovog dokumenta kao pripreme za definisanje strategije razvoja mHE u Crnoj Gori.

Proizvodnja i potrošnja energije znacajni su uzrocnici globalnog i lokalnog zagadenja. Zato razvitak energetskog sektora u Crnoj Gori treba zasnivati na proizvodnji i potrošnji energije u skladu sa zahtjevima za zaštitom ljudskog zdravlja, ocuvanjem biološke i krajobrazne razlicitosti, kao i kvaliteta lokalne, regionalne i globalne životne sredine. Ciljevi zaštite životne sredine definisani su u skladu s ovim osnovnim usmjerenjem. Težnja ka ostvarivanju sklada izmedu ekonomsko-tehnološkog razvoja i ocuvanja životne sredine vidljiva je i iz Deklaracije o ekološkoj državi Crnoj Gori iz 1991. godine. Tim dokumentom preuzeta je obaveza da ce ekologija i zaštita životne sredine u buducem razvoju Crne Gore biti od posebne važnosti i prioriteta.

Osim toga, Crna Gora je za sebna potpisnica Sporazuma o osnivanju Energetske zajednice u jugoistocnoj Evropi iz oktobra 2005. godine. Cilj Sporazuma je povezivanje (u energetskom smislu) država jugoistocne Evrope, na nacin da se kroz sprovodenje sistemnih reformi u energetskim sektorima pojedinih zemalja postigne otvaranje energetskih tržišta, prema modelu definisanom direktivama Evropske unije o stvaranju zajednickog tržišta elektricne energije i plina. U preambuli Sporazuma navodi se kako je jedan od ciljeva svih potpisnica poboljšanje stanja životne sredine u vezi s prirodnim plinom i elektricnom energijom, kao i energetskom efikasnošcu i obnovljivim izvorima energije, inace neodvojivim dijelom energetske politike Evropske unije. Spo razumom se predvida usvajanje evropske pravne imovine u nekoliko podrucja, od kojih je jedno i zaštita okoline.

U pogledu medunarodnih inicijativa za zaštitu životne sredine, isticu se Okvirna konvencija UN-a o promjeni klime (Konvencija) i odredbe Kyoto protokola, kao pridruženog akta Konvencije. Strane koje mogu pristupiti Konvenciji su zemlje clanice Ujedinjenih nacija. Buduci da je Crna Gora trenutno sastavni dio državne zajednice Srbija i Crna Gora , njen je položaj u smislu Konvencije o klimatskim promjenama i Kyoto protokola, definisan položajem državne zajednice. Državna zajednica Srbije i Crne Gore, pod tadašnjim imenom SR Jugoslavija, pristupila je Konvenciji o promjeni klime 12. marta 2001. godine. Konvencija je za Srbiju i Crnu Goru stupila na snagu 90 dana kasnije, 10. juna 2001. godine. Državna zajednica Srbija i Crna Gora za sada nije potpisala niti ratificirala (potvrdila) Kyoto protokol, iako iz njega za samu državu ne bi proizišle nikakve konkretne obaveze , u smislu smanjenja emisija staklenickih plinova, buduci da se ista ne nalazi na popisu zemalja Priloga B protokola.

Zakonom o energetici ("Službeni list RCG" br.oj 39/2003) su definisane nadležnosti Vlade RCG u podrucju energetike na nacin da Vlada:

? utvrduje i sprovodi nacionalnu energetsku politiku i nacionalnu energetsku strategiju, dugorocnu i godišnji energetski bilans i politiku ostvarenja bilansa,

? osigurava sprovodenje mjera za zaštitu životne sredine,

? pomjera i olakšava ulaganja u energetski sektor, razvoj konkurencije i ucestvovanje privatnog sektora u energetici,



? odreduje politiku i strategiju izgradnje novih i/ili rekonstrukciju postojecih proizvodnih kapaciteta i usvaja odgovarajuce procedure.

U cilju ispunjavanja obaveza koje ima u skladu sa Zakonom o energetici i ostalim važecim propisima, Vlada preko ministarstva nadležnog za poslove energetike:

? realizuje politiku za energetsku efikasnost i ocuvanje energetskih resursa,

? podstice i pruža savjete o energetskoj efikasnosti i racionalnom korišcenju energije,

? razvija i promoviše podsticaje za efikasnim korišcenje m energije i obnovljivih energetskih izvora,

? promoviše vecu upotrebu obnovljivih energetskih izvora u proizvodnji na sopstvenom tržištu,

? upravlja sredstvima namijenjenim za štednju i efikasnije korišcenje energije.

Ministarstvo ekonomije koje je nadležno za poslove energetike:

? priprema i predlaže nacionalnu energetsku politiku, dugorocni i godišnji energetski bilans, pa je dostavlja Vladi na usvajanje,

? izvršava svoje obaveze koje proizilaze iz Zakona o energetici, medunarodnih sporazuma, clanstva u medunarodnim organizacijama , obaveza koje se odnose na ponudu i potražnju elektricne energije i inspekcijskog nadzora,

? razmatra potrebe za transportom prirodnog plina, uglja i naftnih pro izvoda sa susjednim zemljama, kao i mogucnosti korištenja raspoloživih domacih energetskih resursa,

? promoviše upotrebu novih tehnologija, koje se odnose na energiju, ucestvovavanje privatnog sektora u energetskom sektoru Crne Gore i privatizaciju energetskih subjekata ili djelova koji su u državnom vlasništvu, kao i korišcenje obnovljivih izvora energije.

S obzirom da su tek nedavno pokrenute aktivnosti na izradi dugorocnih planova razvoja energetskog sektora (na osnovu usvojenih smjernica energetske politike u aprilu 2005. godine) u obliku Strategije razvoja energetike Crne Gore , ciji se završetak ocekuje tokom prve polovine 2006. godine, potrebno je što prije završiti i definisati nacionalnu energetsku strategiju, kojom bi se utvrdili ciljevi energetske politike i mjere kojima bi se ti ciljevi ostvarili. Strategija razvoja energetike Crne Gore potrebna je i zbog preuzetih medunarodnih obaveza u zaštiti životne sredine, kao i zbog prilagodavanja energetskog sektora uslovima vlasništva energijom u Evropskoj uniji, s obzirom na to da je Crnoj Gori jedan od strateških ciljeva i clanstvo u EU. Strategija razvoja malih hidroelektrana zato treba da postane integralni dio Strategije razvoja energetike Crne Gore, odnosno dio ukupne Strategije razvoja energetike koja ima energetsku, ekonomsku, zakonodavnu, organizacionu i institucionalnu dimenziju. Nakon usvajanja nacionalne energetske strategije, kao i strategije razvoja malih HE, potrebno je izraditi program, odnosno plan implementacije za iste. Rješenja koja su predložena u ovom programskom dokumentu prilagodena su potrebama i specificnostima Crne Gore, uz uvažavanje pozitivnih medunarodnih iskustava.

U pogledu Strategije razvoja malih hidroelektrana i izrade prateceg Akcionog plana definišu se sljedeci aspekti:

? dinamika izgradnje malih hidroelektrana je moguca i primjerena za Crnu Goru,

? uticaj usvojene dinamike izgradnje malih HE na elektroenergetski bilans Crne Gore,

? ukupni troškovi izgradnje/pogona novih malih hidroelektrana,

? uticaj izgradnje novih malih hidroelektrana na cijenu elektricne energije za krajnje kupce,

? izgradnja malih hidroelektrana kao doprinos ispunjenju (preuzetih i ocekivanih) medunarodnih obaveza.



2.2. PRETHODNE AKTIVNOSTI I POSTOJECE STANJE

2.2.1. Postojece stanje malih hidroelektrana

Za sagledavanje uticaja izgradnje novih malih hidroe lektrana na elektroenergetski sistem Crne Gore, potrebno je najprije analizirati postojece stanje izgradenosti, a zatim pretpostaviti izgradnju odredenog broja malih hidroelektrana u skoroj buducnosti (npr. za razdoblje do 10 godina). U tabeli br. 1 prikazana je instalirana snaga, snaga na pocetku, prosjecno ostvarena proizvodnja kroz životni vijek elektrana, kao i ostvarena i planirana proizvodnja u postojecim malim hidroelektranama (mHE), hidroelektranama (HE) i termoelektranama (TE) u Crnoj Gori.

Prema odredbama Zakona o energetici u Crnoj Gori, malim hidroelektranama smatraju se hidroelektrane instalirane snage do 10 MW. Instalirana snaga 7 (sedam) postojecih malih hidroelektrana iznosi 8,92 MW uz prosjecnu godišnju proizvodnju od 21 ,4 GWh. Ukupna instalirana snaga crnogorskog elektroenergetskog sistema iznosi 868 MW, od toga vecina u dvije velike hidroelektrane. Ud io postojecih malih hidroelektrana u snazi proizvodnih jedinica iznosi svega 1,1 posto, a udio proizvodnje malih hidroelektrana u ukupnoj godišnjoj proizvodnji elektroenergetskog sistema Crne Gore prema prosjecno ostvarenim vrijednostima 0,9 posto. Pri tome treba imati u vidu, da Crna Gora nabavlja približno 1/3 ukupnih potreba za elektricnom energijom iz drugih sistema, pa je doprinos malih hidroelektrana pokrivanju ukupne potrošnje još manji. Dvije trecine elektricne energije proizvodi se u velikim hidroelektranama, a jedna trecina u jedinoj termoelektrani u energetskom sistemu (TE Pljevlja ložena na ugalj).

Tabela br. 10: Instalirana snaga proizvodnih kapaciteta i proizvodnja elektricne energije u EES -u Crne Gore

Instalirana snaga

Snaga na pocetku

Prosjecno ostvarena

proizvodnja

Ostvarenje 2005. Plan za 2006.

MW % MW % GWh % GWh % GWh %

postojece mHE 9,0 1,0 9,0 1,1 21,4 0,9 22,9 0,8 21,0 0,8

HE 649,0 74,8 649,0 76,3 1 552,0 62,2 1 834,5 66,7 1 652, 0 60,2

TE 210,0 24,2 193,0 22,7 922,0 36,9 890,7 32,4 1 073, 0 39,1

Ukupna proizvodnja 868,0 100,0 851,0 100,0 2495,4 100,0 2 748,2 100,0 2 746, 0 100,0

Ukupno raspoloživo* 2 786 3 050

* - kategorija ukupno raspoloživo pokazuje ukupno raspoloživu elektricnu energiju u EES-u CG s obzirom na ugovor o razmjeni elektricne energije proizvedene u HE Piva s EES-om Srbije (1065 GWh).

U Tabela br. 11 prikazana je starosna struktura postojecih mHE. Vecina objekata u pogonu je više od 20 godina, a više od polovine starije je od 40 godina. Svega se dvije mHE mogu smatrati novijima (19 godina). U zadnjih deset godina nije bilo obnove postrojenja. Osim toga , u Crnoj Gori nije razvijena industrija za proizvodnju elektro i mašinske opreme. Sve mHE su u vlasništvu nacionalne elektroprivredne kompanije EPCG AD Nikšic.

Tabela br. 11: Starosna struktura postojecih mHE Starost 0-19 godina 20-39 godina 40-59 godina >60 godina Ukupno

Br.oj mHE 2 1 3 1 7 Udio br.oja mHE % 29 14 43 14 100%

EPCG AD Nikšic snabdijeva elektricnom energijom približno 285 000 kupaca. Proizvodnja domacih malih hidroelektrana, hidroelektrana i termoelektrana nije dovoljna za podmirenje ukupne potrošnje elektricne energije u Crnoj Gori, pa se znatan dio potrebne elektricne energije uvozi iz drugih elektroenergetskih sistema. U 2005. godini u domacim elektranama proizvedeno je ukupno 2 748,2 GWh (bez valorizacije HE Piva), a manjak za potrebe potrošnje je podmiren



iz uvoza (za 2005. nema podataka, ali radi se o više od 30% ukupnih potreba za elektricnom energijom). Za 2005. godinu troškovi uvoza elektricne energije procijenjeni su na nivou od 40-50 miliona EUR-a (zavisno od nivoa cijene elektricne energije na tržištu). Plan uvoza za 2006. godinu iznosi 1 600 GWh.

Zbog zapostavljene izgradnje domacih proizvodnih kapaciteta, i porasta potrošnje energije , zavisnost od uvoza povecava se iz godine u godinu. Tokom 90-ih godina došlo je do znacajnog smanjenja potrošnje, ali i do promjene strukture i karakteristika potrošnje. Osim velikog pada industrijske potrošnje , karakteristican je i ubrzani rast distribu tivne potrošnje. Potrošnja direktnih potrošaca u 1989. godini dostigla je 2 095 GWh, da bi u 1994. godini pala na svega 505 GWh. U 2004. godini dostignuta je potrošnja direktnih kupaca s kraja 80-ih godina (2 105 GWh), dok je za 2005. godinu planirana potrošnja od 2 190 GWh.

Distributivna potrošnja se u zadnjih dvadeset godina udvostrucila. U 1985. godini ona je iznosila 1 127 GWh, dok je za 2005. godinu planirano 2 255 GWh. Istovremeno je proizvodnja ostala na približno istom nivou: u 1985. godini proizvedeno je 2 662 GWh, a za 2005. godinu planirano je 2 725 GWh. Deficit elektricne energije u 1985. godini iznosio je 607 ,4 GWh, dok je u 2005. godini ocekivani deficit iznosio 1 908 GWh (ne racunajuci valorizaciju ugovora za HE Piva).

Zbog sta lnog povecanja potrošnje, narednih godina se ocekuje i povecanje uvoza elektricne energije, i to sve dok se ne izgradi veci proizvodni objekat. Istovremeno je potrebno osigurati sve veca sredstva za uvoz elektricne energije, zbog povecanih potreba i povecanja cijene elektricne energije na slobodnom tržištu.

2.2.2. Rezultati istraživanja potencijala razvoja malih hidroelektrana

U posljednjih nekoliko godina u Crnoj Gori su intenzivirane aktivnosti u vezi s malim hidroelektranama. Tome svjedoci odreden broj radova objavljenih u strucnim i naucnim casopisima, zbornicima, kao i na strucnim skupovima. Kao osnovno i opsežno djelo, izdvaja se studija "Smjernice razvoja i izgradnje malih hidroelektrana u Crnoj Gori" iz 2000. godine , kojom je uradena procjena hidroenergetskog potencijala mHE u Crnoj Gori. Osim toga, obradena je tehnicka i pravna problematika i predložen koncept planskog pristupa razvoju i izgradnji mHE u Crnoj Gori. Osim navedene studije, izdata je i publikacija "Male hidroelektrane u Crnoj Gori" koja obraduje tehnicke i ekonomske karakteristike mHE.

Prema podacima EPCG AD Nikšic, 17 posto ukupnog hidroenergetskog potencijala Crne Gore vec je iskorišteno (HE Perucica – 307 MW, 970 GWh; HE Piva – 342 MW, 870 GWh; mHE – 8,92 MW, 21 GWh). Projektovano je 70 malih HE ukupne snage 231 MW i 643 GWh/god. Lokacije mHE u Crnoj Gori odlikuju se relativno niskim protocima i visokim padovima. Potrebno je napomenuti da je prilikom definisanja tehnickih rješenja izvodenja , potrebno uzeti u obzir stroge kriterijume zaštite životne sredine. Isto tako, potrebno je naglasiti da za vecinu posmatranih vodotoka ne postoje višegodišnja mjerenja protoka , što takode utice na vjerodostojnost procjene potencijala. Istraživanja s višim stepenom obrade izvršena su samo za manji broj loka cija.

2.2.3. Zakonske procedure, nadležna tijela i donošenje odluka

Pri elaboraciji pravnog okvira pripreme i izgradnje malih hidroelektrana, izvršena je temeljna analiza procedure izdavanja odobrenja, dozvola i licenci – od procesa dodjele koncesije do izdavanja upotrebne dozvole za elektranu. Postojeci zakonski okvir, koji se neposredno odnosi na pripremu i izgradnju malih hidroelektrana , cine propisi iz podrucja energetike, prostornog uredenja i gradevinarstva, imovinsko pravnih poslova, vodnog vlasništva, privatnog ulaganja u javni sektor, zaštite okoline i prava privrednih društava. Normativna rješenja sadržana u navedenim aktima, uz odredene intervencije zakonodavca, pružaju realnu osnovu za realizaciju projekata gradnje malih hidroelektrana.



Cjelokupni proces autorizacije može se podijeliti u nekoliko faza (Slika br. 7):

§ prva faza – obuhvata dokumente i aktivnosti koji se odnose na izbor lokacije, tj. istražne radove, izbor lokacije, projektovanje (na nivou idejnog tehnickog rješenja), izradu predstudije izvodljivosti, uvrštenje u prostorne i urbanisticke planove i uvrštenje u vodoprivrednu osnovu (procjena vremenskog trajanja: 19 mjeseci);

§ druga faza – obuhvata dokumente i aktivnosti koji se odnose na proces dodjele koncesije/BOT ugovora (procjena vremenskog trajanja: 12 mjeseci);

§ treca faza – obuhvata dokumente i aktivnosti koji se odnose na pripremu i dobijanje rješenja o lokaciji i gradevinske dozvole (i ostalih sa glasnosti i dozvola), uz rješavanje imovinsko-pravnih odnosa (procjena vremenskog trajanja: 17 mjeseci);

§ cetvrta faza – obuhvata dokumente i aktivnosti koji se odnose na gradenje, dobijanje upotrebne dozvole, vodoprivredne dozvole, licence za obavljanje djelatnosti, kao i licence za koncesiju ili odobrenje povlastice za BOT (procjena vremenskog trajanja: 22 mjeseca);

§ peta faza – obuhvata dokumente i aktivnosti koji se odnose na primopredaju mHE, uknjiženje, kao i pogon, nadzor, kontrolu i njeno održavanje tokom životnog vijeka postrojenja.

Slika br. 7: Faze u procesu razvoja i realizacije projekta mHE u Crnoj Gori

Kljucni subjekti koji ucestvuju u samom procesu su, osim samog investitora i Vlada Republike Crne Gore, Ministarstvo ekonomije, Ministarstvo poljoprivrede, šumarstva i vodoprivrede, Regulatorna agencija za energetiku, Ministarstvo zaštite životne sredine i uredenja prostora, EPCG AD Nikšic (operator mreže, snabdjevac, potencijalni investitor), kao i ovlaštena tijela lokalne uprave.

1. faza istražni radovi, izbor lokacije,

projektovanje, uvrštenje u prostorne planove i vodoprivrednu osnovu…

Koraci u razvoju i realizaciji projekata mHE

Nadležna tijela i ucesnici

državna/lokalna tijela ili investitori

2. faza dodjela koncesije/BOT ugovora

3. faza rješenje o lokaciji, vlasnicki odnosi, procjena uti caja na životnu sredinu, studija opravdanosti, gradevinska

dozvola i ostale sug. i doz.

državna tijela i investitori

državna/lokalna tijela, investitor, šira javnost,

specijalizovane fabrike(okolina,

gradenje…)

4. faza gradenje, prikljucenje na mrežu

testiranje, upotrebna dozvola i ostale dozvole, sklapanje ugovora o

koncesiji/BOT

5. faza primopredaja, uknjiženje, puštanje u pogon, kontrola, nadzor, održavanje

državna/lokalna tijela, investitor, isporucioci

opreme, operator distribucionog sistema,

snabdjevac…

državna/lokalna tijela, investitor, inspekcija…



Trajanje cjelokupnog procesa autorizacije za gradnju mHE procjenjuje se na nešto manje od 6 godina (minimalno vrijeme). Ova procjena pretpostavlja da postoje hidrološke podloge za lokaciju na kojoj se gradi mHE, ali ne i ostale potrebne podloge , kao što su: geološke, podaci o stanju okoline i dr. U procjenu trajanja procedure ukljucen je i period gradnje od godinu dana . Još jednom je potrebno istaknuti da je ovakva procjena trajanja cjelokupnog procesa okvirna i optimisticna, jer se u ovoj fazi razrade ne mogu sagledati sva uska grla i problemi procedure, a za pojedine djelove procedure rokovi nijesu tacno propisani. Tek ce sprovodenje pilot projekata ukazati na sve nedostatke u procesu .

2.2.4. Prepreke u razvoju projekata malih hidroelektrana

Tokom analize cjelokupne problematike razvoja i realizacije projekata mHE, uocene su odredene prepreke. Ove prepreke proizilaze, prije svega , iz nedorecenosti zakona i propisa, prenormiranosti pojedinih podrucja, nedostatka pojedinih propisa, nedostatka finansijskih sredstava, kao i nedostatka relevantnih informacija i koordinacije izmedu nosilaca odgovornosti.

Osnovne prepreke za razvoj i izgradnju mHE u Crnoj Gori mogu se svrstati u nekoliko cjelina:

§ politicke:

o nije definisan strateški cilj politike korištenja obnovljivih izvora energije (tj. projekcija realnog udjela OIE u ukupnim energetskim potrebama), a samim tim ni minimalni udio mHE u zadovoljenju energetskih potreba Crne Gore,

§ pravne i administrativne:

o nedostaju sprovodeni propisi koji regulišu problematiku otkupa elektricne energije iz malih hidroelektrana, tj. propisi koji regulišu problematiku podsticanja razvoja obnovljivih izvora,

o složenost procesa dodjele koncesije/BOT ugovora – složenost Zakona o ucešcu privatnog sektora u vršenju javnih usluga ("Službeni list RCG" br.oj 30/2002) ogleda se u komplikovanoj i dugotrajnoj proceduri, koja zahtijeva angažman velikog broja tijela: Vlade RCG, Savjeta za privatizaciju, Komisije za koncesije i BOT aranžmane, ministarstva nadležnog za vodoprivredu, Regulatorne agencije za energetiku, Ministarstva ekonomije kao resornog ministarstva, uz ucestvovanje posebnih organizacion ih jedinica u okviru pojedinih tijela – jedinica za procjenu projekta, ad-hoc komisija za vrednovanje projekata,

o u procesu autorizacije (postupci dobijanja ovlaštenja, dozvola, saglasnosti i drugih potrebnih akata ) javlja se problem utvrdivanja redosljeda preduzimanja pojedinih radnji i dobijanja potrebnih dokumenata,

o Zakon o energetici predvida pojednostavljene procedure i pojednostavljeni tretman za male hidroelektrane , medutim ostali zakoni ne prave ra zliku izmedu njih i ostalih energetskih i drugih objekata ni u kom pogledu, osim u dijelu nadležnosti za dodjelu lokacijske, odnosno gradevinske dozvole,

o razlike izmedu malih i velikih hidroelektrana nijesu vrednovane s obzirom na obavezni nivo i sadržaj tehnicke i dokumentacije koju je potrebno imati u postupku pripreme i same izgradnje ( prepoznavanje specificnosti – posebna rješenja),

o Regulatorna agencija za energetiku nije definisala pojednostavljene postupke za izdavanje ovlaštenja za izgradnju malih hidroelektrana i licenci za proizvodnju elektricne energije iz malih hidroelektrana, kako je predvideno Zakonom o energetici,

o Ministarstvo ekonomije nije utvrdilo metodologiju cijena za efikasno prikljucenje malih hidroelektrana na mrežu, odnosno tarifni sistem za proizvodnju elektricne energije iz obnovljivih izvora energije snage manje od 10 MW, pa je u ovom trenutku nepoznata visina otkupne cijene elektricne energije,



o Privremeni distributivni kodeks nije pracen dokumentima nižeg ranga (pravilnici ili preporuke), koji bi definisali specificnosti pojedinih malih hidroelektrana, a ni privremenost ne doprinosi stvaranju stabilnog okvira,

o ne postoje regulatorne odredbe o sankcionisanju kašnjenja u postupku prikljucenja malih hidroelektrana na mrežu,

o ne postoje detaljne procedure razmatranja zahtjeva za prikljucenjem malih hidroelektrana na mrežu,

§ organizacione:

o nije definisan organizacioni otkup elektricne energije iz malih hidroelektrana, nadležnost pojedinih tijela, pravila i uslovi otkupa,

o nedovoljna je koordiniranost izmedu nadležnih tijela ,

o ne postoji centralno državno tijelo ili jedinica nadležna za koordinaciju i pracenje programa razvoja malih hidroelektrana,

o prema postojecoj legislativi Ministarstvo ekonomije je, izmedu ostalog, formalni nosilac sljedecih zadataka: servis potencijalnim investitorima, u smislu davanja svih informacija u cilju olakšavanja razvoja projekata proizvodnje elektricne energije iz malih hidroelektrana , s posebnim naglaskom na informiranje o raspoloživim lokacijama za takve projekte, informacije o rasporedu potencijalnih lokacija za korišcenje vodotoka, informacije u vezi s licencama, dozvolama, ovlaštenjima i pojedinostima koje mogu biti po trebne za realizaciju projekta, kao i koordinaciju sa drugim ministarstvima s ciljem olakšavanja i pojednostavljenja propisanih postupaka i obaveza i dr. – organizacioni i kadrovskih deficit,

§ finansijske:

o ne postoje mehanizmi za pokrivanje povecanog troška proizvodnje elektricne energije iz mHE (izvori finansiranja i podsticanja),

o postojanje dvije vrste nadoknade za korišcenje voda (nadoknade za korišcenje voda i koncesijska nadoknada),

§ strucne i tehnicke:

o ne postoje pouzdani podaci o mogucim lokacijama mHE (hidro meteorološki podaci, geološki podaci, podaci o stanju okoline i dr.),

o neodgovarajuci stepen tacnosti i pouzdanosti podataka , koji bi omogucili utvrdivanje otkupne cijene elektricne energije iz mHE (stepen izbjegnutih šteta, lokalne i globalne eksternalije i dr.),

o nedostatak informacija i nepoznavanje prednosti/koristi i mogucih rizika gradnje mHE od strane šire javnosti, što rezultira unaprijed negativnim stavom javnosti prema pripremi i realizaciji takvih projekata,

o ne postoji stalni program obuke za operatore mHE i operatore distribucionog sistema za izradu studija i izvoden je prakticnih testiranja specificnih problema pogona mHE,

o nedostatak strucno-tehnickih fabrika koje se bave projektovanjem malih hidroelektrana,

o nedostatak fabrika koje se bave proizvodnjom opreme za male hidroelektrane...



2.3. AKTIVNOSTI NA PRIPREMI STRATEGIJE RAZVOJA MALIH HIDROELEKTRANA U CRNOJ GORI

Aktivnosti na Pripremi strategije razvoja malih hidroelektrane u Crnoj Gori obuhvatili su razmatranje mogucih rješenja za sljedece probleme:

§ definisanje realno ostvarivog potencijala mHE (definisanje uslova pod kojima je moguca gradnja),

§ model otkupa elektricne energije iz mHE (iz postrojenja koja koriste obnovljive izvore energije) i odgovarajuca metodologija za odredivanje otkupne cijene elektricne energije,

§ prikljucenje mHE na distribucionu mrežu,

§ uticaj propisa o zaštiti životne sredine, kao i uticaj odredbi i mehanizama Kyoto protokola na mogucnosti razvoja mHE u Crnoj Gori,

§ koncesione nadoknade, nadoknade za korišcenje voda i zemljišta, kao podsticajne mjere za razvoj mHE,

§ organizacioni model i aktivnosti centralnog tijela nadležnog za koordinaciju razvoja mHE,

§ modeli javno-privatnog partnerstva pogodni za realizaciju mHE s obzirom na prilike u Crnoj Gori i postavljene ciljeve.

2.3.1. Definisanje realno ostvarivog potencijala malih hidroelektrana

Postojece podloge za razvoj projekata mHE ne sadrže dovoljno podataka za pouzdano definisanje njihovog potencijala u Crnoj Gori, s obzirom da na velikom broju vodotoka ne postoje višegodišnja mjerenja, a nijesu istražena ni ekološka svojstva lokacija. Iz svega toga proizlazi nemogucnost definisanja realnih tehnickih rješenja. U cilju definisanja uslova pod kojima je moguca gradnja malih hidroelektrana , predlaže se metodološki pristup , koji ustvari rezultira definisanjem realno ostvarivog potencijala za male hidroelektrane. Radi se o sljedecim aktivnostima:

§ definisanje potencijalnih lokacija,

§ nacelno definisanje ekološke prihvatljivosti,

§ ispitivanje uticaja medunarodnih obaveza za pogranicne vodotoke ,

§ detekcija konflikata s postojecim ili potencijalnim korisnicima istog prostora,

§ uspostavljanje mjerenja na vodotocima ,

§ izrada katastra malih hidroelektrana (nivo nacelnog tehnickog rješenja),

§ osnovne analize isplativosti projekta ,

§ uvrštenje lokacija u prostorne planove i vodoprivredne osnove,

§ terenski obilasci – projektova nje,

§ usvajanje prostorno -planskih ogranicenja ,

§ usvajanje ekoloških ogranicenja ,

§ usvajanje ogranicenja zaštite kulturne baštine,

§ usvajanje ogranicenja raspoloživosti vode,

§ analiza pred izvodljivosti projekta,

§ definisanje realno ostvarivih projekata,

§ izrada idejnog projekta.



Pocetna aktivnost je definisanje potencijalnih lokacija pogodnih za gradnju mHE. Iako je ova aktivnost u Crnoj Gori vec izvršena, poželjno je ažuriranje popisa potencijalnih lokacija, narocito sagledavanjem mogucnosti instalacije mHE u vec postojece ili napuštene objekte na vodotocima. Nakon toga, sagledavaju se mogucnosti zahvata u prostoru na potencijalnim lokacijama/vodotocima, imajuci u vidu definisane i istražene stavove o stepenu zaštite na nivou pojedinih podrucja i vodotoka u Crnoj Gori – nivo strateške procjene uticaja na životnu sredinu (SEA). Projekti (lokacije) koji ne zadovolje ovaj kriterijum iskljucuju se iz daljih razmatranja i obrada. Naime, Crna Gora je svoje odredenje i nastojanje da maksimalno zaštiti životnu sredinu predstavila i projektom "Pravci razvoja Crne Gore ekološke države", narocito pozivajuci se na tehno-ekonomski opravdanu zaštitu životne okoline i brže uvodenje ekonomski opravdanih novih i obnovljivih izvora energije, kao i povecanje energetske efikasnosti. Ovo odredenje povezano je s Prostorn im planom Crne Gore, a na nivou propisa , i sa zakonskom regulativom za zaštitu životne sredine - Zakon o životnoj sredini i Zakon o procjeni uticaja na životnu sredinu (u pripremi).

Sljedeci korak je ispitivanje uticaja medunarodnih ugovora, obaveza ili ogranicenja, u smislu korištenja vodnih resursa. Ako zahvati na odredenom vodotoku uzrokuju rezultate neprihvatljive na vodotocima u susjednim zemljama, potrebno je razjasniti medusobne uticaje i prilagoditi se opravdanim zahtjevima drugih zemalja. Ukoliko ova prilagodenost nije moguca, od predmetnih projekata se odustaje.

U iducem koraku ispituje se postojanje odredenih gradevina na potencijalnim lokacijama, tj. provjerava se je li na potencijalnim lokacijama predvidena druga namjena prostora. Ako postoji druga namjena, potrebno je ispitati mogucnost višenamjenskog korištenja vodotoka na tim lokacijama. Ukoliko višenamjensko korišcenje vodotoka nije moguce, od tih lokacija se odustaje.

Primjenom opisanih kriterijumu i koraka dobijene su lokacije na kojima je nacelno moguca gradnja, i stekli su se uslovi za ulaganje u detaljnije istraživanje potencijala, ugradnjom mjernih stanica na potencijalnim vodotocima/lokacijama. Na ovome se narocito insistira, jer u Crnoj Gori na vrlo malo lokacija postoji sistemno dugogodišnje mjerenje protoka. Imajuci u vidu stohasticki karakter vodotoka, za kvalitetno predvidanje ponašanja vodotoka na odredenoj lokaciji, a time i na procjenu raspoloživosti vode za energetsko korišcenje, potrebna su višegodišnja mjerenja, te je stoga potrebno u najkracem roku uspostaviti sisteme mjerenja na svim vodotocima na kojima postoji potencijal, i za koje se pokaže da je na njima moguca gradnja. Opcija višegodišnjim mjerenjima su mjerenja u kracem periodu (1-2 hidrološke godine), kao i primjena neke od približnih metoda odredivanja protoka (npr. korelacija protoka s višegodišnjim protocima velikih vodotoka na posmatranom slivnom podrucju). Ipak, zbog izrazito stohasticke prirode vodotoka i velike nesigurnosti koja iz toga proizilazi, ovoj opciji pribjegava se samo izuzetno.

Nakon prikupljanja podataka o protocima na potencijalnim lokacijama, pristupa se izradi katastra mHE. Radi se o stvaranju baze podataka sa svojevrsnom sopstvenom kartom svakog projekta, na nivou nacelnog tehnickog rješenja. Za ovaj nivo obrade potrebno je analizirati isplativost projekta. Analiza isplativosti pokazuje koje lokacije su ekonomski isplative, odnosno koje lokacije su ozbiljni kandidati za izgradnju. Te lokacije uvrštavaju se u pro storne i urbanisticke planove, kao i u vodoprivrednu osnovu.

U sljedecem koraku pristupa se projektovanju, sa terenskim obilascima u kojima, osim projektanata, ucestvuju i strucnjaci za ekologiju, kulturnu baštinu, vode, predstavnici lokalne zajednice , kao i ostali subjekti na koje planirani zahvataj u prostoru može uticati (naucna i strucna javnost, nevladine organizacije, lokalna udruženja). Na taj nacin, direktno na terenu , upoznaju se sve zainteresovane relevantne strane o kakvom je projektu rijec. Na licu mjesta uvažavaju se i argumentuju primjedbe. Krajnji rezultat ovog procesa je izrada idejnog projekta. U nastavku ce se opisati aktivnosti koje prethode izradi idejnog projekta.

Posebnu pažnju potrebno je obratiti na korake koji slijede nakon terenskih obilazaka: usvajanje prostorno-planskih ogranicenja, ekoloških ogranicenja, ogranicenja zaštite kulturne baštine, kao i ogranicenja raspoloživosti vode (biološki minimum odnosno ekološki prihvatljivi protok). Preporucuje se osnivanje komisija za definisanje uslova pod kojima je moguca gradnja. Za svaku grupu ogranicenja može se osnovati posebna ad-hoc komisija, koja na osnovu realne



situacije na terenu, zatim uvidom u nacelno tehnicko rješenje, nakon istraživanja daje zakljucke i upustva kako treba osmisliti tehnicko rješenje, a da se zadovolje sva ogranicenja. Ovaj stepen obrade predvida analizu zahtjeva i uticaja na lokalnu zajednicu, lokalna udruženja i interesne grupe. Potrebno je postici saglasnost izmedu relevantnih subjekata, i to na nacin da svi prepoznaju koristi, kako na nivou pojedinog projekta, tako i na nivou cjelokupne inicijative. Koristi projekata mHE nijesu jednoznacne – osim otvaranja novih radnih mjesta i doprinosa smanjenju emisije C0 2, povecanja sigurnosti snabdijevanja elektricnom energijom, rezultat je i razvijanje ekološke svijesti i tehnicke kulture na lokalnom nivou, kao i bolje osnove za razvoj lokalne sredine.

Nakon usvajanja navedenih ogranicenja, analizira se izvodljivost projekta. Rezultat analize izvodljivosti je definisanje popisa realno ostvarivih projekata. I u ovoj fazi otpada jedan dio projekata, što zbog nemogucnosti usvajanja odredenih ogranicenja, što zbog previsoke investicije nakon usvajanja odredenih ogranicenja. Za lokacije koje zadovolje kriterijum izvodljivosti radi se idejni projekat. Idejni projekat je preduslov za dalje aktivnosti vezane za pripremu gradnje objekata (vezano za prostorno-plansku i gradevinsku zakonsku regulativu, procedura se nastavlja aktivnostima u vezi s rješenjem o lokaciji, postupkom procjene uticaja na okolinu itd.). Ovakvim postupkom se za svaku lokaciju predvida definisanje uslova koji važe samo za tu lokaciju. Konacan rezultat predložene metodologije je lista projekata koji uzimaju u obzir sve argumentovane zahtjeve: ispunjeni su ekološki kriterijumi, kriterijumi ekonomske isplativosti i opšte društvene prihvatljivosti. Drugim rijecima , odabrani su realno ostvarivi i održivi projekti. Posebno se želi istaknuti princip da se potencijalne lokacije za male hidroelektrane , koje se nalaze u nacionalnim parkovima, potpuno iskljuce iz daljih razmatranja, a da se za lokacije koje su u podrucjima s nižim stepen ima zaštite životne sredine, primijene strogi kriterijumi i kontrole u definisanju mogucnosti gradnje.

Na ovom mjestu potrebno je spomenuti i male hidroelektrane na vodosnabdjevackim sistemima, gdje, takode, postoji odredeni nezanemarivi potencijal za proizvodnju elektricne energije. Ovdje se predlaže pojednostavljeni metodološki pristup, u odnosu na onaj za gradnju malih hidroelektrana na vodotocima:

§ identifikacija potencijalnih lokacija ,

§ analiza mogucnosti ugradnje agregata,

§ izrada katastra malih hidroelektrana na razini nacelnog idejnog rješenja ,

§ osnovne analize isplativosti projekta ,

§ projektovanje.

Prvi korak u definisanju potencijala za mHE u vodosnabdjevackim sistemima, je identifikacija lokacija u sistemima u kojima se smanjuje kineticka energija vode, odnosno lokacija s vecim padovima i problemima previsokih pritisaka. U vecini slucajeva padove od nekoliko metara moguce je iskljuciti iz razmatranja na samom pocetku tehnickih obrada i nakon snimanja postojeceg stanja, jer su na takvim lokacijama potrebne turbine velikog volumena. Pretpostavka je da bi cijena turbina i ugradnje nadmašila finansijske efekte koji proizlaze iz proizvodnje elektricne energije, ali tacnije pretpostavke moguce je dati tek nakon detaljnog uvida u sistem.

Nakon identifikacije potencijalnih lokacija potrebno je definisati moguca tehnicka rješenja . Infrastruktura u vodosnabdjevackim sistemima najcešce je izvedena tipski (cjevovodi, vodne komore i drugi objekti), pa se može razmišljati o tipizaciji turbina i generatora. U sa radnji s ekspertima iz pojedinih podrucja (kako je to objašnjeno u prethodnom dijelu teksta za definisanje uslova na prirodnim vodoto cima), sagledavaju se moguci uticaji na okolinu i moguca ogranicenja na mHE tokom gradnje i pogona.

Nakon definisanja moguce godišnje proizvodnje i mogucih ogranicenja zbog ekoloških i drugih zahtjeva (koji imaju i svoju finansijsku dimenziju), razmatra se finansijska isplativost. Krajnji rezultat je definisanje realno iskoristivog potencijala.



Ovaj metodološki pristup može se primijeniti za slucaj da se agregati mogu instalirati u postojece gabarite objekata i cjevovoda, odnosno bez potrebe za rekonstrukcijama objekata i instalacija. Ukoliko ugradnja agregata nije moguca u postojecim dimenzijama objekata i cjevovoda, potrebno je primijeniti isti pristup, kao što je prikazano u prethodnom dijelu o definisanju lokacija na prirodnim vodotocima .

2.3.2. Model otkupa elektricne energije iz mHE

Obnovljivi izvori energije su još uvijek uglavnom nekonkurentni fosilnim gorivima , jer se u proizvodnu cijenu tehnologija koje koriste fosilna goriva ne ukljucuju troškovi zaštite životne sredine. Zbog toga je za promociju obnovljivih izvora energije potrebno uvesti neki oblik podsticajnog mehanizama.

Dva osnovna mehanizma podsticanja proizvodnje elektricne energije iz obnovljivih izvora su:

§ kolicinski pristup (Quota) – nadležno tijelo (najcešce Vlada) odreduje kolicinu (kvotu) proizvodnje iz OIE koja mora biti ostvarena u jednoj godini. Cijena za pojedine vrste OIE formira se na tržištu. Ovaj model može se realizova ti na dva nacina:

o konkursni kvota-sistem (Tendering System),

o trgovina zelenim sertifikatima (Tradable Green Certificates),

§ cjenovni pristup (Feed-In) – proizvodaci koji koriste OIE dobijaju fiksnu zagarantovanu cijenu ili fiksni zagarantovani podsticaj tokom odredenog razdoblja. Dodatni trošak pokrivaju kupci elektricne energije ili porezni obveznici.

Pored ova dva pristupa, postoje mehanizmi poput podsticaja na investicije i poreznih olakšica koji su obradeni u tacki 2.3.7. Osim toga , važno je spomenuti i uvodenje ekoloških nadoknada kao jedan od instrumenata za tzv. internalizaciju eksternih troškova.

Bez obzira radi li se o podsticajima na nivou investicije, ili na strani konacnog proizvoda (proizvedeni kWh), dosadašnje medunarodno iskustvo pokazuje da sistem zagarantovanih fiksnih cijena ili sistem fiksnih podsticaja (tj. neki od Feed-In Tariff modela), imaju najbolje rezultate.

Model za garantovanih fiksnih cijena (podsticaja) prikladan je za sisteme s nerazvijenim tržištem elektricne energije, a njegove o snovne osobine su:

§ jednostavna administracija, primjena i kontrola sistema podsticaja,

§ stvaranje pozitivne investicione klime

Ukoliko je cilj podtaknuti investiranje u OIE, model zagarantovanih fiksnih cijena (podsticaja) prikladan je za Crnu Goru. Ukoliko je primaran cilj troškovna efikasnost (bez obzira na nivo željene primjene OIE), mogu se razmotriti i drugi modeli (npr. trgovina zelenim sertifikatima i sl.), ali trebamo biti svjesni rizicnosti uvodenja ovakvih naprednih i nedovoljno testiranih modela, kao i prethodnih aktivnosti potrebnih za njihovu primjenu.

Kako bi se u Crnoj Gori podstakli investitori na ulaganje u projekte OIE i povecao njihovu dio u energetskom bilansu, sistemom podsticaja treba podici nivo otkupne cijene na nivo koji pokriva dodatne troškove proizvodnje. Podsticaji se mogu osigurati iz posebne nadoknade za razvoj OIE, koja je ukljucena u racun za elektricnu energiju ili kroz povecanje nadoknade za korišcenje mreže. Drugim rijecima, podsticanje razvoja OIE znaci i povecanje cijene/troška za krajnjeg korisnika elektricne energije. Uticaj povecanja cijene na racun za elektricnu energiju za krajnje korisnike komentarisan je u tacki 2.3.8.

2.3.3. Metodologija za odredivanje otkupne cijene iz mHE

Osnovu metodologije za odredivanje otkupne cijene cini prosjecna tržišna cijena elektricne energije u sistemu. Kako cesto nije moguce izracunati taj podatak, kao osnova može se koristiti i prosjecna proizvodna cijena elektricne energije u sistemu. Zbog vece cijene proizvodnje iz obnovljivih izvora energije (za vecinu tehnologija) na osnovnu cijenu (prosjecna tržišna ili



prosjecna proizvodna cijena) neophodno je dodati podsticaj, kako bi se osigurala ekonomska isplativost projekata obnovljivih izvora energije i privukli investitori.

Predložena metodologija odredivanja visine podsticaja pociva na valorizaciji izbjegnutih troškova proizvodnje elektricne energije iz fosilnih elektrana, i sastoji se od sljedecih koraka:

§ odredivanje tzv. proizvodne krive za mHE (OIE u opštem slucaju),

§ odredivanje dodatnih troškova zbog neraspoloživosti pojedinih elektrana,

§ odredivanje izbjegnutih eksternih troškova (eksternalija) zbog zamjene konvencionalnih izvora s mHE (OIE u opštem slucaju),

§ odredivanje ekonomski opravdanog udjela mHE (OIE u opštem slucaju) uporedenjem s konvencionalnim elektranama, analiza troškova i dobiti, odredivanje visine tarifa.

Ova metodologija omogucava odredivanje stvarne vrijednosti energije iz OIE za elektroenergetski sistem i za okolinu. Osnovni nedostatak metodologije je potreba poznavanja odredenog broja ulaznih podataka , koje po svojoj prirodi nije lako pretvoriti u novcane vrijednosti, i na koje je krajnji rezultat osjetljiv. Zbog toga se ova metodologija uglavnom koristi za odredivanje minimalnog udjela OIE. Otkupna cijena elektricne energije za pojedine izvore odreduju se po nacelu regulisanog profita, uz pretpostavku novcanih tokova i prihvatljive stope, ili vremena povracaja za tipicne projekte-predstavnike pojedinih tehnoloških grupa (npr. interna stopa povracaja od 8-10%, vrijeme povracaja 10 godina).

Važno je naglasiti da prosjecna prodajna cijena ne može biti osnova za formiranje otkupne cijene elektricne energije iz OIE na otvorenom tržištu elektricne energije, jer svi energetski subjekti (proizvodac, operator prenosne/operator distribucione mreže, snabdjevac) moraju da naplate svoje usluge iz cijene kWh. Iz cijene kWh finansiraju se i posebne nadoknade (npr. za rad regulatora , o peratora tržišta i dr.). Zato se taj pristup ne bi mogao preporuciti za Crnu Goru , s obzirom na proces otvaranja tržišta elektricne energije. Osim toga, nivo prosjecne prodajne cijene najcešce nije dovoljan za proizvodace, tj. za postizanje profitabilnosti projekata , što je osnovni preduslov za investiranje u OIE.

2.3.4. Prikljucenje mHE na distribucionu mrežu

Prikljucenjem mHE na elektroenergetski sistem mogu se pojaviti problemi u radu mreže, posebno u distribucionom sistemu. Distribucioni sistem prvobitno nije projektovan za prihvatanje disperzovane proizvodnje, u koju spadaju i mHE. Pogon distribucionog sistema bio je voden pod pretpostavkom toka energije u samo jednom smjeru, od glavne pojne tacke mreže prema potrošacima, što nakon prikljucenja disperzovanog izvora više nije u potpunosti ispravno.

U cilju ocuvanja sigurnosti pogona elektroenergetskog sistema, potrebno je uspostaviti razumne i ekonomski prihvatljive zahtjeve, koji se postavljaju na prikljucenje mHE razlicitih izvodenja na elektroenergetsku mrežu. Izvodenje prikljucenja postrojenja disperzovane proizvodnje na distribucioni ili prenosni sistem zahtijeva prethodno definisanje odredenog broja aspekata razlicitih karakteristika :

§ zakonodavni aspekti – odnose se na uspostavljanje granica nadležnosti nad imovinom i opremom koju treba ugraditi kako bi se ostvarilo prikljucenje. Granice nad imovinom treba definisati u skladu s vlasništvom, kao i imovinskim nadoknadama,

§ tehnicki aspekti – odnose se na zahtjeve na opremu koji se postavljaju u cilju ocuvanja sigurnosti sistema i opšteg nivoa kvaliteta usluga korisnicima, kao i zbog potencijalnih potreba za pojacanjem distribucionog ili prenosnog sistema izazvanih prikljucenjem,

§ ekonomski aspekti – odnose se na placanja koja investitor mora obaviti u cilju nadoknadivanja troškova koji nastaju zbog novog prikljucenja. Ti aspekti posebno definišu odgovornost za placanje navedenih troškova (koliko, kako i kome). Uopšteno, potrebno je postaviti granicu izmedu toga što placa investitor, a što operator sistema finansira i nadoknaduje od strane svih prikljucenih korisnika.



Detaljna obavezujuca tehnicka pravila, s obzirom na prikljucenje na mrežu , navedena su u Privremenom distribucionom kodeksu (2005), a odnose se na sve vrste malih proizvodnih jedinica (<10 MW), neza visno od primarnog izvora energije i od tehnologije. Finansijska sredstva koja je potrebno odvojiti za prikljucenje i korišcenje mreže nijesu propisana za elektrane cija je velicina izgradnje manja od 10 MW.

Privremeni distributivni kodeks, po svom sadržaju ulazi u grupu standardnih tehnickih dokumenata i ne predstavlja prepreku za prikljucenje malih hidroelektrana. Medutim, potrebno je posebno i pojedinacno utvrditi specificnosti odredenih tipova disperzovanih proizvodnih jedinica u posebnim dokumentima niže g pravnog ranga (npr. pravilnici ili preporuke). Specificnosti bi ukljucivale detaljne opise znatno veceg broja clanaka o opštim odredbama, izdavanju posebnih uslova i elektroenergetske saglasnosti, prikljucku na mrežu, uticaju na mrežu, zaštitu, sistemu obracunskog mjerenja, nadzoru pogona male elektrane, elektrickim šemama, obrascima, nacinu izvodenja proracuna. Potrebno je osigurati stalno osposobljavanje i obucavanje operatora distribucionog sistema, s obzirom da tehnicki aspekti prikljucenja i rada mreže uveliko zavise od procesa i tehnologija koje su korištene u malim elektranama Operator distribucionog sistema mora biti osposobljen i opremljen za izradu raznih vrsta analiza i testnih mjerenja, i opremljen odgovarajucim racunarskim programima i mjernom opremom. Za tu svrhu je potrebno odvojiti posebna finansijska sredstva u okviru plana investicija i razvoja operatora distribucionog sistema.

Na osnovu Privremenog distributivnog kodeksa (2005), postupak prikljucenja nakon podnošenja zahtjeva smije trajati najviše 30 dana za prikljucenje na niskonaponsku mrežu, a 60 dana za prikljucenje na srednjonaponsku mrežu. Medutim, procjenjuje se da bi bilo korisno razviti detaljniju proceduru razmatranja zahtjeva za prikljucenje na distribucionu mrežu, na nacin slican onome koji je utvrden za prikljucenje na prenosnu mrežu (Privremeni mrežni kodeks, 2005). Na taj bi se nacin olakšalo nadležnom operatoru distributivnog sistema razmatranje veceg broja zahtjeva za prikljucenjem, na osnovu definisane procedure razmatranja zahtjeva , uz istovremeno održavanje liste cekanja.

2.3.5. Prednosti i koristi usvajanja odredbi Kyoto protokola za Crnu Goru u pogledu razvoja mHE

Problem klimatskih promjena zbog povecanja koncentracija staklenickih plinova , smatra se najvecom globalnom opasnošcu za okolinu u XXI vijeku, zbog porasta srednje globalne temperature vazduha. Zato su države clanice UN-a 1992. usvojile Okvirnu konvenciju o klimatskim promjenama, kojom su razvijene zemlje, koje su u prošlosti najviše doprinijele porastu koncentracije staklenickih plinova, preuzele obavezu zaustavljanja njihovog rasta. Aktivnosti su 1997. proširene usvajanjem Kyoto protokola, koji tacno navodi obaveze smanjenja emisija staklenickih plinova za razvijene zemlje i zemlje sa ekonomijom u tranziciji (zemlje Priloga 1). Protoko l je stupio na snagu 16. februara 2005., nakon ratifikacije od strane Rusije.

Srbija i Crna Gora (pod tadašnjim imenom SR Jugoslavija) pristupila je Okvirnoj konvenciji 2001. godine. S druge strane, Država Srbija i Crna Gora za sada nije potpisala niti ratificirala Kyoto protokol, iako iz njega ne proizilaze konkretne obaveze za nju, u smislu smanjenja emisija staklenickih plinova. Isto tako, do sada Srbija i Crna Gora nije pripremila svoj prvi nacionalni izvještaj o klimatskim promjenama (što je prema Konvenciji obavezna), iako za to na raspolaganju ima strucnu i finansijsku podršku od strane UN-a. Naime, Okvirnom konvencijom definisan je tzv. finansijski mehanizam, kojim se potpomažu projekti usmjereni prema ublažavanju klimatskih promjena i njihovih posljedica. Tim mehanizmom upravlja Fond GEF (eng. Global Environmental Facility) kroz samostalno finansiranje ili sufinansiranje projekata u iznosu od preko 250 miliona USD godišnje.

U okviru Kyoto protokola definisani su i tzv. fleksibilni mehanizmi, ciji je cilj minimalizacija troškova smanjenja emisija na globalnom nivou. Svaka zemlja Priloga 1, pored sopstvene dodijeljene emisijske kvote, može dodatno nabavljati emisione dozvole putem fleksibilnih mehanizama. Tri su takva mehanizma: Zajednicko sprovodenje (JI), Mehanizam cistog razvoja (CDM) i Trgovanje emisijama (ET). Preko JI mehanizma emisione dozvole se mogu pribaviti



realizacijom projekata koji smanjuju emisije u drugim zemljama Priloga 1. Kod CDM mehanizma zemlje Priloga 1 realizuju takve projekte u zemljama izvan Priloga 1 (po pravilu zemlje u razvoju), dok je u sklopu ET mehanizma zemljama Priloga 1 dopušteno medusobno trgovanje jedinicama emisionih kvota.

Evropska unija je u svom nastojanju za smanjenje m emisije staklenickih plinova, pokrenula 2005. godine EU Emission Trading Scheme (EU ETS), koji predstavlja najveci sistem trgovanja emisijama ugljen -dioksida na nivou fa brika u svijetu. U okviru ETS-a fabrike imaju mogucnost korištenja i emisionih kredita, koji proizilaze iz fleksibilnih mehanizama Kyoto protokola (JI i CDM projekti), za zadovoljenje svojih obaveza u okviru šeme . Time se stvara svojevrsni podsticaj za ulaganja u projekte smanjenja emisija u drugim državama, narocito u zemljama u razvoju. Pri tome su za države popu t Srbije i Crne Gore, koje nemaju definisane emisione limite , od najveceg interesa CDM projekti. To važi bez obzira na nacin regulisanja medusobnih odnosa Republike Srbije i Republike Crne Gore u buducnosti, jer nema naznaka da bi neka od republika nakon razdvajanja mogla promijeniti status u smislu Kyoto protokola, odnosno uci u krug država s definisanim emision im limitima.

Ocekuje se da ce uspostavljanje ETS sistema i njegovo povezivanje s CDM projektima , rezultirati znacajnim porastom potražnje za takvim projektima. Pritom ce na odluku o investiranju uticati i faktori, poput regulatorne izvjesnosti, mogucnosti kreditiranja i cijene samih projekata. Projekti izgradnje malih hidroelektrana svakako pripadaju skupu potencijalnih CDM projekata. Dodatnu atraktivnost takvom nacinu smanjenja emisija daje i cinjenica da je cijena emisionih dozvola na evropskom tržištu porasla na preko 20 EUR/tCO2.

Finansiranje CDM projekata, osim iz uobicajenih izvora kapitala i komercijalnih zajmova, može se osigurati i iz posebnih fondova koji su za te namjene osnovani pri nekim od najvecih svjetskih razvojnih banaka. Fondovi uglavnom akumuliraju finansijska sredstva individualnih subjekata, pa ih koriste za finansiranje perspektivnih projekata. Primjeri takvih banaka su Evropska investiciona banka (EIB), Svjetska banka (WB) i Njemacka razvojna banka KfW.

2.3.6. Nadoknade za korišcenje voda

U podrucju nadoknada za korišcenje vode uoceno je da su u Crnoj Gori predvidene dvije nadoknade na korišcenje vode, u svrhu proizvodnje elektricne energije (nadoknada za korišcenje vode odredena Zakonom o vodama i koncesijska nadoknada prema Zakonu o ucešcu privatnog sektora u vršenju javnih usluga). Ovakav pristup nije u skladu s praksom zemalja clanica Evropske unije gdje se, po pravilu, primjenjuje samo jedna nadoknada administrativne prirode, koja nema znacajni ekonomski uticaj na projekte mHE.

Buduci da Republika Crna Gora želi podsticati proizvodnju elektricne energije iz mHE, nema opravdanih razloga za primjenu obje vrste nadoknade. Naime, primjena dvije nadoknade znaci skuplju proizvodnju elektricne energije iz mHE. Krajnji rezultat bice de facto dodatno „oporezivanje“ subvencionisanog izvora energije, što ce elektricnu energiju iz mHE uciniti još manje konkurentnom, u odnosu na elektricnu energiju proizvedenu u konvencionalnim elektranama na fosilna goriva. Zato mislimo da je dovoljno postojanje jedne nadoknade, koja nece znatno uticati na ekonomsku isplativost projekata. Tacan iznos nadoknade potrebno je utvrditi simulacijama na konkretnom primjeru s poznatim ostalim ulaznim podacima (investicija, proizvodnja i dr.).

2.3.7. Investicione potpore za izgradnju mHE

Jedna od glavnih prepreka s kojom se suocavaju investitori u mHE, je problem pronalaska povoljnog izvora finansiranja. Buduci da mHE generišu znacajnu neto korisnost za društvo kada se poštuju strogi ekološki standardi, u državnom je interesu podržavati investicije u takve projekte.



Podržavanje projekata malih hidroelektrana u fazi izgradnje može se vršiti na sljedece nacine:

§ državne investicione potpore (subvencije) koje bi pokrivale dio ili cjelokupna sredstva potrebna za realizaciju projekta mHE. Podrške se mogu davati u sljedecim oblicima:

o izravne subvencije iz proracuna,

o državne garancije,

o porezna izuzeca ili oprost poreza,

o jednaka državna ulaganja kapitala,

§ krediti s povoljnim uslov ima otplate (meki krediti) – ova shema može biti vrlo korisna (kako za investitora tako i za zakonodavca), na nacin da se u procesu odobrenja kredita provjeri da li je predloženi projekat održiv s ekološke, tehnicke i ekonomske strane. Povoljni uslovi se mogu odnositi na niže kamatne stope, manje zahtjevne mehanizme osiguranja, duži pocek otplate kredita, itd.,

§ nadoknada za porez na utrošenu energiju – nadoknada se primjenjuje tako što elektroprivredna kompanija uplacuje proizvodacima elektricne energije iz mHE novcani iznos, koji je ekvivalentan iznosu poreza na utrošenu energiju. Time energija dobijena iz konvencionalnih izvora postaje relativno skuplja, cime se podstice proizvodnja elektricne energije iz malih hidroelektrana.

2.3.8. Cilj programa razvoja malih hidroelektrana

Definisanje strateških ciljeva koji se žele ostvariti korišcenje m OIE, prvi je korak u odredivanju minimalnog udjela OIE i uredenju uslova za njihovo korišcenje . Projektovani (buduci) udio OIE treba da bude zasnovan na realnim, ostvarivim procjenama, kako bi se energetski subjekti obavezali na sprovodenje odredenih zadataka i postizanje postavljenog cilja. Ambiciozno postavljeni ciljevi, pored nacelne podrške šire javnosti, ne dovode do stabilnog rasta OIE. Razlozi neuspjeha leže u cinjenici da nema projekata OIE koji bi doveli do takvog nivoa primjene, ili cjelokupni sistem nije prilagoden za projektovani stepen OIE.

Analiza ocekivanih udjela OIE u deset novih clanica EU može poslužiti kao prva procjena ocekivanog nivoa i cilja korištenja OIE u Crnoj Gori. U 2010./2015. godini udio svih OIE (ne samo mHE) može biti u opsegu 3-5% (od ukupnih energetskih potreba). Ovaj cilj moguce je postici uz pretpostavku žurnog donošenja potrebnih sprovodenih akata. Konkretan odgovor realno ostvarivog udjela OIE za Crnu Goru nije moguc, sve dok se analiza ne sprovede za sve izvore za koje postoji znacajniji potencijal. Na osnovu okvirnih analiza izloženih u nastavku, proizvodnja mHE u nacionalnom elektroenergetskom bilansu , može dostici udio od oko 2,5% u 2015. godini.

Dinamika izgradnje novih mHE

Prema rezultatima podloga za izradu strategije razvoja mHE u Crnoj Gori, razmotreno je ukupno 70 mogucih lokacija za izgradnju mHE ukupne instalirane snage 231,72 MW i ocekivane godišnje proizvodnje elektricne energije 644,213 GWh (iskorišcenje maksimalne snage od 31,7% ili 2780 sati godišnje). Ne može se ocekivati da ce sve razmotrene lokacije biti i izgradene, zbog raznih ogranicenja u pogledu zaštite okoline i zbog ekonomske neisplativosti. Brzina izgradnje zavisice, prije svega, od procesa dobijanja dozvola i stvaranja povoljnih uslova (otkupna cijena, prikljucenje na mrežu i dr.).

U nastavku je prikazana analiza dva scenarija izgradnje mHE u Crnoj Gori – referentni i viši scenario. Pretpostavka je da ce sve postojece mHE nastaviti sa radom, pa nije razmatrana problematika obnove postojecih mHE. Tabela br. 12 i Tabela br. 13 prikazuju pretpostavljenu dinamiku izgradnje mHE do 2015. godine za referentni i viši scenario . Potrebno je naglasiti da prilikom ovih proracuna nijesu posmatrane konkretne lokacije za male HE.



Tabela br. 12: Referentni scenario izgradnje mHE u Crnoj Gori do 2015 godine

Referentni scenario 2005. 2010. 2015. Instalirana snaga [MW]

Postojece mHE Nove mHE

Ukupno mHE

9 0 9

9 5 14

14 15 29

Ocekivana godišnja proizvodnja [GWh] Postojece mHE

Nove mHE Ukupno mHE

21 0 21

21 14 35

35 42 77

Prema referentnom scenariju , u periodu do 2010. predvidena je izgradnja jedne do dvije lokacije mHE, s ukupno instaliranom snagom od 5 MW, kao i izgradnja dodatnih 15 MW na odgovarajucem broju lokacija u periodu do 2015. god ine. Drugim rijecima, u periodu od 10 godina predvideno je povecanje instaliranih kapaciteta i proizvodnje mHE za 3 puta.

Tabela br. 13: Viši scenario izgradnje mHE u Crnoj Gori do 2015 godine Viši scenario 2005. 2010. 2015.

Instalirana snaga [MW] Postojece mHE

Nove mHE Ukupno mHE

9 0 9

9 10 19

19 20 39

Ocekivana godišnja proizvodnja [GWh] Postojece mHE

Nove mHE Ukupno mHE

21 0 21

21 28 49

49 56

105

Prema višem scenariju, u periodu do 2010. predvidena je izgradnja tri do cetiri lokacije mHE s ukupno instaliranom snagom od 10 MW, kao i izgradnja dodatnih 20 MW na odgovarajucem broju lokacija u periodu do 2015. godine. Drugim rijecima, u periodu od 10 godina predvideno je povecanje instaliranih kapaciteta i proizvodnje mHE za više od 4 puta.

Uprkos ovako definisanoj dinamici izgradnje, razvoj mHE ima ogranicen uticaj na ukupnu snagu proizvodnih kapaciteta i proizvodnju elektricne energije u Crnoj Gori. Udio instalirane snage svih mHE u ukupno instaliranoj snazi u EES-u Crne Gore u 2015. godini bio bi 3,3% (za referentn i scenario), odnosno 4,4% (za viši scenario ), uz pretpostavku da nema nove izgradnje ostalih proizvodnih kapaciteta (u slucaju povecanja ukupnih proizvodnih kapaciteta udio instalirane snage mHE je manji). Udio proizvodnje svih mHE u ukupnoj proizvodnji EES-a Crne Gore (bez valorizacije ugovora za HE Piva) u 2015. god ini je 3% (referentni scenario), tj. 4,2% (viši scenario). Ako se uzme u obzir valorizacija ugovora za HE Piva, udjeli proizvodnje mHE u ukupnoj proizvodnji su manji. I u ovom slucaju važi pretpostavka da se do 2015. godine ne izgradi ni jedan novi veci izvor elektricne energije. Drugim rijecima, ako se posmatra i uvoz elektricne energije, moguci udio proizvodnje mHE u zadovoljenju potreba za elektricnom energijom u Crnoj Gori za 2015. godinu , krece se u rasponu 1,5-3%.

S obzirom da ce nove mHE imati mali udio u ukupnom proizvodnom kapacitetu elektroenergetskog sistema EPCG, njihov disperzovani karakter nece ciniti poteškoce u uporedenju sa ostalim fluktuacijama do kojih dolazi u snadbijevanju i potrošnji, a s kojima se postupci vodenja pogona sistema moraju svakodnevno nositi. Njihov uticaj bice posebno mali, u poredenju s problemom zadovoljavanja potražnje i održavanja sigurnosti pogona u slucaju ispada jedne velike proizvodne jedinice (TE Pljevlja sa 193 MW najveca je proizvodna jedinica u EES-u Crne Gore).

Drugim rijecima, uz navedene pretpostavke, procijenjena snaga proizvodnje novih malih hidroelektrana može biti integrisana u EES Crne Gore, bez pojave tehnickih ogranicenja sa stajališta vodenja pogona sistema, naravno ukoliko su prethodno zadovoljeni svi uslovi



prikljucenja na mrežu. Zato ce do ogranicenja prije doci zbog utvrdivanja iznosa snage proizvodnje novih mHE, sa stanovišta društveno prihvatljivih troškova.

Ekonomsko-finansijska analiza izgradnje novih mHE

Buduci da lokacije na kojima ce se graditi nove mHE nijesu unaprijed definisane, za odredivanje ocekivane godišnje proizvodnje i prosjecne prodajne cijene usvojene su odredene pretpostavke koje su u skladu s opsegom visine investicije za tri razmatrana objekta: HE Otilovici, HE Krupac, HE Slano, s opsegom investicije od 800-2 400 EUR/kW (bitno je naglasiti da su samo za tri spomenute lokacije bili dostupni upotrebljivi podaci zadovoljavajuceg stepena obrade, uzimajuci u obzir i starost tih podataka):

§ predvidena su ulaganja u gradevinske objekte na nivou 40%, kao i ulaganja u opremu na nivou 60% od ukupnih ulaganja,

§ realizacija projekta predvidena je u dvije godine s dinamikom ulaganja 50% u prvoj i 50% u drugoj godini,

§ predvideno je da se projekat finansira zaduženjem kod finansijskih institucija na nivou ukupnih ulaganja,

§ kreditni rok od 10 godina,

§ kamatna stopa od 6% godišnje,

§ analiza je sprovedena na konstantnoj vrijednosti EUR za cijelo obracunsko razdoblje,

§ tehno-ekonomski vijek projekta planiran je na 20 godina,

§ otkupna cijena elektricne energije odredena je na nivou od 0,030 EUR/kWh - tj. tržišna cijena ili cijena koju bi vlasnik male hidroelektrane dobio da prodaje elektricnu energiju na slobodnom tržištu; cijena bez podsticaja (s obzirom da nije bio raspoloživ podatak o nivou proizvodne cijene ni tržišne cijene u malim HE u Crnoj Gori, ovaj iznos pretpostavljen je na osnovu definisanja otkupne cijene za obnovljive izvore energije u Hrvatskoj na nivou 0,033 EUR/kWh, a za potrebe izrade podzakonskih akata za obnovljive izvore energije u Hrvatskoj),

§ kao granicna stopa akumulativnosti uzeta je stopa od 8%,

§ koeficijent neto sadašnje vrijednosti 1,

§ indeks profitabilnosti 1,

§ vrijeme iskorištenja maksimalne snage iznosi 2800 sati,

§ prosjecna specificna investicija iznosi 1500 EUR/kW (jednaka za sve objekte),

§ za rad na objektu tokom pogona predviden je 1 covjek/MW.

Za ovako pretpostavljene vrijednosti rezultati analize prikazani su u nastavku – Tabela br. 14 (referentni scenario) i Tabela br. 15 (viši scenario ). Inkrementalni trošak oznacava dodatni trošak zbog izgradnje novih mHE u odnosu na stanje, ako nijesu izgradene nove mHE (tj. inkrementalni trošak oznacava novcane podsticaje potrebne za izgradnju novih mHE u odnosu na tržišnu cijenu). Za pretpostavljenu referentnu cijenu od 3,0 EURcent/kWh, inkrementalni trošak iznosi 4,6 EURcent/kWh (tj. cijena proizvodnje iz mHE umanjena za referentnu cijenu). Cijena proizvodnje od 7,6 EURcent/kWh izracunata je kao prosjecna cijena za dvadesetoogodišnje razdoblje (tehno-ekonomski vijek projekta).



Tabela br. 14: Rezultati analize za referentni scenario

Referentni scenario 2010 2015 Ukupna instalirana snaga novih mHE MW 5 20

Proizvodnja GWh 14 56 Cijena proizvodnje iz mHE (IRR = 8%) EURcent/kWh 7,6 7,6

Ukupni trošak mil. EUR 1,064 4,256 Inkrementalni trošak (potrebni podsticaji) mil EUR 0,644 2,576

Finalna potrošnja elektricne energije* GWh 3969 4244 Povecanje prosjecne prodajne cijene EURcent/kWh 0,016 0,061

* - procjena

Prema referentnom scenariju podsticaji za izgradnju novih 5 MW u mHE u 2010. godini iznose 644 000 EUR, tj. 2,576 mil. EUR u 2015. godini za ukupno 20 MW novih mHE. Ako se ukupni iznos podsticaja podijeli s ocekivanom potrošnjom elektricne energije u buducnosti, dobija se ocekivano povecanje prosjecne prodajne cijene po kWh. U ovom slucaju povecanje iznosi 0,016 EURcent/kWh (2010.) i 0,061 EURcent/kWh (2015.).

Prosjecni racun za potrošenu elektricnu energiju za kategoriju domacinstava u Crnoj Gori iznosi izmedu 15 i 30 EUR, što uz pretpostavljenu prosjecnu prodajnu cijenu od 4,5 EURcent/kWh daje potrošnju izmedu 330 i 660 kWh/mjesec, tj. izmedu 4 000 i 7 900 kWh/godina. Ako se u racun doda i povecanje zbog izgradnje novih mHE (prema referentnom scenariju), dobija se ocekivano povecanje troška za elektricnu energiju u rasponu od 0,63 do 1,27 EUR/god (u 2010. godini), tj. od 2,42 do 4,83 EUR/god (u 2015. godini). Dodatni trošak za nove mHE ima veoma mali uticaj na povecanje ukupnog troška za elektricnu energiju za prosjecno domacinstvo – oko 1,4%.

Tabela br. 15: Rezultati analize za viši scenari o Viši scenario 2010 2015

Ukupna instalirana snaga novih mHE MW 10 30 Godišnja proizvodnja GWh 28 84

Cijena proizvodnje iz mHE (IRR = 8%) EURcent/kWh 7,6 7,6 Ukupni trošak mil. EUR 2,128 6,384

Inkrementalni trošak (potrebni podsticaji) mil EUR 1,288 3,864 Finalna potrošnja elektricne energije* GWh 3969 4244 Povecanje prosjecne prodajne cijene EURcent/kWh 0,032 0,091

* - procjena

Prema višem scenariju podsticaji za izgradnju novih 10 MW u mHE u 2010. godini iznose 1,288 mil. EUR, tj. 3,864 mil. EUR u 2015. godini za ukupno 30 MW novih mHE. Povecanje prosjecne prodajne cijene elektricne energije u ovom slucaju iznosi 0,032 EURcent/kWh (2010.) i 0,091 EURcent/kWh (2015.).

Ako se u racun za prosjecno domacinstvo u Crnoj Gori doda i povecanje zbog izgradnje novih mHE (prema višem scenariju), dobija se ocekivano povecanje troškova za elektricnu energiju u rasponu od 1,26 do 2,53 EUR/god (u 2010. godini), tj. od 3,60 do 7,21 EUR/god (u 2015. godini). Dodatni trošak za nove mHE ima mali uticaj na povecanje ukupnog troška za elektricnu energiju za prosjecno domacinstvo – oko 2,0%.



2.3.9. Organizacija programa razvoja malih hidroelektrana

Osnivanje centralnog tijela nadležnog za koordinaciju programa razvoja mHE

Problematika cjelokupnog procesa izgradnje mHE je složena i odredena je relativno velikim brojem zakona i propisa. Pojedini djelovi ovog procesa nalaze se u nadležnosti razlicitih državnih tijela, dok neki zahtijevaju dalju razradu i pojašnjenje. Tehnicki potencijal mHE je znacajan, ali je potrebno stvoriti odgovarajuce pravno-administrativne i ekonomsko-finansijske uslove za ubrzani razvoj projekata. Razvoj mHE za Crnu Goru znacajan je sa više gledišta zbog:

§ povecanja domace proizvodnje elektricne energije, povecanja sigurnosti snabdijevanja i smanjenja zavisnosti od uvoza energije i energenata,

§ zaštite životne sredine kroz smanjenu emisiju štetnih cestica, imajuci u vidu ograniceni uticaj mHE na okolinu ,

§ privlacenja stranih ulaganja u energetski sektor,

§ lokalnog razvoja kroz višenamjenske projekte (turizam, uzgoj ribe, rekreacija, navodnjavanje, ureden je vodotoka – sprecavanje poplava, proizvodnja pitke vode , zapošljavanje lokalnog stanovništva, elektrifikacija pojedinih podrucja i dr.).

S obzirom na raspodijeljenost cjelokupnog procesa i nadležnosti izmedu više tijela državne i lokalne uprave, javlja se potreba objedinjavanja i usmjeravanja projekata izgradnje mHE kroz jedan cjelovit postupak. Postojeci zakonski okvir omogucava primjenu odredenih rješenja, ali treba razmotriti doradu postojecih i donošenje novih zakona, s obzirom na potrebu daljeg uskladivanja energetskog zakonodavstva s legislativom EU.

Postojeci zakonski okvir prepoznaje potrebu snažnijeg i ubrzanog razvoja projekata proizvodnje iz obnovljivih izvora, ali je te postupke potrebno objediniti i pojednostaviti s ciljem privlacenja zainteresovanih investitora i preduzetnika. Praksa evropskih zemalja ukazuje da je za objedinjavanje ovakvih procesa uobicajeno osnivanje posebnog tijela (centar, sektor, agencija ili drugi odgovarajuci organizacioni oblik), s pažljivo definisanim ulogom, ciljevima, zadacima, aktivnostima, organizacijom i nacinom finansiranja. Pozicija ovakvog tijela u odnosu na ostale ucesnike procesa mora se jasno odrediti, kako bi nova struktura bila zaista uspješna i ne bi predstavljala usko grlo u procesu i/ili dupliranju postojecih djelatnosti. Osnovna uloga ovakvog tijela je koordinacija aktivnosti, promocija i privlacenje zainteresovanih preduzetnika i investitora. Osim organizacionog ustrojstva, posebna pažnja treba da se posveti izgradnji potrebnih ljudskih i informatickih resursa, pri cemu je pronalaženje odgovarajucih kadrova i njihovo dodatno usavršavanje/obuka posebno kriticna tacka.

S obzirom na mogucnosti razvoja i znacaj mHE za Crnu Goru, kao prvi korak nakon pokretanja nacionalnog energetskog programa izgradnje malih hidroelektrana, predlaže se ustrojstvo posebnog tijela za podršku cjelokupnom procesu razvoja projekata mHE, mada je moguce posmatrati problematiku i nešto šire , s obzirom na ostale obnovljive izvore energije. Potencijal obnovljivih izvora energije u Crnoj Gori znacajan je, pa se vec u ovom koraku može razmotriti potreba za osnivanjem posebnog tijela nadležnog za obnovljive izvore energije, koje bi bilo u uskoj vezi ili objedinjeno s Jedinicom za energetsku efikasnost Crne Gore (CJEE) ), tako da to postane zajednicko tijelo za obnovljive izvore i energetsku efikasnost.

Zbog jednostavnosti i brzine procesa uspostavljanja centralnog tijela za koordinaciju razvoja projekata mHE, u nastavku je prikazan prijedlog Jedinice za male hidroelektrane Crne Gore (CJmHE).



Uloga i ciljevi CJmHE

Uloga i ciljevi CJmHE proizilaze iz odredbi Zakona o energetici, kojima se definiše uloga ministarstva nadležnog za energetiku (Ministarstvo ekonomije) u pogledu mHE (tj. uopšteno u pogledu obnovljivih izvora energije). CJmHE funkcioniše kao nacionalni centar za mHE ("one stop shop" ili "fast track" za mHE) putem:

§ koordinacije aktivnosti potrebnih za realizaciju projekata mHE kroz saradnju s mjerodavnim tijelima državne i lokalne uprave, obrazovnim institucijama, finansijskim institucijama, organizcijama za zaštitu životne sredine i drugim tijelima i organizacijama,

§ jacanja sposobnosti jedinica lokalne uprave, fizickih i pravnih osoba za realizaciju projekata mHE,

§ pokretanja projekata mHE i edukacije ciljnih grupa, s naglaskom na potrebu zaštite životne sredine i održivog razvoja ,

§ medunarodne saradnje, razmjene znanja, ucestvovanje u radu medunarodnih udruženja za mHE i ostalih slicnih udruženja (za zaštitu životne sredine, za obnovljive izvore energije i dr.).

Djelatnosti CJmHE

Uloga i ciljevi CJmHE ostvaruju se kroz njene djelatnosti, koje su odredene odredbama Zakona o energetici, energetskom politikom i drugim mjerodavnim propisima i aktima. U tom smislu , CJmHE predstavlja prvi korak kojim se odredbe Zakona o energetici i obaveze Vlade RCG i nadležnosti ministarstva u pogledu obnovljivih izvora energije, a posebno u pogledu mHE, primjenjuju u praksi.

Djelovanje CJmHE definisano je planom rada koji obuhvata razdoblje od 2-4 godine. Plan rada obnavlja se jednom godišnje za navedeno razdoblje i predstavlja javni dokument, a odobrava ga nadležno ministarstvo ili Vlada .

U posmatranom planskom periodu (2-4 godine) djelovanje CJmHE usmjerava se na rješavanje odredenog broja aktuelnih i tacno odredenih problema, koji zahtijevaju brzo i usp ješno rješavanje, kako bi se omogucila nesmetana realizacija projekata. Kao primjer, djelatnosti u prvim godinama rada CJmHE trebaju da se usmjere na:

§ pojednostavljenje procedura za realizaciju projekata,

§ realizaciju pilot projekata obnove postojecih i izgradnje novih mHE,

§ razvoj informacionog sistema,

§ organizaciju mjerenja i prikupljanja hidrometeoroloških podloga za realizaciju buducih projekata mHE,

§ organizaciju prikupljanja geoloških podloga,

§ promociju projekata mHE i obrazovanje kadrova.

Uopšteno, djelatnost CJmHE obuhvata sljedece aktivnosti :

§ koordinacija aktivnosti na razvoju mHE u zemlji kroz saradnju s tijelima državne i lokalne uprave, obrazovnim i drugim javnim institucijama ucesnicama procesa,

§ postavljanje jasne i javno dostupne politike razvoja mHE, kako bi se izbjegle sve slucajnosti i mogucnosti zloupotrebe položaja i pojedinacno rješavanje slucaja, tj. uspostavljanje pravno -administrativnog okvira koji bi bio jednak za sve projekte mHE,



§ analiza, prepoznavanje i predlaganje administrativnih procedura za pojednostavljenje i ubrzanje razvoja mHE, izrada, dorada i predlaganje zakonskih akata i drugih propisa u saradnji s nadležnim tijelima državne i lokalne uprave,

§ djelatnosti na razvoju informaticke podrške za razvoj projekata mHE,

§ izrada katastra lokacija pogodnih za mHE,

§ izrada GIS-a za mHE u Crnoj Gori,

§ vodenje statistike i sa radnja sa statistickim uredima,

§ razmatranje pitanja zaštite životne sredine, društvenih potreba i ekonomskih ucinaka projekata mHE,

§ organizacija mjerenja i prikupljanja podataka o protocima na potencijalnim lokacijama mHE, u saradnji s nadležnim javnim institucijama i zainteresovanim stranama,

§ organizacija dobijanja i prikupljanja geoloških podataka na potencijalnim lokacijama mHE, u saradnji s nadležnim javnim institucijama i zainteresovanim stranama,

§ savjetodavna uloga za sve zainteresovane strane, posebno za preduzetnike, investitore, predstavnike lokalne zajednice i finansijske institucije,

§ istraživanje tržišta (opreme, "zelene energije" i dr.),

§ promocija projekata mHE i obrazovanje, posebno lokalnog stanovništva, o mogucnostima i prednostima projekata mHE i višenamjenskih projekata mHE,

§ utvrdivanje kriterijuma uporedenja energetskih opcija i pojedinih projekata mHE (prema IHA smjernicama),

§ procjena ukupnog uticaja pojedinog projekta mHE na životnu sredinu (na okolinu , lokalnu zajednicu, javno zdravlje) i održivosti pojedinih projekata (ekonomska održivost, uticaj na okolinu, uticaj na društvo),

§ promocija sistema upravljanja okolinom (EMS – Environmental Management System) i uvodenja normi o zaštiti okoline (ISO 14001),

§ promocija i uspostavljanje sistema za izdavanje "zelenih sertifikata" (tj. potvrde o uskladenosti proizvodnje mHE s nace lima zaštite životne sredine), kao i inicijativa za uspostavljanje tržišta "zelene energije",

§ tecajevi i obuka za preduzetnike, investitore i finansijske institucije,

§ saradnja s preduzecima za proizvodnju opreme za mHE, s projektn im uredima i ostalim zainteresovanim stranama u procesu razvoja i realizacije projekata mHE,

§ raspisivanje konkursa (npr. za mjerenje protoka, izradu idejnih projekata, koncesije, BOT projekte i dr.) u saradnji s ostalim nadležnim institucijama,

§ pribavljanje finansijskih sredstava, razvoj i promocija finansijskih shema za finansiranje projekata mHE, u saradnji s ostalim nadležnim institucijama,

§ ucestvovanje u medunarodnim programima saradnje i unapredenje razmjene strucnog znanja i informacija sa slicnim tijelima u drugim zemljama, s medunarodnim organizacijama i udruženjima aktivnim u domenu mHE i obnovljivih izvora energije,

§ organizacija strucnih skupova s tematikom razvoja i realizacije projekata mHE,

§ podsticaj korišcenju savremenih tehnologija i iskustava putem kontinuiranog transfera strucnog znanja, stimulacije zajednickih ulaganja u proizvodnju opreme, uspostavljanje dobre poslovne prakse,

§ podrška sprovodenju energetske politike i saradnja u procesu reformi energetskog sektora,

§ definisanje postupaka zaštite komercijalno osjetljivih podataka.



Kako je vec navedeno, krajnji cilj uspostavljanja i djelovanja CJmHE je stvaranje "one-stop-shop" agencije, u kojoj ce investitor/pre duzetnik moci da dobije sve relevantne informacije i putem CJmHE dobijanje potrebne dozvole za realizaciju projekta mHE. Na taj nacin stvorice se i odredeni prihodi za finansiranje dijela troškova rada CJmHE izvan-proracunskim sredstvima.

Organizacija CJmHE

Postojeci Zakon o energetici ne predvida osnivanje posebne organizacione jedinice ili posebnog tijela za mHE (ili za obnovljive izvore energije), vec zadatke u vezi malih hidroelektrana i obnovljivih izvora energije stavlja u djelokrug ministarstva nadležnog za energetiku. Zbog toga se kao prvi korak u koordinaciji procesa razvoja projekata mHE predvida organizacija CJmHE u okviru nadležnog ministarstva. Ovakvo rješenje ne zahtijeva izmjene ili dopune postojeceg zakonskog okvira. Ciljevi uspostavljanja ovog tijela, djelatnosti i odgovornosti, utvrduju se odgovarajucim dokumentom. Na ovaj nacin omogucice se brzi pocetak rada CJmHE.

U drugoj fazi razvoja CJmHE, moguce je potpuno izdvajanje u posebnu agenciju ili centar za mHE i alternativne izvore energije. Izdvajanje i djelatnost agencije/centra potrebno je regulisati izmjenama i dopunama postojeceg zakonskog okvira, što zahtijeva odredeno vrijeme, pa nije pogodno za prvu fazu uspostavljanja CJmHE, narocito ako se ima u vidu potreba što skorije realizacije jednog ili dva pilot projekta izgradnje novih, ili obnove postojecih mHE. Pretpostavka je da ce druga faza biti sveobuhvatna i da ce se odno siti na detaljno i jasno regulisanje položaja ostalih obnovljivih izvora energije (donošenje posebnog zakona o obnovljivim izvorima energije). Zakonom bi se odredili ciljevi, prioriteti i odgovornost institucija, u pogledu primjene strategije razvoja mHE i uopšteno, strategije razvoja obnovljivih izvora energije, kao i veza prema drugim jedinicama i/ili agencijama (npr. CJEE Jedinica za energetsku efikasnost Crne Gore).

Radom CJmHE upravlja direktor, cija je osnovna uloga vodenje i organizovanje rada CjmHE, za što je odgovoran ministru nadležnom za energetiku. U prvoj fazi rada u organizacionoj strukturi CJmHE, uz direktora su predvidena dva sektora:

Sektor za pravne i ekonomske poslove i odnose s javnošcu – u ovom sektoru obavljaju se svi poslovi koji se odnose na uredenje pravnog okvira za realizaciju projekata mHE, ekonomske analize, obrazovanje i promocija, saradnja s domacim i stranim institucijama i druge djelatnosti u skladu s prethodno nabrojanim djelatnostima CJmHE,

Sektor za tehnicke poslove i informaticku podršku – u ovom sektoru obavljaju se djelatnosti koje se odnose na tehnicku stranu realizacije projekata mHE, ukljucujuci i pitanja zaštite životne sredine i uspostavljanje informaticke podrške programu razvoja mHE, kao i druge djelatnosti u skladu s prethodno nabrojanim djelatnostima CJmHE.

Svaki sektor sastoji se od rukovodioca sektora i odredenog broja zaposlenih. U sektoru za pravne i ekonomske poslove i odnose s javnošcu, potrebna je minimalno sljedeca struktura zaposlenih:

§ rukovodilac sektora – pravni ili ekonomski specijalista s iskustvom u poslovima razvoja energetskih projekata,

§ pravnik – potrebno dobro poznavanje pravnog sistema RCG s naglaskom na cjelokupni proces licentiranja, izdavanja potrebnih dozvola (vodoprivredni propisi, gradnja, koncesija, BOT modeli, licence, ovlaštenja i dr.), propisa o zaštiti oko line i dr,

§ ekonomista – potrebno dobro poznavanje nacina i izvora finansiranja energetskih projekata, energetsko-ekonomskih analiza, tarifnih sistema za otkup elektricne energije od proizvodaca iz obnovljivih izvora i dr,

§ PR specijalista – djelatnosti vezane za poslove promocije projekata mHE u javnosti, obrazovanje, sa radnja s domacim i stranim strucnim, obrazovnim i finansijskim institucijama i dr.



U sektoru za tehnicke poslove i informaticku podršku potrebna je minimaln o sljedeca struktura zaposlenih:

§ rukovodilac sektora – inženjer energetike, specijalista u poslovima razvoja energetskih projekata i/ili pružanja informaticke podrške,

§ inženjer energetike – potrebno dobro poznavanje procesa realizacije energetskih projekata (prije svega hidroelektrana), s naglaskom na tehnicku problematiku i najcešce probleme u projektovanju, izgradnji i radu energetskih objekata,

§ inženjer ekologije – potrebno poznavanje problematike zaštite životne sredine, nacionalnih i evropskih propisa o upravljanju vodnim resursima i dr,

§ inženjer informatike – potrebno dobro poznavanje izrade baza podataka, umrežavanje informacionih sistema i dr.

Na Slika br. 8 prikazana je organizacija CJmHE. Iz opisane strukture potrebnih radnika vidi se da je naglasak, prije svega , na procedurama izgradnje i dobijanja potrebnih dozvola, mogucnostima finansiranja, promociji i obrazovanju , buduci da se upravo u tim podrucjima ocekuju najvece prepreke prilikom realizacije mHE.

Slika br. 8: Organizacija Jedinice za male hidroelektrane Crne Gore (CJmHE)

U pocetnoj fazi uspostavljanja CjmHE, navedeni br.oj zaposlenih vjerovatno nece biti dovoljan za uspješno obavljanje svih predvidenih poslova, pa ce po potrebi biti angažovani i strani saradnici, u svim oblastima u kojima se to pokaže kao ekonomski opravdano rješenje (Outsourcing). Izdvajanje pojedinih djelatnosti i/ili zadataka izvan CJmHE mora biti organizovano tako da se ne zanemari razvoj odgovarajucih kadrova za potrebe rada u CJmHE. Drugim rijecima, jedan od ciljeva angažovanja stranih saradnika i realizacije pilot projekata je i sticanje specificnih znanja, koja ce zaposleni JmHE moci koristiti za ostale projekte i dalji rad.

Posebno kriticna tacka organizacije i pocetka rada CJmHE je pronalaženje odgovarajucih kadrova, pa ovoj problematici treba posvetiti posebnu pažnju. Potrebni su strucnjaci iz oblasti

CJmHE ( Jedinica za male hidroelektrane )

Direktor

Ministarstvo Ekonomije Sektor Energetike

Vlada Republike Crne Gore

Sektor za pravne i ekonomske poslove i odnose s javnošcu

Rukovodilac sektora

Pravnik

Ekonomista Ekspert za odnose s javnošcu

Sektor za tehnicke poslove i Informaticku podršku

Rukovodilac sektora

Inženjer energetike Inženjer ekologije

Inženjer informatike



prava, ekonomije i tehnike s iskustvom u razvoju malih i srednjih energetskih projekata, posebno projekata obnovljivih izvora. Opravdano je postaviti pitanje: Postoji li baza iz koje je moguce angažovati strucnjake sa potrebnim kvalifikacijama? Dodatno usavršavanje radnika bice neophodno kao stalni proces.

Finansiranje rada CJmHE

Direktor CJmHE svake godine predlaže nadležnom ministarstvu plan rada za narednu poslovnu godinu, kao i srednjorocni plan djelovanja (u trajanju 2-4 godine). Ovi planovi moraju da sadrže jasne ciljeve rada, planirane djelatnosti i kriterijume za ocjenu uspješnosti rada CJmHE. Plan rada obuhvata i proracun CJmHE, tj. finansijska sredstva potrebna za realizaciju planiranih djelatnosti. Rezultati rada CJmHE su javni i trebaju da prezentuju koristi koje Vlada RCG ima od uspostavljanja i rada ove jedinice. Uspjeh rada i nivo finansiranja su meduzavisni – bez odgovarajucih finansija ne treba ocekivati velike rezultate, a bez rezultata ne treba ocekivati dalju finansijsku podršku Vlade RCG, kao ni mogucnosti finansiranja izvanproracunskim sredstvima.

Za osnivanje i pocetak rada CJmHE moguce je osigurati nepovratna sredstva kroz EAR programe (European Agency for Reconstruction). Plate radnika finansirace ministarstvo nadležno za energetiku. Uslovi, potrebna sredstva i kadrovi za pocetak rada CjmHE, trebaju da se definišu posebnim dokumentom, kao osnovom za plan rada u prvom planskom razdoblju (tzv. akcion i plan za prvu fazu uspostavljanja). Akcioni plan treba pažljivo definisati, kako bi se postavili realni ciljevi koji se mogu ostvariti u prvom planskom razdoblju. Na taj nacin ukazalo bi se na potrebu osnivanja CjmHE, pa bi se stvorili preduslovi za dalji rad i eventualno izdvajanje jedinice iz nadležnosti ministarstva.

Procjena je da je za uspostavljanje rada CJmHE potrebno minimalno 6 mjeseci (u najboljem slucaju), dok su realne procjene da rad CJmHE može biti organizovan u razdoblju 1 – 1,5 godine, nakon što ministarstvo i Vlada donesu odluku o osnivanju jedinice.

Nakon uspostavljanja CJmHE i pocetne godine (ili najviše dvije) rada , bice potrebno osigurati sredstva za finansiranje i iz drugih izvora. Moguci izvori sredstava navedeni su u nastavku:

§ državni proracun Crne Gore,

§ dio cijene u prodajnoj cijeni energije,

§ domaci i medunarodni programi i fondovi za razvoj obnovljivih izvora energije i zaštitu životne sredine,

§ realizacija programa razvoja obnovljivih izvora energije u sklopu EU Framework programa (saradnja s evropskim partnerima),

§ sponzorski ugovori s ciljem promocije nacela zaštite okoline i upotrebe obnovljivih izvora energije,

§ prihod od sopstvene djelatnosti (usluge pomoci, savjetovanja, obuke, tecajevi i dr.),

§ bilateralne donacije raznih zemalja i institucija,

§ povlašteni krediti medunarodnih finansijskih institucija,

§ komercijalni krediti.

Pretpostavka je da ce sredstva iz državnog proracuna biti ogranicena zbog stalnog pritiska na smanjenje javne potrošnje na državnom nivou, što može biti ogranicavajuci uzrocnik u pocetnim godinama rada CJmHE. Iz tog razloga, neophodno je usmjeriti se na pronalaženje alternativnih nacina finansiranja CJmHE (neza visnih od proracuna). Ukupna korist za Crnu Goru koju donosi organizovanje rada, mora biti veca od izdataka iz državnog proracuna za njen rad. Rad CJmHE može pozitivno uticati na opšti razvoj ekonomije Crne Gore, i na razvoj lokalnog preduzetništva i zajednica. Zbog toga je opravdano ocekivati da CJmHE treba u odredenom dijelu imati i ravnopravnu finansijsku podršku iz državnog proracuna.



Veza CJmHE s ostalim ucesnicima procesa izgradnje mHE

Za uspješan rad CJmHE potrebno je sagledati odnose prema ostalim ucesnicima procesa, koji ucestvuju u realizaciji projekata mHE. Pri tome se ne smije zaboraviti da je CJmHE prije svega zadužen za koordinaciju medu ucesnicima, pomoc u dobijanju dozvola, inicijativu i promociju, dok ce se najveci dio poslova i dalje obavljati u okviru ostalih povezanih institucija, u skladu s njihovim nadležnostima u pojedinom dijelu procesa. Osim toga, neophodno je utvrditi osposobljenost kadrovskih kapaciteta u pratecim institucijama. Nedovoljan broj strucnih kadrova može usporiti cijeli proces primjene strategije razvoja mHE, pa je neophodno što prije prepoznati potrebne kadrove, procijeniti izgradenost postojecih kadrovskih kapaciteta i po potrebi usavršiti postojece i osposobiti nove kadrove.

Postojece institucije mogu biti jedan od izvora kadrova za pocetak rada CjmHE, i mogu biti ukljucene u proces obrazovanja i formiranja kadrova u pocetnoj fazi. Iako ce u pocetnoj fazi uspostavljanja CJmHE potreba za novim kadrovima i njihovim obrazovanjem uzrokovati povecane troškove, dugorocni rezultati mogu biti pozitivni, imajuci u vidu ustavnu orijentaciju Crne Gore kao ekološke države , i s obzirom na potrebu i mogucnost razvoja i ostalih obnovljivih izvora energije i povecanje energetske samodovoljnosti. Drugim rijecima, ulaganje u usavršavanje kadrova i jacanje kapaciteta institucija na državnom i lokalnom nivou, dugorocno može imati znacajne pozitivne rezultate, ne samo kroz razvoj energetike, vec i kroz razvoj drugih djelatnosti (industrija, turizam, poljoprivreda, razvoj infrastrukture i dr.)

U nastavku je prikazan pregled ucesnika razvoja projekata mHE, njihove uloge, obaveze i nadležnosti. U procesu realizacije projekta mHE prepoznaju se sljedeci ucesnici:

§ Vlada RCG,

§ Ministarstvo ekonomije,

§ Ministarstvo finansija,

§ Ministarstvo za zaštitu životne sredine i uredenje prostora,

§ Ministarstvo poljoprivrede, šumarstva i vodoprivrede,

§ Regulatorna agencija za energetiku,

§ EPCG AD Nikšic:

o Proizvodnja elektricne energije (potencijalni investitor),

o Operator prenosa,

o Operator distribucije,

o Operator tržišta,

o Snabdjevac.

§ Hidrometeorološki zavod Crne Gore,

§ Geološki zavod Crne Gore,

§ Uprava za vode (novoosnovana),

§ Agencija Crne Gore za prestrukturiranje privrede i strana ulaganja,

§ Savjet za privatizaciju,

§ Fond za razvoj Republike Crne Gore,

§ Fond za zaštitu životne sredine (prema prijedlogu Zakona o Fondu za zaštitu životne sredine),

§ preduzetnici i investitori,

§ finansijske institucije,



§ lokalna uprava,

§ obra zovne institucije,

§ nevladina udruženja za zaštitu životne sredine.

Na Slika br. 9 prikazani su osnovni ucesnici procesa.

Slika br. 9 Zainteresovane strane u procesu razvoja i izgradnje malih HE

2.3.10. Izbor modela javno-privatnog partnerstva

Javno-privatno partnerstvo (JPP) podrazumijeva saradnju izmedu tijela javne vlasti i privatnog sektora, s ciljem zadovoljenja neke javne potrebe u najširem smislu (finansiranje, izgradnja, obnovljanje , upravljanje, održavanje, pružanje usluge). Javni i privatni sektor udružuju resurse i strucna znanja , kako bi kroz prikladnu raspodjelu resursa, rizika i nagrada, zadovoljili odredenu javnu potrebu. JPP podrazumijeva da privatni sektor ne ucestvuje samo u realizaciji projekta , nego i u procesu odlucivanja. JPP model je primjenjiv za postojece i nove objekte. Prilikom primjene JPP modela treba obratiti pažnju na ispunjenje osnovnih uslova:

? osigurati slobodu tržišta i ravnopravno takmicenje ucesnika,

? zaštititi javni interes i maksimizirati vrijednost projekta,

? procijeniti najefikasniji tip JPP modela za pojedini projekat.

Zakonom o energetici odredeno je da se djelatnosti elektroenergetskog sektora obavljaju kao javne usluge. Zakonom o ucešcu privatnog sektora u vršenju javnih usluga predvideno je nekoliko nacina obavljanja javnih djelatnosti, u odnosu na ugovorni oblik (ugovor o najmu, ugovor o upravljanju, koncesija i BOT).

Za realizaciju projekata malih hidroelektrana pogodni su ugovorni oblici koncesija ili kombinacija koncesija/BOT. Koncesija i BOT sporazum dodjeljuju se najduže na 30 godina, ili na period potreban za otplatu investicije. I u slucaju koncesije i u slucaju BOT modela , nosilac projekta je dužan da osigura investiciona sredstva, tj. javni sektor nije odgovoran za investiranje i ne opterecuju se javni izvori sredstava (državni proracun, proracuni gradova, opština i dr.), mada javni izvori sredstava mogu biti odredena vrsta podrške kroz razne olakšice i povlastice (npr. poreske olakšice, uvozne povlastice, sufinansiranje kamata na komercijalne kredite, oslobodenje od placanja raznih vrsta javnih nadoknada, nepovratna sredstava za pocetak projekta i istražene radove i dr.).

Jedinica za male HE (Ministarstvo Ekonomije)

Vlada RCG

Ministarstva, agencije, institucije, tijela lokalne uprave,

komisije

EPCG (proizvodnja, prenos, distribucija,

snabdijevanje, operator tržišta)

Investitor Fondovi podrške

Finansijske institucije Lokalna zajednica

Korisnici vode Nevladina udruženja Obrazovne institucije

Javni konkurs za dodjelu koncesije ili

BOT ugovora

Preduzeca za projektovanje,

izgradnju, kontrolu, ispitivanja i dr.



Izbor najboljeg JPP modela zavisi od osobina projekta i opštem stavu javnosti prema JPP modelima. U procesu izbora optimalnog JPP modela za pojedini projekat potrebno je procijeniti potrebe, sagledati raspodjelu rizika izmedu javnog i privatnog sektora, odluciti koje djelove projekta treba realizovati po JPP modelu, ustanoviti okvirnu cijenu i vrijednost projekta i definisati osnovne ugovorne odnose izmedu ugovornih strana. Osnovne odrednice koje uticu na izbor JPP modela pogodnog za realizaciju projekata malih hidroelektrana su:

? nedostatak javnih sredstava za finansiran je ovakvih projekata; odredene mogucnosti sufinansiranja možda ce se pojaviti nakon organizacije Fonda za zaštitu životne sredine ili nekog slicnog fonda, koji bi sredstva prikupljao od nadoknada koje placaju zagadivaci. Osnovni cilj javnog sektora je privuci privatne investitore ,

? javni sektor nije spreman prihvatiti veliki rizik u realizaciji projekta malih hidroelektrana . Buduci da svaki JPP model (osim modela potpune privatizacije) stavlja odredeni rizik i na stranu javnog sektora, država ce morati da preuzme odredeni rizik, u z nastojanje da se rizicni slucaj ne pojavi u praksi, kako bi se zaštitila javna sredstva. U konkretnom slucaju za male hidroelektrane, radi se npr. o garancijama za isplatu premije za proizvedenu elektricnu energiju. Ako se male hid roelektrane realizuju kao BOT projekat, ova obaveza države vec je definisana Zakonom o ucešcu privatnog sektora u vršenju javnih usluga (clan 125.),

? mora postojati koncesija za korišcenje vodnih resursa,

? koncesija se dodjeljuje iskljucivo putem konkursa,

? poželjno je omoguciti i slobodniji pristup izgradnji malih hidroelektrana, tj. prepustiti pocetnu inicijativu investitorima ; trenutno svaka inicijativa polazi od javnih ustanova (javni poziv),

? sve elektroenergetske usluge su javne usluge, pa su nacini ucestvovanja privatnog sektora definisani Zakonom o ucešcu privatnog sektora u vršenju javnih usluga,

? potrebno je što prije realizovati 1-2 projekta malih hidroelektrana, kako bi se uspostavila jasna i provjerena procedura. U tom smislu , nema vremena za znatne izmjene postojeceg pravnog okvira, osim u dijelu koji nedostaje (npr. troškovi prikljucenja na mrežu, otkupne cijene za elektricnu energiju, nadležnost oko dodjele koncesije za male hidroelektrane i sl.),

? odredeni problem u realizaciji predstavljace i manjak strucnih kadrova s iskustvom u realizaciji JPP modela (prije svega koncesija i BOT model, izrada konkursne dokumentacije, kriterijum za izbor najpovoljnijeg ponudaca, pitanja vlasništva nad objektima tokom i nakon isteka koncesije i/ili BOT sporazuma i dr.),

? uticaj složenosti modela na mogucnost ucestvovanja lokalnih preduzetnika, investitora i lokalnih zajednica, u realizaciji malih hidroelektrana. Analizom prostorne lociranosti malih vodotoka u Crnoj Gori, može se zakljuciti da je veliki broj potencijalnih lokacija malih hidroelektrana smješten u ruralnim podrucjima. Male hidroelektrane mogu postati nosioci razvoja podrucja u kojem se nalaze, a to je i prioritetni interes tih podrucja. Potrebno je predvidjeti poseban tretman za objekte u ovim podrucjima (finansijske i poreske olakšice, bespovratna sredstva države, povoljni krediti, izgradnja pomocne infrastrukture i pružanje usluga od strane države i slicno). Privlacenje stranih investitora je pozitivno, ali je potrebno osigurati da se prihod od malih hidroelektrana ponovo investira u Crnu Goru.

U slucaju malih hidroelektrana (kategorija industrija), poslovi i nadležnosti oko izdavanja koncesije za korišcenje vode su u nadležnosti Ministarstva poljoprivrede, šumarstva i vodnog vlasništva. Buduci da se u slucaju malih hidroelektrana radi o specificnom nacinu korištenja vodotoka , koji je usko povezan s energetskim sektorom, predlaže se ukljucenje Ministarstva ekonomije (kao ministarstva nadležnog za energetiku) u proces dodjele koncesije za male hidroelektrane. Moguce je da odluku o dodjeli koncesije i dalje donosi ministarstvo nadležno za vode, u saradnji sa strucnim dijelom Ministarstva ekonomije (CJmHE). Trebalo bi utvrditi saradnju i nadležnosti izmedu ova dva ministarstva, putem izmjena i dopuna Zakona o ucešcu



privatnog sektora u vršenju javnih usluga i Uredbe o nacinu i uslovima za dodjelu koncesije za korišcenje voda za pice, poljoprivredu, industriju, komunalne potrebe i slicne namjene.

Zakonom je predvideno da se koncesija dodjeljuje putem javnog takmicenja . Drugim rijecima, znaci da se ni jedan projekat ne može realizovati prije javnog poziva ponudacima, prekvalifikacije i izbora najpovoljnijeg ponudaca. Kako bi se ubrzala ova procedura, osim javnog takmicenja, može se uvesti i jednostavniji nacin dodjele koncesije – na zahtjev investitora. Predlaže se da se omoguce dva pristupa u realizaciji projekata malih hidroelektrana :

? slobodna inicijativa investitora,

? inicijativa države ili lokalnih zajednica (raspisivanje takmicenja).

Slobodna inicijativa investitora

Potrebno je omoguciti slobodnu inicijativu investitora, tako da investitor može pokrenuti zahtjev za dodjelu koncesije za mHE na proizvoljnoj lokaciji, kao i pokrenuti istražne i ostale radove potrebne za realizaciju projekta mHE. Ovakav pristup je u skladu s drugom direktivom EU-a o internom tržištu elektricne energije.

Za ovaj pristup potrebno je definisati okvir djelovanja investitora, koji u velikoj mjeri vec postoji (zakonska regulativa u pogledu gradenja, uredenja prostora, korištenja voda, za štite okoline, uslovi za dobijanje koncesije i dr.), ali ga je potrebno i dopuniti (otkupne cijene, model otkupa, podsticaji za investitore i dr.). Treba definisati vremenske rokove realizacije radova po pojedinim fazama (najraniji pocetak, najkasniji završetak i dr.), penale za odstupanje od ugovorenog, pravo raspolaganja podacima i sl. Na taj nacin osigurala bi se transparentnost postupka i jednak odnos prema svima koji podnose zahtjev za dodjelu koncesije. Osim toga, na ovaj nacin omogucice se da privatni investitori i preduzetnici prvi preduzmu korak u procesu realizacije projekta mHE, tj. ne moraju cekati raspisivanje konkursa (javni poziv) od strane javne ustanove.

Iako je slobodna inicijativa investito ra poželjan scenario razvoja, procjen jeno je da je on malo vjerovatan u postojecim uslovima za razvoj projekata mHE u Crnoj Gori (vec dugo ni jedna mHE nije izgradena, ne postoji stabilan i privlacan okvir za investiranje i dr.). Veca inicijativa investitora može se ocekivati nakon uspostavljanja cjelokupnog procesa u praksi, tj. nakon realizacije jednog do dva projekta mHE.

Inicijativa države (raspisivanje konkursa)

Prvo pitanje na koje treba dati odgovor je : U kojoj fazi realizacije raspisati konkurs, tj. što je predmet konkursa – istražni radovi, projektovanje, izgradnja?

Sa stanovišta investitora, posljednja tacka u kojoj se donosi odluka o izgradnji je dobijanje gradevinske dozvole. U toj fazi napravljene su sve analize isplativosti projekta i potrebno je zapoceti izg radnju. U slucaju da se konkurs raspisuje u nekoj od prethodnih faza (npr. istražni radovi, projektovanje, izrada idejnog projekta, procjena uticaja na okolinu i dr.) i dalje postoji veliki rizik da projekat nece biti realizovan zbog odredenih ogranicenja ili neisplativosti.

Bez obzira na trenutak raspisivanja konkursa, javni sektor (država) u slucaju ovog pristupa preuzima odredeni rizik u smislu da je potrebno uložiti odredena sredstva, a da je povracaj tih sredstava (kroz realizaciju projekta) u kasnijim fazama projekta nesiguran. U konkretnom slucaju Crne Gore, nesigurnost je evidentna s obzirom da od ukupno 70 lokacija, ni na jednoj ne postoje dovoljno pouzdane podloge na osnovu kojih bi privatni investitor ušao u rizik izgradnje mHE (ne postoji dugotrajno mjerenje protoka, ili su podaci nepouzdani, ne postoje analize stanja okoline, ni procjena uticaja na okolinu, lokacije su razmatrane samo na nivou nacelnog tehnickog rješenja i nijesu uvrštene u prostorne planove i vodoprivrednu osnovu i dr.). Imajuci u vidu finansijske mogucnosti države, predlaže se od postojecih 70 -tak lokacija odabrati odredeni broj inicijalnih lokacija (10-15 pilot-projekata), za koje se pokaže da imaju najviše izgleda za realizaciju u skladu s procedurom iz tacke 2.3.1. Za odabrane lokacije izradice se konkursna dokumentacija za istraživanje i projektovanje , do nivoa idejnog projekta. Izuzetno, za potrebe



što brže realizacije nacionalnog energetskog programa, iz odabranih lokacija mogu se izdvojiti 1-2 ekonomski najisplativije lokacije , kao pilot projekti po ubrzanom postupku . Drugim rijecima, država investira u razvoj lokacija (raspisivanjem konkursa), koje zatim putem konkursa ili sama (iz proracuna, razvojnih fondova, medunarodnih fondova i programa razvoja) realizuje do kraja. Istovremeno je potrebno uspostaviti program kontinuiranog istraživanja svih lokacija i uspostavljanje katastra mHE, kako je vec prethodno opisano. Nakon završenog postupka za inicijalne lokacije, može se odrediti sljedeci set pilot projekata s kojima se ponavlja isti postupak.

Troškove istražnih i pripremnih radova za mHE je teško procijeniti, i oni su specificni za svaku lokaciju. Prema nekim autorima, udio istražnih radova do nivoa dobijanja gradevinske dozvole za projekte mHE, može varirati od 2 do cak 50% od ukupne investicije (IEA podaci). Grubo se može pretpostaviti da je okvirni nivo ovih troškova za lokacije u Crnoj Gori oko 10-15% od ukupne investicije. Ovaj postotak može poslužiti i kao gruba procjena ulaganja, koje država mora preuzeti na sebe kako bi realizovala 1 -2 pilot projekta u periodu do 2010. godine. Uložena sredstva država ce povratiti u kasnijim fazama projekta kroz prodaju konkursne dokumentacije . Osim toga, trebaju se uzeti u obzir i ostale koristi, u smislu razvoja lokalne zajednice, zapošljavanja ljudi, osposobljavanja državnog aparata za sprovodenje projekata slicnog tipa, koristi zaštite životne sredine u smislu izbjegnutih emisija i dr.

Iz prethodno izloženog proizilazi da se mogu prepoznati dvije faze realizacije projekta mHE. Prva faza je faza istražnih radova i projektovanja, koja može obuhvatati samo korake do uvrštenja u prostorne planove i vodoprivrednu osnovu , ili se protezati cak do izrade glavnog projekta i dobijanja gradevinske dozvole. Zavisno od velicine prve faze, druga faza obuhvata preostale poslove pro jektovanja, izgradnje i prikljucenja na mrežu, probni pogon i komercijalni pogon.

Obje faze mogu se realizovati konkursnim putem, integralno (obje faze zajedno , investitoru se ostavlja mogucnost odluke ulaska u drugu fazu bez konkursa) ili odvojeno (konkurs po fazama).

Izgradnja mHE moguca je na osnovu koncesije, ili u kombinaciji koncesija/BOT. U slucaju kada se radi samo o koncesiji, potrebno je u koncesijskom elaboratu definisati uslove i nacin korištenja voda na predvidenoj lokaciji, tj. dati okvirne podatke o uslovima korištenja, položaju i nacinu lociranja i izgradnji objekata. Detaljni projekat postrojenja i izvodenja mHE ostavljen je na slobodu investitoru u okviru zadatih granica i ostalih propisa koji regulišu problematiku prostornog planiranja, gradenja, vodnog vlasništva i zaštite okoline . U slucaju kombinacije koncesija/BOT projekta, konkursna dokumentacija sadrži detaljni projekat izvodenja mHE, tj. u slucaju ovog modela, sloboda investitora u pogledu projektovanja postrojenja je ogranicena.

Za izbor najpovoljnijeg ponudaca potrebno je odrediti kriterijume, koji se odnose na ponudenu cijenu, strucnu, tehn icku i finansijsku sposobnost investitora da izvede projekat do kraja, iskustvo investitora u slicnim projektima i mogucnost realizacije u zadatim rokovima. Rizik realizacije projekta u zadatom roku, morace se podijeliti na investitora i javni sektor (s obzirom na veliki broj dozvola i odobrenja, koja je potrebno dobiti i na mogucnost javnog sektora da sve dozvole izdaje u zakonom predvidenom roku).

U pogledu vlasništva nad objektima koji ce se realizovati u sklopu ugovora o koncesiji/BOT-u, investitor posjeduje i upravlja objektima za vrijeme trajanja ugovora. Nakon isteka ugovora , vlasništvo nad objektima investitor bez ikakve nadoknade, ili uz simbolicnu nadoknadu, prenosi na javnu ustanovu ili lokalnu zajednicu.

Reinvestiranje prihoda od poslovanja mHE

Reinvestiranje prihoda od rada malih hidroelektrana u vlasništvu Crne Gore , je daleko širi problem od problematike strategije razvoja projekata malih hidroelektrana , i odnosi se na cjelokupni pravni i ekonomski sistem države. Ako je ovaj sistem efikasan i pruža mogucnosti daljeg ulaganja, tada ni ulaganje nece izostati. Prema zakonu, strani investitor slobodno raspolaže ostvarenom dobiti i može je iznijeti iz zemlje. Cinjenica je da Crna Gora nema znacajnu industriju koja bi mogla plasirati svoje proizvode prilikom izgradnje malih hidroelektrana (generatori, turbine i dr.), ali je moguce ucestvovanje domacih preduzeca u



procesu izgradnje, proizvodn je i nabavke gradevinske opreme, nabavke informaticke opreme, proizvodnje i nabavke odredenih manjih mašinskih djelova postrojenja i dr. Domaca preduzeca su zainteresovana za takve poslove, ali je investitor u male hidroelektrane nacelno slobodan u donošenju odluke o izboru dobavljaca proizvoda i usluga potrebnih za izgradnju malih hidroelektrana . Zato se predlaže u konkursno j dokumentaciji usloviti angažovanje domacih preduzeca i/ili proizvoda u odredenom postotku, pri cemu treba voditi racuna o evropskim pravilima o davanju prava prvenstva domacim vlasnickim subjektima u odnosu na fabrike u stranom vlasništvu. Osim toga , treba voditi racuna u kojoj mjeri je ovakav pristup ostvariv u praksi (postoje li subjekti koji mogu pružiti odredene usluge ili proizvode), i u kolikoj mjeri je takav nacin poslovanja prihvatljiv za stranog investitora. Osim toga, moguce je u konkursnoj dokumentaciji definisati zajednicki razvoj projekata malih hidroelektrana i pratecih djelatnosti i/ili infrastrukturnih objekata (npr. turizam, ugostiteljstvo, rekreacija, obnova i razvoj lokalne infrastrukture i dr.), odnosno obavezati investitore na odredeno ulaganje za potrebe razvoja lokalne zajednice.

Podsticanje domacih pre duzetnika i lokalnih zajednica

Posebnu problematiku predstavlja podsticanje malih, domacih privatnih investitora i/ili lokalnih zajednica na ulaganje u mHE. U ovom segmentu potrebno je, prije svega, na odgovara juci nacin promovisati projekte, kao i obrazovati preduzetnike i lokalnu zajednicu o mogucnostima razvoja mHE. S obzirom da procedura razvoja i izgradnje mHE zahtijeva specificna znanja iz raznih oblasti (elektroenergetika, vodno vlasništvo, zaštita životne sredine, pravo, finansije i dr.), neophodna je strucna pomoc od strane nadležnih državnih tijela (npr. jedna od djelatnosti predložene CJmHE ili slicnog tijela zaduženog za koordinaciju aktivnosti oko mHE). U drugom stepenu, tj. samoj realizaciji projekta potrebno je predvidjeti i konkretne podsticajne mjere kao npr. finansijske i poreske olakšice, bespovratna sredstva države, povoljni krediti, izgradnja pomocne infrastrukture i pružanje usluga od strane države i slicno. Ovo je posebno bitno u slucaju kada je investitor lokalna zajednica , koja najcešce ne raspolaže dovoljnim sredstvima i garancijama, kojima bi projekat sama realizovala. Ipak, postoje podaci d a su lokalne zajednice u prošlosti bile zainteresovane za razvoj potencijala mHE, pa su i same finansirale pojedine istražne radove.

2.4. GLAVNI ZAKLJUCCI – PREPORUKE ZA UKLANJANJE PREPREKA

Predložene su mjere uklanjanja prepreka prijedlogom promjena važece zakonske i podzakonske regulative , u smislu pojednostavljenja procedura, jasnijeg odredivanja nadležnosti, omogucavanja inicijative od strane investitora, pojacanja kadrovske ekipiranosti, kao i upucivanja na donošenje predvidenih, a nedonešenih sprovodenih propisa. Takode se predlažu i metodološki pristupi u sklopu nacionalnog energetskog programa izgradnje malih hidroelektrana. Potrebno je naglasiti da su predložene mjere za uklanjanje prepreka, vodene idejom da se procedure pojednostave, ali da se istovremeno ne ide u velike izmjene postojecih zakona, kako bi se što prije pristupilo realizaciji pilot projekata.

2.4.1. Istraživanje potencijala za mHE (s naglaskom na zaštitu životne sredine)

Prilikom pokušaja vrednovanja i odabira nekoliko potencijalnih lokacija koje bi bile proglašene prvim pilot projektima, utvrdeno je da za jedan dio dosad obradivanih lokacija ne postoje relevantni podaci, na osnovu kojih bi se mogla procijeniti moguca godišnja proizvodnja i time stekle osnovne pretpostavke za sprovodenje analize isplativosti ulaganja. Ulaganje države u razvoj i istraživanje energetskog potencijala obnovljivih izvora energije, pa tako i malih hidroelektrana, od opšteg je društvenog i vlasnickog znacaja.



Država treba da organizuje uspostavljanje sistema potrebnih mjerenja i istraživanja na vodotocima, kao i izradu dalje studijske i pretprojektne dokumentacije, kao kvalitetne osnove za odluku potencijalnog investitora za gradnju mHE na odredenoj lokaciji. Na taj nacin država stimuliše investitore na donošenje odluke o investiranju u projekte mHE, jer je osigurala adekvatan stepen obrade i dovoljno podataka o potencijalnim lokacijama. Pripremnoistražni radovi (višegodišnja hidrološka mjerenja, geološka , ekološka i druga istraživanja), su dugotrajni i mogu imati velik udio u ukupnoj investiciji u mHE. Drugim rijecima, postoji rizik da relativno složeno i skupo energetsko-ekonomsko istraživanje pokaže da pojedina lokacija nije isplativa. Osnovna ideja je da rizik istražnih radova na sebe preuzme država, i to na što vecem broju lokacija. Uložena sredstva država može povratiti putem prodaje dokumentacije o lokacijama za mHE. Osim toga, potrebno je predvidjeti i mogucnost pokretanja inicijative od strane investitora za izvodenje pripremnih i istražnih radova. Krajnji rezultat pripremno-istražnih aktivnosti je katastar mHE na nivou države. Iako bi se terminološki „katastar malih hidroelektrana“ trebao koristiti samo za postojece objekte, u praksi je uobicajeno koristiti ovaj te rmin za potencijalne lokacije, pa ce i u ovom tekstu biti tako. Katastar mHE sadrži osnovne podatke o vodotocima i vodosnabdjevackim sistemima, pogodnim za gradnju mHE, kao i nacelna tehnicka rješenja na potencijalnim lokacijama, s utvrdenim osnovnim energetskim parametrima, uzimajuci u obzir ogranicenja zaštite životne sredine i kulturne baštine. S tim u vezi , predlaže se i osnivanje komisija za definisanje uticaja na životnu sredinu i kulturnu baštinu , koje bi imale važnu ulogu tokom definisanja tehnickih rješenja malih hidroelektrana .

Predlaže se pokretanje nacionalnog energetskog programa izgradnje mHE, kojim ce se uspostaviti organizovani sistem rige o izgradnji mHE, sistemno istraživanje potencijala za mHE, kao i okupljanje strucnih kadrova na ovom podrucju. Cilj nacionalnog energetskog programa je stvaranje uslova za preduzetnicku aktivnost i otklanjanje svih pre preka u izgradnji mHE, na vodotocima i lokacijama koje zadovoljavaju kriterijume zaštite okoline , ocuvanja prirodne i kulturne baštine.

U uskoj vezi s istraživanjem potencijala za mHE, predlaže se pokretanje pilot-programa za mHE koji je finansiran od strane države, kao direktan i konkretan podsticaj povecanoj izgradnji. Pod time se podrazumijeva izdvajanje odredenog broja lokacija, za koje je potrebno izraditi dokumentaciju do nivoa glavnog projekta. U pogledu vec definisanih potencijalnih lokacija, potrebno je utvrditi uskladenost s nacelima uklapanja u prirodni ambijent (davanje prednosti rješenjima koja minimalno zadiru u prostor) i definisati biološki minimum, odnosno ekološki prihvatljivi protok, s obzirom da je vecina lokacija obradena nacelno. To znaci da su sve lokacije podložne promjenama u smislu izmještanja planiranih objekata infrastrukture mHE ili u smislu promjene režima korištenja vode.

U sklopu pilot projekta predvideno je definisanje detaljnih tehnickih rješenja za odabrani broj lokacija. Pilot lokacije moraju zadovoljiti sve uslove za uvrštenje u prostorne i vodnovlasnicke planove, i za ishod rješenja o lokaciji uz izradu studije uticaja na okolinu. Od ukupno prepoznatih 70-ak potencijalnih lokacija za mHE u Crnoj Gori, potrebno je odabirati 10 -15 inicijalnih pilot projekata. Nad ovim lokacijama potrebno je primijeniti metodološki pristup prikazan u ta cki 2.3.1. Dodatni rezultat aktivnosti na pilot projektima je testiranje postojecih zakonskih procedura i prepoznavanje dodatnih prepreka, koje nije moguce detektovati metodama stimulacije projekata.

2.4.2. Organizovanje rada CJmHE

Važno je organizovati centralno državno tijelo nadležno za koordinaciju programa razvoja projekata mHE, u skladu s odrednicama prikazanim u tacki 2.3.9. U okviru rada CJmHE potrebno je pokrenuti programe istražnih radova na potencijalnim lokacijama za mHE na osnovu konkursa, i pristupiti organizaciji realizacije jednog do dva projekta izgradnje novih ili obnove postojecih mHE.

Potrebno je istaknuti kako CJmHE nije zamišljena kao centralna jedinica za realizaciju projekata mHE. Namjena CJmHE nije izgradnja i finansiranje mHE, vec koordinacija aktivnosti potrebnih



za realizaciju projekata mHE, edukacija i promocija projekata kroz saradnju sa svim ucesnicima procesa realizacije projekta.

Hidrološki rizik (nesigurnost proizvodnje na godišnjem nivou) se ne može izbjeci, ali se može predvidjeti njegov iznos i uticaj na poslovanje mHE. Za to su neophodna pouzdana mjerenja hidrometeoroloških parametara i ostalih osobina pregradnog mjesta. Bez ovih podataka nema izgradnje. U dijelu o organizaciji CjmHE, jasno je navedeno da je potrebno organizovati prikupljanje takvih podataka kroz saradnju s nadle žnim institucijama i zainteresovanim stranama. Model prikupljanja podataka može biti i kroz konkursni postupak, ali je potrebno omoguciti i inicijativu privatnog sektora.

2.4.3. Proces autorizacije

Zakon o ucešcu privatnog sektora u vršenju javnih usluga, odnosno uredba donesena na osnovu istoga zakona (Uredba o nacinu i uslovima za dodjelu koncesije za korišcenje voda za pice, poljoprivredu, industriju, komunalne potrebe i slicne namjene, "Službeni list RCG" broj 32/2003), uspješno su primijenjeni u podrucju kome rcijalnog iskorištavanja voda, dok u podrucju izgradnje novih energetskih objekata primjena istih nailazi na poteškoce. Zato spomenuti akti zahtijevaju odredene izmjene, kao i aktivnije ucestvovanje strucnjaka iz Ministarstva ekonomije i Regulatorne agencije, iako isti trenutno formalno nijesu nadležni za raspisivanje i vodenje tendera za koncesiju za korišcenje voda.

Trajanje cjelokupnog procesa realizacije mHE, od istražnih radova (pretpostavka je da postoje hidrološke podloge) do puštanja u komercijalni pogon , procijenjeno je na nešto manje od 6 godina (minimalno vrijeme). Vrijeme od trenutka pokretanja procesa za dodjelu koncesije/BOT ugovora (izrada osnovnog dokumenta) do izdavanja gradevinske dozvole, procjenjuje se na ispod 2 ½ godine , što je vrlo dobar rezultat prema medunarodnim mjerilima.

2.4.4. Otkup elektricne energije

Potrebno je uspostaviti stabilan sistem otkupa, definisati otkupnu cijenu i uslove otkupa (nadležnost Ministarstva ekonomije). Predlaže se sistem otkupa elektricne energije po zagarantovanim cijenama (Feed-in Tariffs).

Potrebno je garantovati stabilnost otkupne cijene i sigurnost otkupa kroz unaprijed definisani period vremena (npr. 10 ili 12 god.). Za otkup elektricne energije nadležan je snabd jevac (u sistemu EPCG).

Predložena je metodologija za izracunavanje otkupne cijene za elektricnu energiju proizvedenu u mHE.

Sigurnost otkupa se naglašava kao osnovna pre tpostavka stvaranja investicione sigurnosti i stabilnog horizonta za planiranje projekata, cak i u uslovima razvijenog energetskog tržišta, a još i više ako takvo tržište nije razvijeno. Sigurnost investiranja je cesto važnija od visine otkupne cijene. Cinjenica da je sigurnost otkupa regulisana Zakonom o energetici, ne mijenja važnost ovog pitanja. Zakonski osigurana, sigurnost otkupa je važna, ali ne i presudna odrednica stvaranja uslova za OIE.

2.4.5. Prikljucenje na mrežu

Razvoj i izgradnja projekata mHE može se olakšati vecim ukljucenjem regulatornog tijela , putem nadzora u postupku prikljucenja, kako bi se izbjegla neopravdana kašnjenja u postupku izdavanja odobrenja za prikljucenje, odnosno sankcionisala njihova pojava. U tu svrhu, zakonodavnim putem treba definisati kaznene odredbe prema kojima ce se procjenjivati neopravdanost kašnjenja.

S obzirom na mrežne tarife u Crnoj Gori, Regula torna agencija za energetiku izdala je ‘‘Pravilnik o tarifama za elektricnu energiju’’ (2005), koji ne odreduje cijene elektricne energije koju proizvode elektrane cija je velicina izgradnje manja od 10 MW. Zato je potrebno:



§ utvrditi placanja koja investitor mora obaviti u cilju nadoknadivanja troškova koji nastaju zbog novog prikljucenja. T reba definisati odgovornost za placanje troškova (koliko, kako i kome), odnosno postaviti granicu izmedu toga što placa investitor, a što operator sistema finansira i nadoknaduje od strane svih prikljucenih korisnika mreže;

§ dopuniti navedeni Pravilnik ili izraditi novi, posebno za elektrane cija je ve licina izgradnje manja od 10 MW, pomocu kojeg bi se utvrdilo pitanje placanja prikljucka;

§ definisati finansijska sredstva za prikljucenje na osnovu ‘‘plitkih’’ investicija, ukoliko je rijec o standardnim uslovima prikljucenja mHE na mrežu, i to u cilju podsticanja izgradnje malih hidroelektrana i zbog uskladenosti u pristupu prema ostalim korisnicima;

§ u slucaju nestandardnih uslova prikljucenja, treba omoguciti trecim stranama investiranje u izgradnju potrebne infrastrukture u mreži, u slucajevima kada operator sistema ne može odobriti prikljucenje zbog nedovoljne sposobnosti mreže;

§ propisati metodologiju utvrdivanja nadoknade za prikljucenje , utvrditi nadoknadu za prikljucenje koja treba pokriti stvarne troškove prikljucenja na osnovu standardnih jedinicnih cijena za vod, transformator i rasklopnu opremu;

§ izbjeci nadoknade za korišcenje sistema (kao i nadoknade za prenos, nadoknade za pomocne usluge, nadoknade za narušavanje kompetitivnosti, tarife vezane za kapacitet, tarife vezane za tok snage u viši naponski stepen ) u svrhu podsticanja izgradnje mHE;

§ namijeniti nadoknadu za prikljucenje finansiranju stvaranja tehnickih uslova u mreži, a samu izgradnju prikljucka finansirati iz nadoknade za prikljucenje;

§ obuhvatiti u nadoknadi za prikljucenje izradu potrebne investiciono-tehnicke dokumentacije, rješavanje imovinsko-pravnih odnosa na javnoj površini, nadoknade za korišcenje cestovnog zemljišta, ishodenje potrebnih dozvola za gradenje prikljucka, izvodenje gradevinskih radova s potrebnim materijalom i opremom, izvodenje elektromontažnih radova s potrebnim materijalom i opremom, opremanje obracunskog mjernog mjesta mjernom opremom, potrebna ispitivanja i ukljucenje na mrežu.

Nadoknada za prikljucenje treba da obuhvati stvarne troškove izgradnje prikljucka na mrežu , ukljucujuci opremanje obracunskog mjernog mjesta, kao i stvarne troškove stvaranja tehnickih uslova u mreži za preuzimanje proizvedene elektricne energije, ukljucujuci i stvarne troškove ugradnje zaštitne opreme koja štiti mrežu od povratnih uticaja. Tehnicke uslove prikljucenja male hidroelektrane na mrežu treba utvrditi operator prenosnog sistema ili operator distribucionog sistema, i to na osnovu elaborata optimalnog tehnickog rješenja prikljucenja. Izradu elaborata treba staviti u nadležnost operatora prenosnog sistema ili operatora distribucionog sistema. Trošak izrade elaborata treba da predstavlja sastavni dio nadoknade za prikljucenje, jer se na osnovu elaborata procjenjuju troškovi prikljucenja na mrežu.

2.4.6. Nadoknade za korišcenje vode i koncesijska nadoknada

Buduci da je nadoknada za korišcenje vode jasno definisana u Zakonu o vodama, a da se koncesijska nadoknada samo navodi, ali ne i razraduje u Uredbi o nacinu i uslovima za dodjelu koncesije za korišcenje voda za pice, poljoprivredu, industriju, komunalne potrebe i slicne namjene, zakonodavac treba da izuzme mHE od placanja koncesijske nadoknade. Na taj nacin Crna Gora bi imala sistem uskladen sa sistemima drugih evropskih zemalja.

2.4.7. Investicione podrške za izgradnju malih hidroelektrana

Smatramo da je za Republiku Crnu Goru optimalni sistem podsticanja investicija zasnovan na kreditima s povoljnim uslovima otplate, kao i državnim garancijama. Ostale metode su složenije u sprovodenju i daju slabije rezultate.

Program davanja povoljnih kredita i državnih garancija može se sprovoditi putem Jedinice za male hidroelektrane Crne Gore (CJmHE) i to unutar Sektora za pravne i ekonomske poslove i odnose s javnošcu. Navedeni dio obavlja niz zadataka iz podrucja mHE, pa je zato



najkompetentnije ocijeniti kvalitet pojedinog projekta. Nakon pozitivne ocjene projekta, Sektor za ekonomske poslove CJmHE ucestvuje u pronalasku povoljnih izvora finansiranja. U tom pogledu, uloga sektora bi bila sljedeca:

§ subvencionisanje dijela kamate – nakon što je investitor dobio komercijalni bankarski kredit, CJmHE subvencionše iznos kamate koji je jednak razlici izmedu kamatne stope koju je zainteresirani investitor dobio, i kamatne stope koja bi projekat ucinila rentabilnim i prihvatljivim za investitora. Ujedno , CJmHE pomaže investitorima u pronalasku drugih izvora finansiranja. CJmHE ima ulogu da povezuje zainteresova ne investitore s domacim i stranim finansijskim institucijama, koje imaju interes da finansiraju projekte mHE, a one ukljucuju: razvojne fondove, medunarodne finansijske institucije, kao i tijela lokalne zajednice (ovoj mjeri treba da prethodi usvajanje kriterijuma rentabilnosti od strane Vlade i Regulatorne agencije),

§ davanje garancija – garancija se daje za investitora koji uzima kredit od domacih i/ili stranih banaka. Ovdje se pretpostavlja da CJmHE detaljno prouci svaki pojedini zahtjev za sufinansiranjem, pa podupire samo one koji su zasnovani na ekonomski održivim pretpostavkama.

2.4.8. Pristupanje Kyoto protokolu

Pristupanje Kyoto protokolu ne nosi sa sobom nikakve dodatne obaveze za države izvan Priloga 1, a državna zajednica Srbija i Crna Gora može ostvariti odredene koristi od toga. To je svakako, odluka koju treba sprovesti na nivou državne zajednice, buduci da pravo pristupanja Protokolu imaju samo zemlje clanice UN-a.

Potrebno je pristupiti izradi Prvog nacionalnog izvještaja o klimatskim promjenama, za što je moguce u okviru finansijskog mehanizma definisanog Konvencijom, zatražiti potrebnu finansijsku i strucnu pomoc (GEF fond).

Usvajanje Kyoto protokola preduslov je i za odvijanje integracijskih procesa, koji su u toku ili se s njima dugorocno planira. To se prvenstveno odnosi na proces približavanja EU, jer je pristupanje Kyotu jedan od uslova koji EU postavlja pred svakog kandidata. Drugi integracioni proces, u koji je Crna Gora individualno ukljucena, je formiranje Energetske zajednice u jugoistocnoj Evropi, cije se clanice obavezuju da ce „nastojati pristupiti Kyoto protokolu“. Ovdje postoji odredena nedoumica, s obzirom da Crna Gora trenutno ne može pristupiti protokolu samostalno, bez Srbije.

Ucestvovanjem u Kyoto protokolu moguce je i ucestvovanje u CDM mehanizmu. U kategoriju potencijalnih CDM projekata definitivno spadaju i projekti izgradnje malih hidroelektrana, zbog zanemarivih emisija staklenickih plinova iz takvih objekata. Nakon stvaranja pocetnih pretpostavki za realizaciju CDM projekata, bice potrebno, u svrhu primjene CDM mehanizama, na pro jekte izgradnje mHE, identifikovati i razraditi najperspektivnije projekte na nacin skladan metodologiji Izvršnog odbora za CDM. To je neophodan uslov da investitor može da dobije sertifikovane emisione jedinice, za koje je potrebno odobrenje Izvršnog odbora. Pri tome su procedure i metodologija za ocjenu manjih projekata (do 15 MW snage) pojednostavljene, što obuhvata prakticki sve projekte mHE u Crnoj Gori, za koje postoji neka projektna dokumentacija.

Kako bi se potencijalni projekti uspješnije predstavili zainteresovanim partnerima, potrebno je uspostaviti komunikaciju s partnerima i finansijskim institucijama koji su aktivni u tom podrucju. Investitori, prirodno, preferiraju takve projekte, u okruženjima gdje ne postoji znatniji rizik pri ulasku u takve aktivnosti. Rizik da se nakon ulaska u realizaciju CDM projekata ne ostvare planirane emisione jedinice postoji, narocito u državama s nesredenim zakonodavnim i institucionalnim okruženjem, kakvih je medu državama izvan Priloga 1 prilican broj. Zato je od presudne važnosti uspostavljanje transparentnog zakonskog i institucionalnog okvira za realizaciju projekata malih hidroelektrana kao pozitivan signal, ali i garancija potencijalnim investitorima, uklanjajuci sve potencijalne prepreke u procesu izgradnje mHE.



2.4.9. Dinamika izgradnje mHE

Prikazani scenariji dinamike razvoja mHE (referentni i viši scenario ) pokazuju da je uprkos ubrzanom razvoju i višestrukom povecanju instalirane snage mHE, krajnji uticaj na ukupnu snagu i proizvodnju EES-a Crne Gore ogranicen. Istovremeno se postavlja pitanje ostvarivosti navedene dinamike, sa stanovišta organizacije sistema i cjelokupnog procesa pribavljanja potrebnih dozvola i zatvaranja ugovornih aranžmana (npr. ugovor o otkupu, trošak prikljucenja na mrežu, problemi zaštite životne sredine i dr.).

Dodatni trošak izgradnje mHE raspodijeljen na veliki broj kupaca, ne utice u vecoj mjeri na trošak elektricne energije koji snosi pojedini krajnji korisnik. Veci uticaj na povecanje racuna za elektricnu energiju, u buducnosti se može ocekivati zbog drugih razloga – npr. povecanje cijene goriva i posljedicno povecanje cijena elektricne energije na slobodnom tržištu, ukidanje subvencija, uskladivanje tarifnog sistema sa stvarnim troškovima poslovanja i dr. S druge strane , mogu se ocekivati i odredena smanjenja troškova poslovanja (povecanje efikasnosti poslovanja, smanjenje tehnickih i ne-tehnickih gubitaka u sistemu i dr.).

Važno je napomenuti, da izgradnja mHE (i vecine objekata koji koriste obnovljive izvore energije) predstavlja povecanje troškova u odnosu na opcije proizvodnje elektricne energije iz tzv. konvencionalnih izvora (termoelektrane na ugalj i plin, velike hidroelektrane i dr.). Jedan od razloga veceg troška za obnovljive izvore , jeste što u trošak konvencionalnih izvora nijesu ukljucene eksternalije. Obnovljivi izvo ri energije imaju minimalan uticaj na okolinu, ako se striktno primjenjuju pravila o zaštiti životne sredine, pa je potrebno podsticati njihov razvoj, što je i jedan od ciljeva energetske politike EU. Buduci da je jedan od ciljeva Crne Gore prikljucenje EU, potrebno je podsticati razvoj mHE i ostalih obnovljivih izvora, i to tako da se podrži najekonomicniji nacin njihove izgradnje.

U pogledu prikljucenja mHE u EES Crne Gore, može se reci da procijenjena snaga proizvodnje novih mHE može biti integrisana u elektroenergetski sistem EPCG, bez pojave tehnickih ogranicenja sa stanovišta vodenja pogona sistema, ukoliko su prethodno zadovoljeni svi uslovi prikljucenja na mrežu. Krajnji uticaj mHE na ukupnu instaliranu snagu i proizvodnju u EES-u Crne Gore je mali, posebno ako se uzme u obzir cinjenica da ce u narednom razdoblju Crna Gora vjerovatno pristupiti izgradnji novog , veceg proizvodnog objekta , zbog stalnog povecanja potrošnje elektricne energije i povecanja uvoza.

Prikazani rezultati ekonomsko-finansijske analize trebaju se uzeti s odredenom rezervom, s obzirom na raspoloživost podataka o mogucim lokacijama za mHE, ali mogu poslužiti kao dobar orijentir u donošenju odluke o dinamici razvoja mHE u Crnoj Gori.

2.5. AKCIONI PLAN Na osnovu prethodno obradenih potrebnih aktivnosti, predlaže se izrada Akcionog plana , koji za cilj ima stvaranje najpovoljnijeg ambijenta za razvoj projekata malih hidroelektrana u Crnoj Gori. Slijedenjem Akcionog plana, u najkracem bi se mogucem roku utvrdio sistem korištenja potencijala malih hidroelektrana u Crnoj Gori na preduzetnickoj osnovi, posebno u pogledu otkupa (podsticajne cijene, trajanja otkupa), nosioca obaveze otkupa, kao i mehanizma za prikupljanje sredstava za podsticanje korištenja malih hidroelektrana (u uopštenom slucaju obnovljivih izvora energije).

Na osnovu prikazanog plana aktivnosti (tabela br. 7 u nastavku), procjen juje se da prvi projekat male hidroelektrane može poceti s izgradnjom najranije za 2½ do 3 godine. Aktivnosti su poredane po prioritetima. U stupcu "Rok" navedeno je procijenjeno vrijeme u kojem je potrebno završiti pojedinu aktivnost, gledajuci od proizvoljno definisane inicijalne vremenske tacke. Predloženi vremenski rokovi ocjenjuju se kao vrlo optimisticki.



Tabela br. 16: Akcioni plan za uspostavljanje nacionalnog programa razvoja projekata malih hidroelektrana u Crnoj Gori

Rok Aktivnost Nadležna tijela

- ? Identifikovati postojece stanje -

3. mjesec

? Predložiti i usvojiti strategiju razvoja malih HE

? Donijeti odluku o strateškom cilju politike korištenja obnovljivih izvora energije za proizvodnju elektricne energije u narednih 10 godina.

? Realno je postaviti cilj na 3-5% (bez velikih HE).

? U okviru postavljenog cilja odrediti referentni i viši scenario razvoja malih hidroelektrana.

? Pokrenuti nacionalni energetski program izgradnje malih hidroelektrana.

Vlada RCG

6. mjesec

? Izraditi implementacioni program na osnovu strategije razvoja malih HE.

? Osnovati CJmHE kao centralno državno tijelo za koordinaciju programa razvoja, u skladu s opisanim prijedlogom organizacije, nadležnosti i djelatnosti (unutar Ministarstva ekonomije) .

? Zapoceti istražne radove na odredenom broju odabranih lokacija – pilot projekata. Odabir lokacija napraviti u skladu s opisanim postupkom. Istražne radove u ovoj fazi organizov ati konkurs nim putem.

? Uspostaviti proces kontinuiranog istraživanja lokacija za male hidroelektrane.

Vlada RCG

Ministarstvo ekonomije

6. mjesec

do

9. mjesec a

? Izmijeniti Zakon o ucešcu privatnog sektora u vršenju javnih usluga za realizaciju projekata malih hidroelektrana: otkloniti potrebu prekvalifikacije, smanjiti broj nadležnih tijela u procesu vrednovanja, utvrditi pravo investitora da inicira postupak dodjele koncesije – dodjela koncesije na zahtjev.

? Donijeti novu ili izmijeniti postojecu Uredbu o nacinima i uslovima za dodjelu koncesije za korišcenje voda za pice, poljoprivredu, industriju, komunalne potrebe i slicne namjene koja bi regulisala nacin i uslove za dodjelu koncesije za korišcenje voda za potrebe malih hidroelektrana.

? Izmjenama predmetne uredbe utvrditi obaveze strucnjaka Ministarstva ekonomije i Regulatorne agencije za energetiku s obzirom na ucestvovanje u postupku pripreme i sprovodenja konkursa, kao i donošenja odluke o izboru koncesionara u saradnji s formalnim nosiocem.

? Odluku o dodijeli koncesije za objekte snage do 1 MW donosi organ državne uprave za upravljanje vodama (ovu izmjenu potrebno je uvrstiti i u Zakon o ucešcu privatnog sektora u vršenju javnih usluga).

? Odluku o dodjeli koncesije za objekte snage iznad 1 MW donosi Vlada RCG (ovu izmjenu potrebno je uvrstiti i u Zakon o ucešcu privatnog sektora u vršenju javnih usluga).

? Omoguciti investitoru da samoinicijativno napravi sve potrebne predradnje (istražni radovi, mjerenja, izrada koncesijskog elaborata) i zapocne postupak dodjele koncesije.

? Ukinuti koncesijsku nadoknadu, s obzirom da postoji nadoknada za korišcenje voda, odnosno uspostaviti jedinstven pristup nadoknadama.

Vlada RCG

Ministarstvo ekonomije

Ministarstvo poljoprivrede, šumarstva

i vodnog vlasniš tva



1. – 1 ½ godina

? Izraditi i usvojiti sprovodene propise predvidene Zakonom o energetici, u skladu s definisanim nadležnostima.

? Donijeti propis s kriterijumima za izdavanje ovlaštenja za izgradnju novih i rekonstrukciju postojecih proizvodnih kapaciteta.

? Donijeti propis koji definiše pojednostavljene kriterijume za postupak izdavanja ovlaštenja za izgradnju malih hidroelektrana.

? Donijeti propis koji definiše pojednostavljene kriterijume za postupak izdavanja licenci za obavljanje djelatnosti, za proizvodace elektricne energije u malim hidroelektranama.

? Donijeti propis koji definiše metodologiju za odredivanje otkupne cijene elektricne energije iz malih hidroelektrana i visinu otkupne cijene (sistem fiksnih cijena/ podsticaj a).

? Donijeti propis koji definiše metodologiju za odredivanje cijene prikljucenja malih hidroelektrana na distribucionu mrežu.

? Donijeti propis kojim se definišu uloge pojedinih energetskih subjekata u otkupu elektricne energije iz malih hidroelektrana (fizicko preuzimanje, otkup, izvori finans iranja, uslov i dodjele podsticaja).

§ Donijeti propis kojim se definišu podsticaji za investiranje u male hidroelektrane.

Ministarstvo ekonomije, Regulatorna agencija za

energetiku

2. godine

? Pokrenuti inicijativu za prihvatanje odredbi Kyoto protokola u saradnji sa Srbijom (1. godina).

? Izraditi prvi nacionalni izvještaj o klimatskim potporama (1½ godina) .

? Odabrati nekoliko lokacija za male hidroelektrane (2-3 lokacije) i razraditi ih u skladu sa metodologijom Konvencije (UNFCCC) za CDM projekte.

§ Uspostaviti saradnju s finans ijskim institucijama i partnerima u podrucju primjene CDM projekata.

Vlada RCG, nadležna ministarstva

2 ½ do 3 godine

§ Pristupiti izgradnji odabranih 1-2 male hidroelektrane (pilot projekti - nove male hidroelektrane ili obnova postojecih malih hidroelektr ana)

Vlada RCG, Ministarstvo ekonomije

kontinuirano

? Pratiti sprovodenje i prema potrebi sprovoditi dodatne mjer e.

? Trajno sprovoditi istraživanje i prikupljanje podataka radi osiguravanja ulaznih parametara za sprovodenje metodologije odredivanja minimalnog udjela i visine otkupne cijene za obnovljive izvore energije.

§ Zacrtati i voditi realno ostvarivu politiku u podrucju obnovljivih izvora energije zasnovanu na stvarnim podacima.

Vlada RCG, nadležne institucije



3. PRAVNI OKVIR PROCESA PRIPREME IZGRADNJE I IZGRADNJE MALIH HIDROELEKTRANA (TASK # 3)

3.1. UVODNA NAPOMENA U realizaciji TASK-a 3 izvršen je nacelni pregled i analiza osnovnih pozitivnih propisa Republike Crne Gore relevantnih za procedure izgradnje malih hidroelektrana. Pri tom se vodilo racuna o:

Ø uslovima u energetskom sektoru Crne Gore ,

Ø modernim trendovima i zahtjevima,

Ø investiconoj klimi,

Ø zahtjevima energetskog tržišta,

Ø zahtjevima zaštite i ocuvanja životne sredine,

Ø ostalim propisima relevantnim za ovo podrucje (privredna društva, porezni sistem i racunovodstvo, vodna privreda, prostorno uredenje, gradevinarstvo).

Pri elaboriranju pravnog okvira pripreme i izgradnje malih hidroelektrana, izvršena je temeljna analiza procedure izdavanja odobrenja, dozvola i licenci (od aplikacije za koncesiju do izdava nja upotrebne dozvole za elektranu).

Proces pripreme i izgradnje malih hidroelektrana je složen proces, koji je uslovljen društvenim, vlasnickim, pravnim, ekološkim, tehnicko-tehnološkim i drugim uzrocnicima. Cijeli proces trebao bi se podijeliti u nekoliko faza. Prva faza obuhvatala bi dokumente i aktivnosti koji se odnose na izbor lokacije. Druga faza obuhvatala bi grupu aktivnosti i dokumente vezane za dodjelu koncesije. Treca faza odnosila bi se na pripremu i dobijanje rješenja o lokaciji i gradevinske dozvole, uz rješavanje imovinsko-pravnih odnosa. Cetvrta faza odnosila bi se na gradenje, dobijanje upotrebne dozvole, vodoprivredne dozvole, licence za obavljanje djelatnosti, kao i licence za koncesiju ili odobrenje povlastice za BOT. Peta faza trebala bi da sadrži aktivnosti vezane za primopredaju male hidroelektrane i uknjiženje .

Tokom analize propisa uocene su prepreke, u prvom redu one pravne i administrativne prirode, proizašle iz nedorecenosti relevantne legislative i prenormiranosti odredenih podru cja, usljed cega postoji potencijalna opasnost nesnalaženja u mnoštvu propisa i neprepoznavanja institucija, aktivnosti i dokumenata relevantnih za realizaciju projekta pripreme i izgradnje malih hidroelektrana . Predložene su mjere za njihovo uklanjanje prijedlogom promjena važece zakonske i podzakonske regulative, u smislu pojednostavljenja procedura, jasnijeg odredivanja nadležnosti, omogucavanja inicijative od strane investitora, pojacanja kadrovske ekipiranosti, kao i upucivanja na hitno donošenje predvidenih propisa.

3.2. ORGANIZACIJA PRIVREDNIH SUBJEKATA I POREZNI SISTEM

U ovom poglavlju je ukratko dat pregled pravnih propisa , kojima se odreduje organizacija privrednih društava i porezni sistem Republike Crne Gore . Prikazani su samo glavni zakonski akti, a za njihovo detaljnije upoznavanje potrebno je u potpunosti pregledati navedene zakone i pratece akte.

3.2.1. Organizacija privrednih subjekata

Zakon o privrednim društvima (''Službeni list RCG'', broj 06/02) ureduje oblike obavljanja privrednih djelatnosti, njihovu registraciju i prestanak rada. Privrednu djelatnost obavljaju privredna društva i preduzetnici. Oblici obavljanja privredne djelatnosti (šest osnovnih oblika) dužni su prije zapocinjanja rada da pribave odobrenja potrebna za rad, u skladu sa posebnim



propisima, no dobijanje navedenih odobrenja nije uslov za registraciju , prema ovom zakonu (clan 1.).

Zakon odreduje da privredno društvo mora biti organizovano kroz jedan od sljedecih šest osnovnih oblika:

1. Preduzetnik je fizicka osoba koja se bavi privrednom djelatnošcu radi sticanja profita, a ne obavlja tu djelatnost za nekoga drugoga; preduzetnik odgovara svojom cjelokupnom imovinom za sve svoje obaveze u vezi s privrednom djelatnošcu.

2. Ortacko društvo (ortakluk)-OD je odnos izmedu osoba koja obavljaju djelatnost radi sticanja profita. Sva društva ciji clanovi nemaju ogranicenu odgovornost su ortakluci. Ortakluk nastaje po sili zakona, na osnovu cinjenica i radnji pojedinca. Osobe koje su stupile u ortacki odnos zovu se ortaci i nazivaju se kolektivno „firma“. Ortak može biti fizicka i/ili pravna osoba i ima neogranicenu solidarnu odgovornost.

3. Komanditno društvo-KD je društvo jedne ili više osoba koji se zovu komplementari (odgovaraju solidarno za sve obaveze društva) i jedne ili više osoba koji se zovu komanditori i nazivaju se kolektivno „firma“ (odgovaraju do visine svojih uloga, u novcu , stvarima i li pravima). Komplementar i komanditor mogu biti fizicke i pravne osobe.

4. Akcionarsko društvo-AD je društvo fizickih i pravnih osoba , koje se osniva u cilju obavljanja privredne djelatnosti, a ciji je kapital podijeljen na akcije. AD je pravna osoba koja je svojom imovinom i obavezama odvojena od akcionara. Dok AD odgovara za svoje obaveze cjelokupnom svojom imovinom, akcionari nijesu odgovorni za obaveze društva. AD se osniva na neodredeno ili odredeno vrijeme. Minimalni osnivacki kapital je 25 000 EUR-a i osnivaci su dužni da osnivacki kapital uplate u iznosu od najmanje 25 000 EUR-a u novcu. Osnivaci AD-a su fizicke i pravne osobe koje su zakljucile ugovor o osnivanju društva, u skladu sa odredbama Zakona. Osnivaci mogu biti domace i strane fizicke i pravne osobe. AD mogu osnovati najmanje dva osnivaca. Upravljanje AD-om uredeno je statutom društva. Zakon detaljno reguliše osnivanje, restrukturisanje i likvidaciju, prava i obaveze AD-a i akcionara, tijela društva, administraciju i reviziju AD-a, kapital i akcije društva, kao i finansije i raspodjelu profita (dividende).

5. Društvo s ogranicenom odgovornošcu-DOO može osnovati fizicka ili pravna osoba ulaganjem novcanih i nenovcanih sredstava u društvo radi osnivanja profita. Osnivaci odgovaraju za obaveze društva do iznosa svojih uloga. Ulozi osnivaca cine pocetni kapital društva. DOO može osnovati jedna ili više osoba, a može imati najviše 30 clanova. Osnivacki kapital utvrduju osnivaci DOO-a, i ne može biti manji od 1 EUR-a. Osnivacki akt DOO-a je ugovor, tj. odluka o osnivanju. Društvo ima svoj statut. Zakon još reguliše tijela društva, prenos udjela i sticanje sopstvenih udjela, jednoclano društvo i pretvaranje DOO-a u AD.

6. Dio stranog društva je dio društva osnovanog van teritorija Crne Gore , a koji obavlja djelatnost na njenoj teritoriju. Dio stranog društva postoji i posluje u skladu sa ovim zakonom i pozitivnim propisima.

AD i DOO sticu svojstvo pravne osobe sa danom registracije. Djelovi AD-a i DOO-a nemaju status pravne osobe, a zavisno društvo nije dio ovih društava.

Svi oblici obavljanja privrednih djelatnosti dužni da se registruju u skladu sa odredbama ovoga zakona. Registracija se obavlja jedino u CRPS-u (Centralnom registru Privrednog suda u Podgorici). Za registraciju se naplacuje taksa utvrdena ovim zakonom. CRPS osigurava da su podaci sadržani u njegovoj bazi istovjetni onima koji su mu dostavljeni za registraciju. Samo ovlaštene osobe mogu, radi reg istracije, dostaviti propisanu dokumentaciju (svaki clan menagmenta, vlasnik pravne osobe ili druga ovlaštena osoba). Poslije obavljene registracije izdaje se potvrda. Ukoliko postoje razlozi za odbijanje, ono se mora izvršiti u roku od cetiri radna dana , jer se u suprotnom smatra da je subjekt uredno registrovan nezavisno od izdavanja potvrde.



3.2.2. Porezni sistem u RCG

Sljedeci zakoni regulišu razlicite poreze:

Ø Zakon o porezu na dodatu vrijednost (PDV),

Ø Zakon o porezima na imovinu,

Ø Zakon o porezu na dobit pravnih osoba,

Ø Zakon o porezu na nepokretnosti.

Prema Zakonu o porezu na dodatu vrijednost (''Službeni list RCG'', broj 65/01, 12/02, 38/02, 72/02 i 21/03) PDV se racuna po stopi od 17%, odnosno u odredenim slucajevima po nultoj stopi. Zakon propisuje oslobodenja placanja od PDV-a. Predmet oporezivanja su: promet proizvoda i promet usluga koje pore zni obveznik u okviru obavljanja svoje djelatnosti obavlja uz nadoknadu i uvoz proizvoda u Crnu Goru. Prometom proizvoda smatra se i promet elektricne energije. Pore zni obveznik je svaka pravna i fizicka osoba koja nezavisno (samostalno) obavlja djelatnost, u skladu s propisima, nezavisno da li je upisana u odgovarajuci registar ili drugu propisanu evidenciju.

Zakon o porezima na imovinu ("Službeni list RCG", broj 3/92, 30/93, 3/94, 42/94, 11/95, 20/95, 22/95, 45/98, 65/01, 69/03) ureduje porez na imovinu, porez na nasljedstvo i poklon, i porez na promet nepokretnosti i prava. Porez na imovinu placa se na sljedecim stvarnim pravima na nekretninama:

Ø pravo svojine,

Ø pravo plodouživanja,

Ø pravo upotrebe i pravo stanovanja;

Ø pravo korištenja po osnovu tajmšeringa ,

Ø pravo dugorocnog zakupa.

Nepokretnostima se u smislu Zakona smatra : zemljište, stambene i poslovne zgrade, stanovi, poslovne prostorije, garaže, zgrade i prostorije za odmor i rekreaciju i drugi gradevinski objekti. Obveznik poreza na imovinu je pravna i fizicka osoba koja je vlasnik navedenih stvarnih prava , koja se nalaze na teritoriju Crne Gore. Porez na imovinu ne placa se na brane (akumulacije) za vodosnabdijevan je i na hidroelektranama (clan. 11 stavka 11 ).

Prema Zakonu o porezu na dobit pravnih osoba ("Službeni list RCG", broj 65/01 i 12/02.) obveznik poreza na dobit je rezidentna, odnosno nerezidentna pravna osoba koja obavlja djelatnost radi sticanja dobiti, ukljucujuci i komanditno društvo. Rezident je pravna osoba osnovana u Crnoj Gori, ili koja ima sjedište stvarne uprave i kontrole na njenoj teritoriji. Nerezident je pravna osoba koje nije osnovana u Crnoj Gori i nema u njoj sjedište stvarne uprave i kontro le, a svoje poslovanje obavlja preko stalne poslovne jedinice. Predmet oporezivanja rezidenta je dobit koju rezident ostvari u Crnoj Gori i izvan nje, a predmet oporezivanja nerezidenta je dobit koju nerezident ostvari samo u Crnoj Gori. Izvorima dobiti u Crnoj Gori smatraju se prihodi ostvareni od: prodaje dobara, pružanja usluga, kamate ostvarene od rezidentnog poreznog obveznika i stalne poslovne jedinice nerezidenta, dividende isplacene od strane rezidenta, korištenja imovinskih prava, eksploatacije prirodnog bogatstva, nepokretne i pokretne imovine, prodaje nepokretne i pokretne imovine, ukoliko se njen prodavac nalazi u Crnoj Gori, i osiguranja i reosiguranja od rizika.

Stope poreza na dobit su progresivne i iznose:

Ø na dobit do 100 000 Eura 15%,

Ø na dobit preko 100 000 Eura: 15.000 Eura + 20% na iznos dobiti preko 100 000 Eura.

Poreske olakšice date su u vidu smanjene poreske stope. Zakon utvrduje slucajeve oslobadanja od poreza.



Porezni period za koji se obracunava porez na dobit je kalendarska godina, osim u slucaju likvidacije ili otpocinjanja obavljanja djelatnosti u toku godine. Porez na dobit obracunava se nakon isteka finansijske godine ili drugog perioda utvrdivanja poreza, prema pore znoj osnovici ostvarenoj u tom periodu.

Zakon o porezu na nepokretnosti (''Službeni list'' RCG, broj 4/94 65/01) ureduje pitanja obaveze placanja poreza na promet nepokretnosti na podrucju Crne Gore . Prihodi od poreza na promet nepokretnosti pripadaju proracunu Republike Crne Gore i jedinica lokalne samouprave, na cijoj teritoriji se nalazi nepokretnost, u razmjeri 50 prema 50 %. Domace i strane pravne i fizicke osobe izjednacene su u pogledu placanja ovoga poreza, ako medunarodnim ugovorom nije drugacije odredeno.

Predmet oporezivanja je promet nepokretnosti Crne Gore. Sticanjem vlasništva ne smatra se: kupoprodaja, razmjena, nasljedivanje, poklon, unošenje i izuzimanje nekretnina iz privrednog društva, sticanje nekretnina u postupku likvidacije ili stecaja, sticanje nepokretnosti na osnovu odluke suda ili drugog nadležnog organa, kao i drugi nacini sticanja nepokretnosti i od strane drugih osoba.

Nepokretnostima, u smislu ovog zakona, smatraju se zemljišta i gradevinski objekti. Zemljištima se smatraju zgrade i njihovi djelovi, nezavisno od njihove namjene. Gradevinskim objektima smatraju se stambene, poslovne i sve druge zgrade i njihovi djelovi. Obveznik poreza je sticalac nepokretnosti. Porezna osnovica na promet nepokretnosti je tržišna vrijednost nepo kretnosti u trenutku njenog sticanja, koja se utvrduje na osnovu dokumenata (isprava) o sticanju. Stopa poreza na promet nepokretnosti je proporcionalna i iznosi 2% od poreske osnovice. Danom stupanja na snagu Zakona prestaju važiti odredbe Zakona o porezima na imovinu, koje se odnose na oporezivanje nepokretnosti.

3.3. ENERGETSKA REGULATIVA

U ovom poglavlju se analizira glavni propis koji predstavlja osnovni pravni okvir za uredenje energetskog sektora u Republici Crnoj Gori, odnosno podzakonski akti koji proizilaze iz istog.

3.3.1. Zakon o energetici

Zakon o energetici (''Službeni list RCG'', broj 39/03) je osnovni propis, kojim se ureduju osnovna nacela za implementaciju energetske politike i strategije, okvir za sektor energetike, nadležnosti Vlade Republike Crne Gore u sektoru energetike, kao i osnivanje, uloga i odgovornosti regulatornog tijela u pogledu implementacije ovog zakona.

Sadržaj Zakona je sastavljen od devet djelova:

I OSNOVNE ODREDBE (clanovi 1-2) II NADLEŽNOSTI (clanovi 3- 4) II ENERGETSKI BILANS (clan 5) IV REGULATORNA AGENCIJA ZA ENERGETIKU (clanovi 6-20) V KONKURENCIJA I RAZDVAJANJE (clanovi 21-22) VI INSPEKCIJA (clan 23) VII TRŽIŠTE ELEKTRICNE ENERGIJE (clanovi 24-31) VIII PROIZVODNJA IZ OBNOVLJIVIH IZVORA ENERGIJE (clan 32) IX NAFTA I PLIN ( clan 33 ) X UGALJ (clanovi 34-35) XI SIGURNOST SNABDIJEVANJA (clanovi 36- 37) XII SNABDIJEVANJE (clanovi 38- 40) XIII KAZNENE ODREDBE (clanovi 41- 43) XIV PRELAZNE I ZAVRŠNE ODREDBE (clanovi 44-46) Ovaj zakon ureduje sljedece djelatnosti u energetskom sektoru:



Ø proizvodnju, prenos, distribuciju i snabdijevanje elektricnom energijom na tržištu i/ili javne usluge, organizaciju i funkcionisanje tržišta elektricne energije,

Ø proizvodnju i tržište uglja za potrebe proizvodnje elektricne energije i

Ø transport, distribuciju, skladištenje, trgovinu na veliko i malo i snabdijevanje naftnim proizvodima i plinom,

te istice da su djelatnosti u energetskom sektoru djelatnosti od javnog interesa.

Vlada Republike Crne Gore na osnovu ovog Zakona: utvrduje i sprovodi nacionalnu energetsku politiku i nacionalnu energetsku strategiju, kao i dugorocni i godišnji energetski bilans i politiku za njenu realizaciju ; osigurava sprovodenje mjera zaštite za zaštitu životne sredine ; promoviše i olakšava investicije u energetskom sektoru i konkurenciju; osigurava povezivanje svog energetskog sistema sa sistemima drugih zemalja; omogucuje ucešce privatnog sektora u energetskom sektoru ; definiše politiku i strategiju izgradnje novih i rekonstrukciju postojecih kapaciteta i, s tim u vezi , usvaja odgovarajuce procedure.

Dalje, putem ministarstva nadležnog za poslove energetike , izmedu ostalog , realizuje politiku za energetsku efikasnost i ocuvanje energetskih resursa, razvija i promoviše podsticanje efikasnog korištenja energije i obnovljivih energetskih izvora, podstice vecu upotrebu obnovljivih energetskih izvora u proizvodnji na unutrašnjem tržištu i upravlja sredstvima namijenjenim za štednju i efikasno korišcenje energije.

Kad je u pitanju nadležnost Ministarstva ekonomije u sektoru energetike, ona se svodi na pripremu i predlaganje nacionalne energetske politike, dugorocnog i godišnjeg energetskog bilansa, kao i promovisanje ucešca privatnog sektora u energetskom sektoru Crne Gore i korišcenje obnovljivih izvora energ ije.

Regulatorna agencija za energetiku, kao neprofitna, samostalna i funkcionalno nezavisna organizacija vrši javna ovlaštenja na osnovu ovog zakona, tj. izmedu ostalog:

Ø vrši nadzor nad radom i poslovanjem energetskih subjekata,

Ø obavlja poslove revizije i odobrenja svih tržišnih pravila, kodeksa mreže, uslova i rokova za prikljucenje i pristup mrežama,

Ø izdaje licence za obavljanje djelatnosti, interkonekciju postrojenja energetskog sektora, mreža i opreme za proizvodnju, prenos i distribuciju, snabdijevanje i prodaju energije,

Ø izdaje ovlaštenja za izgradnju novih ili rekonstrukciju postojecih proizvodnih kapaciteta,

Ø utvrduje tarife i cijene, u skladu s uslovima iz ovog zakona i opštih akata;

Ø mijenja, obustavlja, opoziva, nadgleda, kontroliše i sprovodi poštovanje uslova iz izdatih licenci,

Ø osigurava, u skladu s ovlaštenjem koje ima na osnovu predmetnog zakona, da su konkursne procedure za izgradnju novih proizvodnih kapaciteta u skladu s važecim zakonom i dr.

Regulatorna agencija za energetiku izdaje licence, na odredeni vremenski rok, energetskim subjektima na osnovu uslova koje utvrduje, a u skladu s nacelima odredenim clanom 19 stavka 5. Zakona. Dalje, vezano za konkretni projektni zadatak iz ove studije, bitno je napomenuti da Regulatorna agencija za energetiku može pojedine energetske subjekte osloboditi od obaveze za dobijanje licence, na osnovu pravila koje donosi Agencija.

Dalje, proizvodaci i snabdjevaci imaju pravo pristupa prenosivim i distribucionim mrežama na nediskriminiranoj i regulisanoj osnovi, a u skladu s pravilima i procedurom koje utvrduje Agencija.

Poglavljem VIII. Zakona o energetici posebno se reguliše proizvodnja iz obnovljivih izvora energije . Predmetnim odredbama utvrdeno je da su za izgradnju malih hidroelektrana ili elektrana na alternativnim izvorima, potencijalni investitori dužni da podnesu zahtjev za ovlaštenje i licencu.



Za takve projekte Agencija uspostavlja pojednostavljene postupke i zahtjeve za prijave za ovlaštenje i licencu. Osim toga, predvidaju se i pojednostavljeni postupci za ostvarivanje prava na pristup mrežama prenosa i distribucije , koji se zasniva na nediskriminirajucoj osnovi. Po saznanju autora ove studije, Agencija do današnjeg dana nije donijela pravila za pojednostavljene postupke i zahtjeve za prijave za ovlaštenje ili licence, ni definisala pojednostavljene postupke za ostvarivanje spomenutih prava.

U vezi podsticanja predmetne proizvodnje ministarstvo nadležno za poslove energetike dužno je da:

Ø osigura informacije javnosti u cilju olakšavanja razvojnih projekata, a koje se odnose na raspoložive lokacije za takve projekte; posebne informacije o rasporedu potencijalnih lokacija (vodotoci za izgradnju malih hidroelektrana) pogodnih za korišcenje i licence, dozvole, ovlaštenja i pojedinosti koje mogu biti potrebni za realizaciju projekta,

Ø izvrši koordinaciju s drugim ministarstvima, ukljucivši i Agenciju, s ciljem olakšanja procesa prijavljivanja za dozvole, licence i ovlaštenja i pojednostavljenog procesa razvoja projekata.

Utvrduje se da elektrane instalirane snage do 10 MW zasnovane na obnovljivim izvorima imaju pravo da prodaju energiju na distribucionoj mreži.

Ministarstvo utvrduje metodologiju, ukljucujuci i metodologiju cijena, za efikasno prikljucenje na mrežu.

Na osnovu clana. 32 stavka 6 Zakona, Agencija može modifikovati licencu (prema saznanjima autora "snabdjevaca") i zahtijevati od istog vlasnika licence da kupuje energiju proizvedenu iz obnovljivih izvora. U tom slucaju , troškovi takve kupovine su troškovi poslovanja i moraju se ukljuciti u tarifu vlasnika licence.

Kad su u pitanju ovlaštenja, ona su potrebna za izgradnju novih proizvodnih kapaciteta, a izdaje ih Agencija na osnovu kriterijuma koje sama donosi za svaki energetski subjekt posebno.

Kriterijumi ukljucuju:

Ø sigurnost energetskog sistema, instalacije i opreme,

Ø zaštitu životne sredine,

Ø iskorištavanje zemljišta i gradilišta,

Ø korišcenje javne imovine,

Ø efikasno korišcenje energije,

Ø prirodu primarnih resursa i

Ø tehnicke, ekonomske, finansijske i radne kapacitete podnosioca molbe.

Licencirani proizvodaci i kupci po ugovoru imaju pravo da podnesu zahtjev Agenciji za ovlaštenje za izgradnju izravnog voda. Ovlaštenja se izdaju u slucaju da podnosilac zahtjeva ispunjava sve zakonske, tehnicke i ekonomske zahtjeve koje je utvrdila Agencija.

Pravilima o snabdijevanju elektricnom energijom, koja je na osnovu Zakona o energetici (clanka 29. stavka 5), donijela Elektroprivreda Crne Gore Nikšic (dalje u tekstu: Snabdjevac) ureduju se: snabdijevanje tarifnih kupaca elektricnom energijom proizvedenom u RCG ili nabavljenom iz uvoza, uslovi za snabdijevanje tarifnih kupaca, ugovori, obracun i nacin placanja isporucene energije, nabavke i uvoz elektricne energije, obustava snabdijevanja elektricnom energijom i postupak u vezi neovlaštene potrošnje.

Snabdjevac ima licencu za snabdijevanje elektricnom energijom, pa u skladu s godišnjim energetskim bilansom i potrebama tarifnih kupaca zakljucuje ugovore o nabavci elektricne energije. Snabdjevac zakljucuje ugovore pod najpovoljnijim energetskim i finansijskim uslovima.

Snabdjevac zakljucuje ugovor o korišcenju prenosne mreže i ugovor o nadoknadi s operatorom prenosne mreže, a s operatorom distribucije ugovor o korišcenju distribucione mreže.



Ugovor o snabdijevanju elektricnom energijom i ugovor o pristupanju mreži, reguliše medusobne odnose snabdjevaca i tarifnog kupca.

Na osnovu clana 28. stavka 7 Zakona o energetici, Elektroprivreda Crne Gore Nikšic je donijela Privremeni distributivni kodeks, kojim se odreduju tehnicka pravila za povezivanje korisnika (proizvodaca ili potrošaca) na distribucionu mrežu i interkonekciju s ostalim mrežama, zadaci svih operatora distribucije; uspostavljanje procedura koje odobrava Regulatorna agencija za energetiku, koje se odnose na rad distribucione mreže u izvanrednim i hitnim situacijama, kao i osiguravanje programa i procedura za vršenje usluga kupcima po ugovoru i tarifnim kupcima. Ovaj kodeks je obavezan za sve operatore distribucije (OD) i korisnike distribucionog sistema.

Distributivni kodeks cine:

I Opšte odredbe

II Distributivni kodeks za planiranje

III Distributivni uslovi za prikljucke

IV Distributivni operativni kodeksi

V Kodeks registracije distributivnih podataka

VI Kodeks mjerenja i razmjene mjernih podataka

Za potrebe ovog zadatka relevantne su odredbe koje se odnose na razvoj korisnika , odnosno njegove nove potrebe koje mogu uticati na distribucioni sistem, i u prvom redu odredbe podpoglavlja III. B kojima se odreduju ''Uslovi za prikljucenje malih hidroelektrana''.

U dijelu Kodeksa koji se odnosi na izradu i dostavu tehnicke dokumentacije (clana 19. Faze razvoja korisnika), navodi se da razvoj korisnika, odnosno proizvodaca elektricne energije , u maloj hidroelektrani može biti podijeljen u cetiri faze:

1. Faza procjene izvodljivosti projekta, u kojoj korisnik s OD razmatra svoj razvoj i ocjenjuje moguci uticaj na distribucioni sistem; na zahtjev proizvodaca elektricne energije OD vrši analize da bi se uocile mogucnosti za prikljucenje i odgovarajuci troškovi, kao i rješenja za eventualne tehnicke probleme. U ovoj fazi OD precizno odreduje sve uslove za izradu tehnicke dokumentacije od strane proizvodaca elektricne energije.

2. OD može odrediti i druge uslove bitne za izradu tehnicke dokumentacije , kao i posebne uslove kada je potrebno izraditi novo postrojenje ili proširiti postojece, odnosno izgraditi dio mreže.

3. Faza dibijanja saglasnosti, u kojoj proizvodac na osnovu izradene tehnicke dokumentacije podnosi OD zahtjev za prikljucenje i s OD utvrduje sve elemente ugovora o prikljucenju na distribucionu mrežu (ugovor o izradi prikljucka).

4. Faza registrovanog projekta u kojoj OD i proizvodac zakljucuju ugovor o prikljucenju na distribucionu mrežu, ugovor o njenom korišcenju , pa se izvršava i fizicko prikljucenje.

U dijelu Kodeksa koji se odnosi na prikljucenje malih elektrana (Podpoglavlje III B kojim se utvrduju ''Uslovi za prikljucenje ma lih elektrana'') odredbama clana 45 do 55 detaljno se obraduju uslovi za prikljucenje malih elektrana snage do 10 000 kVA koje su prikljucene na distribucionu mrežu , ili na objekte za cije je prikljucenje podnesen zahtjev. Spomenute odredbe, zajedno s drugim važecim tehnickim propisima, pravilima i standardima , predstavljaju osnovu za:

Ø izradu tehnicke dokumentacije,

Ø izdavanje saglasnosti za prikljucenje i izvodenje radova na prikljucenju i

Ø zakljucenje ugovora o prikljucenju na distribucionu mrežu.

Ovi uslovi trebali bi da se primjenjuju na sve postojece i buduce elektrane, cije se prikljucenje na distribucionu mrežu planira, ukljucujuci i proizvodace za sopstvene potrebe, osim proizvodaca elektricne energije za sopstvene potrebe , koji imaju tretman potrošaca sa



specijalnom opremom i proizvodaca elektricne energije , koji iskljucivo rade autonomno u odnosu na distribucioni sistem.

Elektrane se kvalifiku ju prema instaliranoj snazi, vrsti generatora, nacinu rada i naponskom nivou generatora, naponskom nivou prikljucka i nacinu rada generatora.

U nastavku dokumenta detaljno se utvrduju principijelne šeme prikljucenja, rastavno mjesto, rasklopni uredaji rastavnog mjesta, zaštitna oprema i uredaji na rastavnom mjestu, mjesto prikljucenja i kompenzacija reaktivne energije.

OD propisuje obrazac zahtjeva za prikljucenje malih elektrana na distribucionu mrežu , i na zahtjev dostavlja zainteresovanim proizvodacima. Kodeksom je propisan minimalni obavezni sadržaj zahtjeva (podaci o podnosiocu zahtjeva, tehnicki podaci o objektu, tehnicka dokumentacija, podaci o nacinu prikljucenja, predvideni pocetak gradnje i predvideni pocetak rada).

Za svaku elektranu proizvodac mora od OD-a dobiti saglasnost za prikljucenje . Postupak izdavanja saglasnosti može trajati najduže 30 dana od dana dobijanja zahtjeva za prikljucenje na NN distribucionu mrežu , odnosno 60 dana za elektrane koje se prikljucuju na VN distribucionu mrežu.

Saglasnost za prikljucenje treba da sadrži sve tehnicke uslove potrebne za izradu prikljucka , kao i druge opšte uslove (detaljne podatke o lokaciji elektrane, elektroenergetske uslove, kao i razlicite tehnicke uslove).

Na osnovu clana 28. stavka 10 Zakona o energetici, Elektroprivreda Crne Gore Nikšic donijela je Privremeni kodeks mreže (prenosne) kojeg je odobrila Regulatorna agencija i koji utvrduje tehnicka pravila za minimum tehnicko-planskih i radnih zahtjeva za povezivanje na prenosnu mrežu, i interkonekciju s ostalim mrežama. Ispunjavanje tih uslova osigurava nesmetan rad prenosnog sistema.

3.3.2. Umjesto zakljucka

Na osnovu analize predmetnog zakona, a u vezi s posebn im osvrtom na izgradnju malih hidroelektrana , koja je predmet cjelokupne studije, bitno je utvrditi sljedece:

Gradnja malih hidroelektrana , odnosno korišcenje obnovljivih izvora energije na deklaratornom nivou uživaju podršku najviših struktura vlasti (Vlada RCG), pa se kroz aktivnost nadležnog ministarstva isti podsticu i shvataju vrlo važnim u cjelokupnoj energetskoj politici.

Uloga Regulatorne agencije za energetiku svodi se na izdavanje ovlaštenja za izgradnju, i licenci za obavljanje energetske djelatnosti proizvodnje elektricne energije. Za projekte izgradnje malih hidroelektrana i elektrana na alternativnim izvorima , predvideni su pojednostavljeni postupci i zahtjevi prilikom izdavanja ovlaštenja tj. licenci, odnosno pojednostavljeni postupci za ostvarivan je prava na pristup mrežama prenosa i distribucije.

Kako do današnjeg dana nijesu donesena pravila za pojednostavljene postupka i zahtjeva za prijave za ovlaštenje i licence, ni definisani pojednostavljen i postupci pristupa mrežama prenosa i distribucije, javlja se potreba za što hitnijim donošenjem istih.

Uloga ministarstva nadležnog za poslove energetike u sferi obnovljivih izvora energije, svodi se na preduzimanje konkretnih aktivnosti za unapredenje i olakšavanje razvoja predmetnih projekata.

Radi obavljanja svih poslova utvrdenih clanom 32. stavka 3 Zakona, potrebno je osnovati posebnu organizacionu jedinicu pri ministarstvu nadležnom za poslove energetike, radi djelotvornijeg ispunjavanja zakonskih nadležnosti.

Kako je clanom 12. stavka 2 alinejom 12 Zakona, utvrdena nadležnost Agencije da u skladu s ovlaštenjima koje ima predmetnim zakonom i opštim aktima osigurava tenderske procedure za izgradnju novih proizvodnih kapaciteta, smatramo potrebnim da Agencija ucestvuje u pripremi osnovnog dokumenta od strane javne ustanove koja je nadležna za sprovodenje tendera.



3.4. IMOVINSKO-PRAVNI ODNOSI

U ovom poglavlju je ukratko dat pregled pravnih propisa kojima se ureduju imovinsko-pravni odnosi, s time da je za njihovo detaljnije upoznavanje potrebno vidjeti navedene zakone u cijelosti.

3.4.1. Zakon o osnovama svojinskopravnih odnosa

Zakonom o osnovama svojinskopravnih odnosa (''Službeni list SFRJ '' broj, 6/80, 36/90, 29/96) ureduje se pravo vlasništva, pravo služnosti, pravo stvarnog tereta i pravo zaloga, zatim sticanje, zaštita i prestanak istih prava.

Predmetnim zakonom se utvrduje da fizicke i pravne osobe mogu imati pravo vlasništva nad stambenim zgradama, stanovima, poslovnim zgradama, poslovnim prostorijama, poljoprivrednom zemljištu i drugim nepokretnostima, osim na prirodnim bogatstvima koja su u državnom vlasništvu.

Fizicke i pravne osobe mogu imati pravo vlasništva i na pojedinim dobrima u opštoj upotrebi, i na gradskom gradevinskom zemljištu, u skladu sa Zakonom, kao i na šumama i šumskom zemljištu – u granicama utvrdenim zakonom.

Pravo vlasništva stice se po samom zakonu, na osnovu pravnog posla, nasljedivanjem i odlukom državnog tijela na nacin utvrden zakonom.

U kontekstu projektnog zadatka koji je predmet ove analize, smatramo da je potrebno istaknuti sljedece:

Pravo služnosti kao institut koje daje pravo vlasniku jedne nepokretnosti (povlasno do bro) da za potrebe te nepokretnosti vrši odredene radnje na nepokretnosti drugoga vlasnika (poslužno dobro), ili da zahtijeva od vlasnika poslužnog dobra da se uzdržava od vršenja odredenih radnji koje bi inace imao pravo vršiti na svojoj nepokretnosti, bice, pretpostavljamo, institut koji ce se koristiti prilikom pripremnih radnji za izgradnju malih hidroelektrana. S tim u vezi , važno je napomenuti da se stvarne služnosti mogu ustanoviti na odredeno vrijeme, na osnovu pravnoga posla i odlukom državnog organa , i da se isto pravo stice upisom u javnu knjigu , ili na drugi nacin odreden zakonom.

Dalje, predmetni zakon ureduje prava stranih osoba tako da strane fizicke i pravne osobe koje obavljaju djelatnost u SiCG mogu pod uslovima uzajamnosti sticati pravo vlasništva nad nepokretnostima na teritoriju SiCG, koje su im neophodne za obavljanje te djelatnosti.

3.4.2. Zakon o eksproprijaciji

Zakonom o eksproprijaciji (''Službeni list RCG'' broj, 55/00 i 12/02) utvrduju se osnovni pojmovi vezani za izvlaštenje, postupak utvrdenja javnog interesa, pripremne radnje koje je potrebno izvršiti radi eksproprijacije, sam postupak eksproprijacije kao i pitanje nadoknade za istu.

Sljedom izloženog, eksproprijacija (potpuna ili nepotpuna), predstavlja lišenje ili ogranicenje prava vlasništva na nepokretnostima kada to zahtjeva javni interes koji utvrduje posebni zakon, odnosno Vlada na osnovu posebnog elaborata, uz nadoknadu prema tržišnoj vrijednosti nepokretnosti. Eksproprijacijom nepokretnosti (zemljište, zgrade i drugi gradevinski objekti) njen korisnik stice pravo da tu nepokretnost koristi u svrhu radi koje je eksproprijacija izvršena.

Prijedlog za eksproprijaciju može podnijeti korisnik, tek pošto je u skladu sa zakonom utvrden javni interes za eksproprijaciju nepokretnosti. Prijedlog se podnosi republickom organu nadležnom za imovinsko-pravne poslove - podrucnoj jedinici opštine na cijem se podrucju nalazi nepokretnost predložena za eksproprijaciju. Troškove snosi korisnik koji stice pravo da



stupi u posjed izvlaštene nepokretnosti sa danom pravomocnosti rješenja o eksproprijaciji. Nadoknada za izvlaštenu nepokretnost odreduje se prema tržnoj vrijednosti nepokretnosti u trenutku zasnivanja prava svojina.


Potrebu za regulisanjem vlasnickopravnih odnosa investitor rješava putem pravnih poslova (ugovora, sporazuma) s nosiocima prava vlasništva nepokretnosti, koja je predmet njihovog interesa. U slucaju nemogucnosti medusobnog dogovora sa svim ucesnicima sporazuma, pruža se mogucnost pokretanja postupka eksproprijacije pred nadležnim tijelima , ukoliko postoji javni interes koji mora biti utvrden od strane posebnog zakona ili odlukom Vlade.

Eventualna potreba za pravima stvarnih služnosti (pravo prolaza, polaganja vodova i dr.) rješava se s vlasnicima poslužnih dobara na osnovu pravnog posla uz pravicnu nadoknadu.

3.5. VODNO VLASNIŠTVO

U ovom poglavlju se analizira propis koji predstavlja osnovni pravni okvir za uredenje vodnog vlasništva u Republici Crnoj Gori.

3.5.1. Zakon o vodama

Zakonom o vodama (''Službeni list RCG'', 16/95) ureduje se vodoprivredna djelatnost pod kojom smatramo uredenje voda i vodotoka, zaštitu od štetnog djelovanja voda, zaštitu od zagadivanja i osiguravanja vode za korišcenje.

Predmetnim zakonom utvrduje se da je vodoprivredna djelatnost od javnog interesa, kao i da se vode koriste na nacin kojim se ne ugrožavaju njena prirodna svojstva, ne dovode u opasnost život i zdravlje ljudi, ne ugrožava biljni i životinjski svijet, ni ambijentalne i ekološke vrijednosti. Dalje, utvrduje se da se vodoprivrednim objektima, izmedu ostalog, smatraju objekti za korišcenje voda, akumulacije, vodozahvati, crpne stanice, rezervoari za vodosnabdijevanje, magistralni cjevovodi ili kanali s objektima, hidrotehnicki tuneli i objekti i postrojenja za pripremu pitke vode, plovni kanali, pristaništa, marine i solane. Radi održavanja i unapredivanja režima voda, utvrduju se vodna podrucja, donosi vodoprivredna osnova, planovi, programi i vodoprivredni bilans, utvrduju vodoprivredni uslovi, izdaju vodoprivredne saglasnosti i vodoprivredne dozvole i preduzimaju zaštitne i druge mjere.

Za podrucje Republike Crne Gore, kao jedinstvenog vodoprivrednog prostora , utvrduju se dva vodna podrucja i to : Vodno podrucje Crnomorskog sliva i Vodno podrucje Jadranskog sliva.

Vodoprivrednu osnovu, kao dugorocni plan za održavanje i unapredivanje režima voda na podrucju Crne Gore , cine vodoprivredna osnova Vodnog podrucja Crnomorskog sliva i vodoprivredna osnova Vodnog podrucja Jadranskog sliva. Vodoprivredna osnova sadrži postojece stanje režima voda i vodoprivrednih objekata na odredenom podrucju, uslove za održavanje i razvoj režima voda, kojima se osiguravaju najpovoljnija i najdjelotvornija tehnicka , ekonomska i eko loška rješenja za jedinstveno upravljanje vodama , zaštitu od štetnog djelovanja voda, zaštitu voda od zagadivanja i korišcenje voda. Po isteku perioda od 10 godina od dana donošenja Vodoprivredne osnove , preispituju se rješenja utvrdena istim. Vodoprivrednu osnovu donosi Vlada Republike Crne Gore i ona mora biti usaglašena s prostornim planom i programom zaštite životne sredine Crne Gore. Planovi i programi koji se donose na osnovu Zakona o vodama, moraju biti u skladu s Vodoprivrednom osnovom.

Vodoprivrednim bilansom utvrduje se kvalitativni i kvantitativni odnos raspoloživih i potrebnih kolicina površinskih i podzemnih voda u odredenom vremenu i u odredenom prostoru , a služi za srednjorocno i dugorocno planiranje. Radi uskladenja upotrebe voda, zaštite od štetnog djelovanja voda i zaštite od zagadivanja, donosi se plan za upravljanje režimom voda. Isti se izraduje za teritoriju cijele Crne Gore. Vodoprivredni bilans i plan za upravljanje režimom voda donosi Vlada CG.



Dalje, predmetnim zakonom se utvrduje da u postupku pripreme tehnicke dokumentacije za izgradnju i rekonstrukciju objekata i za izvodenje drugih radova koji mogu uticati na promjene u režimu voda ili na koje može uticati režim voda, investitor mora pribaviti vodoprivredne uslove . Uz zahtjev za utvrdivanje vodoprivrednih uslova, investitor podnosi osnovne podatke o lokaciji, namjeni i velicini objekata ili kapacitetima, nacelnim rješenjima vodosnabdijevanja, kanalizovanja zaštite voda, odnosno zaštite od voda , i po potrebi i prethodne studije i idejna rješenja kojima se bliže sagledava uticaj objekta na režim voda.

Vodoprivredni uslovi potrebni su za izradu tehnicke dokumentacije, izmedu ostalog, i za izgradnju i rekonstrukciju hidroelektrana. Iste uslove utvrduje ministarstvo nadležno za poslove vodoprivrede. Prije izdavanja istih uslova spomenuto ministarstvo dužno je , u ovom slucaju , pribaviti mišljenje ministarstva nadležnog za poslove zaštite životne sredine.

Prije utvrdivanja vodoprivrednih uslova, investitor je dužan pribaviti mišljenje re publickog organa nadležnog za hidrometeorološke poslove.

Odobrenje za izgradnju i rekonstrukciju objekata i postrojenja, i izvodenje drugih radova koji su vezani za hidroelektrane , može se izdati po prethodno pribavljenoj vodoprivrednoj saglasnosti. Nju izdaje ministarstvo nadležno za poslove vodoprivrede. Vodoprivredna saglasnost izdaje se i za zahvatanje i korišcenje dijela raspoloživih kolicina voda, ako se time ne ugrožavaju postojece i buduce potrebe za vodom na podrucju izvorišta, ili sistema za snabdijevanje vodom ili akumulacija.

Vodoprivrednom saglasnošcu se utvrduje da je tehnicka dokumentacija za objekte i radove uredena u skladu s vodoprivrednim uslovima.

Vodoprivrednu dozvolu dužan je da pribavi investitor za korišcenje objekata i postrojenja, za koje je izdata vodoprivredna saglasnost. Vodoprivrednom dozvolom utvrduje se da li su ispunjeni uslovi utvrdeni vodoprivrednom saglasnošcu. Vodoprivrednu dozvolu izdaje ministarstvo nadležno za poslove vodoprivrede, a izdaje se na odredeno vrijeme, a najduže na period od 10 godina (za korišcenje hidro akumulacija za proizvodnju elektricne energije na period od 20 godina). Pravo steceno na osnovu vodoprivredne dozvole ne može se prenijeti na drugog korisnika , bez saglasnosti tijela koje ju je izdalo, pa prestaje kad se to pravo ne vrši bez opravdanog razloga duže od jedne godine, o cemu se donosi posebno rješenje.

Kad to zahtijevaju potrebe zaštite režima voda, zaštite od štetnog djelovanja voda, zaštita od zagadenja voda ili kad nastupi nestašica voda u tolikoj mjeri da se ne mogu zadovoljiti potrebe korisnika vode na odredenom podrucju, tijelo koje je izdalo vodoprivrednu dozvolu može privremeno ograniciti ili obustaviti upotrebu, odnosno iskorištavanje voda, u skladu s prioritetima za korišcenje voda utvrdenim zakonom o vodama i vodoprivrednom osnovom.

Vodoprivredni uslovi se utvrduju, a vodoprivredna saglasnost i vodoprivredna dozvola se izdaju u skladu s vodoprivrednom osnovom. Ministarstvo nadležno za poslove vodoprivrede donosi bliži propis o sadržaju tehnicke dokumentacije potrebne za izdavanje vodoprivredne saglasnosti i vodoprivredne dozvole (Pravilnik o sadržini tehnicke dokumentacije potrebne za izdavanje vodoprivredne saglasnosti i vodoprivredne dozvole (''Službeni list RCG'', broj 4/96)).

Kad je u pitanju korišcenje voda, pri svakom zahvatanju površinskih voda, mora se nezavisno od zahvata, osigurati garancijski minimum koji pobliže propisom odreduje ministarstvo nadležno za poslove vodoprivrede (Pravilnik o nacinu odredivanja garantovanog vodoprivrednog minimuma „Službeni list RCG“, broj 4/96).

Za korišcenje i zaštitu voda placa se:

Ø nadoknada za korišcenje voda,

Ø nadoknada za zaštitu voda od zagadivanja,

Ø nadoknada za izvadeni materijal iz vodotoka ,

Ø nadoknada za korišcenje vodoprivrednih objekata.



Sredstva od navedenih nadoknada prihod su proracuna Crne Gore, i koriste se za održavanje i unapredenje režima voda, izgradnju, održavanje i rekonstrukciju vodoprivrednih objekata, odbranu od poplava, zaštitu od erozije i bujica, osiguranje vode za korišcenje i zaštitu od zagadivanja, a izuzetno dio istih sredstava koristi se za vlasnicki razvoj i zaštitu i unapredenje životne sredine, u kojoj se vrši korišcenje voda iz hidroakumulacionih objekata.

Nadoknadu za korišcenje voda placaju pravna lica i preduzetnici, u našem posmatranom slucaju, po 1 kWh proizvedene elektricne energije na pocetku e lektrane u iznosu od 0,22 % prosjecne prodajne cijene 1 kWh e lektricne energije na mreži prenosa i distribucije. Predmetna nadoknada se uplacuje do 20 -og u mjesecu za prethodni mjesec.

U pogledu obracuna, naplate, kamata, prinudne naplate, rokova zastarjelosti i ostalog što je vezano za placanje spomenutih nadoknada, shodno se primjenjuju odredbe Zakona o porezu na dobit preduzeca i Zakona o porezu na dohodak gradana.


Zakon o vodama, kao osnovni akt kojim se reguliše problematika vezana za korišcenje voda, namece potencijalnim investitorima potrebu za ispunjavanjem vodoprivrednih uslova koje utvrduje ministarstvo nadležno za poslove vodoprivrede , po prethodnom mišljenju ministarstva nadležnog za poslove zaštite životne sredine. Prije utvrdivanja predmetnih uslova, investitor je dužan da dobije mišljenje republickog organa nadležnog za hidrometeorološke poslove. Zatim je potrebno dobiti vodoprivrednu saglasnost i vodoprivrednu dozvolu. Njih izdaje ministarstvo nadležno za poslove vodoprivrede , koje posebnim propisom bliže ureduje sadržaj tehnicke dokumentacije potrebne za izdavanje vodoprivredne saglasnosti, odnosno vodoprivredne dozvole.

Kako analizirani Zakon po našim saznanjima ne sadrži nejasnoce u sadržajnom smislu, niti uzrokuje probleme u primjeni, možemo se jedino osvrnuti na cinjenicu da analizirani Zakon ne pravi razliku izmedu objekata po njihovim tehnicko -tehnološkim karakteristikama, niti se posebno tretiraju objekti u funkciji obnovljivih izvora energije, vec je za gradnju , odnosno rekonstrukciju svih objekata bez razlike predviden isti postupak i opseg uslova.

Slijedom izloženog smatramo da bi eventualno bilo potrebno u specificnim slucajevima (obnovljivi izvori) predvidjeti poseban tretman , u vidu pojednostavljenja postupaka i procedure za ispunjavanje svih predvidenih zakonskih uslova.

Zatim, kako je clanom 43. stavka 2 predvidena obaveza placanja s osnove nadoknade za korišcenje voda za preduzeca koja proizvode elektricnu energiju u iznosu od 0,22 % od prosjecne prodajne cijene 1 kWh elektricne energije na mreži prenosa i distribucije, smatramo da ne postoji osnova da se ista nadoknada naplacuje i s osnove nadoknada za koncesiju za korišcenje voda.

To posebno isticemo zato što je medunarodna praksa pokazala da postoji vrlo mali broj zemalja koje uopšte naplacuju nadoknadu za korišcenje voda za proizvodnju elektricne energije iz malih hidroelektrana, a i one koje naplacuju istu , svode na administrativnu nadoknadu koja ne predstavlja ekonomsku prepreku za realizaciju projekata izgradnje malih hidroelektrana.

3.5.3. Zakon o šumama

Zakon o šumama (''Službeni list RCG'', broj 55/00 ) posmatran je samo u kontekstu eventualnog uticaja na mogucnost izgradnje malih hidroelektrana. U tom smislu uoceno je sljedece:

Clanom 5. Zakona utvrdeno je da se promjena namjene površine pod šumama može izvršiti samo kada to zahtjeva opšti interes utvrden zakonom, ili na osnovu zakona.



Clanom 38. utvrdeno je da je u šumama zabranjena izgradnja objekata i izvodenje drugih radova, koji nijesu u funkciji gazdovanja šumama. Izuzetno, izgradnja privremenih objekata i izvodenje drugih radova u šumi, može se vršiti samo na osnovu odobrenja nadležnog organa lokalne samouprave i uz saglasnost ministarstva nadležnog za poslove šumarstva, uz nadoknadu, ciju visinu, nacin obracuna i placanja utvrduje Vlada, a placaju je pravne osobe iz podrucja elektroprivrede (clanci 58 . i 59. Zakona).

Prema tome, zakljucujemo da je u šumskom prostoru dopušteno zadirati samo uz navedeno odobrenje i placanje spomenute nadoknade.

3.6. INVESTICIJE

U ovom poglavlju analiziraju se odredbe zakona , kojima se ureduju pravni i ekonomski odnosi s investitorima, kao i nacini investiranja u javni, odnosno energetski sektor.

3.6.1. Zakon o stranim ulaganjima

Zakonom o stranim ulaganjima (''Službeni list RCG'', broj 52/00 ) utvrduje se da strani ulagaci pod kojima se podrazumijevaju strane pravne osobe sa sjedištem u inostranstvu , strane fizicke osobe, jugoslove nski državljanin s prebivalištem, odnosno boravištem u inostranstvu dužim od godinu dana, preduzeca u kojima je ucešce stranog kapitala vece od 25% i preduzeca koje je strano lice osnovalo u Crnoj Gori, mogu radi obavljanja djelatnosti ulagati u preduzeca, osnivati preduzeca i vršiti druga ulaganja u skladu s ovim Zakonom.

Ulog stranog ulagaca može biti u novcu, stvarima, uslugama, imovinskim pravima i vrijednosnim papirima, s tim da se stvari, usluge i prava moraju izraziti u novcu. Dalje, stani ulagac može sam ili s drugim ulagacem, odnosno domacim licem, osnovati preduzece, ili ulagati sredstva u preduzece. Strana pravna osoba može u Republici osnovati dio svog preduzeca (filijalu), koja ima svojstvo pravne osobe i posluje u skladu sa zakonom. Strani ulagac može i kupiti preduzece, njegov dio ili dionice preduzeca.

Zagarantovana je potpuna ravnopravnost ulaganja , na nacin i pod uslovima pod kojim domaca lica mogu osnovati preduzeca, odnosno ulagati sredstva u preduzeca.

Strani ulagac može da izgradi, upravlja i prenese (B.O.T.) odredeni objekat, postrojenje ili pogon ili objekt infrastrukture i komunikacije. Strani ulagac može dobiti i koncesiju.

Kad su pitanja prava i obaveze stranog ulagaca, on ima pravo:

Ø da upravlja, odnosno ucestvuje u upravljanju preduzecem,

Ø da prenese prava i obaveze iz ugovora o ulaganju, odnosno odluke o osnivanju na druge strane ulagace ili domaca lica,

Ø na povracaj pojedinih uloženih stvari, saglasno ugovoru o ulaganju ili ugovoru , odnosno odluci o osnivanju,

Ø na povracaj uloga, odnosno ostatka sredstava koja su uložena u preduzece, u slucaju raskida ugovora, odnosno isteka ugovora o ulaganju, odnosno odluke o osnivanju ili prestanku rada tog preduzeca,

Ø na udio u neto imovini i povracaju dijela, odnosno imovine po prestanku rada preduzeca.

Strani ulagac ima pravo uvida u poslovne knjige i tekuce poslovanje preduzeca u koje je uložio sredstva, kao i pravo da sam, ili preko ovlaštenog predstavnika, vrši reviziju periodicnog i godišnjeg obracuna.

Po osnovi ulaganja, on ima pravo ucestvovati u dobiti, i slobodno transferovati i reinvestirati dobit, ukljucujuci i zamjenu valute. Takode , zagarantovano mu je da nece biti oporezivan na nepovoljniji nacin nego što je oporezivana domaca pravna osoba.



Zagarantovana je i sloboda placanja u poslovanju s inostranstvom, držanje sredstava na racunu kod ovlaštene banke i slobodno raspolaganje njima, kao i transfer sredstava stranom ulagacu u inostranstvu, po izmirenju svih dospjelih obaveza u Crnoj Gori.

Osigurana je i pravna zaštita pronalazaka trgovacke marke, modela i uzoraka i autorskih prava u skladu sa zakonom.

Predmetni zakon dalje pruža punu pravnu sigurnost stranim ulaganjima, tako što osigurava nadoknadu štete , koja ne može biti manja od nadoknade koja pripada domacem ulagacu u slucaju da strani ulagac pretrpi štetu usljed rata ili vanrednog stanja, ili ako mu se ucini šteta prouzrokovana nezakonitim ili nepravilnim radom službenog lica ili državnog organa. Osim toga , imovina stranog ulagaca ne može biti predmet eksproprijacije, osim kad je zakonom utvrden javni interes, pa mu pripada nadoknada koja ne može biti niža od tržišne vrijednosti, kao i kamata od trenutka oduzimanja imovine do dana isplate nadoknade.


Ovom analizom predmetnog zakona vidljivo je da se stranim ulagacima pruža visoki standard zaštite njihovih prava, i garantuje puna ravnopravnost s domacim pravnim i fizickim osobama. Ovakav zakon pruža garanciju potpuno otvorenog preduzetnickog tržišta, pa kao takav ne predstavlja ni u jednom svom segmentu prepreku stranim ulaganjima, cak predstavlja više nego dobar okvir za razvoj stranog preduzetništva , odnosno privlacenje inostranih investicija.

3.6.3. Zakon o ucešcu privatnog sektora u vršenju javnih usluga

Zakon o ucešcu privatnog sektora u vršenju javnih usluga (''Službeni list RCG'', broj 30/02) ima za cilj da podigne nivo ucešca privatnog sektora u vršenju javnih usluga (projekat ili bilo koja vrsta usluga koju uobicajeno finansira i vrši javni sektor, kao što su: elektrane, autoputevi, luke, aerodromi, hidroelektrane i dr.), uzimajuci u obzir potrebu za efikasnim upravljanjem i ekonomskim rastom.

Sadržaj Zakona je sastavljen od devet djelova:

I. OPŠTE ODREDBE (clanovi 1-3) II. ODABIR VRSTE ORTACKOG DRUŠTVA (clanovi 4- 14) III. DOSTAVLJANJE PONUDE ZA LEASING ILI UGOVOR O MANAGMENTU (clan15 -

18) IV. PREDKVALIFIKACIJA INVESTITORA I DOSTAVLJANJE PONUDE ZA KONCESIJU

I B.O.T. (clanovi 19-54) V. LEASING (clanovi 55- 63) VI. UGOVOR O MANAGMENTU (clanovi 64 - 69) VII. KONCESIJE (clanovi 70 - 103) VIII. IZGRADNJA-FUNKCIONISANJE-TRANSFER (BOT-ARANŽMAN) (clanovi 104-127 ) IX. ORGAN ZA REGULATIVU ( clanovi 128- 140) X. ZAJEDNICKE ODREDBE (clanovi 141-146)

Spomenuti cilj efikasnog upravljanja i ekonomskog rasta u vršenju javnih usluga ostvaruje se, izmedu ostalog, izborom, odnosno, kombinacijom nekih od sljedecih modela:

Ø Ugovorom o leasingu i managementu,

Ø Koncesijom,

Ø Sporazumom (ugovorom) o izgradnji, upravljanju i prenosu (u daljem tekstu B.O.T.)

Javne ustanove (sudovi, ministarstva, organi lokalne uprave, sve organizacije koje su definisane kao takve u skladu sa Uredbom o organizaciji i radu državne uprave, i javne ustanove koje vrše društvene djelatnosti u skladu sa Zakonom o društvenim djelatnostima) u izboru nekog od spomenutog modela vode se kriterijumima koji su sadržani u clanovima 6–10. predmetnog Zakona, odnosno ciljevima koji se mogu svesti na sljedece :



Ø dovesti tehnicku, finansijsku ili upravljacku ekspertizu i nove tehnologije u taj sektor;

Ø poboljšati ekonomsku efikasnost sektora, operativni ucinak i iskorištenost kapitalnih investicija;

Ø uložiti znatan investicion i kapital u sektor, ili osigurati pristup tržištima privatnog kapitala;

Ø smanjiti javne dotacije u sektor, ukoliko slucaj to zahtjeva;

Ø bolje prilagoditi sektor potrebama i željama potrošaca;

Ø smanjiti pritisak konkurencije iz srodnih sektora usluga.

U skladu s odabirom modela, odnosno polazišta iskazanih u osnovnom dokumentu (clan 4. Zakona) koji je odobrio organ ustanovljen Zakonom o privatizaciji privrede – Savjet za privatizaciju, a koji služi kao osnova za sve dalje radnje, javna ustanova priprema javni poziv. Poslije toga se sprovodi pretkvalifikacion i postupak, odnosno Savjet pregleda, vrednuje i uporeduje pristigle ponude investitora koji su prošli pretkvalifikacijski postupak, pa sklapa (ustupa) ugovor.

Zbog posebnog interesa iskazanog za koncesije, odnosno B.O.T. projekte koji su vjerovatno podobni za realizaciju ideje o gradnji malih hidroelektrana, posebno cemo se osvrnuti na odredbe ovog Zakona koji ureduje predmetne institute.

3.6.4. Koncesija i B.O.T.

Najkrace receno, koncesija predstavlja ugovor koji se pod licencom nud i privatnom investitoru i/ili operatoru za iskorištavanje , odnosno eksploataciju, prirodnih resursa ili sirovina, i to na odredeni vremenski period , a B.O.T. (izgradi, upravljaj, prenesi) projekat predstavlja ugovor na osnovu povlastice, na osnovu kojeg privatni investitor i / ili operator ima obavezu da izgradi i koristi objekat javne usluge, i po isteku odredenog perioda da prenese vlasništvo nad istim javnoj ustanovi.

Polazeci od ovakve skracene definicije ovih instituta, pokušacemo da utvrdimo proceduru i potrebne aktivnost za njihovu realizaciju.

S izuzetkom bilo kakvog nepristrasnog pregovora izmedu investitora i javnih ustanova, prije javnog poziva ili dozvoljenog pregovora, prije ustupanja ugovora koji nema za posljedicu nepristrasnu prednost, ne dozvoljava se bilo kakva ponuda koja ne predstavlja odgovor na javni poziv, niti bilo kakav oblik neposrednog sporazuma bez pretkvalifikacije ili javnog poziva. Da bi se osigurala transparentnost i nepristrasno takmicenje, za koncesiju ili B.O.T. aranžmane, svaka ponuda ili sporazum, koji ne predstavlja odgovor na javni poziv, bice po prijemu odbijen i nece se dalje razmatrati.

Javna ustanova koja je odgovorna za koncesijski ili B.O.T. projekat, osnovace jedinicu za procjenu projekta od pet clanova odgovaraju ce struke. Odabiranje clanova bice podložno saglasnosti od strane:

Ø Vlade, ukoliko su u pitanju ministarstva, odjeljenja ili sekretarijati;

Ø odgovarajuce Skupštine opštine, ukoliko je pitanju lokalna samouprava ili tijela lokalne samouprave;

Ø maticnog ministarstva, za kompanije ili preduzeca u državnom vlasništvu.

Uloga, ovlaštenje i odgovornost Jedinice za procjenu projekata svodi se na rukovodenje:

Ø pretkvalifikacijom investitora,

Ø postupkom dostavljanja ponuda,

Ø prijemom i otvaranjem ponuda,

Ø pregledavanjem, uporedivanjem i vrednovanjem ponuda,

Ø pripremom izvještaja o vrednovanju ponuda,



Ø pocetkom pregovora s investitorima prije ustupanja ugovora i

Ø pripremom konacne preporuke.

Za koncesiju i B.O.T. ugovore vrši se otvorena i medunarodna pretkvalifikacija investitora nakon medunarodnog oglašavanja , a prije nego se dostave ponude, shodno pravilima i standardnim formulama koje odobri Savjet za privatizaciju.

Vrednovanje za pretkvalifikaciju izvršice se iskljucivo na osnovu kriterijuma ''položio – nije položio'', koji su unaprijed odredeni u dokumentima za pretkvalifikaciju. Svaki postupak pretkvalifikacije bice završen u roku koji je predviden javnim pozivom. Investitori ce biti iza brani na osnovu podataka koje iznesu u zahtjevu, a rezultat postupka pretkvalifikacije odreduje Komisija za vrednovanje, koju osniva jedinica za procjenu projekata. Vrednovanje ce izvršiti shodno pravilima i formulama koje je odobrio Savjet za privatizaciju. Investitori ce o rezultatu svoje pretkvalifikacije biti obaviješteni u pisanoj formi.

Dalje se pristupa traženju ponuda od investitora koji su prošli fazu pretkvalifikacije. Na osnovu pristiglih ponuda vrši se vrednovanje istih od strane ad hoc Komisije za vrednovanje, koja se sastoji od nadzornika i pet clanova, koji vrše vrednovanja i spremaju izvještaj za svako vrednovanje ponuda, a zatim daju preporuku za ustupanje ugovora.

Prije ustupanja i dodjele ugovora daje se saglasnost od strane:

Ø Vlade, ukoliko su u pitanju ministarstva, odjeljenja ili sekretarijati,

Ø odgovarajuce Skupštine opštine, ukoliko je u pitanju lokalna samouprava,

Ø maticnog ministarstva, za kompanije ili preduzeca u državnom vlasništvu.

Kad su u pitanju uslovi za dodjelu koncesije, ona se može odobriti da bi se omogucila:

Ø racionalna eksploatacija prirodnih resursa ili dobara u opštoj upotrebi,

Ø tehnicki i tehnološki napredak poslovne aktivnosti koja predstavlja predmet koncesije,

Ø tehnicko i tehnološko jedinstvo sistema u oblasti infrastrukture i dr.

Predmet koncesije može biti, izmedu ostalog, istraživanje i/ili eksploatacija, prirodnih resursa ili sirovina u cilju stvaranja radnih mjesta i ostvarenja prihoda investitoru/ operatoru, kao i Vladi ili lokalnoj samoupravi-zavisno od slucaja.

Preporuka za dodjelu koncesije podnosi se Vladi preko regulatornog tijela (novoosnovana Komisija za koncesije i BOT aranžmane), a sadrži: predmete koncesije, opseg koncesije, trajanje preporucene koncesije, osnovne uslove za korišcenje koncesije, namjenu sredstava nadoknade za eksploataciju predmetne koncesije, informacije o zainteresovanim ugovornim stranama i dr.

Na osnovu preporuke Vlada donosi odluku o dodjeli koncesije, a svojim propisom bliže ureduje nacin i uslove za dodjelu koncesije (Uredba o nacinu i uslovima za dodjelu koncesije za pice, poljoprivredu, industriju, komunalne potrebe i slicne namjene "Službeni list RCG" broj 32/03).

Svaki koncesionar izgradice , održavati i eksploatisati postrojenja i sprovoditi koncesionarske aktivnosti skladno:

Ø propisima koji regulišu racionalno i urbano planiranje,

Ø uslovima utvrdenim u ugovoru koncesije,

Ø stalnim propisima o zaštiti životne sredine,

Ø uredbi o koncesiji i

Ø domacem zakonodavstvu.



Pored apsolutnih i dopunskih prava, svakom koncesionaru se garantuju prava utvrdena ugovorom o koncesiji, uredbom o koncesiji i sporazumom o sufinansiran ju ukoliko je ono primijenjeno.

U cilju sprovodenja koncesijske aktivnosti, koncesionar je obavezan da osnuje preduzece u roku od 60 dana od dana sklapanja ugovora o koncesiji, sa sjedištem u Crnoj Gori, osim ako koncesionar vec ima preduzece koje je osnovano i registrovano za poslove slicne prirode.

Vremensko trajanje ugovora o koncesiji, odnosno B.O.T. ugovora , ne može biti duže od 30 godina, osim u posebnim slucajevima predvidenim u clanu 13. Zakona, s tim da pocetak perioda nece ukljucivati period namijenjen za izgradnju ili sanaciju, vec period zapocinje od dana kada pocinje poslovanje, što ce se, zavisno od slucaja, specificirati u ugovoru.

Daljom analizom predmetnog zakona utvrdena je obaveza Vlade da ustanovi regulatorno tijelo koje bi imalo ovlašten je da:

Ø izdaje licence za koncesije,

Ø odobri povlasticu za B.O.T. sporazume,

Ø vrši nadzor ucinaka privatnih kompanija i poštovanja ugovora,

Ø unaprijedi operativnu efikasnost investicija privatnih investitora,

sankcije privatnim investitorima ukoliko ne ispune propisane standarde kvaliteta.

Clanom 138. predmetnog Zakona predvideno je u projektima manje složenosti, koje je odobrilo nadležno tijelo, organ za regulativu ponudi konkurentne licence, koncesije ili konkurentne frašinze za B.O.T. putem otvorenog i nepristrasnog nadmetanja, a nakon oglašavanja pretkvalifikacije i ponuda, samo ukoliko vrijednost ukupne investicije za takve projekte ne prelazi 500 000 Eura, a trajanje nije duže od 10 godina. U ovakvim slucajevima, procedura bi bila nešto kraca i jednostavnija , buduci da ne bi postojala zakonska obaveza sprovodenja pretkvalifikacionog postupka.


Analizom predmetnog zakona uocava se sva složenost sprovodenja javnog nadmetanja , odnosno inkorporisanost mnoštva ucesnika u procesu dodjele koncesije ili B.O.T. ugovora, pocevši od osmišljavanja projekta, javnog poziva investitorima, sprovodenja konkursa do konacne realizacije . Samo puko utvrdenje svih ucesnika procesa, odnosno osnovnih radnji koje oni trebaju da preduzmu u cilju realizacije projekta, bez ulaženja u detalje same procedure, i potrebe poštovanja niza propisanih zahtjeva , naglašavaju prenormiranost koja u praksi vjerovatno rezultira nesnalaženjem i velikom administracijom.

Kao prilog gore navedenom mišljenju navodimo osnovne ucesn ike i osnovne radnje koje trebaju da preduzmu da bi došlo do realizacije jednog projekta koji bi se mogao primijeniti na gradnju male hidroelektrane:

Ø inicijator projekta - javna ustanova (ministarstva, sekretarijati i dr.) donosi osnovni dokument, daje preporuke povodom ponude i sklapanja ugovora,

Ø davalac odobrenja na projekat, odnosno model koji ce se primijeniti – Savjet za privatizaciju,

Ø jedinice za procjenu projekata (odgovara za projekat, priprema javni poziv),

Ø ad hoc Komisije za vrednovanje (pretkvalifikacijski postupak i vrednovanje ponuda),

Ø odobrenje za ustupanje ugovora - Vlada, odgovarajuca Skupština opštine, maticno ministarstvo,

Ø davanje licenci za koncesije odnosno povlastica za B.O.T. projekte - organ za regulativu (Komisija za koncesije i BOT aranžmana),

Ø donošenje odluke o koncesiji - Vlada RCG.



Kako gore opisani tok aktivnosti u procesu traženja investitora, predstavlja samo jedan segment ispunjavanja zakonskih obaveza u cjelokupnom procesu realizacije pojedinog projekta, ne treba posebno isticati potrebu pojednostavljenja postupka javnog nadmetanja i koncentrisanja moci odlucivanja u jednom novoosnovanom tijelu ili vec postojecem, bez suvišnih odobrenja, provjera, usaglašavanja i mnoštva kontrolnih mehanizama. Kada tome dodamo i jasno izraženu nadležnost ministarstva za vodoprivredu u procesu raspisivanja koncesije za korišcenje vode na osnovu clanova 4. i 5. Uredbe o nacinu i uslovima za dodjelu koncesije za pice, poljoprivredu, industriju, komunalne potrebe i slicne namjene ("Službeni list RCG", broj 32/03), javlja se problem koordinacije izmedu ministarstva nadležnog za poslove energetike i ministarstva nadležnog za vodenje tendera.

U smislu sugestije autora o potrebi osnivanja posebne organizacione jedinice u ministarstvu koji je nadležan za energetiku, smatramo da bi jedinica trebala biti ukljucena u raspisivanje i vodenje tendera za koncesiju za korišcenje voda i izgradnju malih hidroelektrana, ciji bi nosilac bilo ministarstvo nadležno za poslove vodoprivrede, zbog mogucnosti izvršavanja nadležnosti svojih zakonskih obaveza utvrdenih clanom 4. Zakona o energetici.

3.7. PROSTORNO UREÐENJE

Ovo se poglavlje bavi propisima i procedurama koje su dio normativnog sistema prostornog uredenja. Glavni propis kojima se reguliše sistem prostornog uredenja je Zakon o planiranju i uredenju prostora (''Službeni list RCG'', broj 28/05).

3.7.1. Zakon o planiranju i uredenju prostora

Zakon o planiranju i uredenju prostora (''Službeni list RCG'', broj 28/05) planiranjem prostora smatra utvrdivanje namjene korištenja prostora, donošenja planskih dokumenata, kao i pracenje njihovog ostvarivanja . Uredivanjem prostora smatra se privodenje prostora namjenama utvrdenim planskim dokumentima (clan 1.). Planskim dokumentom odreduje se odgovarajuca organizacija, korišcenje i namjena prostora, kao i mjere za uredenje, zaštitu i unapredenje prostora. Planski dokument ima karakter javnog dokumenta. Planski dokumenti moraju biti medusobno uskladeni, s tim da planovi užih teritorijalnih cjelina moraju biti, u pogledu namjene prostora i koncepcije njegovog uredenja , uskladeni s istima širih teritorijalnih cjelina. U slucajevima kada su neuskladeni planski dokumenti, primjenjivace se planski dokument šire teritorijalne jedinice. Planiranje i uredenje prostora mora biti uskladeno s posebnim propisima (podrucje zaštite životne sredine, vazduha , šuma, voda i dr., zaštite energetskih, rudarskih i industrijskih objekata, sprjecavanja i zaštite od nesreca itd). Javnost ima pravo da ucestvuje u postupku planiranja i uredenja prostora (priprema i donošenje planskog dokumenta, inicijativa, mišljenja i sl.).

Sadržaj zakona je sistematizovan u šest djelova:

I OPŠTE ODREDBE (clanovi 1.-3.) II PRACENJE STANJA U PROSTORU - MONITORING (clanovi 11.-16.) III PLANIRANJE PROSTORA (clanovi 17.-56.) IV UREÐENJE PROSTORA (clanovi 57.-76.) V INSPEKCIJSKI NADZOR (clanovi 71.-80. ) VI KAZNENE ODREDBE (clan 81.-82.) VII PRELAZNE I ZAVRŠNE ODREDBE (clanovi 83.-90.)

Skupština Republike Crne Gore donosi petogodišnji program planiranja i uredenja prostora, a skupština jedinice lokalne samouprave petogodišnji i jednogodišnji program. Vlada donosi jednogodišnji operativni program planiranja i uredenja prostora. Spomenuti programi sadrže procjenu potrebe izrade novih, odnosno izmjene postojecih planskih dokumenata , i mjere od znacaja za izradu i donošenje tih dokumenata. Programom se ureduje dinamika i uredenje



prostora, izvori finansiranja, rokovi uredenja i operativne mjere za realizaciju planskog dokumenta.

Planski dokumenti dijele se na : državne, planske i lokalne dokumente. Državni planski dokumenti su: prostorni plan Crne Gore , prostorni plan podrucja posebne namjene i studija lokacije. Obavezno je donošenje prostornog plana Crne Gore i prostornog plana podrucja posebne namjene. Lokalni planski dokumenti su: prostorni plan jedinice lokalne samouprave, generalni urbanisticki plan, detaljni urbanisticki plan, urbanisticki projekat i lokalna studija lokacije.

Zakon propisuje obavezni sadržaj navedenih planova kao i proceduru njihovog donošenja.

Izradi planskog dokumenta pristupa na osnovu odluke o izradi koju donosi Vlada, odnosno izvršni organ jedinice lokalne samouprave. Za donošenje državno planskih dokumenata nadležna je Skupština Republike, a za lokalno planskih dokumenata skupština jedince lokalne samouprave.

Urbanisticka parcela formira se na osnovu plana parcelacije ili smjernica koje se utvrduju u prostornom planu podrucja posebne namjene, detaljnom prostornom planu, studiji lokacije, detaljnom urbanistickom planu, urbanistickom projektu i lokalnoj studiji lokacije.

Svako izvodenje radova kojim se izazivaju promjene u prostoru , vrši se u skladu s planskim dokumentom, odnosno utvrdenom lokacijom. Lokacija je mjesto izgradnje objekta i uredenja prostora na kome se izvode radovi, kojima se prostor privodi namjeni predvidenoj planskim dokumentima.

Lokacija se odobrava rješenjem. Uz zahtjev za izdavanjem rješenja o lokaciji podnosi se: dokaz o pravu vlasništva odnosno drugom pravu na gradevinskom zemljištu, geodetska podloga i izvod iz katastarskog plana. Rješenje o lokaciji za izgradnju hidroelektrane i termoelektrane snage 10 MNJ i više , donosi nadležni organ državne uprave. Iz navedenoga bi proizilazilo da tijelo lokalne uprave izdaje rješenje o lokaciji za male hidroelektrane (do 10 MW).

Rješenje o lokaciji za izgradnju objekta prestaje da važi ukoliko se u roku od jedne godine od dana nje gove dostave ne zatraži gradevinska dozvola, a isto tako rješenje o rekonstrukciji, nadogradnji i dogradnji objekta.

Urbanisticko-tehnicki uslovi za izgradnju vodoprivrednih, energetskih, industrijskih i slicnih objekata obuhvataju: urbanisticko-tehnicke uslove za izgradnju javnih puteva, uslove zaštite životne sredine, kulturne baštine i ambijentalnih vrijednosti, kao i uslove za projektovanje objekata upisanih u registar spomenika kulture.

Bliže uslove za zaštitu životne sredine za projektovanje objekata i projektovanje izvodenja , investitor je obavezan da pribavi od ministarstva nadležnog za poslove zaštite životne sredine. Ti uslovi cine sistemni dio urbanisticko-tehnickih uslova. Na uradenu tehnicku dokumentaciju, u dijelu koji se odnosi na elaborat procjene uticaja zahvata na životnu sredinu, investitor je dužan da dobije saglasnost ministarstva nadležnog za poslove životne sredine.

Bliže uslove za projektovanje objekata za izgradnju, odnosno rekonstrukciju u naseljima i djelovima naselja koja su upisana u registar spomenika kulture investitor je obavezan da dobije od ministarstva nadležnog za poslove kulture. Navedeni uslovi su sastavn i dio urbanisticko-tehnickih uslova. Na uradenu tehnicku dokumentaciju investitor je obavezan da dobije saglasnost od ministarstva nadležnog za poslove kulture.

Nadležni organ državne uprave, odnosno nadležni organ lokalne uprave, nakon izvršenog pregleda tehnicke dokumentacije za izgradnju, odnosno rekonstrukciju objekata ili izvodenje drugih radova, daje urbanisticku saglasnost, kada je tehnicka dokumentacija izradena u skladu s uslovima iz odobrene lokacije. Urbanisticka saglasnost se daje rješenjem, a njen sastavni dio je i ovjera svakog posebnog dijela tehnicke dokumentacije, kao i svakog lista tehnicke dokumentacije u dijelu arhitekture.

Rješenje o lokaciji koje izdaje organ lokalne uprave dostavlja se nadležnom organu državne uprave, a rješenje koje donosi organ državne uprave organu lokalne uprave.



Planski dokumenti utvrdeni ovim zakonom, koji nijesu donijeti do stupanja na snagu ovoga zakona, moraju se izraditi u roku od tri godine od dana stupanja na snagu Zakona, tj. do maja 2008. godine


Iako nije navedeno, rješenje o lokaciji za izgradnju male hidroelektrane (do 10 MW) izdaje tijelo lokalne uprave nadležno za poslove uredenja prostora. Prema Zakonu, investitor je obavezan da ima sljedece akte:

1. Rješenje o lokaciji od tijela lokalne uprave koje sadrži i urbanisticko-tehnicke uslove,

2. Bliže uslove za zaštitu životne sredine za projektovanje objekta i za projektovanje drugih radova od ministarstva nadležnog za poslove zaštite životne sredine, kao i bliže uslove za projektovanje objekata za izgradnju, odnosno rekonstrukciju, u naseljima i djelovima naselja koja su upisana u registar spomenika kulture od ministarstva nadležnog za poslove kulture; ti uslovi su dio urbanisticko tehnickih uslova,

3. Urbanisticku saglasnost kojom nadležni organ državne uprave, odnosno nadležni organ lokalne uprave, nakon pregleda tehnicke dokumentacije utvrduje da je tehnicka dokumentacija izradena u skladu s uslovima iz odobrene lokacije.

3.8. ZAŠTITA PRIRODE I OKOLINE

U ovom poglavlju se analiziraju odredbe Zakona o životnoj sredini.

3.8.1. Zakon o životnoj sredini

Zakon o životnoj sredini (''Službeni list RCG'', broj 12/96 i 55/00) je osn ovni propis koji cini okosnicu tzv. prava okoline .

Sadržaj Zakona je sistematizovan u devet d jelova:

I OSNOVNE ODREDBE (clanovi 1.-8.) II MJERE ZAŠTITE ŽIVOTNE SREDINE (clanovi 9.- 24.) III INFORMACIONI SISTEMI (clanovi 25.-26.) IV INFORMISANJE I JAVNOST PODATAKA (clanovi 27.-28.) V ODGOVORNOST ZA ZAGAÐIVANJE ŽIVOTNE SREDINE (clanovi 29.-41.) VI NEVLADINE EKOLOŠKE ORGANIZACIJE (clan 42.) VII NADZOR (clanovi 43.-45.) VII KAZNENE ODREDBE (clanci 46.-47.) IX PRELAZNE I ZAVRŠNE ODREDBE (clanovi 48.-52.)

Prema Zakonu, životna sredina je prirodno okruženje: vazduh , zemljište, voda i more, biljni i životinjski svijet, pojave i djelovanja: klima, jon izirajuca zracenja, buka i vibracije; kao i okruženje koje je stvorio covjek: gradovi i naselja, kulturno istorijska baština, infrastrukturni, industrijski i drugi objekti.

Ovim zakonom Crna Gora uskladuje svoj vlasnicki i društveni razvoj s nacelima zaštite životne sredine. Republika Crna Gora osniva znak ''EKOLOŠKA DRŽAVA CG'' kojim se izražava njen identitet kao ekološke zemlje. Prirodna bogatstva se koriste u skladu sa nacelima zaštite životne sredine, zakonom, ekološkom i razvojnom politikom, pod uslovom da se ne ugrožava životna sredina drugih zemalja.

Zaštita životne sredine zasniva se na sljedecim nacelima: ocuvanja prirodnih vrijednosti, biološke raznolikosti, smanjenja rizika, procjene uticaja na životnu sredinu, alternativnih rješenja, supstitucije hemikalija, ponovne upotrebe i reciklaže, odgovornosti zagadivaca za zagadivanje i placanje štete, placanja za korišcenje prirodnih bogatstava, obaveznog osiguranja, javnosti podataka o stanju životne sredine i obavještavanja (clan 7.).



Zagadivanje životne sredine je unošenje zagadujucih materijala, buke i energije u životnu sredinu, izazvano ljudskom djelatnošcu ili prirodnim procesom, koje ima za posljedicu promjenu fizickih, hemijskih i bioloških svojstava životne sredine. Zagadivac je domaca ili strana pravna ili fizicka osoba, koja svojom aktivnošcu ispušta u životnu sredinu (vodu, vazduh, zemljište) zagadujuce stvari, buku i energiju u koncentracijama ili kolicinama koje ugrožavaju prirodnu ravnotežu izmedu živog i neživog svijeta i procesa u prirodi. Zahvati su svi radovi ili aktivnosti koji mogu dovesti do privremene ili trajne degradacije životne sredine, a koji se odnose na korišcenje prostora, izgradnju ili rekonstrukciju objekata, uvodenje i promjenu tehnologija, eksploataciju prirodnih bogatstava i izvodenje drugih radova. Zakon dosta opširno definiše i osta le osnovne pojmove koji cine sistem prava zaštite okoline (clan 8.).

Zakon propisuje zabrane, odnosno ogranicava aktivnosti kojima se ugrožava životna sredina (clanovi 9. i 10.).

Dokumenti o zaštiti okoline predvideni Zakonom su:

Ø Ekološki program (program zaštite životne sredine RCG) koji donosi Vlada RCG (clan 11.)

Ø Programi zaštite životne sredine koje donose jedince lokalne samouprave u skladu sa Ekološkom programu (clan 12.)

Ø Programi zaštite životne sredine koje donose pravne i fizicke osobe koje obavljaju djelatnosti za koje je obavezna izrada procjene (clan 14.).

Zakonom su utvrdena zašticena prirodna dobra: rezervat prirode, nacionalni park, zašticene biljne i životinjske vrste, spomenik prirode, park prirode i podrucje posebnih prirodnih odlika. Kriterijumi za njihovu kategorizaciju, njihovi registri i druga pitanja odreduju se posebnim propisom (clan 15.).

U sprovodenju zaštite životne sredine važnu ulogu imaju standardi i normativi kakvoce životne sredine koje donosi Vlada CG, a dijele se na:

Ø Standarde kakvoce životne sredine,

Ø Standarde emisije,

Ø Standarde procesa proizvodnje (clan 16.).

Drugi važan instrument u sprovodenju zaštite je procjena uticaja na životnu sredinu, koju su obavezni da izrade investitori (domace ili strane pravne i fizicke osobe), za sve zahvate koji se planiraju i realizuju, a koji mogu dovesti do zagadenja životne sredine, odnosno predstavljaju rizik po životnu sredinu (clan 17.).

Prije izvršenja opisanih zahvata , investitor sprovodi postupak prethodne procjene uticaja na životnu sredinu . Procjenom se identifikuju, opisuju i predvidaju jednaki i nejednaki uticaji na životnu sredinu i to posebno i pojedinacno na ljude, floru i faunu; zemljište, vodu i more, vazduh , klimu i pejzaž; njihovo medusobno djelovanje, materijalna dobra i istorijsko-kulturno nasljede, kao i ekonomsko i socijalno okruženje. Troškove izrade procjene snosi investitor.

Saglasnost na procjenu daje ministarstvo nadležno za poslove zaštite životne sredine, i bez pribavljene saglasnosti ne može se dobiti odobrenje za realizaciju zahvata.

Vlada propisuje vrste zahvata za koje je potrebna izrada procjene, sadržaj i metoda izrade, izbor lokacije, nacin ocjene i verifikacije, ucestvovanje javnosti i druga pitanja koja su znacajna za izradu procjene uticaja na životnu sredinu (Uredba o procjeni uticaja na životnu sredinu ''Službeni list RCG'', broj 14/97). Njome je propisano da je procjenu uticaja na životnu sredinu dužan da izradi investitor za hidroelektrane i pripadajuce objekte i postrojenja. U Uredbi se dalje navodi da je elaborat procjene sastavn i dio tehnicke dokumentacije.

Kod izrade i donošenja prostornih i urbanistickih planova mora se procijeniti kapacitet životne sredine, sagledati njena osjetljivost na odredenom prostoru, odnos prema ambijentalnim vrijednostima, prirodnim bogatstvima, kulturnoj baštini, obnovljivim i neobnovljivim prirodnim



izvorima i ukupnosti medusobnih uticaja planiranih i postojecih zahvata. Planovi se donose poslije dobijenog mišljenja ministarstva nadležnog za zaštitu životne sredine (clan 20.).

Republika Crna Gora osigurava kontinuirano pracenje stanja životne sredine putem sljedecih parametara:

Ø Stepen zagadenosti vazduha ,vode, mora, zemljišta, flore i faune,

Ø klimatske promjene,

Ø jonizirajuce i nejonizirajuce zracenje,

Ø buka i vibracije,

kao i preuzete obaveze iz medunarodnih ugovora i konvencija. Na osnovu zakonskog ovlaštenja, Vlada donosi program mon itoringa životne sredine (clan 21.).

Pravne i fizicke osobe koje obavljaju djelatnost za koju je propisana izrada procjene , dužne su same ili preko ovlaštenih institucija, da prate svoje emisije, da ucestvuju u troškovima mjerenja emisija i da prate druge uticaje svoje djelatnosti na životnu sredinu. Ministarstvo propisuje vrstu emisija koje su predmet pracenja stanja životne sredine, uzimanje uzoraka, nacin evidentiranja, rok za dostavu podataka i druge uslove koje mora ispunjavati ustanova ovlaštena za pracenje zagadenja životne sredine (clan 22.).

Zakonom se osniva katastar zagadenja životne sredine Republike C rne Gore, ciji sadržaj, nacin izrade i vodenja propisuje ministarstvo nadležno za poslove zaštite životne sredine, koje i vodi katastar zagadivanja (clan 23.).

Zakon predvida da se posebnim propisima utvrde uslovi za olakšice, oslobodenja od placanja poreza, kao i stimulacije za subjekte koji doprinose smanjenju negativnih uticaja na životnu sredinu (clan 24.).

Posebnim propisima utvrdice se olakšice i oslobadanje placanja od poreza i drugih javnih prihoda za korišcenje tehnologija, proizvodnju i promet proizvoda, ciji je uticaj na životnu sredinu povoljniji od uticaja drugih srodnih tehnologija, proizvodnje i proizvoda, korišcenje obnovljivih izvora ene rgije (sunce, vjetar, morski talasi, bioplin i dr.), kao i opremu i uredaje koji se koriste za zaštitu pracenja stanja životne sredine. Napominjemo da se u okviru obnovljivih izvora izr icito ne spominje voda.

Na osnovu zakonskog ovlaštenja , ministarstvo uspostavlja i vodi obavještajni sistem životne sredine (clan 25.). Tijela, organizacije i druge pravne osobe koje prate i proucavaju životnu sredinu dužne su ministarstvu dostaviti podatke i informacije neophodne za djelovanje obavještajnog sistema. Zagadivaci koji kontinuirano imaju emisiju zagadujucih materija, dužni su da uspostave sopstveni sistem za automatsko pracenje i obradu podataka , koji mora biti povezan s republickim obavještajnim sistemom. Listu takvih zagadivaca vodi Vlada.

Republika je dužna da obavještava gradane o stanju životne sredine, kao i o zagadenjima koji mogu predstavljati opasnost po život i zdravlje ljudi. Svi podaci o stanju i kvalitetu životne sredine dostupni su javnosti.

Pravna ili fizicka osoba koja prouzrokuje zagadenje životne sredine, dužna je odmah da preuzme mjere za uklanjanje opasnosti i daljih šteta, da obavijesti nadležnu inspekciju, kao i da sanira i snosi sve štete nastale zagadivanjem, kao i troškove vezane za preduzimanje mjera za uklanjanje opasnosti (clan 29.). Takode, osobe koje svojom djelatnošcu mogu ugroziti životnu sredinu , dužne su da se kod trece osobe osiguraju od odgovornosti za štetu. U slucaju prekoracenja propisanog nivoa, emisija i drugih uticaja, odgovorna osoba mora da izradi i realizuje sanacijski program u roku koji odredi nadležno ministarstvo, koje i daje saglasnost na sanacijski program. Zakon propisuje solidarnu odgovornost za više pocinilaca zagadenja , u slucaju da se ne može utvrditi njihov udio u zagadenju. Zaštita životne sredine finansira se iz proracuna, eko-nadoknada, naplacenih kazni na osnovu ovog zakona, posebnih izvora koje propisuje lokalna samouprava uz saglasnost V lade CG i drugih izvora. (clan 35.).



Eko nadoknade su:

Ø nadoknade za investicije i

Ø nadoknade zbog zagadenja životne sredine po nacelu ''zagadivac placa''.

Nadoknadu za investicije placa investitor na investicione radove , i to 2% na vrijednost investicija koje nijesu u neposrednoj funkciji zaštite životnih dobara , i 1% na vrijednost investicija za koje je propisana izrada procjene. 10% navedenih sredstava investitor mora platiti u trenutku izdavanja saglasnosti na procjenu, a ostalo sukcesivno prema obracunskim situacijama. Uplata navedenih sredstava uslov je za izdavanje upotrebne dozvole (clan 37.).

Nadoknade zbog zagadenja životne sredine po nacelu ''zagadivac placa'', placaju pravne i fizicke osobe za ispuštanje zagadujucih stvari u vazduh, korišcenje fosilnih goriva, korišcenje supstanci koje uništavaju ozonski omotac, korišcenje ulja za podmazivane, stvaranje i odlaganje opasnog otpada, kao i korišcenje motornih vozila, aviona i plovnih objekata. Navedene nadoknade, nacin obracuna i placanja utvrduje Vlada CG.

Zakon definiše status nevladinih ekoloških organizacija (clan 42.).

Upravni nadzor nad primjenom zakona obavlja ministarstvo nadležno za zaštitu životne sredine, dok inspekcijski nadzor obavlja ekološka inspekcija.

U kaznenim odredbama propisani su prekršaji i novcane kazne za njihove pocinitelje.

U tekstu koji slijedi navode se podzakonski akti koji se donose na osnovu Zakona, kao i njihovi donosioci:

Ø propis Vlade RCG o ekološkom znaku i njegovoj primjeni (clan 2. stavka 2.),

Ø kriterijumi za izbor lokacije i nacin odlaganja opasnih stvari koje utvrduje ministarstvo nadležno za zaštitu životne sredine (clan 10. tacka 2.),

Ø kriterijumi za kategorizaciju prirodnih dobara utvrduju se posebnim propisom (clan 15. stavka 2.),

Ø Vlada RCG donosi standarde kvaliteta , životne sredine i procesa proizvodnje (clan 16. stavka 5.),

Ø Vlada RCG donosi propis kojim se ureduje vrsta zahvata za koje je obavezna izrada procjene, njen sadržaj, metoda izrade i dr. (clan 18.):

o Uredba o procjeni uticaja zahvata na životnu sredini (''Službeni list RCG'', broj 14/97),

o Uputstva o sadržaju elaborata procjene uticaja zahvata na životnu sredinu (''Službeni lis RCG'', broj 21/97)

Ø Vlada RCG donosi program monitoringa (clan 21. stavka 2.),

Ø Ministarstvo nadležno za zaštitu životne sredine utvrduje vrstu emisija koje su predmet pracenja stanja životne sredine, metodologiju mjerenja, nacin evidentiranja i rok dostave podataka , kao i uslove koje mora ispunjavati institucija ovlaštena za pracenje zagadenja životne sredine (clan 22. stavka 2.),

Ø katastar zagadivanja koji vodi ministarstvo nadležno za zaštitu životne sredine (clan 23. stavka 2.),

Ø stimulativne mjere utvrduju se posebnim propisima,

Ø metodologiju, sadržaj i obavezu dostavljanja podataka, kao i nacin upravljanja podacima kontroliše ministarstvo nadležno za zaštitu životne sredine (clan 25. stavka 3.),

Ø Vlada RCG donosi listu zagadivaca (clan 26. stavka 3.)

Ø Vlada RCG utvrduje visinu, nacin obracuna i placanja nadoknada zbog zagadivanja (clan 39.).




Prema saznanjima autora, analizirani Zakon u primjeni ne predstavlja poteškoce investitorima, s tim da u realizaciji projekata malih hidroelektrana investitor treba da vodi racuna o sljedecim dokumentima i procedurama proizašlim iz Zakona:

Ø programima zaštite životne sredine koji donose pravne i fizicke osobe koje obavljaju djelatnosti za koje je obavezna izrada procjene (clan 14.);

Ø procjeni uticaja na životnu sredinu koju su obavezni da izrade investitori (domace ili strane pravne i fizicke osobe), za sve zahvate koji se planiraju i realizu ju, a koji mogu dovesti do zagadenja životne sredine, odnosno koji predstavljaju rizik po životnu sredinu;

Ø saglasnosti na procjenu koju daje ministarstvo nadležno za poslove zaštite životne sredine , s tim da bez pribavljene saglasnosti ne može dobiti odobrenje za realizaciju zahvata:

Ø vrstama zahvata koje propisuje Vlada RCG, za koje je potrebno izraditi procjene, sadržaj i metodu izrade, izbor lokacije, nacin ocjene i verifikacije, ucestvovanje javnosti i druga pitanja koja su znacajna za izradu procjene uticaja na životnu sredinu. Detaljan opis sadržaja elaborata procjene nalazi se u odredbama Uputstva o sadržaju elaborata pratiti svoje emisije, ucestvovati u troškovima mjerenja emisija i pratiti druge uticaje svoje djelatnosti na životnu sredinu ocjene uticaja zahvata na životnu sredinu (''Službeni list RCG'', broj 21/97);

Ø pracenju svojih emisija, ucestvovanju u troškovima mjerenja emisija i pracenju drugih uticaja svoje djelatnosti na životnu sredinu; Ministarstvo propisuje vrstu emisija koje su predmet pracenja stanja životne sredine, uzimanje uzoraka, nacin evidentiranja, rok za dostavu podataka i druge uslove koje mora ispunjavati ustanova ovlaštena za pracenje zagadenja životne sredine;

Ø posebnim propisima, utvrdenim olakšicama, oslobodenjima od placanja poreza, kao i stimulacijama za subjekte koji doprinose smanjenju negativnih uticaja na životnu sredinu;

Ø odgovornosti za štetu ,

Ø placanju eko nadoknada; nadoknada za investicije koju placa investitor, i nadoknada za zagadivanje životne sredine ciju visinu utvrduje Vlada RCG, a placa zagadivac.



3.9. GRAÐENJE

U ovome poglavlju se analizira Zakon o izgradnji objekata i podzakonski akt potreban za njegovu primjenu.

3.9.1. Zakon o izgradnji objekata

Zakon o izgradnji objekata (''Službeni list RCG'', broj 55/00) ureduje izgradnju i rekonstrukciju objekata, kao i rušenje objekata zbog dotrajalosti ili vecih oštecenja (clan 1. stavka 1.). Odredbe ovog zakona primjenjuju se i na rudarske, telekomunikacione i elektroenergetske objekte, ako posebnim zakonom nije drugacije propisano (clan 1. stavka 1. i 3.).

Sadržaj Zakona sistematizovan je u 15 djelova:

I OPŠTE ODREDBE (clanovi 1. do 3.) II OPŠTI USLOVI KOJE MORAJU ISPUNJAVATI OBJEKTI (clanovi 3. do 11.) III PRETHODNA PROUCAVANJA (clanovi 12.do 14.) IV TEHNICKA GRADNJA (clanovi 15. do 31.) V GRAÐEVINSKA DOZVOLA (clanovi 32. do 39.) VI GRAÐENJE (clanovi 40. do 45.) VII USTUPANJE RADOVA (clan 46.) VIII OVLAŠTENJE ZA PROJEKTOVANJE I RUKOVOÐENJE GRAÐENJEM (clan 47.) IX UPOTREBNA DOZVOLA (clanovi 48. do 54.) X RUŠENJE OBJEKTA ZBOG DOTRAJALOSTI ILI VECIH OŠTECENJA (clanovi 55. do 57.) XI INŽENJERSKA KOMORA (clanovi 58. do 60.) XII OVLAŠTENJE ZA DONOŠENJE PODZAKONSKIH AKATA (clan 61.) XIII NADZOR (clan 62.) XIV KAZNENE ODREDBE (clanovi 63. do 69.) XV PRELAZNE I ZAVRŠNE ODREDBE (clanovi 70. do 77.)

Uporedo sa Zakonom, primjenjuju se i drugi posebni zakoni, propisi, standardi, tehnicke norme i pravila struke.

Zakonom su definisani osnovni pojmovi za lakše razumijevanje teksta Zakona.

Objekat je prostorna, funkcionalna, konstruktivna, arhitektonska, estetska ili biotehnicka cjelina , sa svim instalacijama, postrojenjima i opremom, odnosno same instalacije, postrojenja i oprema koja se ugraduje u objekat ili samostalno izvodi (zgrade svih vrsta, vodoprivredni i energetski objekti, unutrašnja i spoljašnja mreža i instalacije, objekti komunalne infrastrukture, industrijski, poljoprivredni i drugi privredni objekti, javne zelene površine, objekti sporta i rekreacije, groblja, skloništa i dr.).

Izgradnja objekta je skup radnji koji obuhvata prethodna proucavanja, izradu tehnicke dokumentacije, kontrolu tehnicke dokumentacije, strucni nadzor u toku gradenja objekta, prethodne radove za gradenje i samo gradenje objekta.

Investitor je osoba za cije se potrebe gradi objekat, odnosno osoba koja finansira izgradnju objekta.

Razlikuje se pet tipova projekata:

Ø generalni projekat ili idejno rješenje , kojim se utvrduje generalna koncepcija, tehnicko -tehnološka i ekonomska svojstva i opravdanost za izgradnju objekta,

Ø idejni projekat, kojim se utvrduju položaj, kapacitet, arhitektonske, tehn icke, tehnološke i funkcionalne karakteristike objekta, organizacioni elementi objekta, elementi održavanja objekta, orijentaciona vrijednost objekta i opravdanost za izgradnju objekta,



Ø glavni projekat je projekat kojim se utvrduju arhitektonsko-gradevinske, tehnicke, tehnološke i eksploatacione karakteristike objekta s opremom i instalacijama, tehnicko-tehnološka organizaciona rješenja za izgradnju objekta, vrijednost objekta i uslovi njegovog održavanja,

Ø izvodacki projekat sadrži razradu svih detalja neophodnih za gradenje objekta prema glavnom projektu,

Ø projekat izvedenog objekta prikazuje stanje objekta za potrebe eksploatacije i održavanja objekta.

Uz navedene, Zakon dosta opširno definiše i ostale osnovne pojmove.

Zakon propisuje da objekat mora da bude stabilan, kako u cjelini tako i u svakom njegovom dijelu i elementu, i da se gradenjem i korišcenjem ne smije ugroziti stabilnost susjednih objekata, tlo na susjednim zemljištima, prometne površine, vodotoci, instalacije, životna sredina i sl. (clan 3.).

Pri izgradnji i projektovanju objekata treba voditi racuna o zaštiti od potresa, elementarnih i drugih nepogoda, požara i eksplozija, kao i korozije i slicnih djelovanja (clanovi 4. do 8.). Projektovanje, gradenje i korišcenje objekata mora biti u skladu sa propisima kojima se štite javni interesi, odnosno propisima iz podrucja planiranja i uredenja prostora, prometa i telekomunikacija, energetike, zaštite voda, zaštite zdravlja, zaštite na radu, zaštite spomenika kulture, zaštite prirode, zaštite šuma, poljoprivrednog zemljišta i drugo. Gradilište , odnosno objekat na kojem se izvode radovi, ili objekat izgraden bez gradevinske dozvole ne može se prikljuciti na tehnicku (elektroenergetsku, vodovodnu ili kanalizacionu) infrastrukturu (clan 9.).

Objekat mora da ispunjava zahtjeve tehnike stabilnosti, zaštite od požara i eksplozija, higijenske i zdravstvene zaštite, ocuvanja okoline, sigurne upotrebe, zaštite od buke i uštede energije (clan 10. stavka 1.). Tehnicki propisi doneseni za pojedine vrste objekata, odreduju tehnicka svojstva gradevinskih proizvoda kako bi objekti mogli ispuniti uslove Zakona (clan 10. stavka 2.).

Prethodna proucavanja uredena su clanom 12. do 14. Zakona. Za one objekte za koje dozvolu za izgradnju daje nadležno ministarstvo i za objekte primarne i komunalne infrastrukture u naseljenim mjestima, prije pocetka izrade tehnicke dokumentacije, obavljaju se prethodna proucavanja, na osnovu cijih rezultata se izraduje tehnicka dokumentacija za izgradnju objekta. Takva obaveza nije izricito navedena za objekte za koje gradevinsku dozvolu izdaje prijestonica, glavni grad i jedinice lokalne samouprave (hidroelektrane do 10 MW).

Na osnovu rezultata prethodnih proucavanja, izraduje se prethodna studija opravdanosti. Prethodna studija opravdanosti sadrži i generalni projekat ili idejno rješenje.

Studija opravdanosti sadrži idejni projekat i izraduje se za izgradnju objekta za koji dozvolu za izgradnju daje nadležno ministarstvo, kao i objekata primarne i komunalne infrastrukture u naseljenim mjestima, objekata za koje je propisana izrada procjene zahvata na životnu sredinu, objekata koji se nalaze u zašticenoj okolini nepokretnog kulturnog dobra velikog znacaja i za objekte koji ce se raditi u etapama.

Prethodna proucavanja za izgradnju objekta, izradu prethodne studije opravdanosti, studije opravdanosti i tehnicke dokumentacije, može obavljati preduzece upisano u registar, koje ispunjava uslove strucne osposobljenosti i druge uslove utvrdene za preduzece koje izraduje tehnicku dokumentaciju, odnosno obavlja poslove gradenja takve vrste objekata.

Clanovima 15. do 31. uredena je izrada tehnicke dokumentacije, uz napomenu da je na osnovu clana 61. stavke 1. tacke 1. Zakona, Ministarstvo zaštite životne sredine i uredenja prostora donijelo Pravilnik o nacinu izrade i sadržaju tehnicke dokumentacije (''Službeni list RCG'', broj 22/02).

Tehnicka dokumentacija (clan 15.) izraduje se na osnovu urbanisticko-tehnickih uslova, rješenja o lokaciji i projektnog zadatka, kao generalni projekat ili idejno rješenje, idejni projekat, glavni projekat, izvodacki projekat i projekat izvedenog objekta.



Generalni projekat ili idejno rješenje i idejni projekat izraduju se za potrebe utvrdivanja koncepcije, izvodljivosti i procjene troškova izgradnje objekata.

Glavni projekat izraduje se za potrebe izgradnje objekta i pribavljanja gradevinske dozvole .

Izvodacki projekat izraduje se za potrebe gradenja, a predstavlja glavni projekat dopunjen detaljima za izvodenje.

Projekat izvedenog objekta izraduje se za potrebe korištenja i održavanja objekta.

Zakon propisuje obavezni sadržaj tehnicke dokumentacije, generalnog projekta, idejnog projekta, glavnog projekta, izvodackog projekta i projekta izvedenog objekta (clanovi 16. do 21.) kao i uslove koje mora ispunjavati preduzece ovlašteno za izradu tehnicke dokumentacije (clan 22.).

Tehnicku dokumentaciju, kao i njene sastavne djelove tj. projekte, potpisuju osobe koje su kao vodeci (rukovodi izradom tehnicke dokumentacije u cjelini) i odgovorni projektanti (rukovodi izradom pojedinih dijelova) rukovodili njihovom izradom. Zakon propisuje uslove koje moraju ispuniti fizicke osobe za obavljanje poslova vodeceg, odnosno odgovornog projektanta, zavisno od toga da li gradevinsku dozvolu izdaje nadležno ministarstvo ili jedinica lokalne samouprave (clan 25.).

Strucna kontrola nad genera lnim i idejnim projektom obuhvata i kontrolu nad prethodnom studijom opravdanosti i studijom opravdanosti. Kontrolu ne može vršiti osoba koja je izradila dokumentaciju, kao ni investitor. Revizijska komisija dostavlja investitoru izvještaj s prijedlogom mjera. Troškove strucne kontrole snosi investitor (clan 26.).

Glavni projekat podliježe tehnickoj kontroli. U slucaju da nakon tehnicke kontrole, a prije zahtjeva za izdavanjem gradevinske dozvole, dode do promjene tehnickih propisa, standarda i normi kvaliteta, glavni se projekat mora uskladiti s tim izmjenama i ponovo podvrci tehnickoj kontroli. Troškove tehnickog nadzora glavnog projekta snosi investitor (clan 27.). O izvršenoj kontroli sastavlja se izvještaj, a ispravnost glavnog projekta potvrduje se na svakom projektu i dostavlja nadležnom tijelu (clan 31.).

Tehnicku kontrolu izvodackog objekta obavlja investitor. Njome se utvrduje da li je izvodacki objekat uskladen s glavnim proje ktom na osnovu kojeg je dobijena gradevinska dozvola (clan 31.).

Investitor prije podnošenja zahtjeva za dobijanje gradevinske dozvole mora:

Ø izraditi studiju opravdanosti,

Ø izraditi generalni projekat ili idejno rješenje koje podliježe strucnoj kontroli koja obuhvata i studije opravdanosti,

Ø izraditi idejni projekat koji podliježe strucnoj kontroli,

Ø izraditi glavni projekat koji podliježe tehnickoj kontroli.

Po dobijanju gradevinske dozvole, investitor izraduje izvodacki projekat i projekat izvedenog objekta.

Odredbama o gradevinskoj dozvoli (clanovi 32. do 39.) ureduje se:

Ø nadležnost za izdavanje dozvole:

1. Ministarstvo nadležno za gradevinarstvo koje izdaje gradevinsku dozvolu za objekte od znacaja za RCG, izmedu ostaloga i za hidroelektrane snage 10 MW i više, dalekovode i trafostanice napona 110 kV i rasklopna postrojenja od 110 kV i više, meduregionalne i regionalne objekte vodosnabdijevanja i dr; Pretpostavljamo da ministarstvo nadležno za gradevinarstvo izdaje dozvolu za hidroelektrane vece od 10 MW

2. Prijestonica, glavni grad i jedinice lokalne samouprave za ostale objekte; pretpostavljamo da su nadležni za izdavanje gradevinske dozvole za male hidroelektrane (do 10 MW).



Ø pripremni i prethodni radovi veceg opsega koji traju duže vrijeme , izvode se na osnovu posebne gradevinske dozvole za koju je potrebno pribaviti:

1. idejni projekat,

2. pravomocno rješenje o lokaciji,

3. situaciju objekta prikazanu na katastarskom planu,

4. podatke o dinamici i roku izgradnje objekta,

5. nacelnu saglasnost za gradenje, od tijela nadležnog za izdavanje gradevinske dozvole.

Ø gradevinska dozvola koja se izdaje rješenjem na osnovu sljedece dokumentacije:

1. pravomocnog rješenja o lokaciji,

2. glavnog projekta za koji je data urbanisticka saglasnost,

3. izvještaja komisije za tehnicki nadzor da je glavni projekat uskladen sa zakonom i tehnickim i drugim propisima,

4. dokaza o pravu vlasništva , tj. drugom pravu na gradevinskom zemljištu radi izgradnje,

5. dokaza o uredivanju medusobnih odnosa s nadležnim tijelom, u pogledu placanja nadoknade na uredenje gradevinskog zemljišta,

6. saglasnosti, mišljenja i drugih dokaza utvrdenih posebnim propisima.

Dokumente iz tacke 1, 2. i 3. pribavlja nadležno tijelo po službenoj dužnosti, a ostale dostavlja sam investitor uz zahtjev za izdavanje gradevinske dozvole. Rok za izdavanje je 15 dana od dana dostave zahtjeva s navedenom dokumentacijom. Rok važenja dozvole nije kraci od 6 mjeseci ni duži od 1 godine.

Ø rok za završetak radova,

Ø izdavanje dopunske gradevinske dozvole ,

Ø cuvanje tehnicke dokumentacije.

Zakon precizno navodi ko su ucesnici u gradnji, i utvrduje njihova prava i obaveze: investitor, projektant, revizijska komisija za strucnu kontrolu generalnog projekta i idejnog projekta, vršilac tehnicke kontrole glavnog projekta, izvodac radova, rukovodilac gradenja i nadzorni inženjer.

Investitor je kljucni ucesnik u gradnji, jer se u njegovo ime gradi gradevina, i nosilac je ovlaštenja za gradnju na nekretnini. Odnos investitora i ostalih ucesnika utvrden je ugovorima, ali i gradevinskim propisima kojima se štiti i osigurava javni interes u gradnji. Investitor je dužan projektiranje, gradnju i strucni nadzor gradnje povjeriti strucnim osobama , koje su registrovane i ovlaštene za obavljanje tih djelatnosti. Investitor podnosi zahtjev za gradevinsku i upotrebnu dozvolu i odgovara za urednu gradnju, održavanje i korišcenje objekta. Investitor, prije pocetka gradenja, osigurava obilježavanje urbanisticke parcele, regulacionih, nivelacionih i gradevinskih linija, u skladu sa propisima o geodetskim radovima (clan 42.).

Projektant je drugi ucesnik u gradnji, cija je uloga detaljno regulisana odredbama clanova 1. do 25. Zakona (vodeci i odgovorni projektant). To je osoba ovlaštena za projektovanje, koja je odgovorna za pravilnost i uskladenost projekta s propisima i pravilima struke.

Izvodac radova je pravna osoba reg istrovana, ovlaštena, strucno i tehnicko-tehnološki osposobljena za obavljanje radova. Izvodac radova odreduje osobu koja upravlja gradenjem (clan 41.), izvodi radove prema tehnickoj dokumentaciji na osnovu koje je izdata gradevinska dozvola, organizuje gradilište, osigurava sigurnost objekta, osigurava dokaz o kvalitetu izvršenih radova, vodi gradevinski dnevnik, gradevinsku knjigu i knjigu inspekcije, osigurava mjerenja i geodetska posmatranja ponašanja tla, osigurava objekte i okolinu u slucaju prekida radova. Izvodac radova, odnosno investitor, dužan je da obavijesti nadležno tijelo jedinice lokalne samouprave na cijem se podrucju radi objekat, o pocetku radova , najmanje 8 dana prije pocetka izvodenja radova . Za objekte od znacaja za Crnu Goru , izvodac mora obavijestiti



ministarstvo nadležno za gradevinarstvo. Nadležno tijelo ce u roku od 3 dana od dobijanja obavještenja izvršiti kontrolu usaglašenosti s glavnim projektom, i o tome izdati potvrdu. Ako izvodac primijeti nedostatke u projektnoj dokumentaciji mora odmah upozoriti investitora i preduzece koje je izradilo dokumentaciju, pa ako oni ne otklone nedostatke na koje su bili upozoreni, obavijestiti o njima tijelo koje je izdalo gradevinsku dozvolu kao i nadležnu inspekciju (clan 43.).

Investitor u toku projektovanja i gradenja objekta obavlja strucnu kontrolu, sam ili putem strucne ustanove (clan 44.).

Izrada tehnicke dokumentacije i gradenje objekta ustupaju se putem javnog nadmetanja, prikupljanjem ponuda ili neposrednom nagodbom (clan 46.). Uslove, nacin i postupak ustupanja izrade tehnicke dokumentacije, propisu je nadležno ministarstvo (clan 46.).

Dobijanje upotrebne dozvole regulisano je clanovima 48. do 54. Zakona, u sljedecim etapama:

Ø Tehnicki pregled koji se vrši na zahtjev investitora po završetku radova, i koji obuhvata kontrolu uskladenosti radova s tehnickom dokumentacijom na osnovu koje je izdata gradevinska dozvola, kao i s propisima, standardima, tehnickim normativima i normama kvaliteta. Tehnicki pregled objekata znacajnih za Crnu Goru obavlja komisija osnovana od strane nadležnog ministarstva , ili druga pravna osoba ovlaštena i registrovana za obavljanje projektovanja, gradenja ili nadzora.

Ø Probni rad odreduje nadležno tijelo, na prijedlog komisije za tehnicki pregled, posebnim aktom o odobravanju objekta u probni rad kojim utvrduje trajanje probnog rada (ne duže od 1 godine), kao i obavezu nadležnih inspekcija da prate rezultate probnog rada i dostave ih nadležnom tijelu. Komisija za tehnicki pregled tokom probnog rada povjerava ispunjenje uslova za izdavanje upotrebne dozvole, i po isteku probnog rada dostavlja svoj izvještaj tijelu nadležnom za njeno izdavanje.

Ø Izdavanje upotre bne dozvole rješenjem izdaje tijelo nadležno za izdavanje gradevinske dozvole. Uz zahtjev za izdavanje , investitor podnosi: i.) projekat izvedenog objekta i ii.) drugu propisanu dokumentaciju. Upotrebna dozvola se izdaje kada se utvrdi da je objekat podoban za upotrebu, u roku od 8 dana od prijema izvještaja komisije , kojim je utvrdeno da je objekat podoban za upotrebu. Ne može se obaviti tehnicki pregled ni izdati upotrebna dozvola objektu izgradenom bez gradevinske dozvole.

Ø Preliminarnu predaju izgradenog objekta uz konacni obracun vrijednosti radova investitor i izvodacko preduzece obavljaju, ako u ugovoru nije drugacije uredeno, u roku od 60 dana od dana prijema upotrebne dozvole, a konacnu primopredaju nakon isteka garantnog roka.

Zakon još ureduje nadležnost i uslove za rušenje i rekonstrukciju objekta zbog dotrajalosti i vecih oštecenja (clanovi 55. do 57.), osnivanje, status i aktivnosti Inženjerske komore RCG (clanovi 58. do 60.).

Vrlo detaljno Zakon propisuje nadležnost za donošenje podzakonskih akata za sprovodenje Zakona (veliku vecinu, 14 akata, donosi ministarstvo nadležno za gradevinarstvo, a samo 1 Vlada RCG).

Inspekcijski nadzor obavljaju , u skladu s posebnim propisima , nadležna inspekcijska tijela (clan 62.).

Odredbama clanova 63. do 66. Zakon propisuje novcane kazne za pocinioce prekršaja . Propisana je i novcana kazna za službenu osobu ili rukovodioca u tijelu nadležnom za gradevinarstvo (ovjera tehnicke dokumentacije izradene suprotno lokaciji i urbanisticko - tehnickim uslovima; neizdavanje gradevinske i upotrebne dozvole u zakonskom roku (15 dana i 8 dana), kao i izdavanje upotrebne dozvole nasuprot propisima) (clan 66.).

Odredbom clana 67. propisuje se novcana kazna ili kazna zatvora, za gradanina koji zapocne gradnju objekta bez gradevinske dozvole.



Za kazneno djelo privremenog ili stalnog prikljucenja na tehnicku infrastrukturu gradilišta , odnosno objekta na kojem se izvode radovi ili je izgraden bez gradevinske dozvole, propisana je kazna zatvora do dvije godine.

Prelaznim i završnim odredbama Zakona utvrdene su mjere koje moraju preduzeti jedinice lokalne samouprave, rokovi za donošenje podzakonskih akata i uskladivanje poslovanja, kao i stupanje Zakona na snagu.


Analizom predmetnog zakona, uoceno je da Zakon ne nailazi na znacajnije teškoce u primjeni, ali da, radi izgradnje malih hidroelektrana, investitor treba da obavi sljedece radnje:

Ad1.

Ø dobijanje rješenja o lokaciji od tijela lokalne uprave , odnosno ministarstva nadležnog za uredenje prostora koje sadrži i urbanisticko-tehnicke uslove,

Ø dobijanje urbanisticke saglasnosti kojom ministarstvo nadležno za poslove uredenja prostora, odnosno organ lokalne uprave , nakon pregleda tehnicke dokumentacije , utvrduje da je tehnicka dokumentacija izradena u skladu s uslovima iz odobrene lokacije,

Ø dobijanje bližih uslova za zaštitu životne sredine za projektovanje objekta i za projektovanje drugih radova , od ministarstva nadležnog za poslove zaštite životne sredine; ti uslovi su dio urbanisticko-tehnickih uslova,

Ø dobijanje bližih uslova za projektovanje objekata za izgradnju, odnosno rekonstrukciju u naseljima i djelovima naselja , koja su upisana u registar spomenika kulture, od ministarstva nadležnog za poslove kulture. Navedeni uslovi su sastavni dio urbanisticko -tehnickih uslova. Na uradenu tehnicku dokumentaciju, investitor je obavezan pribaviti saglasnost od ministarstva nadležnog za poslove kulture ,

Ø dobijanje saglasnosti za tehnicku dokumentaciju od ministarstva nadležnog za poslove zaštite životne sredine,

Ø izrada studije opravdanosti koja sadrži idejni projekat.

Ad2.

pristupiti izradi tehnicke dokumentacije na osnovu:

Ø urbanisticko-tehnickih uslova,

Ø rješenja o lokaciji,

Ø projektnog zadatka kao:

o generalnog projekta ili idejnog rješenja ,

o idejnog projekta,

o glavnog projekta potrebanog za pribavljanje gradevinske dozvole, na njega se daje urbanisticka saglasnost, podliježe tehnickoj kontroli od strane posebne komisije,

o izvodackog projekta,

o projekta izvedenog objekta.

Ad3.

omoguciti dva tipa kontrole nad projektima i snositi njihove troškove:

Ø strucnu kontrolu nad generalnim i idejnim projektom,

Ø tehnicku kontrolu nad glavnim projektom.



Ad4.

dobijanje gradevinske dozvole - 2 tipa dozvola:

Ø posebna gradevinska dozvola (dozvola za pripremne i prethodne radove ), za koju su potrebni:

o idejni projekat,

o pravomocno rješenje o lokaciji,

o situacija objekta u katastarskom planu,

o podaci o dinamici i roku izgradnje,

o nacelna saglasnost za gradenje.

Ø gradevinska dozvola (rješenje), za koju je potrebno:

o pravomocno rješenje o lokaciji,

o glavni projekat na koji je data urbanisticka saglasnost,

o izvještaj komisije za tehnicku kontrolu da je glavni projekat uskladen sa Zakonom i drugim propisima,

o dokaz o pravu vlasništva,

o dokaz o medusobnim odnosima s nadležnim tijelom, u pogledu placanja nadoknade na uredenje gradevinskog zemljišta,

o druge saglasnosti, mišljenja i sl. prema posebnim propisima.

Rok za izdavanje: 15 dana od dana dostave zahtjeva s navedenom dokumentacijom;

Važenje: ne krace od 6 mjeseci ni duže od 1 godine .

Ad5.

dobijanje upotrebne dozvole, što je regulisano po etapama:

Ø tehnicki pregled na zahtjev investitora,

Ø probni rad ne duži od 1 godine ,

Ø izdavanje upotrebne dozvole u roku od 8 dana od prijema izvještaja komisije za pregled.

Ad6.

u roku od 60 dana od dana prijema upotrebne dozvole, treba izvršiti preliminarnu predaju izgradenog objekta, a konacnu predaju nakon isteka garantnog roka.



3.9.3. Pravilnik o nacinu izrade i sadržini tehnicke dokumentacije

Pravilnik o nacinu izrade i sadržini tehnicke dokumentacije (''Službeni list RCG'', broj 22/02) na osnovu clana 61. stavke 2. Zakona o izgradnji objekta , donosi Ministarstvo zaštite životne sredine i uredenja prostora. Njime se ureduje nacin izrade i sadržaj tehnicke dokumentacije za izgradnju i rekonstrukciju objekta.

Pravilnik je podijeljen u sljedeca poglavlja:

I OPŠTE ODREDBE (clanovi 1. i 2.) 1. PROJEKTNI ZADATAK (clanovi 3. i 4.) 2. PRETHODNA PROUCAVANJA (clan 5.) 3. PODLOGE ZA IZRADU TEHNICKE DOKUMENTACIJE (clanovi 6. do 14.) 4. TEHNICKA DOKUMENTACIJA (clanovi 15. do 24.) II SADRŽAJ I NACIN PRIPREME TEHNICKE DOKUMENTACIJE ZA IZGRADNJU

OBJEKATA IZ PODRUCJA HIDROTEHNIKE (clanov i 25. do 29.) 1. SNABDIJEVANJE VODOM NASELJA I INDUSTRIJE (clanovi 30. do 44.) 2. ODVOÐENJE I PRECIŠCAVANJE OTPADNIH VODA (clanovi 45. do 59.) 3. HIDROMELIORACIJSKI SISTEMI (clanovi 6O. do72.) 4. UREÐENJE RIJECNIH TOKOVA, PL OVNI PUTEVI I PRISTANIŠTA (clanovi 73. do 105.) 5. BR.ANE I AKUMULACIJE (clanovi 106. do140.) III SADRŽAJ I NACIN PRIPREME TEHNICKE DOKUMENTACIJE ZA IZGRADNJU OBJEKATA IZ PODRUCJA SAOBRACAJA (clan 141.) 1. PUTEVI (clanovi 142. do 165.) 2. GRADSKE SAOBR.ACAJNICE (clanovi 166. do189.) 3. ŽELJEZNICE (clanovi 190. do 213.) 4. AERODROMI (clanovi 214. do 237.) IV ZGRADE I OSTALI INŽENJERSKI OBJEKTI (OBJEKTI VISOKOGRADNJE) (clanov i

238. do 270.) V MOSTOVI (clanovi 271. do 284.) VI PODZEMNI OBJEKTI I TUNELI (clanovi 285. do 296.) VII PROJEKAT ORGANIZACIJE I TEHNOLOGIJE GRAÐENJA (clanovi 297. do 304.) Za objekte koji su od znacaja za RCG (utvrdeni clanom 32. Zakona o izgradnji objekata), a to su , izmedu ostalih, hidroelektrane i termoelektrane snage 10 MW i više, dalekovodi, trafostanice i rasklopna postroje napona od 110 kV i više, visoke brane i akumulacije, meduregionalni i regionalni vodosnabdjevacki objekti, za koje gradevinsku dozvolu izdaje ministarstvo nadležno za gradevinarstvo, izraduju se sljedece vrste projekata: Ø generalni projekat ili idejno rješenje,

Ø idejni projekat,

Ø glavni projekat,

Ø izvodacki projekat,

Ø projekat izvedenog objekta.

Za objekte za koje gradevinsku dozvolu izdaje jedinica lokalne samouprave, izraduju se :

Ø glavni projekat,

Ø izvodacki projekat,

Ø projekat izvedenog objekta,



s time da investitor može proširiti izradu tehnicke dokumentacije i na generalni projekat i idejni projekat.

Polazna osnova za izradu svih vrsta projekata je projektni zadatak, ciji sadržaj Zakon detaljno propisuje odredbama clanka 4. (ciljevi i svrha izrade projekta, predme t projekta, uslovi iz prostorno-planske i urbanisticke dokumentacije, osnove za projektovanje, strukturu izrade, sastav i opremu tehnicke dokumentacije, rokove završetka projekta, kao i posebne uslove za postupak strucne i tehnicke kontrole).

Prije pristupanja izradi pojedine vrste projekta obavljaju se prethodna proucavanja, na osnovu kojih se izraduje tehnicka dokumentacija. Na osnovu rezultata prethodnih proucavanja , formiraju se geodetske, geotehnicke, hidrološke i hidrometeorološke i druge podloge.

Posebno je Pravilnikom obuhvacen detaljan sadržaj i nacin pripreme tehnicke dokumentacije za izgradnju objekta i sistema, izmedu ostalih, i oblasti brana i akumulacija, kao i hidroenergetskih objekata (generalni projekat, idejni projekat, glavni projekat, izvodacki projekat, projekat izvedenog objekta).

3.10. PRAVNE I ADMINSTRATIVNE PREPREKE

3.10.1. Uvodna napomena

U realizaciji projektnog zadatka nastojali smo da obuhvatimo osnovne propise , koji su od uticaja na pripremu i izgradnju malih hidroelektrana. U tom smislu, uradeni su pregledi i analize zakonske regulative, kojima se ureduje predmetna problematika.

Analizom pravnih aspekata organizacije privrednih subjekata, rješavanja imovinsko -pravnih odnosa, stranih ulaganja, vodnog vlasništva, prostornog uredenja i gradenja, zaštite okoline i energetike, prepoznate su osnovne aktivnosti, nadležne institucije, procedure i akti, koji su neophodni za planiranje, pripremu, izgradnju i puštanje u pogon malih hidroelektrana, kao i prepreke administrativnog porijekla, koje se iskazu ju brojnošcu relevantnih propisa, institucija, dozvola, mišljenja, saglasnosti i sl. Osim toga, vecina analiziranih propisa ne prepoznaje specificnost problematike gradnje malih hidroelektrana , kao ni prednosti korištenja obnovljivih izvora energije. Trebalo bi pojednostaviti procedure i koncentrisati nadležnosti u manji broj institucija , odnosno adekvatnim podrškama i podsticajima osigura ti razvoj i izgradnju malih hidroelektrana.

3.10.2. Prepreke u realizaciji projekata malih hidroelektrana

Glavne prepreke pri pripremi i izgradnji projekata malih hidroelektrana, koje su uocene tokom analize pozitivnih propisa koji su mjerodavni za predmetnu problematiku , odnose se na sljedece:

1. Proces autorizacije

Složenost Zakona o ucešcu privatnog sektora u vršenju javnih usluga, ogleda se u komplikovanoj i dugotrajnoj proceduri, koja zahtijeva angažman velikog broja tijela: Vlade RCG, Savjeta za privatizaciju, Komisije za koncesije i BOT aranžmane, ministarstva nadležnog za vodoprivredu, Regulatorne agencije za energetiku, Ministarstva ekonomije kao resornog ministarstva, uz ucestvovanje posebnih organizacionih jedinica u pojedinim tijelima – jedinica za procjenu projekta, ad hoc komisija za vrednovanje projekta.

Prema našim saznanjima , predmetni zakon, odnosno uredba donesena na osnovu istoga zakona (Uredba o nacinu i uslovima za dodjelu koncesije za korišcenje voda za pice, poljoprivredu, industriju, komunalne potrebe i slicne namjene), uspješno su primijenjeni u podrucju komercijalnog iskorištavanja voda, dok u podrucju izgradnje novih energetskih objekata, primjena istih nailazi na poteškoce. Zato isti akti zahtijevaju odredene izmjene, kao i aktivnije ucestvovanje strucnjaka iz ministarstva nadležnog za poslove energetike i Regulatorne



agencije, iako oni trenutno formalno nijesu nadležni za raspisivanje i vodenje tendera za koncesiju za korišcenje voda.

U procesu autorizacije javlja se problem utvrdivanja redosljeda preduzimanja pojedinih radnji i dobijanja potrebnih dokumenata , kako od strane investitora tako i od strane nadležnih institucija.

Dalje, uoceno je da jedino Zakon o energetici predvida pojednostavljene procedure i pojednostavljeni tretman za male hidroelektrane, dok svi ostali zakoni ne prave razliku ni u kojem pogledu od ostalih energetskih objekata, osim u dijelu nadležnosti za dodjelu lokacijske , odnosno gradevinske dozvole, pa mislimo da je neophodna potreba distinkcije po istoj osnovi, kada je u pitanju potrebna dokumentacija za izgradnju i rekonstrukciju objekata ( Pravilnik o nacinu izrade i sadržini tehnicke dokumentacije (''Službeni list RCG'', broj 22/02 ), odnosno dobijanja vodoprivredne saglasnosti i vodoprivredne dozvole ( Pravilnik o sadržini tehnicke dokumentacije potrebne za izdavanje vodoprivredne saglasnosti i vodoprivredne dozvole (''Službeni list RCG'', broj 04/96 ).

2. Nedostatak sprovodenih propisa

Pojednostavljeni postupci za izdavanje ovlaštenja za izgradnju malih hidroelektrana i licenci za proizvodnju elektricne energije iz malih hidroelektrana, predvideni Zakonom o energetici nijesu primjenjivi, buduci da Regulatorna agencija za energetiku iste nije definisala.

Ministarstvo ekonomije nije utvrdilo metodologiju, ukljucujuci i metodologiju cijena za efikasno prikljucenje na mrežu , odnosno tarifni sistem, za proizvodnju elektricne energije iz obnovljivih izvora energije , tako da je u ovom trenutku nepoznata visina otkupne cijene elektricne energije.

U tom smislu, prepreka investitoru , ali i institucijama koje su u obavezi da pripremaju konkurs za izgradnju malih hidroelektrana, je i nedefinisanost trajanja otkupa elektricne energije.

3. Pristup informacijama

Analizom postojecih zakona , uoceno je da je formalni nosilac, odnosno servis potencijalnim investitorima u smislu davanja svih informacija, u pogledu olakšavanja razvoja projekata proizvodnje elektricne energije iz malih hidroelektrana, raspoloživih lokacija za takve projekte, posebnih informacija o rasporedu potencijalnih lokacija za korišcenje vodotoka, licenci, dozvola, ovlaštenja i pojedinosti koje mogu biti potrebne za realizaciju projekta, ministarstvo nadležno za poslove energetike, pa je potrebno uložiti dodatne napore u okviru istog Ministarstva , u cilju ispunjavanja svih utvrdenih nadležnosti u skladu sa clanom 32. Zakona o energetici.

Dalje, nedostatak informacija i nepoznavanje prednosti, odnosno eventualnih rizika gradnji malih hidroelektrana, od strane javnosti rezultira unaprijed negativnim stavom te javnosti prema pripremi i realizaciji takvih projekata.

4. Nedostatak koordinacije izmedu nadležnih institucija

Uvidom u postojece stanje, u praksi je uocena nedovoljna koordinisanost izmedu pojedinih nadležnih tijela, što dodatno otežava ionako složenu proceduru.

3.10.3. Prijedlozi za uklanjanje prepreka

Uz nacelne preporuke koje se odnose na stvaranje stabilnog okruženja za planiranje investicija, definisano trajanje otkupa i visinu otkupne cijene elektricne energije, kao i zaokruženo zakonodavstvo i razradene procedure energetsko-tehnickog i prostorno -planskog odobravanja izgradnje postrojenja koja koriste obnovljive izvore energije za proizvodnju elektricne energije te iz podrucja gradenja, potrebno je preduzeti sljedece mjere:

Ø izmijeniti i dopuniti Zakon o ucešcu privatnog sektora u vršenju javnih usluga , u smislu pojednostavljenja procedure raspisivanja javnog konkursa, odnosno prepoznavanja specificnosti izgradnje malih hidroelektrana , tako da se otkloni potreba pretkvalifikacije, pojednostavi postupak vrednovanja ponuda u smislu smanjenja broja nadležnih tijela koja bi trebala ucestvovati u istome postupku, i jasno utvrdi pravo investitora da kod nadležnih tijela inicira postupak dodjele koncesije;



Ø donijeti novu uredbu koja bi regulisala nacin i uslove za dodjelu koncesije za korišcenje voda za potrebe malih hidroelektrana, u kojoj bi se, izmedu ostalog, utvrdila obaveza strucnjaka Ministarstva ekonomije ("centralne jedinice za male hidroelektrane") da uz formalnog nosioca, odnosno potpisnika ugovora o koncesiji, Ministarstva poljoprivrede, šumarstva i vodoprivrede, ucestvuje u postupku pripreme sprovodenja tenderskih procedura i donošenja preporuke o izboru koncesionara , s tim da samu odluku o dodjeli koncesije za objekte snage do 1 MW, donosi organ državne uprave nadležan za upravljanje vodama, a iznad 1 MW Vlada RCG. Naravno, ovakvo rješenje pretpostavlja i odgovarajucu izmjenu Zakona o ucešcu privatnog sektora u vršenju javnih usluga , u pogledu nadležnosti za donošenje odluke. Dalje, potrebno je jasnije naglasiti mogucnost investitora da samostalno izvrši sve potrebne predradnje (istraživanja, mjerenja, izrada koncesijskog elaborata i sl.), pa na osnovu istih da inicira postupak za dodjelu koncesije.

Sve navedeno moguce je, u sadržajnom smislu, utvrditi i izmjenama i dopunama postojece Uredbe o nacinu i uslovima za dodjelu koncesije za korišcenje voda za pice, poljoprivredu, industriju, komunalne potrebe i slicne namjene.

Iako pitanje koncesijske nadoknade i njene visine nije posebno istaknuto kao prepreka, potrebno je naglasiti da sadašnja zakonska regulativa (Zakon o vodama, clan 43.) predvida placanje nadoknade za korišcenje voda za preduzeca koja proizvode elektricnu energiju u iznosu od 0,22 % prosjecne prodajne cijene 1 kWh elektricne energije na mreži prenosa i distribucije, pa zato nije opravdano da se ista nadoknada naplacuje s osnove nadoknade za koncesiju za korišcenje voda. Prema tome, ne postoji potreba posebnog propisivanja koncesijske nadoknade za korišcenje voda u svrhu proizvodnje elektricne energije, pa je ovakvo stanovište neophodno ugraditi u postojecu , odnosno novu uredbu.

Prilikom primjene ovakve nove Uredbe ili izmjena i dopuna postojece, potrebno je voditi racuna o zakonskim ovlaštenjima Regulatorne agencije za energetiku, u smislu clana 12. stavke 2. alineje 12. Zakona o energetici, koji nalaže Agenciji da osigura da su tenderske procedure za izgradnju novih proizvodnih kapaciteta u skladu s važecim zakonom, pa zbog toga predlažemo da predstavnici Agencije budu ukljuceni u pripremu i sprovodenje tendera;

Ø pristupiti izradi sprovodenih propisa predvidenih Zakonom o energetici (propis u vidu kriterijuma o izdavanju ovlaštenja za izgradnju novih ili rekonstrukciju postojecih kapaciteta, definisanju pojednostavljenih postupaka izdavanja ovlaštenja za izgradnju i licenci za obavljanje djelatnosti iz podrucja obnovljivih izvora energije, metodologija, ukljucujuci metodologiju cijena, za efikasno prikljucenje na mrežu za elektrane instalirane snage do 10 MW);

Ø kvalitativno i kvantitativno pojacati ljudski potencijal u smislu specificnih znanja potrebnih za realizaciju nadležnosti utvrdenih Zakonom o energetici i Uredbom o na cinu i uslovima za dodjelu koncesije za korišcenje voda za pice, poljoprivredu, industriju, komunalne potrebe i slicne namjene , u odnosu na gore predloženu uredbu;

Ø pojacati aktivnosti u smislu pridobijanja javnosti za ovakve projekte;

Ø imenovati tijelo ili pojedinca kojem ce neposredni zadatak biti koordiniranje i nadzor navedenih aktivnosti.



3.11. PRILOG 1 Za graficke prikaze procedura korišteni su sljedeci simboli:

3.11.1. Koncesija i B.O.T . projekti

Potencijalni investitori

Vlada RCG Odluka o koncesiji i

odobr.enje za BOT projekt

Organ za regulativu

Licenca za koncesiju

Odobrenje povlastice za BOT

Javna ustanova (inicijativa, izbor modela, osnovni

dokument, priprema javnog poziva)

Jedinica za procjenu projekta

Ad-hoc komisija za vrednovanje

BOT

Koncesija

izbor modela

Pretkvalifikacija investitora

Vrednovanje ponuda

Izvještaj o vrednovanju ponuda

Preporuka

Preporuka

Ad-hoc komisija za vrednovanje

Javni poziv

Odobrenje osnovnog dokumenta po organu (Zakon

o privatizaciji privrede – Savjet za privatizaciju)

Dokument

Tijelo ili osoba

Aktivnost



3.11.2. Osnivanje privrednog društva i registracija

3.11.3. Rješenje o lokaciji

Rješenje o lokaciji s urbanisticko-tehnickim uslovima (sadrže bliže uslove za zaštitu životne sredine i uslove za projektovanje objekata

upisanih u registar spomenika

kulture)

1

ili

MZŽSUP – Ministarstvo zaštite životne sredine i uredenja prostora

OLU – Organ lokalne uprave

Investitor

MZŽSUP > 10 MW

OLU < 10 MW

MZŽS

Tehnicka dokumentacija

Urbanisticka saglasnost

ili 2

3

Saglasnost 4

zahtjev

Investitor

MZŽSUP

MZUP

OLU

Potvrda o registraciji

Odbijanje registracije

Rok 4 dana

Registracija pri CRPS-u

Osnivanje privrednog društva



3.11.4. Zaštita okoline

Procjena uticaja na životnu sredinu

Zahtjev za izdavanje ekološke saglasnosti

Saglasnost na procjenu

Investitor

MZŽSUP



3.11.5. Gradevinska i upotrebna dozvola

1.

2.

Zahtjev za gradevinsku dozvolu + dokumentacija

ili

PGGJLS – Prijestonica, glavni grad, jedinica lokalne samouprave

MZŽSUP – Ministarstvo zaštite životne sredine i uredenja prostora

Gradevinska dozvola

MZŽSUP > 10 MW

PGGJLS < 10 MW

Investitor

Izvještaj o kontroli

Glavni projekat s urbanistickom

saglasnošcu

ili Rješenje o lokaciji s

Urbanisticko-tehnickim uslovima

Investitor

Tehnicka kontrola

Ovlašteno preduzece

Komisija



3.

3.11.6. Vodoprivredni akti

Investitor Mišljenje republickog organa nadležnog za

hidrometeorološke poslove

Ministarstvo poljoprivrede,

šumarstva i vodnog vlasništva

Vodoprivredna dozvola

Vodoprivredna saglasnost

Vodoprivredni uslovi

Mišljenje Ministarstva

nadležnog za poslove zaštite životne sredine

Zahtjev

Zahtjev

Prijedlog

Zahtjev Izvještaj Komisije

Upotrebna dozvola

Investitor Komisija

Komisija za tehnicki pregled

Nadležno tijelo

Investitor Nadležno

tijelo

Tehnicki pregled

Probni rad



3.11.7. Prikljucenje na distribucionu mrežu

3.11.8. Izravni vod

Ovlaštenje za izravni vod

Licenca za proizvodnju

elektricne energije

Ovlaštenje za izgradnju objekta za

proizvodnju elektricne energije

Regulatorna agencija za energetiku

pojednostavljeni postupak

pojednostavljeni postupak

Saglasnost za prikljucenje

Ugovor o prikljucenju

Operator distribucije



3.12. PRILOG 2.

3.12.1. Moguca šema aktivnosti potrebnih za pripremu i izgradnju malih hidrolektrana

DOKAZ O VLASNIŠTVU (UGOVOR S VLASNIKOM )

OSTALI UVJETI I SUGLASNOSTI

IZRADA ELABORATA PROCJENE UTJECAJA ZAHVATA NA ŽIVOTNU SREDINU

INVESTITOR

JAVNA RASPRAVA (EVENTUALNO )

ORGAN LOKALNE UPRAVE

SUGLASNOST NA PROCJENU UTJECAJA NA ŽIVOTNU SREDINU

MIN. ZAŠTITE ŽIVOTNE SREDINE I UREÐENJA PROSTORA

OSNIVANJE I REGISTRACIJA PRIVREDNOG DRUŠTVA

INVESTITOR

IZRADA OSNOVNOG DOKUMENTA (KONCESIJA I/ILI BOT)

JAVNA USTANOVA

ODLUKA O KONCESIJI ILI BOT

VLADA

URBANISTICKA SUGLASNOST NA IDEJNI PROJEKT


URBANISTICKO TEHNICKI UVJETI

GRAÐEVINSKA DOZVOLA


VODOPRIVREDNI UVJETI

MIN. POLJOPRIVREDE, ŠUMARSTVA I VODOPRIVREDE

VODOPRIVREDNA SUGLASNOST


MIŠLJENJE

REPUBLICKI ORGAN ZA HIDROMETEOROLOŠKE POSLOVE

GLAVNI PROJEKT

URBANISTICKA SUGLASNOST NA GLAVNI PROJEKT

OVLAŠTENJE ZA IZGRADNJU

REGULATORNA AGENCIJA ZA ENERGETIKU

JAVNI POZIV ZA PRETKVALIFIKACIJU

JEDINICA ZA OCJENU PROJEKTA

PRETKVALIFIKACIJA INVESTITORA


POZIV ZA DOSTAVU PONUDA KVALIFICIRANIM INVESTITORIMA

KOMISIJA ZA VREDNOVANJE

VREDNOVANJE PONUDA

AD-HOC KOMISIJA ZA VREDNOVANJE PONUDA

ODOBRENJE OSNOVNOG DOKUMENTA

SAVJET ZA PRIVATIZACIJU

ODOBRENA PREPORUKA ZA ODABIR PONUDE

JAVNA USTANOVA

KONACNA PREPORUKA ZA ODABIR PONUDE

ORGAN ZA REGULATIVU

LICENCA ZA KONCESIJU ILI ODOBRENJE POVLASTICE ZA BOT

ORGAN ZA REGULATIVU

STRUCNI NADZOR

MONITORING, ODRŽAVANJE I SANACIJE

GRAÐENJE I UGRADNJA OPREME

KOMERCIJALNI POGON

TEHNICKI PREGLED

KOMISIJA ZA TEHNICKI PREGLED

ODOBRENJE ZA PROBNI RAD


VODOPRIVREDNA DOZVOLA


PROBNI RAD

UPOTREBNA DOZVOLA


PRIJEDLOG ZA PROBNI RAD

IZVJEŠTAJ O PROBNOM RADU



PROJEKT IZVEDENOG OBJEKTA I DRUGA DOKUMENTACIJA

INVESTITOR

LICENCA ZA OBAVLJANJE DJELATNOSTI


UVJETI I SUGLASNOSTI

SUGLASNOST O PRIKLJUCENJU NA MREŽU +UGOVOR O PRIKLJUCENJU

OPERATOR DISTRIBUCIJE

ZAHTJEV ZA PRIKLJUCENJE NA MREŽU

INVESTITOR

UGOVOR O KORIŠTENJU MREŽE


UGOVOR O KUPOPRODAJI ELEKTRICNE ENERGIJE

SNADBJEVAC

INVESTITOR INVESTITOR/STRUCNA INSTITUCIJA

INVESTITOR, INSPEKCIJAINVESTITOR

IZRADA KONCESIONOG ELABORATA

JAVNA USTANOVA ILI INVESTITOR

PRIJEDLOG OSNIVANJA JEDINICE ZA OCJENU PROJEKTA

JAVNA USTANOVA

ODOBRENJE ZA FORMIRANJE JEDINICE ZA OCJENU PROJEKTA

VLADA

PRIPREMA JAVNOG POZIVA


ODOBRENJE NA SADRŽAJ DOKUMENATA ZA JAVNI POZIV

ORGAN ZA REGULATIVU

ODOBRENJE NA PRETKVALIFIKACIJU INVESTITORA

JAVNA USTANOVA

PREPORUKA ZA ODABIR PONUDE


NACRT UGOVORA

INVESTITOR I JAVNA USTANOVA

ODOBRENJE NA NACRT UGOVORA

ORGAN ZA REGULATIVU

UGOVOR


ODOBRENJE NA UGOVOR

ORGAN ZA REGULATIVU

UVRŠTENJE U PROSTORNE PLANOVEI VODOPRIVREDNU OSNOVU

IZRADA PREDSTUDIJE IZVODLJIVOSTI

IZRADA IDEJNOG TEHNICKOG RJEŠENJA

ISTRAŽIVANJA, DEFINIRANJE LOKACIJA,UKLAPANJE U PROSTORNE I VODNOGOSPODARSKE PLANOVE , ISPITIVANJE IMOVINSKO-PRAVNIH ODNOSA , PROJEKTIRANJE


STUDIJA OPRAVDANOSTI

INVESTITOR

INVESTITOR

DOKUMENTACIJA, UVJETI I SUGLASNOSTI

INVESTITOR

RJEŠENJE O LOKACIJI


DOKAZ O VLASNIŠTVU (SUGLASNOST VLASNIKA)

IZRADA IDEJNOG PROJEKTA

INVESTITOR

IZVOD IZ KATASTRA

PODRUCNI URED ZA KAT . -GEOD . POSLOVE

INVESTITOR

DRŽAVA ILI INVESTITOR




NADLEŽNE INSTITUCIJE



SUGLASNOST NA JAVNI POZIV

JAVNA USTANOVA

MIŠLJENJE


PRVO PRIKLJUCENJE



3.13. PRILOG 3.

3.13.1. Troškovi za korišcenje vode i trajanje administrativne procedure Država Nadoknada za

korišcenje vode Trajanje procedure

Vrijeme potrebno za dobijanje licence

Vrijeme za gradevinske radove

Austrija EU ne neodredeno Nije dato Nije dato Belgija EU da pregovori Nije dato Nije dato Danska EU nije primjenjivo n. p. n. p. n. a.

Velika Br.itanija EU nema nadoknada do 5 MW; male nadoknade od 5 to 10

MW

12 sedmica za izuzimanje vode

12 sedmica, ako nema prigovora za izuzimanje vode

min. 12 sedmica

Finska EU n.p n. p. n. p. n. p. Njemacka EU da n.p. nije dato nije dato

Grcka EU nadoknada za korišcenje rezervi i snabdijevanje

mahe n. p. 10-12 mjeseci n. p.

Irska EU ne n. p. n. a. 2-12 mjeseci

Italija EU da, godišnje nadoknade lokalnoj vlasti i državi

obicno izmedu 1-2 godine 1 godina najmanje 3 godine

Portugal EU n. p. n. p. 6 godina

mogucnost za dobijanje

gradevinske dozvole prije konc. za vodu

Španija EU ne 4-6 godina Švedska EU n. p. n. a. n. p. n. p.

Švajcarska WE n. p.

Osnovno vrijeme (mjeseci):

2-4 licence; 1-8 planiranje; 1-2

realizacija dozvola (ukupno 4-14)..

2-4 mjeseca 1-2 mjeseca

Norveška WE n. p. n. p. n. p. n. p. Island WE n. p. n. p. n. p. n. p.

Istocna Evropa

Ceška Republika EE samo administrativna nadoknada n. p. 14-30 dana ?

Estonija EE

Madarska EE nadoknadu odreduje parlament

10-12 mjeseci minimum 10-12 mjeseci n. p.

Latvija EE nema nadoknade n. p. 1 mjesec n. p

Litva EE 9 € <50 kW; 125 € <1 MW n. p. 6-12 mjeseci n. p.

Poljska EE nadoknade u iznosu od 10 - 20 % od prihoda od prodaje

elektricne energije n. p. 6-36 mjeseci n. p.

Slovenia EE samo administrativna

nadoknada n. p. 6 mjeseci n. p.

Izvor: Strategic study for the development of Small Hydro Power in the European Union, napravljen od strane Instituto di Economia delle Fonti di Energia (IEFE) i Sverig es Energiföreningars RiksOrganisation (SERO)



4. PRIJEDLOZI ZA DEFINISANJE USLOVA POD KOJIMA JE MOGUCA GRADNJA MALIH HIDROELEKTRANA (TASK # 4)

4.1. UVODNA RAZMATRANJA Objekti malih hidroelektrana specificni su iz više razloga, i zato je njihovom planiranju, projektovanju, izgradnji i pogonu , potrebno pristupiti kao višedimenzionalnom problemu, bez obzira na njihovo osnovno predodredenje kao malih i jednostavnih proizvodnih postrojenja. Tome svjedoci i velik broj metoda i programskih paketa, razvijenih za potrebe analiza izvodljivosti projekata izgradnje malih hidroelektrana (lit. 1.). Interesantno je da u nekim slucajevima realizacija male hidroelektrane, može biti neizvjesnija i problematicnija nego realizacija velike hidroelektrane.

U ovom dijelu teksta nastojacemo da promovišemo potrebu posmatranja potencijala malih hidroelektrana , na nivou realno ostvarivih rješenja, napuštajuci dosadašnji princip procjene mogucnosti gradnje ovih objekata navodenjem vrijednosti tehnicki iskoristivog potencijala. Ali, prije nego što se pristupi obrazloženju ove konstatacije, potrebno je razjasniti neke osnovne pojmove.

Ne samo u svakodnevnom životu, nego i prilikom korištenja literature, pojavljuje se karakteristican problem vezan za jednoznacno prikazivanje energetskog potencijala za pojedine energetske izvore, pa tako i male hidroelektrane. Naime, razliciti autori ovoj problematici pristupaju na razlicite nacine. Osim što se navode vrijednosti razlicitih nivoa energetskog potencijala i za to koristi više razlicitih naziva (prirodni, teoretski, ukupni, bruto, neto, tehnicki iskoristivi, ekonomski iskoristiv, realisticni), ni odgovarajuce definicije nijesu ujednacene.

Teoretski, prirodni ili bruto energetski potencijal obicno imaju isto znacenje i predstavljaju potencijal koji proizilazi iz posmatranog raspoloživog prirodnog resursa, a raspoloživa snaga i energija tog resursa odreduje se kao ukupni teoretski iznos, neza visno od toga na koji je nacin energetsko korišcenje tog resursa moguce, i ne uzimajuci u obzir energetske gubitke koji iz tog korištenja proizilaze. Iako se ukupni potencijal smatra sumom odredenog nivoa potencijala, i taj se pojam ponekad koristi za opis teoretskog potencijala.

Sljedeci stepen potencijala je neto potencijal, odnosno tehnicki iskoristivi potencijal. Pod tim potencijalom smatra se onaj dio raspoloživog bruto potencijala koji se primjenom odredenih tehnickih rješenja, može pouzdano energetski iskoristiti. U nekim slucajevima, neto potencijal predstavlja viši nivo (preliminarne obrade mogucnosti korištenja prirodnih resursa na nivou makrolokacije), a tehnicki iskoristivi potencijal niži nivo potencijala (detaljnije projektantske obrade na nivou mikrolokacije).

Tehnicki iskoristiv potencijal još ne pruža informaciju o realnim mogucnostima korištenja pojedinog prirodnog resursa, jer bezuslovna primjena tehnoloških rješenja korištenja pojedinih prirodnih resursa u energetske svrhe, u današnje vrijeme nije moguca. Zbog toga se definiše dodatni stepen potencijala, medutim, isti se ne može jednoznacno definisati. Naime, s obzirom na velik broj kriterijuma, nacelno se definišu tri kategorije potencijala: finansijski prihvatljiv, ekološki prihvatljiv i društveno (socijalno ) prihvatljiv potencijal. Finansijski prihvatljiv potencijal odreduje se primjenom kriterijuma vlasnicke opravdanosti, ekološki prihvatljiv potencijal definisan je kriterijumima zaštite prirode i okoline, dok je društveno prihvatljiv potencijal nacelno odreden stavom javnosti o prihvatljivosti primjene odredene energetske tehnologije korištenja prirodnih resursa. Ove tri kategorije potencijala proizilaze iz primjene spomenutih kriterijuma direktno na definisani tehnicki iskoristivi potencijal, ali s obzirom na njihovu medusobnu uslovljenost, moguce je i da jedna kategorija proizilazi iz druge. Na primjer, ekološka ogranicenja imace svoje reperkusije na troškove gradnje i pogona odredene elektrane, a time i na njenu finansijsku isplativost. S druge strane, primjena jeftinijih tehnologija u pravilu znaci vece uticaje na prirodu i okolinu, te time i na formiranje negativnog javnog mn jenja. Medutim, situacija nije tako jednostavna, jer u obrnutom slucaju, primjena najmodernijih tehnologija kod



male hidroelektrane, znaci izvodenje automatizovanog, daljinski vodenog postrojenja , bez ljudskog ucestvovanja, a pokretanje proizvodnje bez ijednog novog radnog mjesta može biti razlog da lokalna zajednica ne podrži ovakav projekat.

Osim ovih kriterijuma, postoje i drugi kriterijumi kojima se dodatno smanjuje potencijal, a odredeni su konkretnim prostorno -planskim ogranicenjima, zaštitom kulturne baštine, medunarodnim i medudržavnim sporazumima i drugim ogranicenjima. Primjena svih navedenih kriterijuma rezultira vrijednošcu realisticnog (realno iskoristivog) potencijala , kao posljednjeg stepena potencijala za odredeni resurs.

Kada se govori o mogucnostima gradnje malih hidroelektrana, potrebno je naglasiti da dosadašnji pristup kojim je potencijal malih hidroelektrana nacelno prezentovan vrijednošcu tehnicki iskoristivog potencijala , nije primjeren savremenim shvatanjima, narocito imajuci u vidu visoko razvijenu ekološku svijest ljudi i vec usvojene principe održivog razvoja. Naime, prije nekoliko desetina godina, kad s jedne strane ekologija nije imala težinu prilikom realizacije velike vecine gradevinskih projekata, a s druge strane ni mišljenja lokalne zajednice nijesu znacajnije uzimana u obzir, ono što je smatrano tehnicki iskoristivim projektom, u nacelu je rezultiralo i njegovom realizacijom, naravno, uzimajuci u obzir ekonomsku isplativost pojedinog projekta. U današnje vrijeme se, prilikom planiranja gradnje i samog procesa gradenja , investitori susrecu sa znatno vecim brojem ogranicenja, koja u velikom broju slucajeva limitiraju inicijalno definisan tehnicki iskoristiv potencijal na neke manje iznose, a u odredenom broju slucajeva i potpuno onemogucuju ikakve zahvate u prostoru. Na primjer, koliko nam znaci vrijednost tehnicki iskoristivog potencijala malih hidroelektrana na nivou jedne države, ako je na primjer 30% vodotoka te države locirano u nacionalnim parkovima ili nekim drugim podrucjima s posebnim stepenom zaštite prirode (gdje je prakticno nemoguca ikakva gradnja)? Evidentno je da podatak o vrijednosti tehnicki iskoristivog potencijala nema onu težinu koju je imao u prošlosti, i cak, daje prividnu sliku o mogucnostima, odnosno uzrokuje prevelika ocekivanja, koja na kraju mogu rezu ltirati i konfliktima medu pojedinim grupacijama/lobijima.

Uvažavajuci prethodno navedeno, potrebno je dati naglasak lokacijama s realno ostvarivim projektima, uvažavajuci sva ogranicenja i uslove koji proizilaze iz propisa, pravila struke i javnog mišljenja – lokacijama koje predstavljaju realno iskoristivi potencijal.

4.2. KARAKTERISTIKE MALIH HIDROELEKTRANA Mala hidroelektrana se ne može posmatrati kao jednostavna redukovana verzija velike hidroelektrane. Specificna oprema koja se ugraduje u male hidroelektrane uslovljava ispunjavanje fundamentalnih tehnickih zakonitosti, uz neophodnu primjenu jednostavnih tehnickih rješenja pogona, visoku efikasnost, maksimalnu pouzdanost i mogucnost održavanja objekta , od strane osoba za koje nije neophodno da su tehnicari ili specijalisti za male hidroelektrane. Ovu kombinaciju zahtjeva nije lako ispuniti.

Planiranje projekata izgradnje malih hidroelektrana zahtijeva sprovodenje velikog broja tehnickih, ekoloških i ekonomskih analiza na razlicitim stepenima obrade, u cilju odredivanja da li je neka lokacija tehnicki iskoristiva, ekološki prihvatljiva i ekonomski isplativa za realizaciju jednog takvog projekta. Izvodljivost potencijalnog projekta je specificna za svaku lokaciju. Instalirana snaga male hidroelektrane na nekoj lokaciji proporcionalno zavisi od protoka vode i visini pada vode na toj lokaciji. Medutim, u toj zavisnosti sadržana je i odredena neizvjesnost, jer iznos ocekivane proizvodnje energije za visi od kolicine raspoložive vode, odnosno od promjena protoka tokom godine. Ove promjene toliko uticu na ocekivanu proizvodnju, da ih je potrebno razmatrati na nivou jednog dana, a nekada i jednog sata, s obzirom na stohasticku prirodu promjena protoka u vodotocima. Ovdje se vec nazire problem neizvjesnosti i rizika prilikom utvrdivanja osnovnih polaznih parametara za sprovodenje analiza , kojima se želi pokazati opravdanost ulaganja u jednu lokaciju. Isplativost ulaganja u jednu lokaciju zavisi od kapaciteta elektrane, odnosno od snage i energije koja se od posmatranog projekta ocekuje, od mogucnosti prodaje proizvedene elektricne energije, kao i od otkupne cijene te energije. Pri tome je kljucna geografska lokacija male hidroelektrane, s obzirom na udaljenost od javne elektroenergetske mreže. Naime, vrijednost energije iz male hidroelektrane za pokrivanje



potrošnje , veca je u naseljima koja su udaljena od javne mreže nego u slucaju blizine elektroenergetskog sistema. Medutim, s druge strane , postoji mogucnost da ta udaljena naselja ne mogu potrošiti onoliko energije koliko elektrana može proizvesti, ili da elektrana ne može zadovoljiti sve potrebe potrošaca, zbog sezonskih i dnevnih varijacija u protoku vode i potrošnji energije, tako da je narušen balans izmedu proizvodnje i potrošnje elektricne energije , koji predstavlja uslov kvalitetnog snabdijevanja.

Uvažavajuci prethodno navedeno , vidljivo je da se planiranje izgradnje malih hidroelektrana mora suociti i s nekim dodatnim problemima, u odnosu na izgradnju velikih hidroelektrana. Naime, i u slucaju velikih hidroelektrana postoji problem u vezi s evakuacijom proizvedene elektricne energije.Medutim, uticaj velikih proizvodnih postrojenja je mjerljiv na nivou elektroenergetskog sistema jedne države, i na njega se racuna pri planiranju tog sistema uzimajuci u obzir i potrebnu izgradnju prenosne mreže. Naime, potreba izgradnje velikih proizvodnih postrojenja neophodna je zbog osiguranja rastuce potrošnje elektricne energije i proizilazi kao rezultat planiranja razvoja elektroenergetskog sistema. S druge strane, ocekuje se da obnovljivi izvori, koji su uglavnom karakterizovani manjim proizvodnim kapacitetima, nece imati bitnu ulogu u podmirivanju rastucih energetskih potreba u godinama koje dolaze, ali može se pretpostaviti da se njihov uticaj može detektovati na nivou lokalne mreže. Proizvodni objekti malih snaga prvenstveno su rezultat interesa privatnog preduzetništva , odnosno želje za ulaganjem u projekte koji donose dobit. Dodatna specificnost obnovljivih izvora, a time i malih hidroelektrana , je ta da je povecani interes u njihovu gradnju rezultat i razvoja ekološke svijesti, odnosno povecane brige za prirodu i okolinu. Medutim, ovakvo razmišljanje vodi do paradoksa: ideja za ocuvanjem okoline, kojom se promoviše korišcenje malih hidroelektrana, predstavlja i glavnu smetnju povecanoj izgradnji malih hidroelektrana. Opširnije pojašnjenje ove tvrdnje slijedi u nastavku .

Ono što karakteriše hidroelektrane je njihovo lociranje, koje je strogo uslovljeno konfiguracijom terena i vodotoka. Izgradnja hidroelektrana redovno znaci odredenu intervenciju u prostoru, pri cemu, specificno gledano, relativno manji hidrološki potencijal uslovljava veci zahvat u prostoru, a time i vece uticaje na prirodu i okolinu. Ti uticaji mogu biti jednaki i nejednaki. Pod jednakim uticajima se smatra odredeno zauzimanje prostora (zemljište i vode), promjena krajolika u blizini elektrane i iseljavanje stanovništva u slucaju izgradnje vecih akumulacijskih jezera. Osim toga, u pogonu hidroelektrana dolazi i do stvaranja odredenih kolicina krutog i vodenog otpada (otpadna ulja i metalni otpad), medutim radi se o mnogo manjoj kolicini nego što je to slucaj kod termoelektrana. Kako su male hidroelektrane, nerijetko , locirane u blizini drugih objekata razlicite namjene, odredeni problem može predstavljati i buka u postrojenju. Nejednaki uticaji obuhvataju poremecaje u prirodnim režimima promjena podzemnih i površinskih voda, promjene kvaliteta voda, kao i uticaj na biljni i životinjski svijet. Problem je što je te uticaje teško valorizirati i uporedivati, jer ih je nemoguce brojcano iskazati (uticaj na šume, isušivanje d jelova korita vodotoka, poplavljivanje vecih površina). Ono što se može sa sigurnošcu utvrditi, je cinjenica da manji objekti imaju i manji uticaj na okolinu, ali ne može se reci da to olakšava pristup planiranju i gradnji malih hidroelektrana.

Ekološka udruženja koja se protive povecanoj izgradnji malih hidroelektrana zbog njihovih negativnih lokalnih uticaja na prirodu i okolinu (prvenstveno na ribolov i okolinu vodotoka), iniciraju povecanje institucionalnih i ekoloških prepreka u cilju sprecavanja implementacije novih malih hidroelektrana. Ova cinjenica koci napredak u mnogim razvijenim zemljama svijeta, jer je ekološka svijest društva u njima razvijenija. Iako se mogu naci argumenti koji opravdavaju ovakva razmišljanja, obicno se radi o specificnim slucajevima koji se ne mogu se generalno primijeniti na sve male hidroelektrane.

U vecini slucajeva , povoljne lokacije za male hidroelektrane nalaze se u gornjim djelovima vodotoka, jer geomorfološki gledano, vodotoci obicno u gornjim djelovima imaju strmiji pad koji se postepeno smanjuje kako se vodotok približava svom ušcu. Narocito su interesantne lokacije na samom izvoru vodotoka, jer cesto povoljne geomorfološke karakteristike omogucavaju izvodenje akumulacije na samom izvoru. Pitanje povoljnih lokacija za male hidroelektrane u gornjim djelovima vodotoka naro cito je osjetljivo sa stanovišta osiguravanja dovoljnih kolicina pitke vode. Naime, voda se vec smatra najvažnijim prirodnim resursom 21. vijeka i u buducnosti



ce osiguravanje , odnosno rezervisanje vodotoka kao izvora pitke vode , postati i osnovna strateška odrednica jedne zemlje. Uvažavajuci prethodno navedeno, razumljiva je zabrinutost od masovnog korištenja vodotoka u energetske svrhe, medutim ti strahovi proizilaze, uglavnom iz neinformisanosti. Naime, instalacija male hidroelektrane na nekoj lokaciji ne iskljucuje mogucnost sigurnog korištenja te iste lokacije kao izvora pitke vode. Da male hidroelektrane mogu biti neškodljive za kvalitet pitke vode, svjedoci i mogucnost primjene agregata u vodovodnim sistemima, o cemu ce više rijeci biti u tacki koja obraduje tu problematiku.

Opisani aspekti navode otpore vecem zamahu izgradnje malih hidroelektrana, koji se javljaju u velikom broju razvijenih zemalja svijeta. Što se tice velikih hidroelektrana, situacija je nešto drugacija, jer se radi o objektima koji predstavljaju ogromne zahvate u prostoru, s velikim uticajima na prirodu i okolinu. Veliki hidroenergetski projekti koji se danas pokrecu, obicno su rezultat pokušaja rješavanja problema, ne samo energetske prirode, vec i nekih drugih problema. To može biti zaštita od poplava, uredenje i regulisanje vodotoka, snabdijevanje pitkom vodom, osiguravanje potrebnih kolicina vode za navodnjavanje, potreba povezivanja dvije obale izgradnjom mostova, izgradnja ribnjaka, izgradnja objekata i uredenje površina za turizam i rekreaciju i drugo. Dakle, savremeni projekti izgradnje velikih hidroelektrana po pravilu imaju višenamjenski karakter, i od opšteg su znacaja za regionalno podrucje, a time i za državu. Takvi projekti omogucavaju i otvaranje novih radnih mjesta i pretpostavke za brži vlasnicki razvoj lokalnog podrucja, pa time dobijaju i poseban status na nivou države. Sve ove okolnosti daju velikim hidroelektranama dodatnu težinu, pa je u cilju opšteg dobra društvena zajednica neka ogranicenja i negativne uticaje spremna da zanemari, zbog višestrukih koristi koje se ostvaruju jednim takvim projektom. Ta bitna razlika, izmedu velikih i malih hidroelektrana , uslovljava povecane teškoce prilikom investiranja u gradnju malih hidroelektrana.

Kod tipicnih malih hidroelektrana, kakve se danas zamišljaju (samostalni objekti za proizvodnju elektricne energije), ovakva valorizacija nije moguca, jer uopšteno gledano, ne može se konstatovati da doprinosi usljed njihove izg radnje nadmašuju nepovoljne uticaje. U vecini slucajeva radi se o automatizovanim, daljinski vodenim postrojenjima, pa nema govora o otvaranju veceg broja novih radnih mjesta. Što se tice njihovog doprinosa u elektroenergetskom sistemu na državnom nivou , radi se o vrlo malom udjelu u ukupnoj proizvodnji elektricne energije, dok se uticaji u lokalnoj elektroenergetskoj mreži razlikuju od slucaja do slucaja, ne toliko zbog svojstava male hidroelektrane, koliko zbog filozofije planiranja i stanja distribucionih mreža.

Gledište na ovu problematiku može se promijeniti primjenom pristupa malim hidroelektranama, kao višenamjenskim objektima. U takvim slucajevima, slicno kao i kod velikih hidroelektrana, mala hidroelektrana u sklopu je nekog višenamjenskog objekta, i to u vecini slucajeva kao sporedna komponenta. Primjena ovakvog pristupa bitno utice na promjenu stava o prihvatljivosti malih hidroelektrana, ali, s druge strane, redukuje broj potencijalnih lokacija za gradnju.

Indirektan uticaj malih hidroelektrana na prirodu i okolinu prikazuje ove objekte u drugacijem svijetlu. Ako se uzme u obzir potencijal malih vodotoka i ako se napravi gruba projekcija potpunog iskorištenja tog potencijala, i uporedi s izgradnjom termoelektrana ukupne snage adekvatne tom hidropotencijalu, dolazi se do interesantnih podataka o smanjenju emisija štetnih plinova. Imajuci u vidu sporazum iz Kyota o redukciji emisije štetnih plinova, svaki doprinos ovom smanjenju je dragocjen, a doprinos malih hidroelektrana tu je neosporan.

Kako je vec ranije spomenuto, vecina pogodnih lokacija za male hidroelektrane nalazi se u gornjim djelovima vodotoka, što znaci da se radi o nepristupacnim i slabo naseljenim podrucjima. U tim djelovima ne postoji znacajna potrošnja elektricne energije, pa prema tome ni kvalitetno razvedena distribuciona mreža. Ovo predstavlja dodatni problem, jer se postavlja pitanje isplativosti ulaganja u proizvodni objekat, koji je jako udaljen od mjesta potrošnje , odnosno od elektroenergetske mreže. Naime, velika udaljenost objekta od mreže predstavlja i veliko finansijsko opterecenje za malu hidroelektranu, što može dovesti u pitanje isplativost ulaganja u posmatrani projekat. Medutim, primjenom višenamjenskog pristupa planiranju izgradnje malih hidroelektrana, izgradnjom objekata razlicite namjene na istoj lokaciji, ostvaruje se i energetska potrošnja, a time i mogucnost plasiranja proizvedene elektricne energije u elektrani.



Ovo se može posmatrati i s druge strane. Izgradnja nekog objekta s energetskom potrošnjom na odabranoj lokaciji može se dovesti u pitanje, ako ne postoji mogucnost jeftinog snabdijevanja energijom na toj lokaciji (što ustvari znaci da je mreža jako udaljena od posmatranog objekta). Ako je predvideno da se posmatrani objekat izgradi u neposrednoj blizini lokacije pogodne za izgradnju male hidroelektrane, mala hidroelektrana svojom mogucnošcu snabdijevanja elektricnom energijom, postaje presudan cinilac koji omogucava realizaciju izgradnje tog objekta. Kombinovanom izgradnjom male hidroelektrane i objekata potrošnje razlicitih namjena , putem zajednickog ulaganja, otvara se i mogucnost realizacije rezervnog napajanja sa strane distribucione mreže, a izgradnja dalekovoda postaje finansijski isplativa, jer se radi o više zainteresovanih korisnika (potrošaci zbog povecanja sigurnosti snabdijevanja energijom, elektrana zbog povecanja sigurnosti evakuacije proizvedene energije). Ovakva kombinovana zajednicka ulaganja omogucuju malim hidroelektranama da budu tretirane kao pokretaci vlasnickog razvoja u slabo naseljenim i nerazvijenim podrucjima . Medutim, vlasnicki razvoj u klasicnom smislu, u nekim podrucjima možda i nije poželjan. Naime, podrucja o kojima se ovdje govori (gornji djelovi vodotoka), u vecini slucajeva su netaknuti djelovi prirode, a današnje tendencije su da se upravo takva podrucja zaštite od ljudskog djelovanja. Vidljivo je da su za male h idroelektrane vezana mnoga protivurjecja, a planiranje njihove izgradnje vrlo je osjetljivo s više aspekata , i bitno varira od lokacije do lokacije, pa mu je potrebno pristupiti s velikom pažnjom i sa uvažavanjem svih uslova i ogranicenja.

4.3. SAVREMENI PRISTUP DEFINISANJU USLOVA ZA MALE HIDROELEKTRANE SA OSVRTOM NA HRVATSKA ISKUSTVA

4.3.1. Uvod

Smatramo da su za potrebe izrade ovog materijala regionalna iskustva najdragocjenija. Republika Hrvatska je tokom aktivnosti na programu razvoja malih hidroelektrana analizirala i primijenila ta pozitivna iskustva. Imajuci u vidu da se radi o istraživanjima koja su sprovedena u posljednjih nekoliko godina, i da se radi o jednoj od rijetkih zemalja s velikim brojem vodotoka na malom prostoru , i dugoj tradiciji korištenja hidropotencijala u energetske svrhe, kao i zemlji koja je u neposrednoj blizini Crne Gore, na njenom primjeru ce se predstaviti skup mjera i aktivnosti za definisanje uslova pod kojima je moguca gradnja malih hidroelektrana.

Istraživanja malih hidroelektrana u novije vrijeme , zapocela su 1998. godine pokretanjem Nacionalnog energetskog programa izgradnje malih hidroelektrana u Republici Hrvatskoj (Program MAHE, pokrenut odlukom Vlade Republike Hrvatske), kao i pokretanjem pilot-projekata malih hidroelektrana (lit. 2.), odnosno odabirom odredenog broja povoljnih potencijalnih lokacija malih hidroelektrana , za koje je predvideno da se izradi projektna dokumentacija do nivoa idejnog rješenja. Na taj nacin, inicijalno je bilo predvideno da se testira zakonska procedura u vezi s planiranjem, projektovanjem i gradnjom malih hidroelektrana, i ukaže na prepreke, s ciljem stvaranja podloga za intervencije u zakonskoj regulativi. Medutim, kasnije je prepoznat još znacajniji doprinos koji proizlazi iz takvog pristupa, a to je definisanje realno iskoristivog potencijala na odredenom broju vodotoka. Osnovna ideja bila su prostorno-planska ogranicenja, kao i realni uslovi, a ogranicenja koja proizilaze iz zaštite prirodne i kulturne baštine ugraditi u tehnicka rješenja malih hidroelektrana (lit. 3.). Na taj nacin , potencijalne lokacije koje su problematicne s tog aspekta, iskljucuju se iz daljeg razmatranja, u cilju definisanja realno iskoristivog potencijala za male hidroelektrane.

Spome nuta istraživanja vršena su u sa radnji sa strucnjacima iz podrucja prostornog planiranja, biologije, gradevinarstva, arhitekture i istorije umjetnosti, a realizovana su kroz timski rad u sklopu aktivnosti na realizaciji Programa MAHE. Istraživanja su se naslanjala na ranija istraživanja (od prije 30-ak godina), koja su rezultirala definisanjem "Metodologije i smjernica za projektovanje i izgradnju malih hidroelektrana", i kasnijim studijskim elaboratima koji su izradeni na osnovu iste: "Katastar malih vodnih snaga" i "Katastar malih hidroelektrana".



Novijim analizama spomenute metodologije utvrdeno je da je prilikom odredivanja poteza korištenja u "Katastru malih vodnih snaga" (lit. 4.) mjerodavna bila tehnicka mogucnost izvodenja , a nije razmatrana i vlasnicka opravdanost, kao ni ostala ogranicenja. To je planirano da se uradi u "Katastru malih hidroelektrana" (lit. 5. i 6.). Nakon izrade "Katastra malih vodnih snaga", krajem osamdesetih godina, pristupilo se razradi osnovnih tehnickih rješenja za odredeni broj konkretnih potencijalnih lokacija, za male hidroelektrane na vodotocima sa specificnom snagom vecom od 50 kW/km. Ove obrade vršene su u dvije etape. U prvoj etapi odabrano je 50 lokacija na 13 vodotoka (lit. 5.) u sklopu izrade "Katastra malih hidroelektrana" (I faza). U drugoj etapi (lit. 6.) bilo je predvideno da se na isti nacin obrade sve preostale lokacije s definisanim potezima korištenja iz „Katastra malih vodnih snaga“. Medutim, dosad je obradeno samo dodatnih 17 lokacija na cetiri vodotoka. Ova etapa ima oznaku IIA. Ostale lokacije s definisanim potezima korištenja, do današnjeg dana nijesu obradene do odgovarajuceg stepena obrade, tako da su aktivnosti vezane za male hidroelektrane bile prekinute na neodredeno vrijeme. Ubrzo poslije toga, izdata je publikacija "Male hidroelektrane" (lit. 7.), u kojoj su obuhvacene samo lokacije s odgovarajucim podacima iz "Katastra malih hidroelektrana", te su date osnovne smjernice kako realizovati projekte malih hidroelektrana u Republici Hrvatskoj.

Posljednji pokušaj intenziviranja aktivnosti vezanih za male hidroelektrane (prije pokretanja Programa MAHE) rezultirao je izradom studije "Prostorno -planerske podloge za ocjenu poteza vodotoka za korišcenje i lociranje malih hidroelektrana u Republici Hrvatskoj" (lit. 8.). Iz tog studijskog elaborata proizilazi da je vjerovatnost gradnje male hidroelektrane na bilo kojoj lokaciji u Hrvatskoj vrlo mala, i to prvenstveno zbog primjene pristupa kojim se svi uslovi i ogranicenja definišu na nivou vodotoka. Medutim, ovim se ne dobija realna slika o malim hidroelektranama na pojedinim lokacijama, jer se karakteristike neke lokacije na posmatranom vodotoku mogu bitno razlikovati od onoga za neku drugu lokaciju na istom tom vodotoku, a da su iste medusobno udaljene samo nekoliko stotina metara.

4.3.2. Pilot projekti malih hidroelektrana

Ubrzo nakon pokretanja Programa MAHE definisani su pilot projekti, kako je to vec spomenuto u uvodnom dijelu. Ovdje je bitno nag lasiti da su iza brane one lokacije koje su dovedene do najvišeg stepena obrade prethodnom studijskom dokumentacijom ("Katastar malih hidroelektrana, I i IIA faza"), pa na taj nacin predstavljaju nadogradnju na istraživanja energetskog potencijala za male hidroelektrane u Hrvatskoj. Osim spomenutih lokacija, u pilot projekte ukljucene su i neke lokacije koje su proizi šle kao rezultat privatne inicijative. To je djelimicno, zato jer su se neke lokacije koje su potekle iz privatne inicijative, medusobno preklapale s inicijalno definisanim pilot projektima, a djelimicno i zbog pružanja podrške privatnim investitorima na nekim potpuno novim lokacijama. Na taj nacin broj pilot lokacija se povecao.

Na osnovu ostvarenih kontakata u državnim institucijama i istraživanjem zakonodavne regulative vezane za planiranje, projektovanje, izgradnju i pogon malih hidroelektrana, uslovi zaštite prirode i okoline, kao i uslovi zaštite kulturne baštine, prepoznati su kao najrestriktivnija ogranicenja za izgradnju malih hidroelektrana. Bitno je naglasiti da u postojecoj metodologiji za projektovanje i izgradnju malih hidroelektrana prostorno-planskim uslovima i ogranicenjima , nije data odgovarajuca pažnja, što je prilikom odabira potencijalnih lokacija za dalje obrade, rezultiralo velikim brojem lokacija za koje se kasnije ispostavilo da je na njima nemoguca ikakva gradnja.

Uvažavajuci prethodno navedeno, za svaku potencijalnu lokaciju usvojen je individualni pristup, dijelom zbog nedovoljnog iskustva i nivoa znanja o uticajima malih hidroelektrana na prirodu i okolinu, a dijelom zbog nepostojanja saznanja i nesprovodenja istraživanja o stanju prirode i okoline na potencijalnim lokacijama. Pod individualnim pristupom se podrazumijeva novi sistem definisanja uslova i ogranicenja , pod kojim je moguca gradnja i pogon ma le hidroelektrane. Ovaj sistem se zasniva na organizovanju strucnih timova, koji ce na osnovu izradene pretprojektne dokumentacije (lit. 9.) i istraživanja, na terenu ocijeniti moguce uticaje male hid roelektrane na okolni prostor i dati strucno mišljenje o podobnosti odredene potencijalne lokacije za energetsko korišcenje. Za izradu ovih mišljenja trenutno ne postoji osnova u zakonskoj regulativi, pa ona



nijesu obavezujuca u procedurama izdavanja pojedinih dokumenata od strane državnih i županijskih tijela i institucija. Medutim, zbog njihove nedovoljne upucenosti u specificnosti malih hidroelektrana , upravo tim tijelima ta strucna mišljenja mogu biti od velike pomoci u razumijevanju malih hidroelektrana.

4.3.3. Uticaj prostorno-planskih ogranicenja

Tokom inicijalnih terenskih obilazaka s projektantima tehnickih rješenja , za odreden broj lokacija utvrdeno je da zbog izgradenosti novih objekata na vodotocima ne postoji mogucnost realizacije projekata malih hidroelektrana na tim lokacijama , ili da bi ta realizacija bila vlasnicki neopravdana. Naime, lokacije definisane postojecom metodologijom, uzimale su u obzir realno stanje na terenu prije tridesetak godina, pa ih je od pocetka bilo potrebno tretirati samo kao teoretske mogucnosti, imajuci u vidu pretpostavljeni trend izgradnje novih gradevina. S druge strane, jedan dio lokacija je zbog namjene pripadajuceg prostora za druge svrhe , odnosno negativnog stava lokalne zajednice, iskljucen iz daljih razmatranja. Nekoliko lokacija je iskljuceno iz daljih razmatranja usljed ogranicenja zbog zaštite kulturne baštine, odnosno zaštite prirode i okoline i prije samih terenskih obilazaka, jer je iz prostorno-planske dokumentacije unaprijed bilo jasno da, zbog stepena zaštite odredenog prostora ili gradevina, ne dolazi u obzir nikakva gradnja ni zahvati u odredenom prostoru.

Od inicijalnih 77 pilot lokacija, zbog grubih preliminarnih prostorno-planskih ogranicenja iz daljih obrada , izuzeto je njih 33. Ostale lokacije (44) na ovom nivou su definisane kao prihvatljive za dalja razmatranja. Razlozi su bili razliciti:

Ø neriješeni medudržavni odnosi u vezi sa vlasnickim vodotocima koji se nalaze u pogranicnim podrucjima (predloženo je da se dalja istraživanja ovih vodotoka odlože za vrijeme kad ce spomenuti odnosi biti razriješeni, medutim, u posljednjih nekoliko godina to se nije dogodilo),

Ø na nekim vodotocima, iako kategorija zaštite prostora na kojem su locirani ne iskljucuje decidno mogucnost gradnje objekata na tom podrucju, odluceno je da se ne nastavlja s daljim aktivnostima na razradi iste,

Ø neke lokacije su iskljucene iz daljih razmatranja, na osnovu podatka iz Hrvatskih voda da se radi o rezervnom izvoru pitke vode, pa je utvrdeno da nakon realizacije projekta tog vodozahvata preostali, vrlo mali neiskorišteni vodni resursi, ne bi opravdali gradnju male hidroelektrane,

Ø za vrijeme terenskog obilaska na jednoj lokaciji zatecen je objekat stare male hidroelektrane koja je još uvijek u pogonu. Uoceno je da je rekonstrukcijom moguce znacajno povecanje instalirane snage, pa je ta lokacija zadržana kao mogucnost razrade varijantnog tehnickog rješenja, u dogovoru s trenutnim vlasnikom objekta,

Ø prilikom terenskog obilaska nekih vodotoka primijeceno je da je u meduvremenu došlo do izgradnje novih objekata na posmatranom prostoru, pa više ne postoji mogucnost za realizaciju projekta malih hidroelektrana, pa su i te lokacije iskljucene iz daljih razmatranja,

Ø od jedne lokacije se odustalo zbog izrazito negativnog stava lokalne zajednice o gradnji male hidroelektrane,

Ø prilikom terenskog obilaska jedne lokacije primijeceno je da je na toj lokaciji vec izgradena mala hidroelektrana, pa je ta lokacija time vec iskorištena,

Ø od daljih aktivnosti na realizaciji projekta, na jednoj lokaciji se takode odustalo, zbog negativnog mišljenja dobijenog od strane nadležnog Županijskog zavoda za prostorno uredenje.



4.3.4. Uticaj ogranicenja zbog zaštite kulturne baštine

Kako u Hrvatskoj postoji duga tradicija korištenja energije vodotoka za pogon mlinova i pilana, a takode i malih hidroelektrana, na velikom broju prirodnih kaskada postoje objekti, odnosno ostaci objekata, koji su nekad koristili energiju vode za navedene namjene. Na vrlo malom broju lokacija ti objekti su još u funkciji. Prirodna posljedica ove cinjenice je da je velik broj potencijalnih lokacija za male hidroelektrane (a time i lokacija u sklopu pilot projekata) upravo na lokacijama tih bivših gradevina. S obzirom da se radi o ostacima kulturne baštine, priprema gradnje objekata na tim lokacijama uvijek podliježe pažljivoj analizi i kontroli sa stanovišta zaštite kulturne baštine, pa je potrebno da se u proces pripreme izgradnje malih hidroelektrana ukljuce i strucnjaci iz podrucja istorije umjetnosti, odnosno arhitekture. Ovdje je potrebno napomenuti da u širem smislu, zaštita kulturne baštine obuhvata i zaštitu prirodnog krajolika, što je, takode, bio predmet spomenutih istraživanja.

Sprovodenje istraživanja uticaja ogranicenja zbog zaštite kulturne baštine , organizovano je kroz strucne timove u saradnji s predstavnicima nadležnih konzervatorskih djelova Ministarstva kulture (Uprava za zaštitu kulturne baštine), i sa projektantima tehnickih rješenja pojedinih malih hidroelektrana (pilot projekata). Uvidom u pretprojektnu dokumentaciju i aktivnostima na terenu , kao i istraživanjima arhivske grade, strucni tim je donio odredene zakljucke (lit. 10.). Ovdje je potrebno napomenuti, da su dvije lokacije ukljucene u pilot projekte nakon završetka ovih istraživanja otpale, pa za te lokacije ovo istraživanje nije sprovedeno. Dakle, ova istraživanja su vršena za 41 pilot projekt.

Što se tice metodologije primijenjene u izradi strucnih mišljenja o prihvatljivosti pojedinih pilot projekata sa stanovišta zaštite kulturne baštine, generalni pristup može se sažeti u osnovno nacelo: valorizacija postojece tradicijske gradnje, odnosno njenih tipoloških vrijednosti i gradevinskog stanja. Opšti zakljucak je da, ukoliko se adaptacija starih mlinova i vodenica u male hidroelektrane realizuje u skladu sa konzervatorskim upustvima, to može biti kvalitetna metoda za njihovu revitalizaciju i ocuvanje. Medutim, prilikom svakog zahvata u blizini nekog spomenika kulturne baštine , investitor se uslovljava osiguranjem arheološkog nadzora nad radovima iskopavanja kanala, kao i oblikovanjem zgrada novih strojarnica i kanala , tako da se uklapaju u krajolik, pa se pri razradi projekta predlaže konsultovanje nadležnoga tijela. Neki predloženi zahvati u prostoru nijesu prihvatljivi s gledišta zaštite kulturnih dobara i krajolika, pa su neke lokacije iskljucene iz daljih razmatranja. Zakljucak je da pojedine lokacije podliježu razlicitim stepenima ogranicenja. Uslovi i ogranicenja koji su proizišli kao rezultat istraživanja strucnog tima, mogu se podijeliti u nekoliko kategorija:

a) Lokacije na kojima se objekti i uredaji malih hidroelektrana mogu izvesti bez konzervatorskih ogranicenja, odnosno za vise od ocjene drugih uzrocnika (8 lokacija),

b) Lokacije na kojima se predloženi zahvat u prostoru može izvesti uz poštovanje konzervatorskih uslova uredenja, koje ce u postupku izdavanja lokacijske dozvole izdati nadležni Konzervatorski dio, prema preporukama i smjernicama navedenim u pojedinim strucnim mišljenjima (13 lokacija),

c) Lokacije na kojima se predloženi zahvat u prostoru može izvesti uz poštovanje konzervatorskih uslova uredenja, koje ce u postupku izdavanja lokacijske i gradevinske dozvole izdati nadležni Konzervatorski dio, nakon dodatnih istraživanja i analiza (14 lokacija),

d) Lokacije na kojima se predlaže izmjena projekta kako bi se iskoristili postojeci tradicionalni mlinski uredaji i gradevine, u svrhu ocuvanja kulturnih dobara i krajolika (2 lokacije),

e) Lokacije na kojima , s gledišta zaštite kulturnih dobara i krajolika, nije moguce izvesti predloženi zahvat u prostoru , jer bi njime nepovratno bili uništeni postojeci tradicionalni objekti i njihova okolina (4 lokacije).



4.3.5. Uticaj ogranicenja zbog zaštite prirode i okoline

Kao što je vec ranije naglašeno, male hidroelektrane su prilicno osjetljivi objekti sa stanovišta zaštite prirode i okoline, jer, s obzirom na manje vrijednosti instaliranih snaga, radi se o objektima koji se lociraju na manjim vodotocima. U vecini slucajeva takvi vodotoci nalaze se u netaknutim djelovima prirode. Kako takva podrucja uživaju odredeni stepen zaštite u ekološkom smislu, planiranje izgradnje nalih hidroelektrana na takvim lokacijama postaje izuzetno osjetljiva aktivnost, pri cemu je potrebno projektovanju tehnickog rješenja pristupiti krajnje oprezno. Naime, tehnicko rješenje strogo je uslovljeno konfiguracijom i prirodnim obilježjima terena na posmatranoj lokaciji, i od strane ekologa pojavljuju se oštri zahtjevi da se mala hidroelektrana mora maksimalno uklopiti u postojeci ambijent, sa što manjim štetnim uticajima na prirodu i okolinu. Vecinu hrvatskih vodotoka karakterišu mali padovi i mali protoci, što cesto uzrokuje potrebu za primjenom tehnickih rješenja izvodenja s derivacion im postrojenjima, a takva rješenja su prilicno skupa, ne samo u gradevinskom smislu, nego i ekološki gledano, jer derivaciona rješenja imaju vece uticaje na prirodu i okolinu od pribranskih (lit. 11. i 12.). Ovdje je vidljivo da je, tokom realizacije pilot projekata , aspektu zaštite prirode i okoline dat visoki prioritet.

Uvažavajuci prethodno navedeno, evidentno je da priprema gradnje objekata na spomenutim podrucjima uvijek podliježe pažljivoj analizi i kontroli sa stanovišta zaštite prirode i okoline, pa je potrebno u proces pripreme izgradnje malih hidroelektrana ukljuciti i strucnjake iz podrucja biologije i ekologije, cime se omogucuje njihovo ucestvovanje u kreiranju tehnickog rješenja male hidroelektrane od samog pocetka aktivnosti planiranja, odnosno projektovanja.

Sprovodenje istraživanja o uticaju ogranicenja zbog zaštite prirode i okoline, organizovano je kroz strucne timove, u saradnji s predstavnicima Ministarstva zaštite okoline i prostornog uredenja, strucnjacima iz podrucja biologije i projektantima tehnickih rješenja pojedinih malih hidroelektrana (pilot projekata). Uvidom u pre tprojektnu dokumentaciju i u aktivnosti na terenu , kao i u istraživanja arhivske grade, strucni tim je donio odredene zakljucke koji su rezultirali nacelnim ocjenama prihvatljivosti realizacije pojedinih pilot projekata (lit. 13.). Ovdje je potrebno napomenuti, da dvije lokacije nijesu ukljucene u ova istraživanja, jer je za njih u isto vrijeme sprovoden postupak procjene uticaja na okolinu, formirane od strane Ministarstva zaštite okoline i prostornog uredenja, pa za te dvije lokacije ovo istraživanje nije sprovedeno. Dakle, i ova istraživanja su vršena za 41 pilot projekat.

Od inicijalnog 41-og pilot projekta, koji su proizi šli kao predmet daljih obrada nakon uzimanja u obzir prostorno-planskih ogranicenja, nakon istraživanja uticaja malih hidroelektrana na prirodu i okolinu, kao i odredivanjem njihove prihvatljivosti, odnosno mogucnosti njihove realizacije s aspekta zaštite prirode i okoline, može se konstatovati da je iz daljih obrada iskljuceno 11 lokacija. Pri tome se ne uzimaju u obzir projekti koji su iz daljih razmatranja iskljuceni zbog zaštite kulturne baštine – to istraživanje vršeno je paralelno s istraživanjem uticaja malih hidroelektrana na prirodu i okolinu .

4.3.6. Projekti s kojima se nastavljaju dalje o brade u vezi sa raspoloživošcu vode

Nakon što su uzeta u obzir sva ogranicenja , i iz daljnjih razmatranja iskljucene sve lokacije neprihvatljive bilo zbog prostorno -planskih, bilo zbog ogranicenja zaštite kulturne baštine, bilo zbog ogran icenja zaštite prirode i okoline, konacno je vidljivo da u daljim obradama od inicijalno definisanih 77 pilot projekata , egzistira samo 30 pilot projekata.

Istraživanje vodotoka sa stanovišta raspoloživosti vode za potrebe malih hidroelektrana, logicno se nastavlja na istraživanja vodotoka vezana za podobnost potencijalnih lokacija za izgradnju malih hidroelektrana. Ova istraživanja su vrlo bitna , ne samo u smislu definisanja s kojim kolicinama vode mala hidroelektrana može da racuna , nego, što je sa stanovišta položaja male



hidroelektrane u elektroenergetskom sistemu još važnije, i u smislu posmatranja pouzdanosti i raspoloživosti male hidroelektrane. Bitno je naglasiti, da se posmatraju samo realno izvodljvi projekti, a to znaci da, izmedu ostalog, oni moraju biti i vlasnicki opravdani. Drugim rijecima, posmatraju se lokacije, odnosno vodotoci s takvim svojstvima da ne presušuju tokom godine, ili im je sušni period vrlo kratak. Naime, u istraživanjima sprovedenim prije desetak godina (lit. 7.), prilikom tadašnjeg definisanja tehnickih rješenja malih hidroelektrana, biološki minimum, odnosno kolicina vode na posmatranoj lokaciji koju nije dozvoljeno koristiti u energetske svrhe, nije bio uzet u obzir, što je rezultiralo da se definiše moguca godišnja proizvodnja malih hidroelektrana koja je bila nerealna. Ova istraživanja imala su za cilj da definišu realno ostvarivu godišnju proizvodnju za pilot projekte, koja se temelji na stvarno raspoloživim kolicinama vode za energetsko korišcenje.

Kada se govori o odredivanju raspoloživih kolicina vode za neki objekat na vodotoku, obicno se koristi pojam biološki minimum. Danas ovaj pojam sve više ustupa mjesto pojmu ekološki prihvatljivi protok, koji bolje opisuje spomenutu velicinu. Vrijednost ekološki prihvatljivog protoka od presudne je važnosti prilikom sagledavanja vlasnicke opravdanosti male hidroelektrane, jer moguca godišnja proizvodnja bitno zavisi od vrijednosti ekološki prihvatljivog protoka. Za odredivanje vrijednosti ekološki prihvatljivog protoka primijenjena je metodologija opisana u lit. 14. i 15. Istraživanja, koja su izložena u ovom poglavlju, izvršena u sa radnji sa strucnjacima iz podrucja biologije i gradevinarstva, pa time prikazani rezultati i zakljucci predstavljaju rezultat timskog rada u sklopu aktivnosti na realizaciji Programa MAHE.

Istraživanja koja su imala za cilj odredivanje ekološki prihvatljivog protoka za posmatrane lokacije, dijelom se zasnivaju na prethodnim istraživanjima, i to prvenstveno na rezultatima hidroloških analiza sprovedenih u lit. 16, jer u Republici Hrvatskoj još ne postoje odgovarajuci zakonski propisi, niti je službeno usvojena metodologija za odredivanje ekološki prihvatljivog protoka. Ekološki prihvatljiv protok odreden je iskljucivo hidrološkim analizama i ne zadovoljava sve korisnike voda, jer ne uzima u obzir biološke karakteristike vodotoka, pa shodno tome zahtjeve okoline na posmatranoj lokaciji od interesa, pa se danas hidrološke metode koriste u kombinaciji s ekološkim metodama, a sve veci znacaj pridaje se i uvodenju društvenih kriterijuma (stepen razvoja i ekološka svijest društva).

Ovaj pristup primijenjen je i u spomenutim istraživanjima, a odredivanje vrijednosti ekološki prihvatljivog pro toka zasniva se na definisanju zadržanog dotoka, odnosno "biološkog minimuma" hidrološkim metodama, kao i provjeri dovoljnosti tako definisanog zadržanog dotoka za održavanje autohtonih zajednica maticnog vodotoka nizvodno od vodozahvata kroz osiguranje osnovnih životnih uslova za vodotok karakteristicnih bioindikatora, odnosno ribljih zajednica (lit. 17.). Naime, polazna pretpostavka za ovakvo razmišljanje jeste to da se osiguranjem odredene vremenske i prostorne dinamike promjena protoka nizvodno od vodozahvata dovoljnih za održavanje i razvoj indikatorskih vrsta riba , osiguravaju i uslovi za opstanak i ostalih autohtonih zajednica maticnog vodotoka na tom potezu. Odabrane karakteristicne vrste riba su: pastrmka (vodotoci ili djelovi vodotoka s plemenitim vrstama riba), mrena (središnji djelovi vodotoka) i deverika (vodotoci ili djelovi vodotoka s toplovodnim vrstama riba). Spomenuta provjera dovoljnosti odredena je provjerom dovoljnosti prethodno utvrdenih vrijednosti za spomenute vrste riba , koje karakterišu posmatrane vodotoke, odnosno djelove vodotoka. Za odreden broj lokacija definisano je više vrijednosti eko loški prihvatljivog protoka, u zavisnosti od toga koliko se mijenja vremenska dinamika promjena protoka na posmatranoj lokaciji, zavisno od toga da li se radi o sušnom ili vlažnom dijelu godine.

Sa istraživanjima raspoloživih kolicina vode za posmatrane male hidroelektrane, steceni su svi uslovi za definisanje, odnosno niveliranje tehnickih rješenja pilot projekata (radi se o tehnickim rješenjima od prije tridesetak godina), uz razmatranje svih uslova i ogranicenja vezanih za prostorno-planski, odnosno ekološki aspekt.



4.3.7. Rekapitulacija pilot projekata

Odluceno je da se istraživanja i analize zaustave na ovom nivou. Naime, kako je od samog pocetka pokretanja pilot projekata osnovna ideja bila pripremiti projektnu dokumentaciju do nivoa lokacijske dozvole i ugovora o koncesiji za buduceg nepoznatog investitora, sljedeci korak je pronalaženje zainteresovanih preduzetnika koji žele da ulažu u male hidroe lektrane, odnosno prepuštanje daljih aktivnosti privatnoj inicijativi. U tom smislu ostavljeno je dovoljno slobode buducim vlasnicima elektrana da samostalno izvrše odabir opreme, koja ce se ugraditi u malu hidroelektranu. S druge strane, sve dok se ne definišu podsticajne mjere, koje ce imati uticaja na otkupnu cijenu elektricne energije proizvedene u malim hidroelektranama, nema smisla pokretati izradu studija izvodljivosti, odnosno sprovodenje analiza vlasnicke isplativosti za posmatrane projekte, a u cilju dalje selekcije projekata sa stanovišta mogucnosti realizacije.

4.4. PRIKAZ SLOVENSKIH ISKUSTAVA U IZGRADNJI MALIH HIDROELEKTRANA

Mala hidroelektrana, prema slovenskim propisima, je elektrana snage do 10 MW. Instalirana snaga izgradenih malih hidroelektrana u Republici Sloveniji do 2002. godine iznosila je oko 110 MW u oko 400 objekata (lit. 18.), što iznosi 2% udjela u ukupnoj proizvodnji elektricne energije u Sloveniji. U vecini slucajeva, ostvarene su privatnim ulaganjem u izgradnji i korišcenju hidropotencijala malih vodotoka.

Inace, s obzirom na pad, slovenske male hidroelektrane mogu se podijeliti u tri grupe:

- mali pad do 5 m je zastupljen na 10% lokacija,

- srednji pad 5-15 m je zastupljen na 60% lokacija,

- veliki pad preko 15 m je zastupljen na 30% lokacija .

Iako se smatra da se procjene ekonomski isplativog potencijala krecu u granicama izmedu 40 i 60%, može se primijetiti da u posljednjih desetak godina dolazi do stagnacije izgradnje novih objekata. Naime, do devedesetih godina prošlog vijeka bio je primjetan porast ukupne instalirane snage, ali nakon toga broj izgradenih objekata i ukupna instalirana snaga više ne raste istom dinamikom, vec se krece uglavnom oko navedenih 110 MW. Ovo se može objasniti na sljedeci nacin. Brzi rast izgradnje tokom perioda 1985.-1991, i još brži rast u periodu 1992.-1994., rezultat je vladinog podsticajnog programa s niskim kamatnim stopama. Medutim, tokom tih perioda izgraden je velik broj objekata uz vrlo male restrikcije , sa stanovišta zaštite životne sredine , što je uskoro dovelo do negativne reakcije u javnosti i medu ekološkim strucnjacima, što je na kraju rezultiralo vrlo lošim javnim mišljenjem o malim hidroelektranama. Primijecen je i znatan porast uticaja raznih nevladinih i/ili ekoloških organizacija s relativno negativnim stavom prema malim hidroelektranama, iako te organizacije zastupaju stav da su hidroelektrane prihvatljivije od drugih elektroenergetskih objekata. Sve ovo je imalo posljedice i na državne institucije, jer prilikom inicijativa za uvrštenje u prostorne planove novih potencijalnih lokacija za male hidroelektrane, nadležno Ministarstvo za životnu sredinu, prostorno planiranje i energetiku nije moglo da odobri uvrštenje tih lokacija u prostorne planove. Postupak uvrštenja u prostorni plan se pokazao kao netransparentan, nakon cega se interes investitora za gradnju ovakvih objekata znacajno smanjio. Kao jedna od preporuka za prevladavanje ovog problema , savjetuje se povecanje transparentnosti i jednostavnosti procedura, s mogucnošcu uocavanja neperspektivnosti pojedinog projekta na što nižem stepenu razrade.

Kao najveci uzrok za otpore u gradnji novih malih hidroelektrana u Sloveniji (lit. 18.), navodi se negativan vizuelni uticaj na krajolik i negativan stav ribolovaca, a manjim dijelom i sukob s regulacijom vodnih tokova i namjenom odredenih lokacija za druge svrhe. U posljednje vrijeme kao najveca prepreka pojavljuje se i sve prisutnija tendencija za podizanjem nivoa zaštite odredenih prirodnih podrucja na nivou Evropske unije, na osnovu EU Direktive za promociju mreže zašticenih podrucja. U takvim podrucjima, izgradnja malih hidroelektrana je izuzetno otežana, ako ne i nemoguca.



Dakle, relativno velik iznos instalirane snage u malim hidroelektranama u Sloveniji, rezultat je prethodne zakonodavne regulative primjerene olakšanom ulaganju i gradnji ovih postrojenja. Medutim, i ta regulativa je u zadnjih desetak godina postala složenija, narocito uzevši u obzir nove EU standarde u pogledu zaštite životne sredine. Nakon uvrštenja odredene lokacije u prostorni plan, pristupa se izradi projektne dokumentacije. Dokument "informacija o lokaciji", smatra se dokazom da je planirani objekat uvršten u prosto rni plan pod odredenim uslovima, izdaje se od strane lokalnih vlasti i predstavlja vodic za dalje projektovanje. Sprovodi se i postupak procjene uticaja na okolinu , koji predvida izradu studije uticaja na okolinu, kao i ucešce javnosti u citavom postupku procjene uticaja na okolinu.

Investitor je dužan da od države, kao vlasnika prirodnog dobra – vode, dobije pravo za korišcenje tog prirodnog dobra u energetske svrhe. Za vlasnicko korišcenje voda na pojedinim dionicama vodotoka, za proizvodnju energije neophodno je sklopiti ugovor o koncesiji. Koncesija mora biti uskladena s planskim i prostornim aktima, a potrebno ju je dobiti prije namjeravanog zahvata u prostoru. Osnovno nacelo pri dodjeljivanju koncesije je da moraju biti ispunjeni svi uslovi zaštite okoline. Ministarstvo za okolinu i prostor raspisuje javni konkurs za dodjelu koncesije. Odluku o izboru koncesionara izdaje Vlada, i nakon toga sklapa ugovor s izabranim koncesionarom, koji sadrži, prije svega, nacin i rokove placanja nadoknade za koncesiju.

Koncesija za korišcenje voda dodjeljuje se na rok od 30 godina i odnosi se na lokaciju predmetne dionice korištenja vodnog potencijala, s odredenim iznosom za koncesiju, koji se placa jednom godišnje, a izracunava se na osnovu bruto potencijala vodotoka, izraženog u kW. Vrijednost jednog kW bruto potencijala jednaka je prosjecnoj otkupnoj vrijednosti 120 kWh realizovane isporuke elektricne energije male hidroelektrane u slovenacki elektroenergetski sistem u protekloj godini. Racunanje pocinje sa danom pocetka isporuke elektricne energije u mrežu. Sredstva koncesijskih nadoknada koristi država, odnosno jedinica lokalne samouprave u mjeri i na podlozi plana razvitka infrastrukture i opterecenosti okoline, na nacin odreden u Uredbi o koncesiji. Koncesiju je moguce dodijeliti bez placanja nadoknade, na demografski ugroženim podrucjima.

Na osnovu informacije o lokaciji i ostalih dobijenih saglasnosti, izraduje se Idejni projekat, na osnovu kojeg se izdaje gradevinska dozvola. Potreban sadržaj Idejnog projekta propisan je posebnim pravilnikom, a izraduje ga organizacija registrovana za projektovanje. Ukoliko investitor ne gradi objekat sopstvenim sredstvima, koristeci pritom bankovni ili državni kredit, potrebna je izrada investicionog programa i finansijske konstrukcije, sa navedenim izvorima finansiranja. Investicioni program se izraduje na osnovu Idejnog projekta i konkretnih ponuda dobavljaca opreme i izvodaca radova.

Pri izradi Idejnog projekta odabira se optimalna varijanta korištenja vodotoka , koja proizilazi iz nekoliko varijanti rješenja objekta. Idejni projekat de finiše snagu, godišnju proizvodnju, mikrolokaciju objekta, tip opreme elektrane, nacin gradnje itd. Detaljni sadržaj Idejnog projekta propisan je posebnim pravilnikom.

U vecini slucajeva potrebno je izraditi i Izvodeni projekat (detaljni nacrti izvedeni na osnovu podataka dobavljaca elektro i macinske opreme). Gradevinsku dozvolu za malu hidroelektranu snage do 1 MVA, izdaje podrucna upravna jedinica Republike Slovenije, a za snage iznad 1 MVA republicki upravni organ (Ministarstvo za okolinu i prostor). Za vrijeme izvodenja gradevinskih radova, investitor je dužan da osigura strucni nadzor nad gradenjem objekta, odnosno nad izvodenjem radova. Samo pomjeranje i nadzor gradnje objekta, zatim tehnicki pregled izgradenog objekta , mora biti u skladu sa Zakonom o gradenju i Zakonom o energetskom vlasništvu.

Po montaži uredaja i opreme, investitor može, nakon obavljenog tehnickog pregleda postrojenja, u skladu sa odredbama Zakona o gradenju objekata , poceti probni pogon, koji smije da traje najviše godinu dana. Po tehnickom pregledu, a zatim na osnovu ustanovljenog probnog pogona i prijedloga komisije, organ koji je izdao gradevinsku dozvolu izdace upotrebnu dozvolu, ili odrediti otklanjanje ustanovljenih nepravilnosti. Za elektrane, koje su izgradene,



potrebno je dobiti pozitivnu ocjenu o sposobnosti za sigurni pogon. Na osnovu pregleda, nju izdaje nadležni inspekcijski organ.

Vodnovlasnicku dozvolu izdaje upravni organ, koji je nadležan za izdavanje vodnovlasnicke saglasnosti. Uz zahtjev je potrebno priložiti podatke o namjeni, vremenu i nacinu korištenja voda, kao i vodnovlasnicku saglasnost, projekat izvodenja radova i upotrebnu dozvolu.

Prikljucak male hidroelektrane na elektroenergetsku mrežu mora zadovoljiti zahtjeve mreže u vezi energetskih, sigurnosnih i pogonskih kriterijuma za neometani pogon , kako elektroenergetske mreže, tako i elektrane. S obzirom na klasifikaciju elektrana po velicinama razreda snage, po vrstama generatora, kao i karakteristikama mreže, uslovi prikljucenja i pogona su razliciti. To podrucje je obradeno u posebnim sistemnim preporukama.

Elektricna energija se ne može koristiti ako se od nje ne placa propisani porez na promet. Elektrana koja proizvodi energiju za svoje potrebe (za neki objekat u krugu elektrane, pilanu i sl.), dužna je od proizvedene energije da obracunava i da placa porez propisan zakonom.

4.5. RAZLOZI I PRIJEDLOZI ZA NOVI NACIN POSMATRANJA MALIH HIDROELEKTRANA

Vezano za prostorno-planski aspekt, može se konstatovati sljedece. Analizom zakonodavne regulative, kao i ostvarenim kontaktima u državnim institucijama, došlo se do zakljucka da prostorno-planski uslovi predstavljaju najrestriktivnija ogranicenja za izgradnju malih hidroelektrana. Ovdje je potrebno naglasiti da se ti uslovi razlikuju od lokacije do lokacije, pa se prijedlog novog pristupa planiranju malih hidroelektrana , može sažeti u jednu osnovnu misao – individualni pristup svakom pojedinacnom projektu, s naglaskom na definisanju realno iskoristivog potencijala. Predlaže se napuštanje ideje posmatranja malih hidroelektrana kao grupacije objekata koji se mogu unificirati, kako po tipu objekta i postrojenja, tako i po ogranicenjima koja se postavljaju prije njihove gradnje. Sama cinjenica postojanja institucije Studije procjene uticaja na okolinu, posljedica je iluzije da uslovi i ogranicenja mogu biti unifikovani za zahvate u prostoru. Iako neki nacelni uslovi i ogranicenja mogu biti postavljeni, o cemu ce više rijeci biti kasnije, predlaže se usvajanje individualnog pristupa svakoj potencijalnoj lokaciji, uz kriterijum finansijske i ekološke, odnosno društvene prihvatljivosti, jer ako se uzmu u obzir iskustva drugih, definisanje unifikovanih uslova i kriterijuma za odredivanje mogucnosti realizacije odredenog projekta malih hidroelektrana, unaprijed je osudeno na neuspjeh, jer ne postoje dvije iste lokacije. Uopšteni zakljucak je, da je unifikovani nacin posmatranja malih hidroelektrana u novim uslovima neprimjenjiv, pa je neophodno njegovo adaptiranje na nove uslove (nova zakonska regulativa, izraženija ekološka svijest pojedinaca, otvaranje energetskog tržišta, izmijenjena uloge države i elektroprivrede u planiranju elektroenergetskog sistema, razvoj tehnologije). U nastavku ove tacke detaljnije ce se razmotriti svi aspekti koji proizilaze iz ovog prijedloga.

Kako je vec najavljeno, predlaže se uvodenje individualnog pristupa posmatranju potencijalnih lokacija za male hidroelektrane. Pod tim se podrazumijeva stvaranje novog sistema definisanja uslova i ogranicenja , pod kojima je moguca gradnja male hidroelektrane, imajuci u vidu prostorno-planski aspekt. Tim sistemom zamišljeno je formiranje posebnih timova sa strucnjacima razlicitih specijalnosti za definisanje uslova i ogranicenja, pod kojim je moguca gradnja i pogon male hidroelektrane. Ovdje se prvenstveno misli na aspekt zaštite prirode i okoline, kao i kulturne baštine (prema dosadašnjim iskustvima najrestriktivniji aspekti), mada se , u odredenim slucajevima , mogu posmatrati i neki drugi aspekti. Radi se o stvaranju multidisciplinarnih timova, koji ce na osnovu izradene pretprojektne dokumentacije i istraživanja na terenu, ocijeniti moguce uticaje male hidroelektrane na okolni prostor, i izraziti strucno mišljenje o podobnosti odredene potencijalne lokacije, a zatim specijalno predložiti režim korištenja voda u smislu definisanja ekološki prihvatljivog protoka. Ocjene i prijedlozi koji proizilaze iz ovih aktivnosti nijesu obavezujuce (ali sugeriše se da se ugrade u zakonsku regulativu), ali mogu biti od velike pomoci u zakonskoj proceduri izdavanja potrebnih uslova i saglasnosti od strane državnih i županijskih tijela i institucija, zbog njihove nedovoljne upucenosti u tu problematiku, a sa obzirom na to da su male hidroelektrane ipak, još uvijek,



noviteti u Crnoj Gori. U zakonskoj regulativi ne postoje bitne razlike u pristupu malim i velikim hidroelektranama, iako se radi o velikim razlikama izmedu ova dva tipa objekata, kako u velicini, tako i u stepenu složenosti izgradnje.

Spomenuti pristup pokazao se kao kvalitetno rješenje za ocjenu mogucnosti realizacije projekata na posmatranim lokacijama u Republici Hrvatskoj. Osnovna ideja je ukljucivanje u poslove projektovanja, ne samo eksperte razlicitih specijalnosti, nego i predstavnike onih državnih, odnosno lokalnih tijela i institucija koji propisuju uslove i saglasnosti tokom zakonskih procedura izdavanja potrebnih dokumenata. Na taj nacin su u definisanju tehnickog rješenja malih hidroelektrana ukljuceni svi subjekti, od kojih najviše za visi hoce li se odredeni projekat realizovati ili ne. Ovakav pristup u sebi sadrži još jednu prednost. Naime, ukljucivanjem osoba koje propisuju uslove i ogranicenja za male hidroelektrane, na nižem stepenu obrade smanjuje se rizik da ce u neke projekte biti uložena odredena finansijska sredstva i napori, a da se kasnije ispostavi da ih nije moguce realizovati. Ociti primjer vidljiv je iz hrvatskih iskustava, gdje je od sveukupno 77 projekata na kraju samo za njih 30 ocijenjeno da se mogu realizovati, sa stanovišta prostorno-planskih ogranicenja u širem smislu. Gledano po instaliranoj snazi, radi se o smanjenju od ukupne vrijednosti instalirane snage od oko 32 MW (svi pilot projekti) na vrijednost od 7,8 MW.

Posebnu pažnju potrebno je obra titi i na razmatranje i definisanje prikljucka male hidroelektrane na elektroenergetsku mrežu. Cest je slucaj da prilikom razmatranja prikljucka elektrane na elektroenergetski sistem, nije na odgovarajuci nacin prepoznat znacaj uzimanja u obzir kompletnog stanja mreže na mjestu samog prikljucka, odnosno u njegovoj okolini. Ovo je narocito bitan aspekt, jer prikljucak na mrežu može biti znatan dio investicije, a time i presudan pokazatelj o mogucnosti realizacije nekog projekta, s obzirom na kriterijum isplativosti ulaganja. U slucaju postojanja slabe mreže na mjestu prikljucka, neophodni su odredeni zahvati u smislu pojacavanja postojeceg dijela mreže radi omogucavanja prihvata energije proizvedene u maloj hidroelektrani. Ulaganja u spomenute rekonstrukcije mogu biti tolika, da dovedu u pitanje realizaciju odredenog projekta.

Uvažavajuci prethodno navedeno, p redlaže se znacajno povecanje opsega istraživanja i analiza koje je potrebno sprovesti, ne samo prije definisanja tehnickog rješenja prikljucka male hidroelektrane na mrežu, nego cak i prije donošenja odluke pokretanju detaljnije razrade odredenog projekta, imajuci u vidu vec spomenutu cinjenicu da prikljucak na mrežu može predstavljati toliki finansijski izdatak da posmatrani projekat uopšte nije isplativ, pa time ni interesantan za dalje obrade. Medutim, ovo nije i najbitniji aspekt prikljucka na mrežu. Za ocekivati je da ce sa buducom zakonskom regulativom biti usvojeno nacelo raspodjele troškova finansiranja malih lokalnih izvora na mrežu, u skladu s udjelima koristi koje mala hidroelektrana i mreža ostvaruju s tehnickog stanovišta. U tom smislu , detaljna analiza medusobnih uticaja male hidroelektrane i mreže, postaje osnovni alat za odredivanje udjela tih koristi. Naime, male hidroelektrane mogu imati i pozitivne doprinose sistemu na koji se prikljucuju (poboljšavanje naponske slike, smanjenje gubitaka). Osim tehnickog aspekta, predlaže se detaljnija razrada prikljucka male hidroelektrane na mrežu u prostornom smislu, imajuci u vidu prostorno-planska ogranicenja. Naime, restrikcije koje vrijede za postrojenje male hidroelektrane u uglavnom netaknutim djelovima prirode (a koji su pogodni za male hidroelektrane), važe i za prikljucne dalekovode.

Uvažavajuci ranije spomenutu cinjenicu o tehnološkim novitetima posljednjih godina u pogledu turbina, neophodno je naglasiti da danas mogucnost primjene tipizacije mašinske opreme dovedena u pitanje, a takode i izvodenje gradevinskih objekata, jer današnja praksa pokazuje da je prilagoden i nestandardizovan pristup projektovanju i izgradnji malih hidroelektrana, u velikom broju slucajeva bolje rješenje od tipskih rješenja , odnosno cesto je slucaj da tipska rješenja nije moguce primijeniti. Bitno je naglasiti da je ovo posljedica sve vecih restrikcija koje su vezane za zaštitu životne sredine, jer danas zahtjevi za zaštitom životne sredine imaju vecu težinu od kriterijuma bolje iskoristivosti potencijala neke lokacije, ili od kriterijuma povoljnije cijene investicije na nekoj lokaciji. Iako je ocigledno da standardizacija gradevinskih objekata i ugradene opreme rezultira jefitinijim i jednostavnijim postrojenjem i održavanjem, cinjenica je da individua lnost svake lokacije (sa stanovišta biorazlicitosti, geomorfologije i hidrologije) diktira



uslove pod kojima je primjena odredenog tehnickog rješenja moguca, što znaci da tipska rješenja nije moguce primijen iti na svim lokacijama. Uvažavajuci ideju održivog razvoja, primijecen je trend porasta broja lokacija koje ce biti smatrane kao vrlo osjetljive u smislu zaštite životne sredine, a time ce se mogucnost primjene standardizovanih rješenja smanjivati. Osim toga, uobicajena pretpostavka je bila da ce razvoj tipizacije i povecana gradnja malih hidroelektrana dovesti i do znacajnog razvoja proizvodnih pro grama nacionalnih industrija. Medutim, do toga na ovim prostorima nije došlo. Današnja praksa u evropskim zemljama, potpuno se razlikuje od tog modela, jer izvodenje projekata izraduju sami proizvodaci opreme, i na osnovu podataka o potencijalnoj lokaciji prilagodavaju tehnicka rješenja. U tom smislu, predlaže se napuštanje tipskog pristupa za male hidroelektrane, kao i primjena prilagodenog, odnosno individualnog pristupa svakom konkretnom projektu (osim na lokacijama gdje uslovi zaštite životne sredine dopuštaju primjenu standardizovanih rješenja). Medutim, za velik dio uredaja (narocito elektrooprema i prikljucak na mrežu), standardizacija još uvijek ima smisla, o cemu je više receno u poglavlju 9.

Vecina tehnickih rješenja je u prošlosti rezultirala jednonamjenskim projektima, odnosno objektima koji se koriste iskljucivo za proizvodnju elektricne energije korišcenjem vodnih resursa na konkretnoj lokaciji. Ovdje se, nasuprot tome, predlaže dosljedna primjena višenamjenskog pristupa prilikom planiranja izgradnje , odnosno projektovanja tehnickih rješenja malih hidroelektrana, imajuci u vidu da su male hidroelektrane objekti koji ne vracaju brzo uložena sredstva, pa je svaka dodatna namjena dobrodošla.

Iako je vec spomenuto da je unificirano definisanje kriterijuma za gradnju malih hidroelektrana aktivnost koja ne daje rezultate, neki nacelni kriterijumi koji su proizišli iz dosadašnjih iskustava se mogu navesti:

Ø razrada detaljnijih tehnickih rješenja samo za lokacije za koje su prethodna istraživanja dala pozitivne ocjene o finansijskoj isplativosti, ekološkoj prihvatljivosti i društvenoj prihvatljivosti, ali kroz integralni pristup (s utvrdenom meduza visnošcu) u razmatranju ova 3 osnovna kriterijuma,

Ø davanje prednosti lokacijama s postojecim podacima o dugogodišnjim hidrološkim nizovima, prilikom donošenja odluke o izradi detaljnije projektne dokumentacije,

Ø davanje prednosti lokacijama na kojima vec postoje objekti s tradicijom korištenja vodnih resursa, kao i njihovo osavremenjivanje,

Ø davanje prednosti višenamjenskim rješenjima izvodenja malih hidroelektrana,

Ø izgradnji bilo koje male brane ili pregrade treba prethoditi transparentna procjena uticaja na životnu sredinu, koja treba da obuhvati: a) uticaje na biorazlicitost, b) hidrološke prilike (narocito procjenu vrijednosti minimalnih i maksimalnih protoka), c) taloženje sedimenta , d) uticaje na sredinu , e) povezanost rijecnog toka ispred i iza zahva ta (ne samo u vezi s ribama).

Ø vrlo oprezan pristup lokacijama koje su locirane u nacionalnim parkovima, ili u podrucjima sa specijalnim stepenom zaštite prirode i okoline (davanje prednosti objektima za proizvodnju elektricne energije samo za lokalne potrebe) – uz iskljucivanje lokacija s visokim stepenom biorazlicitosti (unutar ili van zašticenih podrucja),

Ø iskljucivanje lokacija na kojima izvodenje objekata narušava spomenike kulture,

Ø nastojanje za što boljim uklapanjem objekata u okolni prostor, uz davanje prednosti tehnickim rješenjima koja manje zadiru u prostor,

Ø nastojanje da gradevinski objekti budu izvedeni konstrukcijski, na takav nacin da je u bilo kojem trenutku nemoguce isušivanje korita vodotoka, odnosno da je u svakom momentu osiguran ekološki prihvatljivi protok,



Ø definisanje nultog stanja na lokaciji prije gradnje potencijalne male hidroelektrane, i zahtjev za uspostavljanjem sistema monitoringa za pracenje efekata usljed gradnje i pogona male hidroelektrane,

Ø uzimanje u obzir tehnickih mogucnosti prihvatanja proizvedene elektricne energije u maloj h idroelektrani, od strane mreže na koju se ista prikljucuje,

Ø uzimanje u obzir troškova prikljucnih dalekovoda u cijenu male hidroelektrane, kao i posmatranje svih objekata infrastrukture kao integralne investicije (ukljucujuci i potrebna pojacanja u postojecoj elektroenergetskoj mreži).

4.6. PRIJEDLOG METODOLOGIJE ZA DEFINISANJE USLOVA POD KOJIMA JE MOGUCA GRADNJA MALIH HIDROELEKTRANA

Kako je vec ranije naglašeno, definisanje kriterijuma pod kojima je moguca gradnja malih hidroelektrana na nivou države, pa cak i na nivou vodotoka , ne daje rezultate koji odgovaraju stanju na terenu. Iz tog razloga , predložen je pristup koji ce biti opisan u nastavku. Na sljedecoj slici (Slika br. 10) prikazan je gantogram prijedloga aktivnosti za definisanje realno ostvarivih projekata. Inicijalna aktivnost je definisanje potencijalnih lokacija pogodnih za gradnju malih hidroelektrana (ovo je vec ucinjeno u Crnoj Gori, iako je poželjno ažuriranje tog popisa, narocito sagledavanjem mogucnosti instalacije malih hidroelektrana u vec postojece ili napuštene objekte). Nakon toga, predlaže se sagledavanje mogucnosti zahvata u prostoru na potencijalnim lokacijama/vodotocima, imajuci u vidu definisane i istražene stavove o stepenu zaštite na nivou pojedinih podrucja i vodotoka u Crnoj Gori - stepen strateške procjene uticaja na životnu sredinu. Projekti (lokacije) koji ne zadovolje ovaj kriterijum iskljucuju se iz daljih razmatranja i obrade. Naime, Crna Gora je svoje odredenje i nastojanje da maksimalno zaštiti životnu sredinu, predstavila i projektom "Pravci razvoja Crne Gore ekološke države" (lit. 19.), pozivajuci se na tehno-ekonomski opravdanu zaštitu životne okoline i brže uvodenje ekonomski opravdanih novih i obnovljivih izvora energije, kao i povecanje energetske efikasnosti (lit. 20. i 21.). Ovo odredenje povezano je s Prostornim planom Republike Crne Gore, a na nivou propisa i sa zakonskom regulativom vezanom za zaštitu životne sredine - Zakon o životnoj sredini i Zakon o procjeni uticaja na životnu sredinu koji je u pripremi, što je elaborirano u ta cki koja obra duje zakonsku regulativu.

Sljedeci korak je ispitivanje uticaja medunarodnih ugovora, obaveza ili restrikcija, u smislu korištenja vodnih resursa. Naime, ako se utvrdi da ce zahvati na odredenom vodotoku uzrokovati rezultate neprihvatljive na vodotocima u susjednim zemljama, to je potrebno razjasniti i prilagoditi zahtjevima drugih zemalja. Ukoliko to nije moguce, od takvih projekata treba odustati.

Nakon toga , potrebno je ispitati da li je na potencijalnim lokacijama predvidena druga namjena prostora, odnosno da li vec postoji odredeni zahvat, te u tom slucaju treba ispitati mogucnost višenamjenskog korištenja vodotoka na tim lokacijama. Ukoliko to ne bude moguce, od tih lokacija se odustaje. Primjenom spomenutih kriterijuma dobijene su lokacije na kojima je nacelno moguca gradnja, cime su se stekli uslovi za ulaganje u detaljnije istraživanje potencijala, i to ugradnjom mjernih stanica na potencijalnim vodotocima/lokacijama (na ovom se narocito insistira, jer u Crnoj Gori na vrlo malo lokacija postoji sistemsko dugogodišnje mjerenje protoka). Imajuci u vidu stohasticki karakter vodotoka, za kvalitetno predvidanje ponašanja vodotoka na odredenoj lokaciji, a time i na procjenu raspoloživosti vode za energetsko korišcenje, potrebna su višegodišnja mjerenja , pa je zato neophodno što prije uspostaviti sisteme mjerenja na svim vodotocima, na kojima postoji potencijal i za koje se pokaže da je na njima moguca gradnja.

Nakon prikupljanja podataka o protocima , na potencijalnim lokacijama pristupa se izradi katastra malih hidroelektrana. Radi se o stvaranju baze podataka, sa svojevrsnom kartom svakog projekta na nivou nacelnog tehnickog rješenja. Pri tome bi bilo poželjno izvršiti i analizu isplativosti projekta za dati stepen obrada, nakon cega bi se donijela odluka koje lokacije su



ekonomski isplative, pa se za iste pokrece uvrštenje u prosto rne planove i u vodnovlasnicke osnove.

U sljedecem koraku pristupa se projektovanju, s terenskim obilascima u kojim, osim projektanta ucestvuju i strucnjaci za ekologiju, kulturnu baštinu, vode, kao i predstavnici lokalne zajednice , kao i ostali subjekti na koje planirani zahvat u prostoru može uticati (naucna i strucna javnost, nevladine organizacije, lokalna udruženja). Na taj nacin se direktno na terenu sve zainteresovane strane upoznaju o kakvom je projektu rijec, pa se na licu mjesta uvažavaju i argumentuju primjedbe, što na kraju rezultira izradom idejnog projekta. Na gantogramu su razluceni pojedini koraci koji slijede nakon terenskih obilazaka: usvajanje prostorno-planskih ogranicenja, ekoloških ogranicenja, ogranicenja zaštite kulturne baštine i ogranicenja raspoloživosti vode (biološki minimum). Potrebno je osnivanje komisija za definisanje uslova pod kojima je moguca gradnja, kako je to navedeno ranije u ovoj tacki. Za svaku grupu ogranicenja može se osnovati posebna ad-hoc komisija, koja na osnovu realne situacije na terenu, kao i uvidom u nacelno tehnicko rješenje, nakon istraživanja daje zakljucke i upustva kako treba osmisliti tehnicko rješenje, a da se zadovolje sva ogranicenja. Bitno je naglasiti da je na ovom stepenu predvideno analizirati i zahtjeve lokalne zajednice, lokalnih udruženja i interesnih grupa, kao i ostalih relevantnih organizacija. Naglasak je na pokuša ju postizanja opšteg saglasja medu relevantnim subjektima, i to na nacin da svi prepoznaju koristi, kako na nivou pojedinog projekta, tako i na nivou cjelokupne inicijative. Koristi nijesu jednoznacne – osim otvaranja novih radnih mjesta i doprinosa smanjen ju emisije C02, kao i povecanja sigurnosti snabdijevanja elektricnom energijom, važan rezultat je i razvijanje ekološke svijesti i tehnicke kulture na lokalnom nivou, kao i bolje osnove za razvoj lokalne sredine.

Nakon usvajanja svih navedenih ogranicenja vrši se analiza (pred)izvodljivosti projekta, ciji je krajnji rezultat definisanje popisa realno ostvarivih projekata. Ocekuje se da ce i u ovom procesu jedan dio projekata otpasti, ili zbog nemogucnosti usvajanja odredenih ogranicenja, ili zbog prevelikih troškova investicije nakon usvajanja odredenih ogranicenja. Za lokacije koje zadovolje ovaj kriterijum vrši se izrada idejnog projekta, što je preduslov za dalje aktivnosti vezane za pripremu gradnje objekata (vezano za prostorno-plansku i gradevinsku zakonsku regulativu, procedura se nastavlja aktivnostima u vezi s rješenjem o lokaciji, postupkom procjene uticaja na okolinu itd.). Dakle, uvažavajuci sve prethodno navedeno, a uzimajuci u obzir predloženi individualni pristup malim hidroelektranama, za svaku lokaciju ovakvim pristupom predvida se definisanje uslova koji su korisni samo za tu lokaciju. Bitno je naglasiti, da ce konacan rezultat ove predložene metodologije biti projekti koji su uzeli u obzir sve argumentovane zahtjeve, pa je na taj nacin postignut kriterijum ekološke prihvatljivosti, ekonomske isplativosti i opšte društvene prihvatljivosti, odnosno realno ostvariv projekat.

U cilju kvalitetnijeg sagledavanja uticaja na životnu sredinu, kao i minimiziranja opasnosti od primjene tehnickih rješenja koja mogu imati štetne uticaje , predlaže se primjena standarda Green Hydro (lit. 22.) na koji se predložena metodologija može osloniti, jer se radi o slicnom principu, s primjenom širokog spektra razlicitih kriterijuma, kroz postupak u cetiri stepena:

1) "Screening" – ekološko-finansijska analiza prihvatljivosti posmatranog projekta ,

2) "Management program":

a. "Basic requirements" – definisanje uslova pod kojima je moguca gradnja (45 razlicitih kriterijuma koji moraju biti zadovoljeni, opšti pristup za sve hidroelektrane),

b. "Eco-investments" – definisanje iznosa koji ce se koristiti za reinvestiranje u rijecni sistem (iznos po kWh na osnovu cijene proizvedene energije u posmatranoj elektrani, individualni pristup).

3) "Audit action plan" – ekspertna terenska istraživanja (u slucaju pozitivne ocjene dobija se "eco-label"),

4) "Monitoring and re-certification" – ponavljanje cijelog postupka nakon 5 godina .



Slika br. 10: Definisanje uslova pod kojima je moguca gradnja malih HE

LITERATURA 1. Dr.sc. Wilson, E. M.: "Assessment Methods for Small-hydro projects", IEA Technical

Report, Stockport, Velika Britanija, 2000.

2. Mr.sc. Bašic, H. i ostali: "Nacionalni energetski program izgradnje malih hidroelektrana – prethodni rezultati i buduce aktivnosti", Energetski institut "Hrvoje Požar", Zagreb, april 1998.

IZRADA KATASTRA MALIH HIDROELEKTRANA ( GRANICA NACELNOG TEHNICKOG RJEŠENJA )

NACELNO DEFINSANJE EKOLOŠKE PRIHVATLJIVOSTI

TERENSKI OBILASCI - PROJEKTOVANjE

UVRŠTENJE LOKACIJA U PROSTORNE PLANOVE I VODOPRIVREDNE OSNOVE

USPOSTAVLjANJE MJERENJA NA VODOTOCIMA

OSNOVNE ANALIZE ISPLATIVOSTI PROJEKTA

DEFINISANJE POTENCIJALNIH LOKACIJA

ISPITIVANJE UTICAJA MEÐUNARODNIH OBAVEZA ZA POGRANICNE VODOTOKE

DETEKCIJA KONFLIKATA S POSTOJECIM I /ILI POTENCIJALNIM KORISNICIMA ISTOG PROSTORA

USVAJANJE PROSTORNO -PLANSKIH OGRANICENJA

USVAJANJE EKOLOŠKIH OGRANICENJA

USVAJANJE OGRANICENJAZAŠTITE KULTURNE BAŠTINE

USVAJANJE OGRANICENJARASPOLOŽIVOSTI VODE

ANALIZA IZVODLJIVOSTI PROJEKTA

DEFINISANJE REALNO OSTVARIVIH PROJEKATA




3. Mr.sc. Bašic, H.: "Planiranje malih hidroelektrana s posebnim osvrtom na zaštitu prirodne i kulturne baštine – hrvatska iskustva", 2. medunarodni simpozij "Hidroelektrane – obnovljiva energija za danas i sutra" HEPP 2002, Šibenik, 3-4.6.2002.

4. "Katastar malih vodnih snaga u Hrvatskoj", Elektroprojekt inženjering, Zagreb, 1985.

5. "Katastar malih hidroelektrana Hrvatskoj-I. Faza", Elektroprojekt inženjering, Zagreb, 1989.

6. "Katastar malih hidroelektrana u Hrvatskoj-II.A faza", Elektroprojekt inženjering, Zagreb, 1993.

7. "Male hidroelektrane", Hrvatska elektroprivreda, Zagreb, 1993.

8. "Prostorno planerske podloge za ocjenu poteza vodotoka za korišcenje i lociranje malih hidroelektrana u Republici Hrvatskoj", Ministarstvo graditeljstva i zaštite okoline , Ministarstvo gospodarstva, Urbanisticki institut Hrvatske, Zagreb, 1995

9. "Pilot postrojenja malih hidroelektrana u Republici hrvatskoj, Pripremni materijal za potrebe obilaska odabr.anih lokacija", Elektroprojekt Zagreb, Zagreb, septembar 2000.

10. Mavar, Z., Nikšic, S., Diklic, B.: "Nacionalni energetski program izgradnje malih hidroelektrana, Pilot projekt malih hidroelektrana, Izvješce o prihvatljivosti projekta s gledišta zaštite kulturnih dobara", Ministarstvo kulture, Uprava za zaštitu kulturne baštine, Zagreb, 2002.

11. Dr.sc. Berakovic, B., Mahmutovic, Z., Pletikapic, Z.: "Uvjeti za pokretanje izgradnje malih hidroelektrana u Hrvatskoj", 1. medunarodni simpozij "Hidroelektrane – obnovljiva energija za danas i sutra" HEPP 2001, Šibenik, 11-12.6.2001.

12. Dr.sc. Mrakovcic, M., dr.sc. Mišetic, S., Mustafic, P., dr.sc. Kerovec, M.: "Rezultati pracenja bio-ekoloških promjena na dijelu rijeke Drave nakon izgradnje hidrocentrala u Hrvatskoj", 1. medunarodni simpozij "Hidroelektrane – obnovljiva energija za danas i sutra" HEPP 2001, Šibenik, 11-12.6.2001.

13. Dr.sc. Kerovec, M., dr.sc. Mrakovcic, M., mr.sc Draganovic, E.: " Izvješce o pregledu potencijalnih lokacija za izgradnju malih hidroelektrana", Zagreb, septembar 2001.

14. "Sektorska obrada i podloge za vodnogospodarsku osnovu Hrvatske: Ekološki prihvatljiv protok – metodologija", Elektroprojekt, Zagreb, 2000.

15. Dr.sc. Mišetic, S., Pavlin, Ž., mr.sc. Juric, V., dr.sc. Mrakovcic, M.: "Pristup definiranju ekološki prihvatljivog protoka (EPP) u tekucicama nizvodno od vodozahvata", International Conference on Sustainable Development of Energy Water and Environment Systems, Dubrovnik, June 2002.

16. Dr.sc. Žugaj, R., Martinovic, M., Kenda, I.: "Program izgradnje malih hidroelektrana – II faza, Hidrološke obr.ade – izvod iz elaborata, Prijedlog velicina biološkog minimuma za potencijalne lokacije", Institut za elektroprivredu i energetiku, Zagreb, jun 1998.

17. "Pilot projekt malih hidroelektrana u Republici Hrvatskoj – Ekološki prihvatljiv protok", Elektroprojekt, Zagreb, april 2003.

18. Lithuanian Hydropower Association.: "Small Hydropower Situation in the New EU Member states and candidate Countries", 2004.

19. Univerzitet za mir ujedinjenih nacija, Evropski centar za mir i razvoj: "Pravci razvoja Crne Gore ekološke države", Podgorica, 2002.

20. Vlada Crne Gore, "Energetska politika Crne Gore", 2005.

21. "Strategija energetske efikasnosti", Podgorica, 2005.

22. Br.atrich, C. et all.: "Green Hydropower: A New Assessment Procedure For River Management", www.interscience.wiley.com (Wiley InterScience), July 2004



5. MOGUCNOSTI POJEDNOSTAVLJENJA REGULATIVE VEZANE ZA ZAŠTITU ŽIVOTNE SREDINE I UVOÐENJE MJERA ZA KVALITETNIJU ZAŠTITU ŽIVOTNE SREDINE (TASK # 5)

5.1. NACELNA RAZMATRANJA Uvidom u važecu zakonsku regulativu koja pokriva podrucje zaštite životne sredine (opširnije obradeno u tacki 3.), može se utvrditi da je u ovom trenutku procedura vezana za zaštitu životne sredine u Crnoj Gori relativno jednostavna, što nije slucaj u zemljama sa visoko razvijenim zakonskim rješenjima zaštite životne sredine. Propisi koji se ticu zaštite životne sredine u zemljama Evropske unije, vrlo su kompleksni i u praksi rezultiraju dugotrajnom procedurom. Ova cinjenica ne iznenaduje, imajuci u vidu iz dana u dan sve viši nivo ekološke svijesti pojedinaca, kao i uvažavajuci ideju održivog razvoja.

Kako je vec receno, postojeca regulativa u Crnoj Gori nije previše složena, pa bi se dalo naslutiti, da u praksi to znaci i jasniju i efikasniju proceduru, ali se na osnovu kontakata s državnim institucijama došlo do zakljucka da postojeca zakonska rješenja ne osiguravaju adekvatnu zaštitu. Najveci problem je što važeci propisi predvidaju javni uvid u rezultate postupka procjene uticaja na okolinu, a javnu raspravu samo kao mogucnost, a ne obavezu u postupku. Osim toga, nije definisana ni procedura ocjene elaborata o uticaju na okolinu . Medutim, ocekuje se da ce novi prijedlog Zakona o procjeni uticaja na životnu sredinu (koji je u pripremi) biti uskladen s direktivama Evropske unije koje tretiraju zaštitu prirode i okoline, pa ce ovo podrucje biti jasno definisano. Cinjenica je da ce time postojeca zakonska procedura postati složenija, kako je to u vecini drugih evropskih zemalja, ali to ce rezultirati kvalitetnijim sistemom zaštite životne sredine, koji ce se primjenjivati za svaki zahvat u prostoru, pa tako i za male hidroelektrane. U nastavku su dati shematski prikazi postupka procjene uticaja na okolinu prema postojecim i buducim propisima (Slika br. 11 i Slika br. 12).

U poglavlju "Prijedlozi za definisanje uslova pod kojima je moguca gradnja malih hidroelektrana" (2. izvještaj) navedena je mogucnost uvodenja posebn ih ekspertnih timova za definisanje uslova pod kojima je moguca gradnja malih hidroelektrana. Kako ta inicijativa , takode, ne ide u pravcu pojednostavljenja postojece zakonske procedure, vec ih cini složenijim, potrebno ju je sagledati iz drugog ugla – njenom primjenom osigurava se kvalitetnije sagledavanje uticaja malih hidroelektrana na životnu sredinu, a time i donošenje kvalitetnijih odluka vezanih za zaštitu životne sredine. Prijedlog je da se razmisli o mogucnosti ugradnje neophodnosti osnivanja spomenutih ekspertnih timova , u propise na nivou svakog pojedinog projekta, kao i obaveza uzimanja u obzir njihovih ekspertnih mišljenja tokom definisanja tehnickih rješenja objekata.

Slika br. 11: Procedura procjene uticaja na životnu sredinu prema postojecim propisima

IZRADA ELABORATA PROCJENE UTICAJA ZAHVATA NA ŽIVOTNU SREDINU


JAVNA RASPRAVA (EVENTUALNO )ORGAN LOKALNE UPRAVE

SAGLASNOST NA PROCJENU UTICAJA NA ŽIVOTNU SREDINU




ZAHTJEV ZA ODREÐIVANJE OBIMA I SADRŽAJA ELABORATA

INVESTITOR

ODLUKA O OBIMU I SADRŽAJU ELABORATA

NADLEŽNI ORGAN

OBAVIJEST O ODLUCI ZAINTERESIRANIM ORGANIMA I ORGANIZACIJAMA I JAVNOSTI

NADLEŽNI ORGAN

RAZMATRANJE ZAHTJEVA

KOMISIJA

DOSTAVA ZAHTJEVA KOMISIJI

NADLEŽNI ORGAN

IMENOVANJE KOMISIJE

NADLEŽNI ORGAN

IZVJEŠTAJ S PRIJEDLOGOM OBIMA I SADRŽAJA ELABORATA

KOMISIJA

DOSTAVA PRIJEDLOGA KOMISIJE INVESTITORU

NADLEŽNII ORGAN

OBAVIJEST O PRIJEDLOGU ZAINTERESIRANIM ORGANIMA I ORGANIZACIJAMA I JAVNOSTI

NADLEŽNI ORGAN

MIŠLJENJE NA PRIJEDLOG

ZAINTERESIRANI ORGANI I ORGANIZACIJE I JAVNOST

IZRADA ELABORATA

INVESTITOR

ODLUKA O POTREBI PROCJENE UTJECAJA

OBAVJEŠTAVANJE ZAINTERESIRANIH ORGANA , ORGANIZACIJA I JAVNOSTI

RAZMATRANJE ZAHTJEVA

ZAHTJEV ZA ODLUCIVANJE O POTREBI PROCJENE UTJECAJA

INVESTITOR

NADLEŽNI ORGAN

NADLEŽNI ORGAN

NADLEŽNI ORGAN

ZAHTJEV ZA DAVANJE SUGLASNOSTI NA ELABORAT

INVESTITOR

OBAVIJEST O JAVNOM UVIDU I JAVNOJ RASPRAVI ZAINTERESIRANIM ORGANIMA I ORGANIZACIJAMA I JAVNOSTI

NADLEŽNI ORGAN

JAVNI UVID , JAVNA RASPRAVA

NADLEŽNI ORGAN

DOSTAVA KOMISIJI ELABORATA S MIŠLJENJIMA I PRIMJEDBAMA S JAVNOG UVIDA I JAVNE RASPRAVE

NADLEŽNI ORGAN

EVENTUALNI ZAHTJEV ZA IZMJENAMA I DOPUNAMA ELABORATA

KOMISIJA

INVESTITOR

EVENTUALNA DOSTAVA IZMJENA I DOPUNA

KOMISIJA

IZVJEŠTAJ I PRIJEDLOG ODLUKE KOMISIJE

NADLEŽNI ORGAN

SUGLASNOST NA ELABORAT

NADLEŽNI ORGAN

OBAVIJEST O SUGLASNOSTI I UVID U BITNE DETALJE ZAINTERESIRANIM ORGANIMA I ORGANIZACIJAMA I JAVNOSTI

Slika br. 12: Procedura procjene uticaja na životnu sredinu prema buducim propisima



5.2. UMJESTO ZAKLJUCKA

U vrijeme kada zakonska regulativa u vecini razvijenih zemalja svijeta ide u pravcu traženja kvalitetnijih i kompleksnijih mehanizama zaštite životne sredine, što prakticno znaci i složeniju zakonsku proceduru, nije realno ocekivati da bi vec ionako pojednostavljena procedura u Crnoj Gori mogla postati jednostavnija. Naprotiv, uskladivanjem s propisima Evropske unije, ta ce procedura postati komplikovanija, ali, s druge strane, garantovace kvalitetniju zaštitu životne sredine i transparentnije postupke. Novi Zakon o procjeni uticaja na životnu sredinu, kao i prateci propisi, idu u tom pravcu. U cilju povecanja transparentnosti postupaka vezanih za zaštitu životne sredine, predlaže se uvodenje spomenutih posebnih ekspertiza za svaki pojedini projekat.



6. PRIJEDLOZI ZA DEFINISANJE PRISTUPA LOKACIJAMA POGODNIM ZA INSTALACIJU MALIH HIDROELEKTRANA U SISTEME VODOSNABDIJEVANJA (TASK # 6)

6.1. UVOD Sve do nedavno , na svjetskom nivou nije sistemski sagledavana mogucnost korištenja energije vode u vodosnabdjevackim sistemima, iako se sporadicno pojavljuju projekti koji predvidaju i takve primjene (lit. 1. i 2.). Naime, osnovno nacelo je da se pokuša iskoristiti svaka koncentracija pada vode ugradnjom hidroagregata u postojece, odnosno buduce cjevovode, kanale i druge elemente vodosnabdjevackih sistema. Osim toga, u tim sistemima mjestimicno postoji i potreba primjene odredenih tehnickih rješenja za smanjivanje kineticke energije vode. Ovakva mjesta obicno se nalaze na krajevima dugih gravitacion ih cjevovoda, kojima se voda dovodi u naseljena mjesta, gdje je potrebno instalirati odredene uredaje za prigušenje pritiska vode, jer se on mora održavati u okviru odredenih granica. Mali hidroagregati mogu poslužiti u takve svrhe, uz dodatnu korist koja proizilazi iz proizvodnje elektricne energije, kao sporednog efekta.

6.2. TEHNICKI ASPEKTI Kao narocito osjetljivo pitanje, postavlja se instalacija ovakvih agregata u sistemima pitke vode, jer se radi o sistemima sa specificnim pogonskim zahtjevima. Ni pod kojim okolnostima ne smije doci do zagadenja vode, niti do prekida snabdijevanja, pa cak ni u slucaju havarije agregata, a nijesu dozvoljeni ni hidraulicki udari u cjevovodnim sistemima. Dodatna specificnost je instalacija elektromašinske opreme u ogranicenom prostoru, uglavnom u postojecim gradevinama, cime se gubi na fleksibilnosti primjene same opreme. Prilikom projektovanja cjevovoda u vodosnabdijevanju se ne vodi racuna o moguce m energetskom korišcenju, a ti cjevovodi su cesto obloženi talogom (kamenac), što smanjuje protocnost vode i povecava hidraulicke gubitke (gubici zbog pada pritiska). Osim toga, usljed promjene padova , ni pritisci na mjestima ugradnje nijesu konstantni, pa je potrebno dimenzionirati agregat s povoljnim faktorom efikasnosti u širokom rasponu padova.

Iako je vidljivo da su zahtjevi na hidroagregate za primjenu u sistemima pitke vode prilicno ogranicavajuci, tehnologija za ovu primjenu je razvijena i u primjeni je vec desetak godina (lit. 3.). Radi se o robusnoj elektromašinskoj opremi malih dimenzija i jednostavne konstrukcije. Ipak, odredenim konstruktivnim zahvatima omogucen je pogon bez opasnosti od zagadenja vode, jer je uz kvalitetno britvljenje ležajeva turbina izvedena tako da je pritisak u turbini niži od pritiska izvan turbine, pa je u slucaju nedovoljnog britvljenja propuštanje u pravcu iz okoline u turbinu, a ne obratno. Za vecu sigurnost koriste se i biološka maziva (lit. 4.). Ove turbine imaju nisku vrijednost brzine pobjega u slucaju ispada s mreže (man je od 180% nazivne brzine obrtaja), cime su izbjegnute posljedice hidraulickih udara. U cilju smanjenja kavitacije i kvalitetnijeg pogona, takvim posebnim tipovima turbina injektira se vazduh u unutrašnjost same turbine, a dodatni efekat ovoga je aeracija vode, cime se ostvaruju ekonomske uštede u pripremi vode za pice zbog smanivanja potrebne kolicine razlicitih hemijskih sastojaka .

Ono što se prilikom instalacije opreme smatra ogranicavajucim uzrocnikom, ustvari postaje ekonomska pogodnost, jer u ovom slucaju, ne postoji potreba za izvodenjem gradevinskih radova kao kod elektrana na vodotocima – na neki nacin može se smatrati da brana, cjevovod, kanal, mašina i spoj na mreži vec postoje. Neophodna su samo odredena prilagodavanja zbog ugradnje i montaže. Osim toga, ne postoji potreba za istraživanjima protoka, jer se oni u odredenom posmatranom vodovodu godinama prate. Dakle, poznati su, kao i stohasticki karakter vodnog potencijala, koji je sveden na minimum.



6.3. ZAKONSKI ASPEKTI Uvažavajuci sve što je navedeno, uopšteno se može konstatovati da se ugradnjom hidroelektrana u vodosnabdjevacke sisteme, ne radi o gradenju u širem smislu te rijeci, vec bi primjereniji izraz bio-instalacija opreme. U velikom broju slucajeva radi se o ugradnji elektromašinske opreme, bez povecanja gabarita postojecih gradevina ili objekata, tako da u vecini slucajeva instalacija malih hidroelektrana u vodosnabdjevackim sistemima, predstavlja manji zahvat u prostoru. Kako su spomenuti agregati relativno malih dimenzija, priprema njihove ugradnje znacajnije ne utice na tehnicka svojstva koja su bitna za neku gradevinu ili objekat. U tom smislu, ne vidi se osnova za zakonsko tretiranje ovakvih zahvata na isti nacin kao i ostalih aktivnosti u prostoru koji prate izgradnju elektrana razlicitih tipova, odnosno nema potrebe za pokretanjem procedura kao kod izg radnje potpuno nove hidroelektrane. Nacelno, izostaju problemi s velikim brojem potrebnih dozvola i saglasnosti, kao i sa izradom opsežne projektne dokumentacije. Slicno je razmišljanje i u vezi s postupkom procjene uticaja na okolinu. Mislimo da pokretanje ovog postupka nema narocitog smisla, i nepotrebno bi finansijski i vremenski opterecivalo odredeni projekat. Medutim, ranije spomenuta specificnost da se radi o agregatima koji se ugraduju u sisteme pitke vode, ipak ukazuje na to da se planiranju i realizaciji ovakvih rješenja mora pristupiti kra jnje ozbiljno i s visokom stepenom odgovornosti. Prijedlog je da se u ovakvim slucajevima kontrola ispravnosti agregata riješi tako da se takvi agregati uslove sa postojanjem odgovarajuceg atesta (sertifikata) za ugradnju u vodosnabdjevacke sisteme. Time bi se osigurao potrebni nivo zaštite u vodosnabdjevackim sistemima. Smatramo da bi se ovakav pristup mogao primijeniti i za ugradnju agregata koji zahtijevaju i relativno manje zahvate u prostoru (manje povecanje gabarita odredenih gradevina), u smislu povecanja potrebnog prostora za smještaj agregata.

U slucaju znacajnijih gradevinskih radova za potrebe instalacije malih hidroelektrana na vodosnabdjevackim sistemima, u obzir dolazi uobicajena procedura kao i kod bilo koje druge gradevinske rekonstrukcije, ali i u tom slucaju se preporucuje usvajanje pojednostavljenih procedura, ali s jednostavnijim postupkom procjene uticaja na okolinu ciljanog sadržaja.

U svim navedenim slucajevima, pojavljuje se potreba evakuacije proizvedene elektricne energije, na što je, takode, potrebno obratiti pažnju. Razmišljanje je slicno kao i kod agregata male hidroelektrane. Ukoliko se sva proizvedena elektricna energija može potrošiti na mjestu proizvodnje, bez potrebe za znacajnijim dodatnim gradevinskim radovima, radi se o projektu instalacija bez potrebe za standardnim zakonskim procedurama, vec samo s potrebnom atestnom dokumentacijom za ugradnju potrebnih instalacija i opreme. Medutim, ukoliko se ukaže potreba za izgradnjom podzemnog/nadzemnog elektroenergetskog dalekovoda za evakuaciju proizvedene elektricne energije, takvo tehnicko rješenje zahtijeva potpunu zakonsku proceduru kao i izgradnja bilo kojeg drugog dalekovoda.

6.4. MAKEDONSKA ISKUSTVA U Makedoniji je 1998. godine pokrenut projekat, kao projekat GEF-a, koji je za osnovnu svrhu imao podsticanje investiranja u male hidroelektrane, kao i smanjenje emisije CO2, tako da se proizvodnja elektricne energije iz fosilnih goriva zamijeni proizvodnjom elektricne energije korišcenjem hidropotencijala (lit. 5.). Pri tome je naglasak bio na projektima za privatne investitore, a ne za državno elektroprivredno preduzece. Od inicijalnih 400 potencijalnih projekata koji su razmatrani, na kraju su izabrana 3 projekta s kojima ce se ici u realizaciju – Kavadarci, Struga i Derbar. Tokom selekcionog postupka, velik broj projekata otpao je zbog toga što je predvidao izgradnju/rekonstrukciju objekata na vodotocima, za koje se ispostavilo da zahvati na njima predstavljaju prepreku nesmetanom toku vode u susjednim zemljama. Kako Makedonija nema postignute medudržavne ugovore koji regulišu ova pitanja, takvi vodotoci su iskljuceni iz daljeg razmatranja. Iskljuceni su i projekti državnog elektroprivrednog preduzeca, jer se u tom slucaju ne radi o nezavisnom investitoru. I na kraju, primjenom kriterijuma mogucnosti jasnog definisanja troškova realizacije projekta, preostale su spomenute tri lokacije. Radi se o projektima ugradnje ma lih hidroagregata u vodosnabdjevackim sistemima kojima upravljaju lokalna vodoprivredna preduzeca, administrativno i finansijski neza visna od gradova



Kavadarci, Struga i Derbar. Iako spomenuta preduzeca imaju iskustvo vodenja vodoprivrednih sistema, s druge strane, nemaju iskustava u pronalaženju finansiranja (za te projekte predvidena su "grant" sredstva), kao ni u inženjeringu koji je vezan za male hidroelektrane, pa je u tu svrhu predloženo osnivanje jedinstvenog tijela za pomoc preduzecima u vezi sa navedenom problematikom, koje ce djelovati pod Ministarstvom ekonomije koje je za duženo za elektroenergetski sektor.

Bitno je naglasiti da je prepoznata važnost integracije ovih projekata u razvoj lokalne zajednice, te je na taj nacin bilo potrebno ukljuciti sve lokalne subjekte kako bi svi prepoznali svoj interes u ovim projektima, a to je dodatni izvor prihoda za lokalna preduzeca, povecanje sigurnosti energetskog snabdijevanja, kao i otvaranje novih radnih mjesta. S tim u vezi , predstavnici finansijskih institucija koje ce finansirati projekat su ostvarili direktne kontakte s predsjednicima opština/gradonacelnicima, direktorima preduzeca, clanovima skupština opština, u cilju stvaranja opšte pozitivne klime u vezi s ovim projektima. Ocekuje se i ukljucivanje Univerziteta u Skop lju, kao tehnicke institucije za podršku realizaciji projekta. Državno elektroprivredno preduzece nije zainteresovano za izgradnju malih hidroelektrana , zbog njihove nedovoljne finansijske isplativosti. Što se tice nevladinih organizacija, one su bile ukljucene u pripremu izrade studije Pregleda energetskog sektora. Te organizacije podupiru razvoj korištenja potencijala za male hidroelektrane.

S druge strane, prepoznata je potreba primjene vrlo jednostavnih tehnickih rješenja. Medutim, ekonomske analize pokazale su da su i takvim rješenjima potrebna "grant" sredstva, da bi se projekat pokazao pogodnijim za realizaciju , a u njihovo pronalaženje bila je aktivno ukljucena lokalna samouprava. Bilo je ideja i da se pokrene industrija komponenti za male hidroelektrane, ali od toga se odustalo zbog cinjenice da su male hidroelektrane vrlo skupe (narocito se to odnosi na spomenuta tri projekta), a s druge strane, otkupna cijena elektricne energije proizvedene u takvim hidroelektranama definisana od strane državnog elektroprivrednog preduzeca, bila je niska. Naknadno je, ipak, postignut dogovor da tokom odredenog perioda cijena bude povoljnija.

Za lokacije Derbar i Kavadarci utvrdeno je da se radi o ugradnji opreme u postojece gabarite vodosnabdjevackih sistema (cjevovoda), te time nece biti znacajnih uticaja na životnu sredinu. Kod projekta Struga radi se o agregatu koji ce biti dio novog vodosnabdjevackog sistema, koji je djelimicno izgraden, a predvidena je i izgradnja dvije strojarnice i povecanje promjera cjevovoda.

6.5. PRIJEDLOZI ZA PRISTUP PLANIRANJU Na vodosnabdjevackim sistemima uopšteno, postoji odredeni nezanemarivi potencijal za proizvodnju elektricne energije. Medutim, definisanju tog potencijala u principu se ne prilazi sistemski, vec sporadicno, kako se od prilike do prilike razvije ideja o instalaciji male hidroelektrane na nekoj konkretnoj loka ciji. Prvi korak u cilju definisanja potencijala za male hidroelektrane u vodosnabdjevackim sistemima, trebala bi da bude identifikacija svih lokacija u tim sistemima gdje se vrši smanjenje kineticke energije vode, odnosno gdje su prisutni znacajniji padovi s problemima prevelikih pritisaka. Pri tome se nacelno može konstatovati da je, u vecini slucajeva , padove od nekoliko metara moguce iskljuciti iz razmatranja na samom pocetku tehnickih obrada, nakon snimanja postojeceg stanja, jer su u tom slucaju potrebne turbine velikog volumena i pretpostavka je da bi cijena samih turbina i njihove ugradnje nadmašila finansijske efekte koji proizilaze iz proizvodnje elektricne energije. Medutim, tacnije pretpostavke bice rezultat boljeg uvida u sistem.

Nakon identifikacije potencijalnih lokacija, potrebno je definisati moguca tehnicka rješenja agregata. Za razliku od malih hidroelektrana na vodotocima, ovdje se može razmišljati o tipizaciji turbina i generatora, jer je pretpostavka da se radi o tipskim tehnickim rješenjima cjevovoda, vodnih komora i drugih objekata infrastrukture u vodosnabdjevackim sistemima. Posebno je potrebno izdvojiti one lokacije za koje ce biti potrebne znacajnije rekonstrukcije i gradevinski radovi, jer te lokacije podliježu zakonskim procedurama za rekonstrukcije objekata, i na tim lokacijama morace se sprovesti i postupak procjene uticaja na okolinu. U tom smislu , bitno je u saradnji s ekspertima iz pojedinih podrucja (kako je to objašnjeno u poglavlju



"Prijedlozi za definisanje uslova pod kojima je moguca gradnja malih hidroelektrana") sagledati moguce uticaje na okolinu i moguca ogranicenja koja ce se postavljati na male hidroelektrane prilikom gradnje i u pogonu.

Nakon definisanja moguce godišnje proizvodnje i mogucih ogranicenja zbog ekoloških i drugih zahtjeva (koji imaju i svoju finansijsku dimenzi ju), moguce je razmotriti finansijsku isplativost, pa, kao krajnji rezultat, definisati realno iskoristivi potencijal.

Na sljedecoj slici (Slika br. 13) prikazana je procedura za slucaj da se agregati mogu instalirati u postojece gabarite objekata i cjevovoda, odnosno bez potrebe za rekonstrukcijama objekata i instalacija. Ukoliko ugradnja agregata nije moguca u postojecim dimenzijama objekata i cjevovoda, potrebno je primijeniti isti pristup kao što je prikazano u poglavlju vezanom za definisanje uslova pod kojima je moguca gradnja malih hidroelektrana (Slika br. 10).

Slika br. 13: Pristup definisanju lokacija pogodnih za instalaciju malih hidroagregata

LITERATURA 1. Leutwiler, H.: "Portrait Diane Projekt Klein-Wasserkraftwerke 1992-1997", E2000

Conference and Exhibition: Small and medium hydropower projects, Bern, Switzerland, 10-13.6.1997.

2. Portner, C.: "Nutzung im Saxetental: Trinkwasserturbinierung", E2000 Conference and Exhibition: Small and medium hydropower projects, Bern, Switzerland, 10 -13.6.1997.

3. Cink, M., Exner, M.: "Generating Power From Drinking Water Systems", Se cond Conference "Hydropower into the next century", Portorož, Slovenija, 15 -17.9.2002.

4. Cornu, O.: "Biologisch schnell abbaubare Schmierstoffe in Wasserkraftanlagen – eine Notwendigkeit", E2000 Conference and Exhibition: Small and medium hydropower projects, Bern, Switzerland, 10-13.6.1997.

5. Europe and Central Asia Region Energy Department: "FYR MAcedonia, Development of Mini-Hydropower Plants, Project Concept Document", 1998.

ANALIZA MOGUCNOSTI UGRADNJE AGREGATA

PROJEKTOVANJE

OSNOVNE ANALIZE ISPLATIVOSTI PROJEKTA

IDENTIFIKACIJA POTENCIJALNIH LOKACIJA

IZRADA KATASTRA MALIH HIDROELEKTRANA ( GRANICA NACELNOG TEHNICKOG RJEŠENJA )



7. PREPORUKE VLADI GLEDE MODALITETA JAVNO-PRIVATNOG PARTNERSTVA U POLJU MALIH HIDROELEKTRANA (TASK # 7)

7.1. JAVNO-PRIVATNO PARTNERSTVO Javno-privatno partnerstvo (JPP) podrazumijeva saradnju izmedu tijela javne vlasti i privatnog sektora, s ciljem zadovoljenja neke javne potrebe u najširem smislu (finansiranje, izgradnja, obnavljanje , upravljanje, održavanje, pružanje usluge). Drugim rijecima, javni i privatni sektor udružuju resurse i strucna znanja, kako bi kroz prikladnu raspodjelu resursa, rizika i nagrada , zadovoljili odredenu javnu potrebu. Suprotno prethodnim konceptima, JPP podrazumijeva da privatni sektor ne ucestvuje samo u realizaciji projekta, nego i u procesu odlucivanja.

Mogucnosti koje stoje na raspolaganju za pružanje javnih usluga, krecu se od neposrednog pružanja javnih usluga od strane države , do potpune privatizacije kada država sve odgovornosti, rizike i koristi za pružanje usluga, prenosi na privatni sektor. Unutar ovog spektra javno-privatno partnerstvo može se razvrstati u nekoliko grupa za visno od ukljucenosti javnog i privatnog sektora i od alokacije rizika (Slika br. 14).

Slika br. 14: Modeli javno-privatnog partnerstva s obzirom na stepen rizika i ukljucenost privatnog sektora

Model javno-privatnog partnerstva u zadnjih desetak godina se u svijetu nametnuo kao primarni nacin pripreme i realizacije projekata, koji su u nadležnosti javnog sektora (na lokalnom i državnom nivou ). Pritom je JPP model primjenjiv kako za postojece objekte, odnosno javna preduzeca koja njima upravljaju, tako i za nove (Greenfield) projekte. Prema procjenama Svjetske banke, privatni sektor trenutno finansira oko 15% investicija u infrastrukturu , dok se u sljedecoj deceniji predvidaju ukupne investicije u infrastrukturne projekte na nivou od 250 mlrd. USD.

JPP modeli su još uvijek u razvoju i javljaju se u razlicitim oblicima, zavisno od potreba i osobina pojedinog projekta i partnera koji ucestvuju u realizaciji projekta. Uspješna primjena JPP modela zahtijeva efikasni pravni i kontrolni okvir za svakog partnera. Uprkos dobrim

DRŽAVNO FINANSIRANJE

DB – Osmisli, izgradi

O&M – Upravljanje i održavavanje

Licenca

Finansiranje

DBO – Osmisli, izgradi, upravljaj

BOT – Izgradi, upravljaj, prenesi

LDO – Iznajmi, razvij, upravljaj

BOOT – Izgradi, posjeduj, upravljaj, prenesi

BLOT – Izgradi, iznajmi, upravljaj, prenesi

BOO – Izgradi, posjed uj, upravljaj

BBO – Kupi, i zgradi, upravljaj

PRIVATIZACIJA

Stepen ukljucenosti privatnog sektora

Ste

pen

rizik

a za

priv

atni

sek

tor



stranama JPP modela, ne treba zaboraviti da oni nijesu uvijek najbolji nacin rješavanja problema , i da su zahtjevni, s obzirom na proces pripreme i sprovodenja.

7.2. MOTIVI JAVNOG SEKTORA ZA PRIMJENU JPP MODELA Veliki pomak u širenju prakse prenosa finansiranja i upravljanja aktivnostima od javnog interesa na privatni sektor, zapocet je devedesetih godina XX vijeka. Osnovni motivi javnog sektora za ovakvu praksu su:

Ø nedovoljna finansijska sredstva za pokretanje novih investicija,

Ø efikasnija realizacija projekata,

Ø podjela rizika izmedu javnog i privatnog sektora,

Ø poboljšanje kvaliteta i efikasnosti usluga,

Ø dugorocna ekonomsko-finansijska korist.

JPP model je moguce primijeniti u velikom broju sektora , od usluga zaštite okoline (npr. upravljanje odlaganjem otpada), do zdravstvenog i obrazovnog ucestvovanja. U evropskim okvirima JPP modeli su široko prisutni. Na nivou EU-a ne postoje posebni propisi koji regulišu ovu oblast, ali postoji Zelena knjiga o JPP. Na JPP u EU primjenjuju se direktive EU za javnu nabavku. To su tri tzv. "klasicne direktive" - Works Directive (93/27/EEC), Supplies Directive (93/36/EEC) i Se rvices Directive (92/50/EEC), kao i dodatna Utilities Directive (93/38/EEC).

JPP modeli posebno su privlacn i za razvoj infrastrukture u tranzicijskim zemljama. U ovim zemljama potrebna su velika ulaganja u infrastrukturu, dok istovremeno ne postoje odgovarajuci javni izvori finansiranja. Nivo i efikasnost pružanja javnih usluga je nizak, pa je potrebno stvoriti stabilne uslove koji su pogodni za ulaganje privatnog sektora.

7.3. PREDNOSTI JPP Javno privatna partnerstva znatno uticu na javne finansije putem:

Ø stvaranja novih izvora dohotka, nove infrastrukture i novih usluga,

Ø podsticanja industrijskog razvoja (porast fiskalnih prihoda),

Ø boljeg usmjeravanja javnih sredstava.

JPP je uspješan nacin povecanja produktivnosti javnih usluga i smanjivanja državnog finansiranja. Prihodi državnog proracuna mogu se smanjiti i/ili preusmjeriti na zadovoljavanje drugih potreba. Neke od prednosti saradnje s privatnim sektorom su:

Ø brža izgradnja infrastrukture – razvoj nije ogranicen proracunskim sredstvima,

Ø brže sprovodenje projekata – interes privatnog sektora je da što prije pocne s pružanjem usluge kako bi ostvario zaradu,

Ø manji ukupni troškovi – privatni sektor uvijek nastoji da smanji trošak poslovanja,

Ø bolja raspodjela rizika – rizik se raspodjeljuje na partnere kako bi se minimizirao njegov trošak,

Ø kvalitetnija usluga – standardi usluga unaprijed su odredeni i vezani su za placanje i raspodjelu rizika,

Ø uspješnije upravljanje – država se javlja u ulozi regulatora i usmjerava se na planiranje i kontrolu, umjesto na upravljanje svakodnevnim pružanjem usluga. Privatni sektor u upravljanju koristi najbolja strucna znanja i nastoji optimalno da upravlja resursima.

Prilikom primjene JPP modela treba obratiti pažnju na ispunjenje osnovnih uslova:

Ø osigurati slobodu tržišta i ravnopravno takmicenje ucesn ika,



Ø zaštititi javni interes i maksimizirati vrijednost projekta,

Ø procijeniti najefikasniji tip JPP modela za pojedini projekat.

7.4. OSNOVNE KARAKTERISTIKE POJEDINIH JPP MODELA Postoji veliki br.oj JPP modela koji se stalno razvijaju, u skladu s potrebama i karakteristikama projekata. Osnovni pokazatelj za razlikovanje JPP modela je udio kontrole u stepenu finansiranja od strane privatnog sektora. Za uspješnost JPP modela i ucestvovanje privatnog sektora, važno je da javni sektor definiše osnovne principe i ciljeve projekta. Kod JPP modela privatni sektor je taj koji pruža odredenu uslugu, za razliku od jednostavnog ucestvovanja u projektovanju, izgradnji, radu i finansiranju projekata. Javni sektor se , u tom slucaju, nalazi u ulozi regulatora (nadzor procesa planiranja, pružanja usluga, odredivanja ugovornih stavki i nadzora njihovog izvršenja i dr.).

Tradicionalni oblici JPP modela su: ugovor o pružanju usluga , ugovor o radu i upravljanju, kao i ugovor o najmu. Ugovori se najcešce dodjeljuju konkursnim putem.

Ugovorom o pružanju usluga javni sektor prepušta odredene poslove privatnom sektoru, obicno na kraci period, od nekoliko mjeseci do nekoliko godina. Poslovi se najcešce odnose na nabavku, pogon i održavanje opreme. Odgovornost upravljanja i investiranja ostaje na javnom sektoru.

Ugovorom o radu i upravljanju , javni sektor prenosi odgovornost upravljanja i rada na privatn i sektor. Ovi ugovori su takode kratkorocni, ali obicno duži u odnosu na ugovore o pružanju usluga. Odgovornost investiranja ostaje na javnom sektoru.

Ugovorom o najmu privatni sektor (najmoprimac) kupuje prihode preduzeca u javnom vlasništvu , u zamjenu za fiksni iznos najamnine , uz obavezu rada i održavanja objekata i imovine koji su predmet ugovora. Na ovaj nacin, komercijalni rizik se prenosi na privatni sektor, i zavisi od sposobnosti najmoprimca da ostvari profit kroz upravljanje troškovima uz zahtijevani stepen usluge. Odgovornost za investicije ostaje na javnom sektoru, mada se ugovorom može definisati obaveza najmoprimca za odredena ulaganja. Moguce je da, u odredenim situacijama, privatni sektor samoinicijativno preduzme investicije, kako bi povecao uspjecnost i profitabilnost projekta. Ugovor o najmu traje obicno izmedu 5 i 15 godina.

U tri prethodno nabrojana slucaja , samo se manji dio odgovornosti prenosi s javnog sektora na privatni sektor. U slucaju integrisanog partnerstva, odgovornosti za projektovanje, izgradnju, pogon i održavanje nekog objekta/postrojenja , prenose se na privatnog partnera. Ovakva partnerstva poznata su pod nazivom BOT (Build -Operate-Transfer). Osnovna prednost ovakvog pristupa je što se odgovornost za veci broj funkcija udružuje u okviru jednog preduzeca. Treba uociti da obaveza investiranja i dalje ostaje na javnom sektoru.

Osim prethodno nabrojanih slucajeva, kada je javni sektor i dalje nosilac odgovornosti investiranja , moguci su i JPP modeli kod kojih se kao investitor javlja privatni sektor. U ovu kategoriju spadaju ugovori o koncesiji, DBFO model (Design-Build-Finance-Operate ) i privatizacija javnih preduzeca.

U slucaju ugovora o koncesiji, privatni partner finansira, gradi i upravlja projektom, u zamjenu za mogucnost prikupljanja prihoda od projekta u unaprijed odredenom vremenskom periodu . Koncesije se dodjeljuju kako za izgradnju novih, tako i za obnovljanje postojecih objekata i postrojenja. Uobicajeno trajanje koncesija je do 30 godina, a najcešce se dodjeljuju putem konkursa. Vlasništvo nad objektima, postojecim i novoizgradenim, ostaje u javnom sektoru. Javni sektor vodi brigu o tome da se objekti koriste i održavaju na ispravan nacin. Nadzor procesa dodjele i primjene ugovora o koncesiji je veoma složen. Za potrebe nadzo ra javni sektor najcešce osniva posebnu komisiju ili agenciju. Posao nadzora zahtijeva strucnjake iz oblasti prava i finansija, s iskustvom u strukturisanju, primjeni i finansiranju projekata.

U slucaju privatizacije, javni sektor prodaje imovinu ili djelove preduzeca u vlasništvu države privatnom sektoru. Privatizacija može biti potpuna ili djelimicna. U slucaju potpune privatizacije ,



sva kontrola i vlasništvo prenosi se na privatni sektor, dok u slucaju djelimicne privatizacije država zadržava odredeni stepen kontrole.

U Tabela br. 17 prikazane su prednosti i nedostaci pojedinih JPP modela .



Tabela br. 17: Prednosti i nedostaci pojedinih JPP modela JPP model Osobine Primjena Prednosti Nedostaci Ugovar anje § Ugovor s privatnim sektorom o projektovanju

i izgradnji § Objekte finans ira i posjeduje javni sektor § Prenos rizika projektovanja i izgradnje na

privatni sektor

§ Za projekte s malim operativnim zahtjevima § Za projekte u kojima javni

sektor želi zadržati operativnu odgovornost

§ Prenos rizika projektovanja i izgradnje § Mogucnost ubrzanog

programa izgradnje

§ Moguci sukob izmedu planiranja i zaštite okoline § Moguc i povecani operativni rizik § Kriticna faza je puštanje u pogon § Nema podsticaja za projektiranje

objekta s minimalnim troškom tijekom životnog vijeka § Nema privatnog finans iranja

BOT § Objekte finans ira i posjeduje javni sektor § Prenos rizika projektovanja, izgradnje, rada i

održavanja na privatni sektor

§ Za projekte sa znacajnim operativnim zahtjevima § Za projekte vlasništva nad

vodama i otpadom

§ Prenos rizika projektovanja, izgradnje i rada § Mogucnost ubrzane

gradnje § Prenos operativnog rizika

je podsticajan za projektovanje objekta s minimalnim troškom tokom životnog vijeka § Poboljšani kvalitet rada i

održavanja

§ Moguci sukob izmedu planiranja i zaštite okoline § Složeniji ugovori i duži natjecajni

postupak § Potrebna kontrola ugovora i nadzora

rada § Trošak ponovnog ulaska u posao ako

ugovorna strana nije zadovoljila § Nema privatnog finans iranje § Javni sektor se obavezuje na

dugorocno finansiranje

DBFO § Ugovor s privatnim partnerom o projektovanju, izgradnji, finansiranju i radu objekta za javne potrebe u odredenom periodu. Nakon isteka perioda objekat se vraca javnom sektoru § Za vrijeme trajanja ugovora objekat je u

vlasništv u privatnog sektora § Privatni sektor trošak nadoknaduje kroz

javne subvencije § Prenos rizika projektovanja, izgradnje i rada

na privatni sektor § Korišcenje privatnog finans iranja

§ Za projekte sa znacajnim operativnim zahtjevima § Za projekte vlasništva nad

vodama i otpadom, cestovni projekti

§ Kao za BOT plus: § Finansiranje iz privatnog

sektora

§ Moguci sukob izmedu planiranja i zaštite okoline § Složeniji ugovori i duži natjecajni

postupak § Trošak ponovnog ulaska u posao ako

ugovorna strana nije zadovoljila

Koncesija § Kao za DBFO s razlikom da privatnik trošak nadoknaduje kroz korisnicku nadoknadu

§ Za projekte kod kojih je moguca naplata usluga od korisnika § Za projekte vlasništva nad

vodama i otpadom, cestovni projekti

§ Kao za DBFO § Kao DBFO plus: § Politicka prihvatljivost § Zahtjeva uspješno upravljanje

opcijama (npr. alternativni prometni pravci)



Tabela br. 18 prikazuje efikasnost pojedinih JPP modela s obzirom na odabrane pokazatelje.

Tabela br. 18: Efikasnost pojedinih JPP modela s obzirom na odabrane pokazatelje

Poboljšana

usluga Poboljšana efikasnost

Poboljšana raspodjela

rizika

Minimizacija troškova tokom

životnog vijeka

Ubrzana primjena

Uticaj na javni

kapital

Prepreke u primjeni

Ugovori o obavljanju djelatnosti (Outsourcing) Ugovor o uslugama moguca da ne ne ne ne niske

Ugovor o upravljanju da da ne ne ne ne srednje

Ugovor o najmu

moguca da donekle moguca ne ne srednje

Integrisani projekti BOT da da donekle da visoke

Investicije privatnog sektora DBFO

koncesija da da da da da da veoma visoke

7.5. UOPŠTENO O ULAGANJU U ENERGETIKU I PROJEKTE OBNOVLJIVIH IZVORA ENERGIJE

Savremeno društvo za visi od raznih oblika energije, pa su procesi planiranja, razvoja i ulaganja u energetski sektor, presudni za uskladeni i održivi društveni i vlasnicki razvoj države. U prošlosti su izgradnja i finansiranje izgradnje energetskih objekata, vecinom bili u rukama javnog sektora. Otvaranje energetskih tržišta i razvoj savremenih tehnologija dovelo je do povecanja udjela privatnih investicija u energetski sektor. Drugi razlog sve vecoj ulozi privatnog kapitala u energetici, je postupno smanjivanje javnih izvora finansiranja i sve teže dobijanje finansijskih sredstava od vladinih i medunarodnih razvojnih agencija. Komercijalni krediti i vlastiti kapital privatnih preduzetnika, polako su postali nezaobilazni u finansiranju energetskih projekata.

Uprkos snažnom prodoru privatnog kapitala u energetski sektor, pojedini djelovi sektora i/ili vrste objekata , nijesu podjednako poželjni za finansiranje. Ovo se posebno odnosi na izgradnju velikih hidroelektrana , koji se smatra poslom veceg rizika u odnosu na izgradnju termoenergetskih projekata zbog odredenih specificnosti (najveci dio ukupnog troška nastaje prije puštanja HE u pogon, životni vijek HE i pratece opreme je znatno duži od vremena povracaja kredita, dugotrajan proces dobijanja potrebnih dozvola, neizvjesnost promjene propisa u vezi zaštite voda i okoline i dr.).

U pogledu malih hidroelektrana i ostalih projekata obnovljivih izvora energije (elektrane na vjetar, biomasa, energija suncevog zracenja), situacija je povoljnija u smislu da se najcešce radi o manjim projektima, i da su ukupno potrebna investiciona sredstva manja (mada je cesto specificna investicija po instaliranoj snazi objekta veca u odnosu na velike objekte). Ipak, i obnovljivi izvori energije suocavaju se s problemima tokom realizacije projekta , kao npr. otežano i usporeno dobijanje dozvola i složeni postupak licenciranja, nesiguran otkup proizvedene energije, nedovoljni podsticaji, nestabilan pravni okvir i dr.

U uslovima tržišnog uredenja sektora, uloga države u razvoju energetike znacajno je izmijenjena. Umjesto podjednakog ulaganja u razvoj energetike i vlasništva nad preduzecima energetskog sektora, uloga Vlade je uspostavljanje regulatornog okvira, modela i strukture tržišta, kao i usmjeravanje razvoja sektora sprovodenjem razvojnih programa.



7.6. ZAKONODAVNI OKVIR ZA PRIMJENU JPP MODELA U CRNOJ GORI

Zakonom o energetici odredeno je da se djelatnosti elektroenergetskog sektora obavljaju kao javne usluge. Zakonom o ucešcu privatnog sektora u vršenju javnih usluga, predvideno je nekoliko nacina obavljanja javnih djelatnosti, u odnosu na ugovorni oblik. U nastavku se navode samo osnovne odredbe ovog zakona i osobine ugovornih oblika, s obzirom da je zakonski okvir detaljno obraden u okviru prethodnih izvještaja. Ugovorni oblici obuhvaceni zakonom su7:

Ø ugovor o iznajmljivanju (Leasing),

Ø ugovor u upravljanju (Management),

Ø koncesija (Concession),

Ø sporazum o izgradnji, radu i prenosu ili BOT model (Build Operate Transfer),

Zakonom je predvideno da Vlada može odobriti ucestvovanje privatnog sektora u obavljanju javnih usluga i primjenom drukcijih ugovornih aranžmana, pod uslovima koji bi bili definisani posebnim zakonom.

Osnovni cilj Zakona o ucešcu privatnog sektora u vršenju javnih usluga , je podizanje stepena ucestvovanja privatnog sektora u obavljanju javnih usluga, uzimajuci u obzir potrebu za uspješnim upravljanjem i ekonomskim rastom. U javne usluge, prema ovom zakonu, spadaju hidroelektrane, kao i drugi objekti i djelatnosti koji se odnose na iskorišcenje voda (kanali, brane, vodosnabdijevanje , navodnjavanje i dr.). Za realizaciju projekata mHE prikladni su ugovorni oblici koncesija i BOT model:

Ø koncesija je ugovor koji se pod licencom nudi privatnom investitoru i/ili operatoru, za pravilno iskopavanje ili iskorištavanje prirodnih resursa i sirovina na odredeni vremenski rok. U prirodne resurse ubraja se i voda. Koncesija se može odnositi na ulaganja ili saniranje od strane privatnog sektora. U skladu s ugovorom kojim javna ustanova RCG prenese dio prava na domace ili strano preduzece, koje posluje u skladu s uslovima ugovora, a zauzvrat osigurava prihode Vladi RCG ili lokalnoj samoupravi po jedinici koja je izvadena ili iskorištena,

Ø BOT je ugovor po osnovi povlastice na osnovu kojeg privatni investitor i/ili operator ima obavezu da izgradi i koristi preduzece za obavljanje javne djelatnosti, i da po isteku odredenog perioda prenese vlasništvo nad preduzecem javnoj ustanovi. BOT modeli ugovora mogu imati razne oblike: izgradi-iznajmi-prenesi, izgradi-prenesi-upravljaj, uredi-upravljaj-prenesi, saniraj-upravljaj-prenesi. Tarife koje placaju korisnici usluga koje se pružaju kroz predmetni BOT ugovor, odredene su ugovorom i podredene su odluci o tarifama i kvalitetu koji donesi organ za regulativu nakon javne rasprave.

Koncesija i BOT sporazum dodjeljuju se najduže na 30 godina , ili na period potreban za otplatu investicije. I u slucaju koncesije i u slucaju BOT modela , nosilac projekta je dužan da osigura investiciona sredstva, tj. javni sektor nije odgovoran za investiranje i ne opterecuju se javni izvori sredstava (državni proracun, proracuni gradova, opština i dr.), mada oni mogu biti odredena vrsta podrške kroz razne olakšice i povlastice (npr. poreske olakšice, uvozne povlastice, sufinansiranje kamata na komercijalne kredite, oslobodenje od placanja raznih vrsta javnih nadoknada, nepovratna sredstava za pocetak projekta i istražene radove i dr.)

7 Pojedini ugovorni oblici definisani Zakonom, donekle se razlikuju u odnosu na prethodno prikazanu opštu analizu JPP modela.



7.7. IZBOR MODELA JAVNO-PRIVATNOG PARTNERSTVA ZA REALIZACIJU PROJEKATA MHE

Izbor odgovarajuceg JPP modela zahtijeva procjenu rezultata koji se žele postici realizacijom projekta. Odabrani model podjednako utice na raspodjelu rizika izmedu javnog i privatnog sektora. JPP model može se primijeniti i samo na neke djelove projekta. Razvoj uspješnog JPP projekta zahtijeva dobru pripremu.

Slika br. 15: Osnovne faze u pripremi JPP projekta

Ne postoji jedinstvena metoda izbora najboljeg JPP modela, vec to zavisi od osobina projekta i opšteg stava javnosti prema JPP modelima. Prilikom izbora JPP modela treba voditi racuna o sljedecim stavkama:

Ø procjena potreba – odrediti potrebne usluge i ciljeve koje treba postici. Ciljevi trebaju da budu mjerljivi, kako bi se omogucila ocjena rezultata projekta i preduzele potrebne izmjene u narednim projektima,

Ø raspodjela rizika – osnovna komponenta JPP modela (rizici prihoda, pravnog okvira, planiranja, izgradnje, pogona, održavanja i dr.). Javni sektor obicno pokušava da minimizuje rizike. U opštem slucaju, što je rizik za privatnog investitora veci, veca su i njegova išcekivanja u pogledu stope povracaja . Rizik treba prenijeti na onu stranu koja ga može najefikasnije apsorbovati,

Ø djelovi projekta ukljucen i u JPP model – odrediti djelove projekta koji ce se realizovati kao JPP, a koji ce ostati u nadležnosti javnog sektora (npr. projektovanje, nabavka opreme i izgradnja, finansiranje, vlasnicki odnosi, pogon i održavanje). Odredeni djelovi projekta su logicki povezani, pa treba provjeriti kakve se koristi mogu postici povezivanjem djelova projekta (npr. projektovanje i izgradnja, pogon i održavanje),

Ø provjera okvirne cijene projekta – prije raspisivanja konkursa potrebno je provjeriti kolika bi bila cijena projekta kad bi se u potpunosti realizovao iz javnog sektora. Na ovaj nacin dobija se potpuni uvid u uštede koje ce se postici upotrebom JPP modela. Osim troškova, treba razmotriti i kvalitet radova i usluga, primijenjena tehnicka i tehnološka rješenja, kao i vrijeme potrebno za realizaciju projekta,

Ø osnovni odnosi izmedu ugovornih strana – uloge i nadležnosti ugovornih strana, trajanje ugovora, vlasnicki odnosi tokom trajanja i nakon isteka ugovora, ocekivani kvalitet usluga i radova i dr.

U konkretnom slucaju, osnovne odrednice koje uticu na izbor JPP modela pogodnog za realizaciju projekata mHE u Crnoj Gori su:

Ø nedostatak javnih sredstava za finansiranje ovakvih projekata. Odredene mogucnosti sufinansiranja možda ce se pojaviti nakon organizacije Fonda za zaštitu ži votne

Može li se JPP primijeniti? Koji su ciljevi? Koji kapaciteti su potrebni za realizaciju? Postoji li interes privatnog sektora?

PRIPREMITI SE PRIJE SAMOG POCETKA

PROJEKTA

Šta je predmet projekta? Koja infrastruktura i/ili usluga je potrebna? Koji su rizici i ko ih preuzima? Koji su troškovi i koristi? Koji JPP model je primjeren?

POJEDNOSTAVITI I USKLADITI SA STVARNIM

POTREBAMA

Hoce li JPP osigurati vrijednost za uloženi novac

i optimalno korišcenje resursa?

KORISITI JPP SAMO AKO JE MOGUCE OSTVARITI

ODGOVARAJUCU KORIST



sredine ili nekog slicnog fonda, koji bi sredstva prikupljao od nadoknada koje placaju zagadivaci. Osnovni cilj javnog sektora je privuci privatne investitore u mHE,

Ø u skladu s prvom tackom, javni sektor nije spreman da prihvati veliki rizik u realizaciji projekta mHE. Buduci da svaki JPP model (osim modela potpune privatizacije) stavlja odredeni rizik i na stranu javnog sektora, država ce morati da preuzme odredeni rizik, uz nastojanje da se takav slucaj ne pojavi u praksi, kako bi se zaštitila javna sredstva. U konkretnom slucaju, za mHE, radi se npr. o garancijama za isplatu premije za proizvedenu elektricnu energiju. Ako se mHE realizuje kao BOT projekat, ova obaveza države vec je definisana Zakonom o ucešcu privatnog sektora u vršenju javnih usluga (clan 125.),

Ø mora postojati koncesija za korišcenje vodnih resursa,

Ø koncesija se dodjeljuje iskljucivo putem konkursa ,

Ø poželjno je omoguciti i slobodniji pristup izgradnji mHE, tj. prepustiti pocetnu inicijativu investitorima. Trenutno svaka inicijativa polazi od javnih ustanova (javni poziv),

Ø sve elektroenergetske usluge su javne usluge, pa su nacini ucestvovanja privatnog sektora definisani Zakonom o ucešcu privatnog sektora u vršenju javnih usluga,

Ø potrebno je što prije realizovati 1-2 projekta mHE, kako bi se uspostavila jasna i provjerena procedura. U tom smislu, nema vremena za znatne izmjene postojeceg pravnog okvira, osim u dijelu koji nedostaje (npr. trošak prikljucenja na mrežu, otkupne cijene za elektricnu energiju, nadležnost oko dodjele koncesije za mHE i sl.),

Ø odredeni problem u realizaciji predstavljace manjak strucnih kadrova s iskustvom u realizaciji JPP modela (prije svega koncesija i BOT model, izrada konkursne dokumentacije, kriterijum za izbor najpovoljnijeg ponudaca, pitanja vlasništva nad objektima tokom i nakon isteka koncesije i/ili BOT sporazuma i dr.),

Ø uticaj složenosti modela na mogucnost ucestvovanja lokalnih preduzetnika, investitora i lokalnih zajednica u realizaciji mHE. Analizom prostorne lociranosti malih vodotoka u Crnoj Gori, može se zakljuciti da je veliki broj potencijalnih lokacija mHE smješten u ruralnim podrucjima. Male hidroelektrane mogu postati nosioci razvoja podrucja u kojem se nalaze, a to je i njihov prioritet. Potrebno je predvidjeti poseban tretman za objekte u ovim podrucjima (finansijske i poreske olakšice, bespovratna sredstva države, povoljni krediti, izgradnja pomocne infrastrukture i pružanje usluga od strane države , promocija i obrazovanje lokalne zajednice o mogucnostima razvoja i slicno). Privlacenje stranih investitora je pozitivno, ali je potrebno osigurati da se prihod od mHE ponovo investira u Crnu Goru.

Uprkos ocevidnim suprotnostima u prethodno navedenim odrednicama, potrebno je odluciti se za jedan od JPP modela. S obzirom na važnost što skorijeg pokretanja 1 -2 projekta mHE, potrebno je odluciti se za jedan, ili kombinaciju više zakonom definisanih modela. Vec je prethodno navedeno da su za mHE pogodni modeli koncesije i BOT ugovora. BOT model može imati nekoliko varijanti, s obzirom na vlasnicke i upravljacke odnose izmedu javnog i privatnog sektora. Promjena prihoda projekta , kao posljedica politickih promjena i promjena propisa , trebada bude osigurana od strane javnog sektora , kako je to i predvideno Zakonom (clan 125, Izmjena u politici).

U slucaju mHE (kategorija industrija), poslovi i nadležnosti oko izdavanja koncesije za korišcenje vode su u nadležnosti Ministarstva poljoprivrede, šumarstva i vodnog vlasništva. Buduci da se u slucaju mHE radi o specificnom nacinu korištenja vodotoka koji je usko povezan s energetskim sektorom, potrebno je u proces dodjele koncesije ukljuciti Ministarstvo ekonomije (kao ministarstvo nadležno za energetiku). Moguce je da odluku o dodjeli koncesije i dalje donosi ministarstvo nadležno za vode, u saradnji sa strucnim sektorom Ministarstva ekonomije (jedinica za male hidroelektrane, CJmHE). Saradnju i nadležnosti izmedu ova dva ministarstva potrebno je utvrditi izmjenama i dopunama Zakona



o ucešcu privatnog sektora u vršenju javnih usluga , i Uredbe o nacinu i uslovima za dodjelu koncesije za korišcenje voda za pice, poljoprivredu, industriju, komunalne potrebe i slicne namjene.

Zakonom je predvideno da se koncesija dodjeljuje putem javnog konkursa. Drugim rijecima, znaci da se ni jedan projekat ne može realizovati prije javnog poziva ponudacima, pretkvalifikacije i izbora najpovoljnijeg ponudaca. Kako bi se ubrzala ova procedura moguce je, osim javnog konkursa, uvesti i jednostavniji nacin dod jele koncesije – na zahtjev investitora.

Prijedlog je da se omoguce dva pristupa u realizaciji projekta mHE:

Ø slobodna inicijativa investitora,

Ø inicijativa države ili lokalnih zajednica (raspisivanje konkursa ).

Slobodna inicijativa investitora

Potrebno je omoguciti slobodnu inicijativu investitora, u smislu da investitor može pokrenuti zahtjev za dodjelu koncesije za mHE na proizvoljnoj lokaciji, i pokrenuti istražne i ostale radove potrebne za realizaciju projekta. Ovakav pristup je u skladu sa drugom direktivom EU o internom tržištu elektricne energije. U slucaju inicijative investitora, privatni sektor preuzima sav rizik i trošak istraživanja i projektovanja , u zamjenu za pravo izgradnje objekta, tj. u zamjenu za koncesiju.

Za ovaj pristup potrebno je definisati okvir djelovanja investitora, koji u velikoj mjeri vec postoji (zakonska regulativa u pogledu gradenja, uredenja prostora, korištenja voda, zaštite okoline, uslovi za dobijanje koncesije i dr.), ali ga je potrebno i dopuniti (otkupne cijene, model otkupa, podsticaji za investitore i dr.). Potrebno je definisati vremenske rokove realizacije radova po pojedinim fazama (najraniji pocetak, najkasniji završetak i dr.), penale za odstupanje od ugovorenog, pravo raspolaganja podacima i sl. Na taj nacin osigurala bi se transparentnost postupka i jednak odnos prema svima koji podnose zahtjev za dodjelu koncesije. Osim toga, na ovaj nacin omogucice se da privatni investitori i preduzetnici prvi preduzmu korak u procesu realizacije projekta mHE, tj. ne mora ju cekati raspisivanje konkursa (javni poziv) od strane javne ustanove.

Iako je slobodna inicijativa investitora poželjan scenario razvoja, procjena je da je on malo vjerovatan u postojecim uslovima za razvoj projekata mHE u Crnoj Gori (vec dugo ni jedna mHE nije izgradena, ne postoji stabilan i privlacan okvir za investiranje i dr.). Veca inicijativa investitora može se ocekivati nakon uspostavljanja cjelokupnog procesa u praksi, tj. nakon realizacije jednog, do dva projekta.

Inicijativ a države (raspisivanje konkursa)

Prvo pitanje na koje treba dati odgovor je: U kojoj fazi realizacije treba raspisati konkurs, tj. što je predmet konkursa – istražni radovi, projektovanje, izgradnja?

Sa stanovišta investitora, posljednja tacka u kojoj se donosi odluka o izgradnji je dobijanje gradevinske dozvole. U toj fazi napravljene su sve analize isplativosti projekta i potrebno je zapoceti izgradnju. U slucaju da se konkurs raspisuje u nekoj od prethodnih faza (npr. istražni radovi, projektovanje, izrade idejnog projekta, procjena uticaja na okolinu i dr.), i dalje postoji veliki rizik da projekat nece biti realizovan, zbog odredenih ogranicenja ili neisplativosti.

Bez obzira na trenutak raspisivanja konkursa , javn i sektor (država) u slucaju ovog pristupa preuzima odredeni rizik, u smislu da je potrebno uložiti odredena sredstva, a da je povracaj tih sredstava (kroz realizaciju projekta) u kasnijim fazama projekta nesiguran. U konkretnom slucaju Crne Gore, nesigurnost je evidentna s obzirom da od ukupno 70 lokacija, na ni jednoj



ne postoje dovoljno pouzdane podloge, na osnovu kojih bi privatni investitor ušao u rizik izgradnje mHE (nema mjerenja protoka ili su podaci nepouzdani, ne postoje analize stanja okoline ni procjena uticaja na okolinu, nije odreden biološki minimum, lokacije su razmatrane samo na nivou nacelnog tehnickog rješenja, i nijesu uvrštene u prostorne planove i vodoprivrednu osnovu i dr.). U tom smislu, potrebno je od postojecih 70-tak lokacija odabrati manji broj izglednih lokacija (10-15), u skladu s procedurom iz tacke 2.3.1. Od odabranih lokacija potrebno se odluciti za odredeni broj lokacija (5-6), za koje ce se priremiti konkursna dokumentacija za istraživanje i projektovanje do nivoa barem idejnog projekta. Kriterijum izbora u ovoj tacki može biti ocekivana ekonomska korist pojedinih projekata. Od ovako obradenih lokacija biraju se 1-2 ekonomski isplative , koje se zatim realizuju do kraja kao pilot projekti. Drugim rijecima, država investira u razvoj lokacija (raspisivanjem konkursa), koje zatim putem konkursa ili sama (iz proracuna, razvojnih fondova, medunarodnih fondova i programa razvoja) realizuje do kraja. Istovremeno je potrebno uspostaviti program kontinuiranog istraživanja svih lokacija, kao i uspostavljanje katastra mHE, kako je vec ranije opisano.

Trošak istražnih i pripremnih radova za mHE teško je procijeniti, jer je specifican od lokacije do lokacije. Prema nekim autorima udio istražnih radova do nivoa dobijanja gradevinske dozvole, može varirati od 2 do, cak 50% od ukupne investicije (IEA podaci). Realno je pretpostaviti da je okvirni nivo ovih troškova za lokacije u Crnoj Gori oko 10 -15%, od ukupne investicije. Ovaj postotak može da posluži i kao procjena ulaganja koje država mora preuzeti na sebe, kako bi realizovala 1-2 pilot projekta u periodu do 2010. godine. Uložena sredstva država ce povratiti u kasnijim fazama projekta , kroz prodaju konkursne dokumentacije. Osim toga, trebaju da se uzmu u obzir i ostale koristi u smislu razvoja lokalne zajednice, zapošljavanja ljudi, osposobljavanja državnog aparata za sprovodenje projekata slicnog tipa, koristi zaštite životne sredine u smislu izbjegnutih emisija i dr.

Iz prethodno izloženog, slijedi da se mogu prepoznati dvije faze realizacije projekta mHE. Prva je faza istražnih radova i projektovanja, koja može obuhvatati samo korake do uvrštenja u prostorne planove i vodoprivrednu osnovu, ili se protezati cak do izrade glavnog projekta i dobijanja gradevinske dozvole. Zavisno od velicine prve faze, druga faza obuhvata preostale poslove projektovanja, izgradnje i prikljucenja na mrežu, probni pogon i komercijalni pogon.

Obje faze se mogu realizovati konkursnim putem, integralno (obje faze zajedno , investitoru se ostavlja mogucnost odluke ulaska u drugu fazu bez konkursa), ili odvojeno (konkurs po fazama).

Izgradnja mHE moguca je na osnovu koncesije ili u kombinaciji koncesija/BOT. U slucaju kada se radi samo o koncesiji, potrebno je u koncesijskom elaboratu definisati uslove i nacin korištenja voda na predvidenoj lokaciji, tj. dati okvirne podatke o uslovima korištenja, položaju i nacinu lociranja i izgradnje objekata. Detaljni projekat postrojenja i izvodenja ostavljen je na slobodu investitoru u okviru zadatih granica i ostalih propisa, koji regulišu problematiku prostornog planiranja, gradenja, vodnog vlasništva i zaštite okoline. U slucaju kombinacije koncesija/BOT projekta, konkursna dokumentacija sadrži detaljni projekat izvodenja mHE, tj. u slucaju ovog modela, sloboda investitora u pogledu projektovanja postrojenja je ogranicena.

Za izbor najpovoljnijeg ponudaca potrebno je odrediti kriterijume koji se odnose na ponudenu strucnu, tehnicku i finansijsku sposobnost investitora da izvede projekat do kraja, iskustvo investitora u slicnim projektima , i mogucnost realizacije u zadatim rokovima. Rizik realizacije projekta u zadatom roku morace se podijeliti na investitora i javni sektor (s obzirom na veliki broj dozvola i odobrenja koja je potrebno dobiti, i na mogucnost javnog sektora da sve dozvole izda u zakonom predvidenom roku).

U pogledu vlasništva nad objektima koji ce se realizovati u sklopu ugovora o koncesiji/BOT-u, investitor posjeduje i upravlja objektima za vrijeme trajanja ugovora. Nakon isteka



ugovora, vlasništvo nad objektima investitor bez ikakve nadoknade, ili uz simbolicnu nadoknadu, prenosi na javnu ustanovu ili lokalnu zajednicu.

Reinvestiranje prihoda od poslovanja mHE

Reinvestiranje prihoda od rada mHE u vlasništvu Crne Gore, je problem daleko širi od problematike strategije razvoja, i odnosi se na cjelokupni pravni i ekonomski sistem države. Ako je ovaj sistem efikasan i pruža mogucnosti daljeg ulaganja, tada ulaganje nece izostati. Prema zakonu , strani investitor slobodno raspolaže s ostvarenom dobiti i može je iznijeti iz zemlje. Cinjenica je da Crna Gora nema znacajnu industriju koja bi mogla plasirati svoje proizvode prilikom izgradnje mHE (generatori, turbine i dr.), ali je moguce ucestvovanje domacih preduzeca u procesu izgradnje, proizvodnje i nabavke gradevinske opreme, nabavke informaticke opreme, proizvodnje i nabavke odredenih manjih mašinskih djelova postrojenja i dr. Domaca preduzeca ce biti zainteresovana za takve poslove, ali je investitor u mHE nacelno slobodan u donošenju odluke o izboru dobavljaca proizvoda i usluga potrebnih za izgradnju. Moguce je konkursnom dokumentacijom usloviti angažovanje domacih preduzeca i/ili proizvoda u odredenom postotku, pri cemu treba voditi racuna o evropskim pravilima o davanju prava prvenstva domacim vlasnickim subjektima , u odnosu na preduzeca u stranom vlasništvu. Osim toga , treba voditi racuna u kojoj mjeri je ovakav pristup ostvarljiv u praksi (postoje li subjekti koji mogu pružiti odredene usluge ili proizvode), i u kolikoj mjeri je takav nacin poslovanja prihvatljiv za stranog investitora. Osim toga , moguce je konkursnom dokumentacijom definisa ti zajednicki razvoj projekta mHE i pratecih djelatnosti i/ili infrastrukturnih objekata (npr. turizam, ugostiteljstvo, rekreacija, obnovljanje i razvoj lokalne infrastrukture i dr.), tj. da se investitor obavezuje na odredeno ulaganje za potrebe razvoja lokalne zajednice.

Podsticanje domacih preduzetnika i lokalnih zajednica

Posebnu problematiku predstavlja podsticanje malih, domacih privatnih investitora i/ili lokalnih zajednica na ulaganje u mHE. U ovom segmentu potrebno je, prije svega, na odgovarajuci nacin promovisati takve projekte i obrazovati preduzetnike i lokalnu zajednicu o mogucnostima njihovog razvoja. S obzirom da procedura razvoja i izgradnje mHE zahtijeva specificna znanja iz raznih oblasti (elektroenergetika, vodno vlasništvo , zaštita životne sredine, pravo, finansije i dr.), neophodna je strucna pomoc od strane nadležnih državnih tijela (npr. jedna od djelatnosti predložene CjmHE, ili slicnog tijela zaduženog za koordinaciju aktivnosti oko mHE). U drugom nivou, tj. pri samoj realizaciji projekta, potrebno je predvidjeti i konkretne podsticajne mjere, kao npr. finansijske i poreske olakšice, bespovratna sredstva države, povoljni krediti, izgradnja pomocne infrastrukture i pružanje usluga od strane države i slicno. Ovo je posebno bitno u slucaju kada je investitor lokalna zajednica, koja najcešce ne raspolaže dovoljnim sredstvima i garancijama kojima bi projekat sama realizovala. Ipak, postoje podaci da su lokalne zajednice u prošlosti bile zainteresovane za razvoj potencijala mHE, i su i same finansirale pojedine istražne radove.

LITERATURA

1. Zakon o energetici, Službeni list RCG broj 39/2003 2. Energetska politika Crne Gore, Vlada RCG 3. Zakon o ucešcu privatnog sektora u vršenju javnih usluga, Službeni list RCG, br.oj 30/2002 4. Uredbe o nacinu i uslovima za dodjelu koncesije za korišcenje vode za pice, poljoprivredu, industriju, komunalne potrebe i slicne namjene, Službeni list RCG, broj 32/2003



SKRACENICE BOT Build-Operate-Transfer

RCG Republika Crna Gora

mHE mala hidroelektrana

JPP javno privatno partnerstvo



8. PREGLED NOVIH OKOLNOSTI U POGLEDU REFORMI ENERGETSKOG SEKTORA; PRIJEDLOG MODELA ORGANIZACIJE TIJELA ZA KOORDINACIJU SVIH DJELATNOSTI ZA REALIZACIJU PROJEKATA MAL IH HIDROELEKTRANA; ULOGE, OBAVEZE I NADLEŽNOSTI UCESNIKA PROCESA RAZVOJA PROJEKATA MALIH HE (TASK # 8)

8.1. PREGLED OKOLNOSTI NAKON SPROVEDENIH REFORMI ENERGETSKOG SEKTORA

Donošenjem i stupanjem na snagu Zakona o energetici, zapocela je reforma energetskog sektora Crne Gore. Zakon o energetici izraden je na osnovu Direktiva EU o internom tržištu elektricne energije , uz uvažavanje specificnosti energe tskog sektora Crne Gore. Osnovne odlike postojeceg zakonskog okvira, sa naglaskom na elektroenergetski sistem, su:

Ø definisanje i podjela uloga, obaveza i nadležnosti izmedu Vlade RCG, ministarstva nadležnog za energetiku i Regulatorne agencije za energetiku (dalje u tekstu: Regulatorna agencija),

Ø elektroenergetske djelatnosti definisane su kao javne usluge,

Ø osnivanje nezavisnog i neprofitnog tijela za regulaciju energetskih djelatnosti – Regulatorna agencija za energetiku,

Ø regulisani pristup prenosnoj i distribucionoj mreži,

Ø funkcionalno razdvajanje djelatnosti, u okviru vertikalno integrisane nacionalne elektroprivredne fabrike EPCG na proizvodnju elektricne energije, operatora prenosa, operatora distribucije, operatora tržišta i snabdijevanje kupaca elektricnom energijom. Pravila razdvajanja djelatnosti odreduje Regulatorna agencija,

Ø postupno otvaranje tržišta , bez unaprijed defin isane dinamike. Drugim rijecima, ne postoji pocetak za povlaštene kupce (tj. kupce po ugovoru), vec se tržište otvara prema potrebama i zahtjevima kupaca elektricne energije i procjenama Regulatorne agencije,

Ø podrška energetskoj uspješnosti i obnovljivim izvorima energije.

8.2. ULOGA REGULATORNE AGENCIJE ZA ENERGETIKU Regulatorna agencija za energetiku je pravna osoba osnovana kao samostalna, funkcionalno neza visna i neprofitna organizacija , koja obavlja javna ovlaštenja u skladu sa zakonom. Ciljevi Regulatorne agencije su da osigura:

Ø objektivnu, transparentnu i nediskriminisanu primjenu principa, politike i programa Vlade RCG,

Ø pouzdanu, sigurnu i ekološki odgovarajucu isporuku energije tarifnim kupcima u Crnoj Gori po pravednim cijenama,

Ø da energetski subjekti mogu pokriti troškove po odredenoj stopi povracaja na investicije,

Ø uskladivanje interesa kupaca energije i energetskih subjekata,

Ø promociju obnovljivih izvora energije i održivog razvoja.



Regulatorna agencija obavlja nadzor nad radom i poslovanjem energetskih subjekata, i ima široka ovlaštenja u regulaciji energetskog sektora, što ostvaruje kroz sljedece djelatnosti ovlaštenja, funkcije i nadležnosti:

Ø donosi i objavljuje pravila i propise za:

o sprovodenje energetske politike,

o reviziju i odobrenje svih tržišnih pravila, kodeksa mreže, uslova i rokova prikljucenja i pristupa mrežama,

Ø izdaje licence za obavljanje djelatnosti, povezivanje postrojenja energetskog sektora, mreža i opreme za proizvodnju, prenos, distribuciju, snabdijevanje i prodaju energije,

Ø izdaje ovlaštenja za izgradnju novih, ili rekonstrukciju postojecih proizvodnih kapaciteta,

Ø utvrduje tarife i cijene u skladu s uslovima iz zakona i opštih akata,

Ø izdaje naloge energetskim subjektima u skladu sa zakonom i opštim aktima,

Ø mijenja, obustavlja, opoziva, nadzire, kontroliše i sprovodi poštovanje uslova iz licenci,

Ø utvrduje i mijenja pravila i propise:

o koji definišu strukturu energetskog tržišta,

o za rad tržišta,

o za razdvajanje energetskih subjekata,

o koji se odnose na prava i obaveze energetskih subjekata,

Ø utvrduje pravila i propise koji se odnose na:

o javne rasprave i nalaze koje obavlja Agencija,

o nadzor energetskih subjekata,

o sigurnost energetskih postrojenja, osoblja, ljudi i imovine,

o poštovanje propisa o zaštiti životne sredine od strane energetskih subjekata,

Ø osigurava zaštitu tarifnih kupaca, koja omogucava pravican i nediskriminisani odnos energetskih subjekata prema tarifnim kupcima,

Ø promoviše konkurentno poslovanje u energetskom sektoru kroz:

o pravedan i nediskriminisani tranzit energije,

o povecanje izvora za proizvodnju , poboljšanje mogucnosti za prenos, distribuciju i snabdijevanje energijom,

Ø utvrduje propise koji se odnose na:

o cuvanje poslovnih knjiga, racuna, dokumentacije i zapisnika energetskih subjekata,

o rješavanje sporova,

o tarifne kupce i energetske subjekte,

Ø osigurava da su konkursne procedure za izgradnju novih proizvodnih kapaciteta u skladu sa zakonom,

Ø objavljuje godišnje izvještaje i ostale izvještaje i nalaze,

Ø osigurava javnu dostupnost informacija o stanju energetskog sektora,

Ø obavlja kontrolu energetskih subjekata,



Ø može u bilo koje vrijeme da ispita, utvrdi i odredi velicinu, uslove i vrijednost bilo jednog dijela imovine , bilo ukupne imovine i sredstava energetskog subjekta , koji pruža usluge po cijenama koje odreduje Regulatorna agencija,

Ø angažuje strucnu i konsultantsku pomoc prema potrebi.

Nezavisnost Regulatorne agencije je finansijska, funkcionalna i zakonska. Finansijska neza visnost se ogleda kroz proracun agencije, koji je nezavisan od državnog proracuna. Proracun agencije odobrava Skupština, a popunjava se nadoknadama za licence koje izdaje Regulatorne agencija. Funkcionalna nezavisnost Regulatorne agencije postiže se tako što Odbor Regulatorne agencije bira Skupština, a direktora i zamjenika bira Odbor. Zakonska neza visnost osigurana je cinjenicom da su odluke Regulatorne agencije konacne, što znaci da nema drugostepenog postupka, tj. žalba se može dati samo nadležnom sudu.

U dosadašnjem radu, Regulatorna agencija je donijela nekoliko važnih pravilnika i propisa (Pravilnik o licencama u energetskom sektoru Crne Gore, Pravila za razdvajanje integrisanog elektroenergetskog subjekta EPCG AD Nikšic, Pravilnik o proceduri izdavanja odobrenja za prodaju ili ustupanje operativne kontrole nad imovinom imalaca licenci, Pravilnik o tarifama za elektricnu energiju), i izdala privremene i stalne licence za obavljanje energetskih djelatnosti.

8.2.1. Tržište elektricne energije i pristup mrežama

Prema odredbama Zakona o energetici, Regulatorna agencija objavljuje pravila djelovanja organizovanog tržišta, na kojem se razmjena elektricne energije odvija preko operatora tržišta. Djelatnosti u elektroenergetskom sektoru obavljaju se kao javne usluge. Energetski subjekt s obavezom javne usluge, ima pravo nadoknade naslijedenih troškova , kroz tarifu koju utvrdi agencija.

Kupoprodaja elektricne energije odvija se putem bilateralnih ugovora, osim za kupovinu na spot tržištu i tržištu zasnovanom na uskladivanju ponude i potražnje. Sve dok Regulatorna agencija ne utvrdi da je formirano konkurentno tržište elektricne energije , djelatnosti proizvodnje i snabdijevanja elektricnom energ ijom za potrebe tarifnih kupaca, obavljaju se u skladu s propisima Regulatorne agencije. Ako u bilo kojem trenutku tarifni kupac dokaže da može nabaviti elektricnu energiju na konkurentnom tržištu po istim ili povoljnijim uslovima u odnosu na regulisane cijene, Regulatorna agencija može tarifnog kupca osloboditi regulisanog tarifnog sistema.

Operator prenosa podnosi Kodeks mreže (Grid Code) na odobrenje Regulatornoj agenciji. Zakon o energetici izricito definiše da Kodeks mreže mora predvidjeti davanje prioriteta proizvodacima koji koriste obnovljive izvore energije, toplotnu energiju, energiju otpada ili kombinovanu toplotnu energiju (vjerovatno se misli na suproizvodnju toplotne i nekog drugog oblika energije – elektricna, mehanicka). Ovim je osiguran plasman elektricne energije proizvedene iz obnovljivih izvora u prenosnu mrežu (tehnicko preuzimanje), ali nijesu definisani uslovi i ucesnici otkupa tako proizvedene elektricne energije (ovo je prepreka za brži razvoj mHE, jer ne postoje uslovi pod kojima bi se energija otkupljivala).

Operator distribucije podnosi Distributivni kodeks na odobrenje Regulatornoj agenciji. Zakon o energetici ne definiše njegov sadržaj, kada je u pitanju preuzimanje elektricne energije iz objekata koji koriste obnovljive izvore (ali je takve posebne odredbe moguce ugraditi u njega). Distributivnim kodeksom nije predvideno dispeciranje proizvodnih postrojenja prikljucenih na distribucionu mrežu.

Proizvodaci i snabdjevaci imaju pravo pristupa prenosnim i distribucion im mrežama na nediskriminisanoj i regulisanoj osnovi, u skladu s pravilima i procedurom koju utvrduje agencija. Pristup mreži odbija se samo na osnovu nedostatka kapaciteta , i ako je ugrožena sigurnost, redovnost i kvalitet snabdijevanja . U slucaju nedostatka kapaciteta, korisnici mreže mogu finansirati trošak poboljšanja mreže (na ovu investiciju ne odobrava se povracaj



sredstava). Osim toga, proizvodaci i kupci po ugovoru mogu Regulatornoj agenciji da podnesu zahtjev za ovlaštenje za izgradnju jednakog voda.

Proizvodaci elektricne energije, Operator prenosa, Operator distribucije, Operator tržišta i snabdjevaci, treba da budu funkcionalno razdvojeni od integrisanog elektroenergetskog subjekta.

8.2.2. Cijene i tarife elektroenergetskih djelatnosti

Regulatorna agencija utvrduje cijene polazeci od nacela pravednosti, jednakosti i objektivnih i jasno utvrdenih kriterijuma. Cijene se periodicno razmatraju, i to na osnovu zahtjeva koji energetski subjekt podnosi agenciji. Zahtjevi se zasnivaju na troškovima poslovanja (ukljucujuci amortizaciju, kamate, poreze), troškovima zaštite životne sredine i zaštite tarifnih kupaca, troškovima održavanja, zamjene, izgradnje i obnavljanja postrojenja i godišnjeg povracaja na neto iznos investicije. Osim toga , cijene za vise od: ucinka energetskih subjekata, cijena prekida u snabdijevanju energijom, cijena prilagodavanja potrošnje mogucnostima sistema i mehanizmima za povecanje energetske efikasnosti, promjena potrošnje i proizvodnje u vremenu, postupnog smanjenja i ukidanja unakrsnog subvencionisanja (jednake subvencije tarifnih kupaca ili kupaca po ugovoru je obaveza Vlade RCG, i ne uzimaju se prilikom odredivanja cijena), i obaveza iz medunarodnih sporazuma.

Cijene za proizvodnju, prenos, distribuciju i snabdijevanje su odredene tarifnim sistemom (regulisane), ili su slobodne (neregulisane), zavisno od toga postoji li organizovano tržište. Agencija ima pravo da oslobodi subjekte od regulisanog tarifnog sistema. Regulatorna agencija ima pravo da zahtijeva od subjekta da izmjeni tarifu, koja je po mišljenju agencije neprikladna, nepravedna ili neopravdana.

Važeci Pravilnik o tarifama za elektricnu energiju, ne definiše cijenu otkupa elektricne energije za proizvodnju u elektranama instalirane snage do 10 MW. Prema Zakonu o energetici, elektrane instalirane snage do 10 MW imaju pravo prodaje ele ktricne energije u distribucionu mrežu. Metodologiju za odredivanje cijene prodaje odreduje nadležno ministarstvo.

8.2.3. Razdvajanje elektroenergetskih djelatnosti

U elektroenergetskom sektoru jedini licencirani subjekt je vertikalno integrisana elektroprivredna fabrika EPCG AD Nikšic, koja u sebi objedinjuje djelatnosti proizvodnje, operatora prenosa, operatora distribucije, operatora tržišta i snabdijevanja elektricnom energijom. Ove djelatnosti nemaju pravnu posebnost, a pravila za razdvajanje EPCG odredena su podzakonskim aktom koji je donijela Regulatorna agencija za energetiku. Predvideno je funkcionalno razdvajanje, koje obuhvata razdvajanje racuna, razdvajanje upravljanja i razdvajanje informacija.

Funkcionalno razdvajanje treba sprovesti najkasnije u roku od 18 mjeseci, od dana stupanja na snagu Zakona o energetici. Zakon predvida i što skorije pravno izdvajanje funkcije Operatora tržišta iz sistema EPCG. U prvoj fazi , funkciju Operatora tržišta obavljace Operator prenosa, dok ce Operator distribucije biti odgovoran i za snabdijevanje elektricnom energijom. Odnosi izmedu funkcionalnih cjelina trebaju da budu definisani ugovorima.

U konacnom, predvideno je pravno razdvajanje EPCG prema funkcionalnim cjelinama (Pravila za razdvajanje elektroenergetskog subjekta Elektroprivreda Crne Gore AD Nikšic), ali nije odreden rok za takvo razdvajanje s obzirom na potrebne predradnje (procjena imovine, definisanje tarifa po funkcionalnim cjelinama, razgranicenje vlasništva izmedu funkcionalnih cjelina, kao i utvrdivanje prava i obaveza pojedinih funkcija).



Polazeci od zakonskih odredbi, a uvažavajuci aktuelnu energetsku i finansijsku situaciju, funkcionalno razdvajanje EPCG zapocelo je usvajanjem novog Statuta Društva, krajem decembra 2004. godine. Suština ovog akta je nova organizacija EPCG, koja se kao vertikalno integrisano funkcionalno razdvojeno Akcionarsko društvo , sastoji od cetiri funkcionalne cjeline: Proizvodnje, Prenosa, Distribucije i Snabdijevanja, kao i dvije organizacione cjeline: Direkcije i Elektrogradnje.

Ovo znaci da EPCG zadržava dosadašnji pravni subjektivitet, a da se njena unutrašnja organizacija dijeli na funkcionalne cjeline, bez statusa pravne osobe.

8.2.4. Ostale cinjenice bitne za sagledavanje stanja energetskog sektora u Crnoj Gori

Osim Zakona o energetici, važno je spomenuti i druge procese i cinjenice bitne za sagledavanje trenutnog stanja u energetskom sektoru.

Ø na nivou države, ne postoji nacionalna energetska strategija kojom bi se odredili srednjorocni i dugorocni prioriteti razvoja energetskog sektora Crne Gore. Osim toga, zakonski okvir za energetski sektor je nepotpun, tj. još je u fazi razvoja i definisanja potrebnih dokumenata,

Ø tokom marta 2005. godine izradena je Strategija energetske uspješnosti Crne Gore, koja u odredenoj mjeri dotice i problematiku obnovljivih izvora energije, Akcioni plan za 2005.-2006., pa je donesena odluka o osnivanju Jedinice za energetsku efikasnost Crne Gore (CJEE),

Ø Crna Gora je ukljucena u Atinski proces, tj. u proces uspostavljanja regionalnog tržišta energije u jugoistocnoj Evropi. S obzirom na velicinu energetskog sektora Crne Gore, bolje povezivanje i uskladeni rad regionalnih energetskih tržišta, može pozitivno da utice na mogucnost pouzdanog i sigurnog snabdijevanja energijom,

Ø zbog sistemskog zanemarivanja izgradnje domacih energetskih objekata i planiranja dugorocnih opcija razvoja energetike, stepen za visnosti od uvoza energije i energenata je veoma visok,

Ø obnovljivi izvori energije imaju relativno velike mogucnosti razvoja i primjene, ali je potrebno stvoriti povoljne i stabiln e uslove za njihovu širu primjenu. Narocito se isticu mogucnosti razvoja malih i velikih hidroelektrana, energije suncevog zracenja, vjetra i biomase,

Ø postojeca energetska oprema je zastarjela, što utice na pouzdanost rada energetskih sistema i sigurnost snabdijevanja energijom, što za posljedicu ima nisku energetsku efikasnost na strani proizvodnje, isporuke (prenos, distribucija) i potrošnje energije,

Ø ne postoje fondovi za finansiranje razvoja i istraživanja u oblasti energetike,

Ø prodajna cijena energije u najvecem broju slucajeva je niska i/ili subvencionisana.

8.3. OSNIVANJE CENTRALNOG TIJELA NADLEŽNOG ZA REALIZACIJU PROJEKATA MALIH HIDROELEKTRANA

Problematika cjelokupnog procesa izgradnje mHE je veoma složena, i odredena je relativno velikim brojem zakona i propisa. Pojedini djelovi ovog procesa nalaze se u nadležnosti razlicitih državnih tijela, dok neki zahtijevaju dalju razradu i pojašnjenje. Tehnicki potencijal mHE je znacajan, ali je potrebno stvoriti odgovarajuce pravno-administrativne i ekonomsko-finansijske uslove za ubrzani razvoj projekata. Razvoj mHE za Crnu Goru znacajan je s više gledišta zbog:



Ø povecanja domace proizvodnje elektricne energije, povecanja sigurnosti snabdijevanja i smanjenja zavisnosti od uvoza energije i energenata,

Ø zaštite životne sredine kroz smanjenu emisiju štetnih materija, imajuci u vidu ograniceni uticaj mHE na okolinu,

Ø privlacenja stranih ulaganja u energetski sektor,

Ø lokalnog razvoja kroz višenamjenske projekte (turizam, uzgoj ribe, rekreacija, navodnjavanje, uredenje vodotoka – sprjecavanje poplava, proizvodnja pitke vode, zapošljavanje lokalnog stanovništva, elektrifikacija pojedinih podrucja i dr.).

S obzirom na raspodijeljenost cjelokupnog procesa i nadležnosti izmedu više tijela državne i lokalne uprave, javlja se potre ba za objedinjavanjem i usmjeravanjem projekata izgradnje mHE kroz jedan cjeloviti postupak. Postojeci zakonski okvir omogucava primjenu odredenih rješenja, ali treba razmotriti doradu postojecih i donošenje novih zakona, s obzirom na potrebu daljeg uskladivanja energetskih propisa s propisima EU.

Postojeci zakonski okvir prepoznaje potrebu snažnijeg i ubrzanog razvoja projekata proizvodnje iz obnovljivih izvora, ali je te postupke potrebno objediniti i pojednostaviti s ciljem privlacenja zainteresovanih investitora i preduzetnika. Praksa evropskih zemalja ukazuje na to da je za objedinjavanje ovakvih procesa uobicajeno osnivanje posebnog tijela (centar, sektor, agencija ili drugi odgovarajuci organizacioni oblik), s pažljivo definisanim ulogom, ciljevima, zadacima, aktivnostima , organizacijom i nacinom finansiranja. Pozicija ovakvog tijela u odnosu na ostale ucesnike procesa mora jasno da se odredi, kako bi nova struktura bila zaista uspješna i ne bi predstavljala usko grlo u procesu i/ili dupliranje postoje cih djelatnosti. Osnovna uloga ovakvog tijela je koordinacija aktivnosti, promocija i privlacenje zainteresovanih preduzetnika i investitora. Osim organizacionog ustrojstva posebna pažnja treba da se posveti izgradnji potrebnih ljudskih i informatickih resursa, pri cemu je pronalaženje odgovarajucih kadrova i njihovo dodatno usavršavanje/obuka posebno kriticna tacka.

S obzirom na mogucnosti razvoja i znacaj mHE za Crnu Goru, opravdano je ustrojiti posebno tijelo za podršku cjelokupnom procesu razvoja projekata, mada je moguce posmatrati problematiku i nešto šire, s obzirom na ostale obnovljive izvore energije. Potencijal obnovljivih izvora energije u Crnoj Gori je znacajan, pa se vec u ovom koraku može razmotriti potreba za osnivanjem posebnog tijela nadležnog za obnovljive izvore energije, koje bi bilo u uskoj vezi, ili objedinjeno s Jedinicom za energetsku efikasnost Crne Gore (CJEE).

Zbog jednostavnosti i brzine procesa uspostavljanja centralnog tijela za koordinaciju razvoja projekata mHE, u nastavku je prikazan prijedlog Jedinice za male hidroelektrane Crne Gore (CJmHE).

8.3.1. Uloga i ciljevi CJmHE

Uloga i ciljevi CJmHE proizlaze iz odredbi Zakona o energetici, kojima se definiše uloga ministarstva nadležnog za energetiku (Ministarstvo ekonomije) u pogledu mHE (tj. uopšteno u pogledu obnovljivih izvora energije). CJmHE funkcioniše kao nacionalni centar za mHE ("one stop shop" ili "fast track" za mHE), putem:

Ø koordinacije aktivnosti potrebnih za realizaciju projekata mHE kroz saradnju s mjerodavnim tijelima državne i lokalne uprave, obrazovnim institucijama, finansijskim institucijama, organizacijama za zaštitu životne sredine i drugim tijelima i organizacijama,

Ø jacanja sposobnosti jedinica lokalne uprave, fizickih i pravnih osoba za realizaciju projekata mHE,



Ø pokretanja projekata mHE i edukacije ciljnih grupa, s naglaskom na potrebu zaštite životne sredine i održivog razvoja,

Ø medunarodne saradnje, razmjene znanja, ucestvovanja u radu medunarodnih udruženja za mHE i ostalih slicnih udruženja (za zaštitu životne sredine, za obnovljive izvore energije i dr.).

8.3.2. Djelatnosti CJmHE

Uloga i ciljevi CJmHE ostvaruju se kroz njene djelatnosti, koje su odredene odredbama Zakona o energetici, energetskom politikom i drugim mjerodavnim propisima i aktima. U tom smislu, CJmHE predstavlja prvi korak kojim se odredbe Zakona o energetici i obaveze Vlade i nadležnosti ministarstva u pogledu obnovljivih izvora energije, a posebno u pogledu mHE, primjenjuju u praksi.

Djelovanje CJmHE je definisano planom rada koji obuhvata period od 2-4 godine. Plan rada CJmHE obnavlja se jednom godišnje za navedeni period i predstavlja javni dokument. Plan rada odobrava nadležno ministarstvo ili Vlada.

U posmatranom planskom periodu (2-4 godine) djelovanje CJmHE usmjerava se na rješavanje odredenog broja aktuelnih i ta cno odredenih problema , koji zahtijevaju brzo i efikasno rješavanje, kako bi se omogucila nesmetana realizacija projekata. Kao primjer, djelatnosti CJmHE u prvim godinama rada trebaju da se usmjere na:

Ø pojednostavljenje procedura za realizaciju projekata,

Ø realizaciju pilot projekata obnove postojecih i izgradnje novih mHE,

Ø razvoj informacionog sistema,

Ø organizaciju mjerenja i prikupljanja hidrometeoroloških podloga za realizaciju buducih projekata mHE,

Ø organizaciju prikupljanja geoloških pod loga i

Ø promociju projekata mHE i obrazovanje kad rova.

U opštem slucaju, djelatnosti CJmHE obuhvataju sljedece:

Ø koordinaciju aktivnosti na razvoju mHE u zemlji, kroz saradnju s tijelima državne i lokalne uprave, obrazovnim i drugim javnim institucijama ucesnicima procesa,

Ø postavljanje jasne i javno dostupne politike razvoja mHE, kako bi se izbjegle sve slucajnosti i mogucnosti zloupotrebe položaja i pojedinacno rješavanje slucaja, tj. uspostavljanje pravno -administrativnog okvira jednakog za sve projekte mHE,

Ø analizu , prepoznavanje i predlaganje administrativnih procedura za pojednostavljenje i ubrzanje razvoja mHE, izradu, doradu i predlaganje zakonskih akata i drugih propisa u saradnji s nadležnim tijelima državne i lokalne uprave,

Ø djelatnosti na razvoju informaticke podrške za razvoj projekata mHE:

o izrada katastra lokacija pogodnih za mHE,

o izrada GIS-a za mHE u Crnoj Gori,

o vodenje statistike i saradnja sa statistickim uredima,

Ø razmatranje pitanja zaštite životne sredine, društvenih potreba i ekonomskih ucinaka projekata mHE,

Ø organizaciju mjerenja i prikupljanja podataka o protocima na potencijalnim lokacijama mHE, u saradnji s nadležnim javnim institucijama i zainteresovanim stranama,



Ø organizaciju dobijanja i prikupljanja geoloških podataka na potencijalnim lokacijama mHE u saradnji s nadležnim javnim institucijama i zainteresovanim stranama,

Ø savjetodavnu ulogu za sve zainteresovane strane, posebno za preduzetnike, investitore, predstavnike lokalne zajednice i finansijske institucije,

Ø istraživanje tržišta (opreme, "zelene energije" i dr.),

Ø promociju projekata mHE i obrazovanja, posebno lokalnog stanovništva o mogucnostima i prednostima projekata mHE i višenamjenskih projekata mHE,

Ø utvrdivanje kriterijuma uporedenja energetskih opcija i pojedinih projekata mHE (prema IHA smjernicama),

Ø procjenu ukupnog uticaja pojedinog projekta mHE na životnu sredinu (na okolinu, lokalnu zajednicu, javno zdravlje) i održivosti pojedinih projekata (ekonomska održivost, uticaj na okolinu, uticaj na društvo),

Ø promociju sistema upravljanja okolinom (EMS – Environmental Management System) i uvodenja normi o zaštiti okoline (ISO 14001),

Ø promociju i uspostavljanje sistema za izdavanje "zelenih sertifikata" (tj. potvrde o uskladenosti proizvodnje mHE s nacelima zaštite životne sredine), kao i inicijativa za uspostavljanje tržišta "zelene energije",

Ø tecajeve i obuku za preduzetnike, investitore i finansijske institucije,

Ø saradnju s preduzecima za proizvodnju opreme za mHE, s projektnim uredima i ostalim zainteresovanim stranama u procesu razvoja i realizacije projekata,

Ø raspisivanje konkursa (npr. za mjerenje protoka, izradu idejnih projekata, koncesije, BOT projekte i dr.) u saradnji s ostalim nadležnim institucijama,

Ø pribavljanje finansijskih sredstava, razvoj i promociju finansijskih shema za finansiranje projekata mHE, u saradnji s ostalim nadležnim institucijama,

Ø ucestovovanje u medunarodnim programima saradnje i unapredenje razmjene strucnog znanja i informacija sa slicnim tijelima u drugim zemljama, s medunarodnim organizacijama i udruženjima aktivnim u domenu mHE i obnovljivim izvorima energije,

Ø organizaciju strucnih skupova s tematikom razvoja i realizacije projekata mHE,

Ø podsticaj korišcenju savremenih tehnologija i iskustava , putem kontinuiranog transfera strucnog znanja, stimulacije zajednickih ulaganja u proizvodnju opreme, uspostavljanje dobre poslovne prakse,

Ø podršku sprovodenju energetske politike i saradnji u procesu reformi energe tskog sektora,

Ø definisanje postupaka zaštite komercijalno osjetljivih podataka.

Kako je vec prethodno navedeno , krajnji cilj uspostavljanja i djelovanja CJmHE je stvaranje "one-stop-shop" agencije, u kojoj ce investitor/preduzetnik moci da dobije sve relevantne informacije i putem CjmHE dobiti potrebne dozvole za realizaciju projekta mHE. Na taj nacin, stvorice se i odredeni prihodi za finansiranje dijela troškova rada CJmHE izvan-proracunskim sredstvima.

8.3.3. Organizacija CJmHE

Postojeci Zakon o energetici ne predvida osnivanje posebne organizacione jedinice ili posebnog tijela za male HE (ili za obnovljive izvore energije), vec zadatke u vezi svih obnovljivih izvora energije stavlja u djelokrug ministarstva nadležnog za energetiku. Zbog toga se, kao prvi korak u koordinaciji procesa razvoja projekata mHE, predvida organizacija



CJmHE u okviru nadležnog ministarstva. Ovakvo rješenje ne zahtijeva izmjene ili dopune postojeceg zakonskog okvira. Ciljevi uspostavljanja ovog tijela, djelatnosti i odgovornosti, utvrduju se osnivackim aktom koji donosi ministar. Na ovaj nacin omogucice se brzi pocetak rada CJmHE.

U drugoj fazi razvoja CJmHE, moguce je potpuno izdvajanje u posebnu agenciju ili centar za mHE i alternativne izvore energije. Izdvajanje i djelatnost agencije/centra potrebno je regulisati izmjenama i dopunama postojeceg zakonskog okvira, što zahtijeva odredeno vrijeme, pa nije pogodno za prvu fazu uspostavljanja CJmHE, narocito ako se ima u vidu potreba što skorije realizacije jednog ili dva pilot projekta izgradnje novih , ili obnove postojecih mHE. Pretpostavka je da ce druga faza biti sveobuhvatna, i da ce se odnositi na detaljno i jasno regulisanje položaja ostalih obnovljivih izvora energije (donošenje posebnog zakona o obnovljivim izvorima energije). Zakonom bi se odredili ciljevi, prioriteti i odgovornost institucija u pogledu primjene strategije razvoja mHE, i opšte strategije razvoja obnovljivih izvora energije, kao i veza prema drugim jedinicama i/ili agencijama (npr. CJEE Jedinica za energetsku efikasnost Crne Gore).

Radom CJmHE upravlja direktor, cija je osnovna uloga vodenje i organizovanje rada, za što je odgovoran ministru nadležnom za energetiku. U prvoj fazi rada u organizacionog strukturi CJmHE, uz direktora su predvidena dva sektora:

Ø Sektor za pravne i ekonomske poslove i odnose s javnošcu – u ovom sektoru se obavljaju svi poslovi koji se odnose na uredenje pravnog okvira za realizaciju projekata mHE, ekonomske analize, obrazovanje i promocija, sa radnja s domacim i stranim institucijama i druge djelatnosti, u skladu s prethodno nabrojanim djelatnostima CJmHE,

Ø Sektor za tehnicke poslove i informaticku podršku – u ovom sektoru se obavljaju djelatnosti koje se odnose na tehnicku stranu realizacije projekata mHE, ukljucujuci i pitanja zaštite životne sredine i uspostavljanje informaticke podrške programu razvoja, kao i druge djelatnosti u skladu s prethodno nabrojanim djelatnostima CJmHE.

Svaki sektor sastoji se od rukovodioca sektora i odredenog broja zaposlenih. U sektoru za pravne i ekonomske poslove i odnose s javnošcu, potrebna je minimalno sljedeca struktura zaposlenih:

Ø rukovodilac sektora – pravni ili ekonomski specijalista s iskustvom u poslovima razvoja energetskih projekata,

Ø pravnik – potrebno dobro poznavanje pravnog sistema Republike Crne Gore, s naglaskom na cjelokupni proces licenciranja, izdavanja potrebnih dozvola (vodoprivredni propisi, gradnja, koncesija, BOT modeli, licence, ovlaštenja i dr.), propisa o zaštiti okoline i dr.

Ø ekonomista – potrebno dobro poznavanje nacina i izvora finansiranja energetskih projekata, energetsko-ekonomskih analiza, tarifnih sistema za otkup elektricne energije od proizvodaca iz obnovljivih izvora i dr.,

Ø PR specijalista – djelatnosti vezane za poslove promocije projekata mHE u javnosti, obrazovanje, sa radnja s domacim i stranim strucnim, obrazovnim i finansijskim institucijama i dr.

U sektoru za tehnicke poslove i informaticku podršku, potrebna je minimalno sljedeca struktura zaposlenih:

Ø rukovodilac sektora – inženjer energetike specijalista u poslovima razvoja energetskih projekata i/ili pružanja informaticke podrške,



Ø inženjer energetike – potrebno dobro poznavanje procesa realizacije energetskih projekata (prije svega hidroelektrana), s naglaskom na tehnicku problematiku i najcešce probleme u projektovanju, izgradnji i radu energetskih objekata,

Ø inženjer ekologije – potrebno poznavanje problematike zaštite životne sredine, nacionalnih i evropskih propisa o upravljanju vodnim resursima i dr.

Ø inženjer info rmatike – potrebno dobro poznavanje izrade baza podataka, umrežavanje informacionih sistema i dr.

Na Slika br. 16 prikazana je organizacija CJmHE. Iz opisane strukture potrebnih radnika vidi se da je naglasak, prije svega, na procedurama izgradnje i dobijanja potrebnih dozvola, mogucnostima finansiranja , promociji i obrazovanju, buduci da se upravo u tim podrucjima ocekuju najvece prepreke prilikom realizacije mHE.

U pocetnoj fazi uspostavljanja CjmHE, navedeni broj zaposlenih vjerovatno nece biti dovoljan za efikasno obavljanje svih predvidenih poslova, pa ce po potrebi biti angažovani i strani saradnici u svim oblastima u kojima se za to pokaže ekonomski opravdano rješenje (Outsourcing). Izdvajanje pojedinih djelatnosti i/ili zadataka van CJmHE mora biti organizovano tako da se ne zanemari razvoj odgovarajucih kadrova za potrebe rada u CJmHE. Drugim rijecima, jedan od ciljeva angažovanja stranih saradnika i realizacije pilot projekata , jeste i sticanje specificnih znanja koja ce zaposleni JmHE moci da koriste za ostale projekte i da lji rad.

Posebno kriticna tacka organizacije i pocetka rada CjmHE, je pronalaženje odgovarajucih kadrova, pa ovoj problematici treba posvetiti posebnu pažnju . Potrebni su strucnjaci iz oblasti prava, ekonomije i tehnike s iskustvom u razvoju malih i srednjih energetskih projekata, narocito projekata obnovljivih izvora. Opravdano je postaviti pitanje: Postoji li baza iz koje je moguce angažovati strucnjake potrebnih kvalifikacija? Dodatno usavršavanje radnika bice neophodno kao stalni proces.

Slika br. 16: Organizacije Jedince za male hidroelektrane Crne Gore (CJmHE)

CJmHE ( Jedinica za male hidroelektrane )

Direktor

Ministarstvo Ekonomije Sektor Energetike

Vlada Republike Crne Gore

Sektor za pravne i ekonomske poslove i odnose s javnošcu

Rukovodilac Sektora

Pravnik

Ekonomista Ekspert za odnose s javnošcu

Sektor za tehnicke poslove i informaticku podršku

Rukovodilac Sektora

Inženjer energetike Inženjer ekologije

Inženjer informatike



8.3.4. Finansiranje rada CJmHE

Direktor CJmHE svake godine predlaže nadležnom ministarstvu plan rada za narednu poslovnu godinu, kao i srednjorocni plan djelovanja (u trajanju 2-4 godine). Ovi planovi moraju da sadrže jasne ciljeve rada, p lanirane djelatnosti i kriterijume za ocjenu uspješnosti rada. Plan rada obuhvata i proracun CJmHE, tj. finansijska sredstva potrebna za realizaciju planiranih djelatnosti. Rezultati njegovog rada su javni, i trebaju da prezentuju koristi koje Vlada RCG ima od uspostavljanja i rada ove jedinice. Uspjeh rada i stepen finansiranja su meduzavisni – bez odgovarajucih finansija ne treba ocekivati velike rezultate, a bez rezu ltata ne treba ocekivati dalju finansijsku podršku Vlade RCG, kao ni mogucnost finansiranja izvanproracunskim sredstvima.

Za osnivanje i pocetak rada CjmHE, moguce je osigurati nepovratna sredstva kroz EAR programe (European Agency for Reconstruction ). Plate radnika finansirace ministarstvo nadležno za energetiku. Uslovi, potrebna sredstva i kadrovi za pocetak rada CjmHE, trebaju da se definišu posebnim dokumentom, kao osnovom za plan rada u prvom planskom periodu (tzv. akcioni plan za prvu fazu uspostavljanja). Akcioni plan treba pažljivo da definiše: kako da se postave realni ciljevi koji se mogu ostvariti u prvom planskom razdoblju. Na taj nacin, ukazalo bi se na potrebu osnivanja CjmHE, pa bi se stvorili preduslovi za dalji rad i eventualno izdvajanje jedinice iz jednake nadležnosti ministarstva.

Procjena je da je za uspostavljanje rada CJmHE potrebno minimalno 6 mjeseci (u najboljem slucaju), dok su realne procjene da rad može biti organizovan u periodu 1 – 1,5 godine, nakon što ministarstvo i Vlada donesu odluku o osnivanju jedinice.

Nakon uspostavljanja CJmHE i pocetne godine (ili najviše dvije) rada, bice potrebno da se osiguraju sredstva za finansiranje iz drugih izvora. Moguci izvori sredstava navedeni su u nastavku:

Ø državni proracun Crne Gore,

Ø dio cijene u prodajnoj cijeni energije,

Ø domaci i medunarodni programi i fondovi za razvoj obnovljivih izvora energije i zaštitu životne sredine,

Ø realizacija programa razvoja obnovljivih izvora energije u sklopu EU Framework programa (saradnja s evropskim partnerima),

Ø sponzorski ugovori s ciljem promocije nacela zaštite okoline i upotrebe obnovljivih izvora energije,

Ø prihod od sopstvene djelatnosti (usluge pomoci, savjetovanja, obuke, tecajevi i dr.),

Ø bilateralne donacije raznih zemalja i institucija,

Ø povlašteni krediti medunarodnih finansijskih institucija,

Ø komercijalni krediti.

Pretpostavka je da ce sredstva iz državnog proracuna biti ogranicena zbog stalnog pritiska na smanjenje ja vne potrošnje na državnom nivou, što može biti ogranicavajuci uzrocnik u pocetnim godinama rada. Iz tog razloga, neophodno je usmjeriti se na pronalaženje alternativnih nacina finansiranja CJmHE (nezavisno od proracuna). Ukupna korist za Crnu Goru koju donosi organizovanje rada CjmHE, mora biti veca od izdataka iz državnog proracuna za njegov rad, koji može pozitivno uticati na opšti razvoj ekonomije Crne Gore i na razvoj lokalnog preduzetništva i zajednica. Zbog toga je opravdano ocekivati da CJmHE treba u odredenom dijelu da ima i jednaku finansijsku podršku iz državnog proracuna.



8.4. ULOGE, OBAVEZE I NADLEŽNOSTI UCESNIKA PROCESA RAZVOJA PROJEKATA MALIH HE

8.4.1. Veza CJmHE s ostalim ucesnicima procesa izgradnje mHE

Za uspješan rad CJmHE potrebno je sagledati odnose prema ostalim ucesnicima procesa, koji ucestvuju u realizaciji projekata mHE. Pri tome se ne smije zaboraviti da je CjmHE, prije svega, zadužen za koordinaciju izmedu ucesnika, pomoc u dobijanju dozvola, inicijativu i promociju, dok ce se najveci dio poslova i dalje obavljati u okviru ostalih povezanih institucija, u skladu s njihovim nadležnostima u pojedinom dijelu procesa. Osim toga, neophodno je utvrditi osposobljenost kadrovskih kapaciteta u pratecim institucijama. Nedovoljan broj strucnih kadrova može usporiti cijeli proces primjene strategije razvoja mHE, pa je neophodno što prije prepoznati potrebne kadrove, procijeniti izgradenost postojecih kadrovskih kapaciteta i, po potrebi, usavršiti postojece i osposobiti nove kadrove.

Postojece institucije mogu biti jedan od izvora kadrova za pocetak rada CjmHE, i mogu da budu ukljucene u proces obrazovanja i formiranja kadrova u pocetnoj fazi njegovog rada. Iako ce u pocetnoj fazi uspostavljanja CJmHE potreba za novim kadrovima i njihovim obrazovanjem uzrokovati povecane troškove, dugorocni rezultati mogu biti pozitivni, imajuci u vidu ustavnu orijentaciju Crne Gore kao ekološke države , i s obzirom na potrebu i mogucnost razvoja i ostalih obnovljivih izvora energije i povecanje energetske samodovoljnosti. Drugim rijecima, ulaganje u usavršavanje kadrova i jacanje kapaciteta institucija na državnom i lokalnom nivou, dugorocno može imati znacajne pozitivne rezultate, ne samo kroz razvoj energetike, vec i kroz razvoj drugih djelatnosti (industrija, turizam, poljoprivreda, razvoj infrastrukture i dr.)

U nastavku je prikazan pregled ucesnika razvoja projekata mHE, njihove uloge, obaveze i nadležnosti. Slika br. 17 prikazuje osnovne ucesnike procesa, a Slika br. 18 šemu projekta mHE. U procesu realizacije projekta mHE prepoznaju se sljedeci ucesnici:

Ø Vlada RCG,

Ø Ministarstvo ekonomije,

Ø Ministarstvo finansija,

Ø Ministarstvo za zaštitu životne sredine i uredenje prostora,

Ø Ministarstvo poljoprivrede, šumarstva i vodoprivrede,

Ø Regulatorna agencija za energetiku,

Ø EPCG AD Nikšic:

o Operator prenosa,

o Operator distribucije,

o Operator tržišta,

o Snabdjevac.

Ø Hidrometeorološki zavod Crne Gore,

Ø Geološki zavod Crne Gore,

Ø Uprava za vode (novoosnovana),

Ø Agencija Crne Gore za prestrukturiranje privrede i strana ulaganja,

Ø Savjet za privatizaciju,

Ø Fond za razvoj Republike Crne Gore,



Ø Fond za zaštitu životne sredine (prema prijedlogu Zakona o Fondu za zaštitu ži votne sredine),

Ø preduzetnici i investitori,

Ø finansijske institucije,

Ø lokalna uprava,

Ø obrazovne institucije,

Ø nevladina udruženja za zaštitu životne sredine.

Slika br. 17 Zainteresovane strane u procesu razvoja i izgradnje malih HE

Jedinica za male HE (Ministarstvo Ekonomije)

Vlada RCG

Ministarstva, agencije, institucije, tijela lokalne uprave,

komisije

EPCG (proizvodnja, prenos, distribucija,

snabdijevanje, operator tržišta)

Investitor Fondovi podrške

Finansijske institucije Lokalna zajednica

Korisnici vode Nevladina udruženja Obrazovne institucije

Javni konkurs za dodjelu koncesije ili

BOT ugovora

Preduzeca za projektovanje,

izgradnju, kontrolu, ispitivanja i dr.



DOKAZ O VLASNIŠTVU (UGOVOR S VLASNIKOM )

OSTALI UVJETI I SUGLASNOSTI

IZRADA ELABORATA PROCJENE UTJECAJA ZAHVATA NA ŽIVOTNU SREDINU

INVESTITOR

JAVNA RASPRAVA ( EVENTUALNO )


SUGLASNOST NA PROCJENU UTJECAJA NA ŽIVOTNU SREDINU


OSNIVANJE I REGISTRACIJA PRIVREDNOG DRUŠTVA

INVESTITOR

IZRADA OSNOVNOG DOKUMENTA ( KONCESIJA I /ILI BOT)

JAVNA USTANOVA

ODLUKA O KONCESIJI ILI BOT

VLADA

URBANISTICKA SUGLASNOST NA IDEJNI PROJEKT


URBANISTICKO TEHNICKI UVJETI

GRAÐEVINSKA DOZVOLA


VODOPRIVREDNI UVJETI

MIN. POLJOPRIVREDE , ŠUMARSTVA I VODOPRIVREDE

VODOPRIVREDNA SUGLASNOST


MIŠLJENJE

REPUBLICKI ORGAN ZA HIDROMETEOROLOŠKE POSLOVE

GLAVNI PROJEKT

URBANISTICKA SUGLASNOST NA GLAVNI PROJEKT

OVLAŠTENJE ZA IZGRADNJU


JAVNI POZIV ZA PRETKVALIFIKACIJU


PRETKVALIFIKACIJA INVESTITORA


POZIV ZA DOSTAVU PONUDA KVALIFICIRANIM INVESTITORIMA

KOMISIJA ZA VREDNOVANJE

VREDNOVANJE PONUDA

AD-HOC KOMISIJA ZA VREDNOVANJE PONUDA

ODOBRENJE OSNOVNOG DOKUMENTA

SAVJET ZA PRIVATIZACIJU

ODOBRENA PREPORUKA ZA ODABIR PONUDE

JAVNA USTANOVA

KONACNA PREPORUKA ZA ODABIR PONUDE

ORGAN ZA REGULATIVU

LICENCA ZA KONCESIJU ILI ODOBRENJE POVLASTICE ZA BOT

ORGAN ZA REGULATIVU

STRUCNI NADZOR

MONITORING, ODRŽAVANJE I SANACIJE

GRAÐENJE I UGRADNJA OPREME

KOMERCIJALNI POGON

TEHNICKI PREGLED


ODOBRENJE ZA PROBNI RAD


VODOPRIVREDNA DOZVOLA


PROBNI RAD

UPOTREBNA DOZVOLA


PRIJEDLOG ZA PROBNI RAD

IZVJEŠTAJ O PROBNOM RADU



PROJEKT IZVEDENOG OBJEKTA I DRUGA DOKUMENTACIJA

INVESTITOR

LICENCA ZA OBAVLJANJE DJELATNOSTI


UVJETI I SUGLASNOSTI

SUGLASNOST O PRIKLJUCENJU NA MREŽU +UGOVOR O PRIKLJUCENJU


ZAHTJEV ZA PRIKLJUCENJE NA MREŽU

INVESTITOR

UGOVOR O KORIŠTENJU MREŽE


UGOVOR O KUPOPRODAJI ELEKTRICNE ENERGIJE

SNADBJEVAC

INVESTITOR INVESTITOR /STRUCNA INSTITUCIJA

INVESTITOR , INSPEKCIJAINVESTITOR

IZRADA KONCESIONOG ELABORATA

JAVNA USTANOVA ILI INVESTITOR

PRIJEDLOG OSNIVANJA JEDINICE ZA OCJENU PROJEKTA

JAVNA USTANOVA

ODOBRENJE ZA FORMIRANJE JEDINICE ZA OCJENU PROJEKTA

VLADA

PRIPREMA JAVNOG POZIVA


ODOBRENJE NA SADRŽAJ DOKUMENATA ZA JAVNI POZIV

ORGAN ZA REGULATIVU

ODOBRENJE NA PRETKVALIFIKACIJU INVESTITORA

JAVNA USTANOVA

PREPORUKA ZA ODABIR PONUDE


NACRT UGOVORA


ODOBRENJE NA NACRT UGOVORA

ORGAN ZA REGULATIVU

UGOVOR


ODOBRENJE NA UGOVOR

ORGAN ZA REGULATIVU

UVRŠTENJE U PROSTORNE PLANOVEI VODOPRIVREDNU OSNOVU

IZRADA PREDSTUDIJE IZVODLJIVOSTI

IZRADA IDEJNOG TEHNICKOG RJEŠENJA

ISTRAŽIVANJA, DEFINIRANJE LOKACIJA,UKLAPANJE U PROSTORNE I VODNOGOSPODARSKE PLANOVE , ISPITIVANJE IMOVINSKO -PRAVNIH ODNOSA, PROJEKTIRANJE


STUDIJA OPRAVDANOSTI

INVESTITOR

INVESTITOR


INVESTITOR

RJEŠENJE O LOKACIJI


DOKAZ O VLASNIŠTVU ( SUGLASNOST VLASNIKA )


INVESTITOR

IZVOD IZ KATASTRA

PODRUCNI URED ZA KAT .-GEOD. POSLOVE

INVESTITOR








SUGLASNOST NA JAVNI POZIV

JAVNA USTANOVA

MIŠLJENJE


PRVO PRIKLJUCENJE

Slika br. 18 Moguca procedura za male hidroelektrane do 10 MW instalirane snage



8.4.2. Vlada Republike Crne Gore

Nadležnosti Vlade Republike Crne Gore u oblasti energetike definisane su Zakonom o energetici. Vlada:

Ø utvrduje i sprovodi nacionalnu energetsku politiku i nacionalnu energetsku strategiju, dugorocni i godišnji energetski bilans i politiku ostvarenja bilansa,

Ø osigurava mjere za sprovodenje mjera za zaštitu životne sredine,

Ø podstice i olakšava ulaganja u energetski sektor, razvoj konkurencije, ucestvovanje privatnog sektora u energetici,

Ø odreduje politiku i strategiju izgradnje novih i/ili rekonstrukcije postojecih proizvodnih kapaciteta i usvaja odgovarajuce procedure.

Osim ovih nadležnosti, za projekte mHE važne su i sljedece djelatnosti definisane Zakonom o ucešcu privatnog sektora u vršenju javnih usluga:

Ø donošenje odluke o koncesiji,

Ø donošenje odobrenja za BOT projekat.

Prema Zakonu o vodama Vlada RCG:

Ø donosi vodoprivrednu osnovu, tj. dugorocni plan održavanja i poboljšanja režima voda na podrucju RCG. Vodoprivredna osnova mora biti uskladena s prostornim planom RCG i programom zaštite životne sredine RCG,

Ø donosi vodoprivredni bilans i plan za upravljanje režimom voda.

Prema odredbama Zakona o životnoj sredini Vlada RCG:

Ø donosi ekološki program (program zaštite životne sredine RCG),

Ø donosi standarde kvaliteta , životne sredine i procesa proizvodnje,

Ø donosi program kontrole životne sredine,

Ø donosi listu zagadivaca,

Ø odreduje visinu eko nadoknada, nacin obracuna i placanja,

Ø propisuje sadržaj ekološkog znaka i nacin njegove primjene.

Ø propisuje vrste zahvata za koje je potrebna izrada procjene uticaja na životnu sredinu, sadrža j i metodu izrade, izbor lokacije, nacin ocjene i potvrdivanja, ucestvovanje javnosti i udruženja (Uredba o procjeni uticaja zahvata na životnu sredinu, Uputstva o sadržaju elaborata procjene uticaja zahvata na životnu sredinu)

8.4.3. Ministarstvo ekonomije

Ministarstvo ekonomije nadležno je za energetski sektor u cjelini, tj. za utvrdivanje pravaca dinamike i razvoja energetskog sektora na dugi rok. U sklopu Ministarstva ekonomije za obavljanje navedenih poslova organizovan je Sektor energetike.

Nadležnosti Ministarstva ekonomije u pogledu mHE bliže su definisane Zakonom o energetici. Prema ovom zakonu Ministarstvo ekonomije:



Ø sprovodi politiku ocuvanja energetskih resursa,

Ø preporucuje i razmatra mogucnosti korištenja domacih energetskih resursa,

Ø pokrece i podstice upotrebu novih tehnologija, ucestvovanje privatnog sektora u energetskom sektoru i korišcenje obnovljivih izvora energije,

Ø upravlja sredstvima namijenjenim za štednju i efikasniju upotrebu energije.

U poglavlju VIII Zakona o energetici – Proizvodnja iz obnovljivih izvora energije, preciznije su definisane obaveze Ministarstva ekonomije u pogledu obnovljivih izvora, tj. mHE:

Ø osigurava javnost informacija u cilju olakšanja razvoja projekata obnovljivih izvora energije (raspoloživost lokacija, posebne informacije o rasporedu pogodnih lokacija za obnovljive izvore, licence, dozvole, ovlaštenja i pojedinosti potrebne za realizaciju projekata OIE, kao i druge informacije koje odredi Ministarstvo),

Ø zahtijeva od investitora u OIE projekte koji se odnose na lokaciju OIE (lokacija, instalirana snaga, povezivanje s mrežom, vrsta primarnog izvora energije, subjekti koji ucestvu ju u izgradnji, vlasnicki odnosi, upravljanje projektom i ostale informacije koje Ministarstvo odredi),

Ø koordinacija s drugim ministarstvima i Regulatornom agencijom za energetiku s ciljem:

o olakšanog pribavljanja potrebnih dozvola, licenci i ovlaštenja,

o pojednostavljenja procesa razvoja pojedinih projekata,

Ø definiše postupke zaštite poslovno osjetljivih informacija,

Ø odredu je metodologiju, ukljucujuci i metodologiju cijena za efikasno prikljucenje na distribucionu mrežu elektrana instalirane snage do 10 MW.

Sve nabrojane obaveze Ministarstva ekonomije u pogledu mHE, dodijelice se prema prethodno opisanom prijedlogu Jedinice za male HE Crne Gore, u sklopu ministarstva i prema predloženoj organizacijskoj shemi.

8.4.4. Ministarstvo finansija

Ministarstvo finansija nadležno je za odredivanje podsticaja za investitore (poreske olakšice i dr.).

8.4.5. Ministarstvo za zaštitu životne sredine i uredenja prostora

Ministarstvo za zaštitu životne sredine i uredenja prostora nadležno je za sljedece poslove:

Ø izdavanje rješenja o lokaciji (zavisno od nivoa prostornih i urbanistickih planova),

Ø izdavanje urbanisticke saglasnosti (za visno od nivoa prostornih i urbanistickih planova),

Ø odobrava bliže uslove za zaštitu životne sredine, za projektovanje objekta i za projektovanje drugih radova. Bliži uslovi su sastavni dio urbanisticko tehnickih uslova,

Ø izdaje saglasnost na tehnicku dokumentaciju investitora,

Ø daje saglasnost na procjenu uticaja na životnu sredinu. Bez pribavljene saglasnosti ne može se dobiti odobrenje za realizaciju zahvata,

Ø propisuje vrstu emisije koja je predmet pracenja stanja životne sredine, uzimanje uzoraka, nacin evidentiranja, rok za dostavu podataka i druge uslove koje mora da ispunjava ustanova za pracenje zagadenja životne sredine,



Ø propisuje sadržaj, nacin izrade i vodenje katastra zagadenja životne sredine i vodi katastar,

Ø uspostavlja i vodi obavještajni sistem životne sredine.

8.4.6. Ministarstvo poljoprivrede, šumarstva i vodoprivrede

Vodoprivredna djelatnost uredena je Zakonom o vodama i definisana je kao djelatnost od javnog interesa. Prema ovom zakonu, Ministarstvo poljoprivrede, šumarstva i vodoprivrede:

Ø utvrduje vodoprivredne uslove (uz prethodno mišljenje ministarstva nadležnog za poslove zaštite životne sredine). Vodoprivredni uslovi su potrebni za izradu tehnicke dokumentacije,

Ø izdaje vodoprivrednu saglasnost. Vodoprivredna saglasnost je potrebna za izdavanje odobrenja za izgradnju i rekonstrukciju objekata i postrojenja i izvodenje drugih radova vezanih za HE,

Ø izdaje vodoprivrednu dozvolu,

Ø odreduje garancioni minimum (definisan posebnim pravilnikom).

8.4.7. Regulatorna agencija za energetiku

Regulatorna agencija za energetiku osnovana je Za konom o energetici, koji definiše i djelatnosti agencije. U pogledu mHE, važne su sljedece opšte i posebne djelatnosti i ovlaštenja Agencije:

Ø donošenje i objavljivanje pravila i propisa za rad tržišta, rad mreža i uslova i rokova prikljucenja i pristupa mrežama,

Ø izdavanje (izmjena, obustava, opoziv, nadzor, kontrola i sprovodenje ) licenci za obavljanje energetskih djelatnosti,

Ø izdavanje ovlaštenja za izgradnju novih ili rekonstrukciju postojecih proizvodnih kapaciteta,

Ø odobravanje kodeksa mreže i kodeksa distribucije,

Ø uspostavljanje pojednostavljenih postupaka za podnošenje zahtjeva i izdavanje ovlaštenja i licence za projekte mHE. Agencija odreduje uslove i rokove iz licenci koji su podesni za ove projekte, narocito za one koji osiguravaju uslugu kupcima koji nijesu povezani na mrežu,

Ø utvrdivanje tarifa i cijena,

Ø pokretanje povecanja proizvodnih kapaciteta,

Ø utvrdivanje pravila koja se odnose na prava i obaveze energetskih subjekata,

Ø osiguravanje uskladenosti konkursnih postupaka za nove proizvodne kapacitete sa zakonom,

Ø izmjena licence i zahtijevanje od nosioca licence da kupuje energiju iz elektrana koje koriste obnovljive izvore energije.



8.4.8. EPCG (Operator prenosa, Operator distribucije, Operator tržišta)

EPCG je vertikalno integrisana nacionalna elektroprivreda koja je Zakonom o energetici funkcionalno podijeljena na djelatnosti – Operator prenosa, Operator distribucije, Operator tržišta, Snabdijevanje . Ove djelatnosti nemaju pravnu posebnost, a pravila za razdvajanje EPCG odredena su podzakonskim aktom koji je donijela Regulatorna agencija za energetiku. Prema Zakonu o energetici EPCG obavlja sljedece djelatnosti:

Ø Operator prenosa kodeksom mreže definiše davanje prednosti proizvodacima koji koriste obnovljive izvore energije. Pretpostavka je da ce vecina mHE biti prikljucena na distribucionu mrežu,

Ø izdavanje elektroenergetskih uslova i saglasnosti za prikljucenje mHE na mrežu,

Ø Operator distribucije distributivnim kodeksom odreduje uslove za izradu tehnicke dokumentacije za prikljucenje korisnika na mrežu, i uslove za prikljucenje malih elektrana (do 10 000 kVA)

Snabdjevac – trenutno ne postoje nikakve obaveze o otkupu elektricne energije iz obnovljivih izvora energije. U opštem slucaju treba posmatrati položaj proizvoljnog snabdje vaca (jednaki uslovi za sve u pogledu otkupa proizvodnje elektricne energije iz postrojenja koja koriste obnovljive izvore).

8.4.9. Hidrometeorološki zavod Crne Gore

Hidrometeorološki zavod Crne Gore zadužen je za pracenje i mjerenje prirodnih protoka , i odredivanje ostalih parametara hidrološkog bilansa . Prema Zakonu o vodama Hidrometeorološki zavod Crne Gore daje mišljenje o zahtjevu investitora/preduzetnika za utvrdivanje vodoprivrednih uslova.

8.4.10. Geološki zavod Crne Gore

Obavlja poslove dobijanja i prikupljanja geoloških podataka na potencijalnim lokacijama mHE.

8.4.11. Uprava za vode

Novoosnovana institucija cija ce uloga i nadležnosti biti definisane donošenjem novog Zakona o vodama (izrada zakona u toku).

8.4.12. Agencija Crne Gore za prestrukturiranje privrede i strana ulaganja

Agencija Crne Gore za prestrukturiranje privrede i strana ulaganja, osnovana je Zakonom o Agenciji Crne Gore za prestrukturiranje privrede i strana ulaganja 1990. godine. Agencija se bavi pitanjima transformacije preduzeca i stranih ulaganja:

Ø procjena, programi transformacije i privatizacije – Zakon o svojinskoj i upravljackoj transformaciji („Službeni List RCG“, 2/92 i 27/94),

Ø identifikacija i valorizacija prostornih potencijala RCG,

Ø obrada podataka iz oblasti transformacije i privatizacije,

Ø kontrola privatizacije i strucno konsultativni poslovi za potrebe Savjeta za privatizaciju – Zakon o privatizaciji („Službeni list RCG“, br.. 23/96 i 6/99),



Ø evidencija, finansijsko, ekonomsko i pravno savjetovanje i promotivne aktivnosti u oblasti stranih ulaganja.

8.4.13. Savjet za privatizaciju

Donosi odobrenje osnovnog dokumenta u procesu pokretanja konkursa za dodjelu koncesije ili ugovora o BOT projektu.

8.4.14. Fond za razvoj Republike Crne Gore

Fond za razvoj RCG osnovan je 1995. godine u procesu vlasnicke i upravljacke transformacije privrede, sa sljedecim ciljevima:

Ø podsticanje privrednog razvoja Crne Gore kroz vlasnicko, proizvodno i upravljacko prestrukturiranje, efikasniju upotreba kapitala, razvoj tržišta kapitala, razvoj znanja i inovacija, razvoj privatnog poslovanja i podsticaj preduzetništva,

Ø privatizacija privrede u Crnoj Gori, veca efikasnost i uspješno poslovanje preduzeca, stvaranje povoljnog ambijenta za investiranje domacih i stranih partnera, integracija u medunarodne ekonomske i finansijske institucije, porast nacionalnog dohotka i životnog standarda gradana RCG.

Sredstva kojima Fond za razvoj RCG raspolaže prikupljaju se iz nekoliko izvora:

Ø kapital prenesen na Fond za razvoj RCG predstavlja u prosjeku 36% vlasništva svih transformisanih preduzeca u Crnoj Gori,

Ø prihodi ostvareni od prodaje dionica na berzi kapitala i izvan-berzovnom tržištu,

Ø prihodi po osnovu plasmana kredita i finansijskih transakcija na tržištu novca ,

Ø dividenda ostvarena u preduzecima koja uspješno posluju.

8.4.15. Fond za zaštitu životne sredine

Nacrtom Zakona o Fondu za zaštitu životne sredine, predvideno je osnivanje Fonda za zaštitu životne sredine, s ciljem sprovodenja nacionalne politike životne sredine i finansiranja projekata, programa i drugih aktivnosti koje doprinose poboljšanju i zaštiti životne sredine. Predvideno je da se rad Fonda finansira iz nadoknada koje placaju zagadivaci, kazni, stranih i domacih donacija i kredita, finansijskih aktivnosti Fonda, nadoknada za investicije i ostalih izvora finansiranja (jedna od mogucnosti koja se razmatra je i državni proracun). Sredstva Fonda se , izmedu ostalog, koriste za sljedece namjene:

Ø zaštitu, ocuvanje i poboljšanje kvaliteta vazduha, vode i zemlje,

Ø podsticanje korištenja obnovljivih izvora energije,

Ø podsticanje održivog razvoja ruralnih podrucja ,

Ø podsticanje održivog korištenja prirodnih dobara,

Ø podsticanje obrazovnih, naucnoistraživackih i razvojnih projekata.

Sredstva kojima Fond raspolaže dod jeljuju se putem javnog konkursa pravnim i fizickim osobama , u vidu kredita, subvencija, bespovratnih sredstava i u drugih oblika.



8.4.16. Investitor/preduzetnik

Investitor/preduzetnik je glavni ucesnik procesa realizacije projekta mHE. Od njega potice inicijativa za izgradnju mHE, i prije izgradnje mora pribaviti sve potrebne dozvole, licence i ovlaštenja.

Prije sprovodenja javnog konkursa za dodjelu koncesije, potrebno je da država i/ili investitor:

Ø obave odredene istražne radove i projektovanje,

Ø izrade idejno tehnicko rješenje,

Ø izrade prethodnu studiju izvodljivosti projekta,

Ø uvrste projekat u prostorne planove i vodoprivrednu osnovu.

Ulogu države u ovim tackama procesa može obavljati CJmHE. Nakon opisanih predradnji. Investitor treba da dobije odobrenje za koncesiju ili BOT ugovor u procesu javnog konkursa (poziva), koji sprovodi nadležna javna ustanova. Nakon odo brenja ugovora o koncesiji/BOT investitor osniva i registruje preduzece.

Distributivnim kodeksom odredeno je da investitor/preduzetnik:

Ø obavještava Operatora distribucije o namjeri prikljucenja i podnosi zahtjev za prikljucenje na mrežu,

Ø izraduje tehnicku dokumentaciju za prikljucenje,

Ø zakljucuje ugovor o prikljucenju na distribucionu mrežu, i ugovor o korišcenju distribucione mreže s OD-om,

Ø razmjenjuje informacije od znacaja za razvoj i planiranje distribucione mreže s OD-om,

Prema Zakonu o vodama investitor/p reduzetnik:

Ø podnosi zahtjev ministarstvu nadležnom za poslove vodoprivrede za utvrdivanje vodoprivrednih uslova,

Ø pribavlja mišljenje republickog organa nadležnog za hidrometeorološke poslove (Hidrometeorološki institut Crne Gore), prije utvrdivanja vodoprivrednih uslova,

Prema Zakonu o zaštiti životne sredine investitor/preduzetnik:

Ø sprovodi postupak prethodne procjene uticaja na životnu sredinu,

Ø izraduje procjenu uticaja na životnu sredinu,

Ø donosi program zaštite životne sredine,

Ø dužan je da prati, sam ili putem ovlaštenih ustanova, sopstvene emisije, ucestvuje u troškovima pracenja emisije i da prati druge uticaje svoje djelatnosti na životnu sredinu,

Ø placa eko nadoknade (nadoknada za investicije i nadoknada za zagadenje životne sredine).

Prema Zakonu o izgradnji objekata investitor/preduzetnik:

Ø izraduje idejni projekat (podliježe strucnoj kontroli),

Ø pribavlja dokaz o vlasništvu (saglasnost vlasnika),

Ø izraduje glavni projekat (podliježe strucnoj kontroli),

Ø izraduje studiju opravdanosti,

Ø pribavlja dokaz o vlasništvu (ugovor s vlasnikom),



Ø pribavlja gradevinsku dozvolu,

Ø izraduje izvodacki projekat,

Ø po završetku izgradnje izraduje projekat izvedenog objekta,

Ø osigurava strucni nadzor tokom gradenja,

Ø obavlja ostale potrebne poslove do puštanja u pogon i izdavanja upotrebne dozvole.

Prema Zakonu o planiranju i uredenju prostora investitor/preduzetnik :

Ø pribavlja rješenje o lokaciji,

Ø pribavlja urbanisticku saglasnost na tehnicku dokumentaciju projekta (idejni projekat, glavni projekat i dr.). Urbanisticku saglasnost izdaje ministarstvo nadležno za poslove uredenja prostora (Ministarstvo za zaštitu životne sredine i uredenje prostora). Urbanisticka saglasnost se izdaje na osnovu urbanisticko-tehnickih uslova,

Ø pribavlja bliže uslove za zaštitu životne sredine, od ministarstva nadležnog za poslove životne sredine (Ministarstvo za zaštitu životne sredine i uredenje prostora). Ovi uslovi su sastavni dio urbanisticko-tehnickih uslova,

Ø pribavlja uslove za projektovanje objekata upisanih u registar spomenika kulture, od ministarstva nadležnog za poslove kulture (Ministarstvo kulture i medija). Ovi uslovi su sastavni dio urbanisticko-tehnickih uslova.

Prema Zakonu o energiji investitor/preduzetnik:

Ø pribavlja ovlaštenje za izgradnju proizvodnog objekta,

Ø pribavlja licencu za djelatnost proizvodnje elektricne energije,

Ø prodaje elektricnu energiju u distribucionu mrežu (sklapa ugovor o otkupu elektricne energije s Snabdje vacem – metodologiju i cijene odreduje Ministarstvo ekonomije. Za eventualne izmjene licence Snabdje vaca nadležna je Regulatorna agencija).

8.4.17. Finansijske institucije

Osnovna uloga finansijskih institucija je osiguranje sredstava za investiranje, putem ponude dugorocnih kredita. Osnovni interes finansijskih institucija je povracaj i sigurnost povracaja posudenih sredstava.

8.4.18. Tijela lokalne uprave

Tijela lokalne uprave nadležna su za:

Ø izdavanje rješenja o lokaciji (zavisno od nivoa prostornih i urbanistickih planova),

Ø izdavanje urbanisticke saglasnosti (zavisno od nivoa prostornih i urbanistickih planova),

Ø prijestonica, glavni grad i jedinice lokalne samouprave izdaju gradevinsku dozvolu za mHE (do 10 MW),

Ø izdavanje upotrebne dozvo le (izdaje isto tijelo koje je izdalo gradevinsku dozvolu).

8.4.19. Obrazovne institucije

Uloga obrazovnih institucija je, da kroz strucne i naucnoistraživacke projekte, ucestvuju u obrazo vanju javnosti, podizanju nivoa znanja, oblikovan ju strucnjaka za specificna podrucja, izradi normi zaštite životne sredine i drugih tehnickih normi, razmatranja novih tehnicko-



tehnoloških rješenja, opcija održivog razvoja, medunarodnoj sa radnji i drugim poslovima važnim za razvoj mHE i obnovljivih izvora energije uopšte.

8.4.20. Nevladina udruženja za zaštitu životne sredine

Osnovna uloga nevladinih udruženja za zaštitu životne sredine je da predstavljaju organizovano ucestvovanje javnosti u donošenju odluka vezanih za životnu sredinu. Programski ciljevi, nacin i sadržaj djelovanja nevladine ekološke organizacije , utvrduju samostalno svojim statutima i drugim programskim dokumentima. Drža va može pomagati rad ovih udruženja i organizacija.

LITERATURA

1. Zakon o energetici, Službeni list RCG broj 39/03

2. Energetska politika, Vlada RCG

3. Strategija energetske efikasnosti Crne Gore, Finalni izvještaj, Tehnicka podrška Ministarstvu Ekonomije i EPCG, Projekt finansirala EU pod nadležnošcu Evropske Agencije za Obnovu, mart 2005.

4. Pravila za razdvajanje integrisanog elektroenergetskog subjekta Elektroprivreda Crne Gore AD Nikšic, Regulatorna agencija za energetiku, broj: 04/757, 13. decembar 2004.

5. Zakon o ucešcu privatnog sektora u vršenju javnih usluga, Sl. list RCG broj 30/2002

6. Zakon o vodama, Službeni list RCG broj 16/95

7. Zakon o životnoj sredini, Službeni list RCG broj 12/96 i 55/00

8. Zakon o izgradnji objekata, Službeni list RCG broj 55/00

9. Zakon o planiranju i uredenju prostora, Službeni list RCG 28/05

10. Nacrt Zakona o Fondu za zaštitu životne sredine

11. Fond za razvoj RCG, internetske stranice, http://www.fzrcg.cg.yu

12. Agencija Crne Gore za prestrukturiranje privrede i strana ulaganja, internetske stranice, http://www.agencijacg.org

13. Regulatorna agencija za energetiku, internetske stranice, http://www.agencijacg.org



SKRACENICE:

AD Akcionarsko društvo BOT Build Operate Transfer (Izgradi – Upravljaj – Prenesi vlasništvo) CJEE Jedinica za energetsku efikasnost Crne Gore

CJmHE Jedinica za male hidroelektrane Crne Gore

EAR European Agency for Reconstruction EMS Environmental Management System

EPCG Elektroprivreda Crne Gore

EU Evropska unija HE hidroelektrana

IHA International Hydro Association ISO International Standardisation Organisation

mHE mala hidroelektrana OD Operator distribucije

OIE Obnovljivi izvor energije PR Public Relations

RCG Republika Crna Gora



9. PRIJEDLOG EU KOMPATIBILNIH STANDARDA I OBUKA OPERATORA (TASK # 9)

U ovom poglavlju su predloženi standardi, koji su u skladu prvenstveno s evropskim standardima, koji tretiraju razlicita pitanja vezana za male hidroelektrane, poput smjernica Evropske komisije na temu javne nabavke, postupaka sprovodenja tendera i nabavke, zakonodavstva, postupaka autorizacije i licenciranja, razmatranja okoline, postupaka planiranja, izgradnje, upuštanja, pogona i održavanja, specifikovanja opreme i zahtjeva, postupaka testiranja, tehnickog dokumentovanja, prikljucenja na mrežu i elektromagnetske kompatibilnosti, razmjene podataka, odredivanja hidrometrike i sprovodenja mjerenja, sistema za osiguranje kvaliteta i dr. Na kraju ovog pogla vlja navedene su teme koje je potrebno obraditi u okviru obuke operatora, kroz tecaj koji je posebno prilagoden malim hidroelektranama.

9.1. UOPŠTENO U cilju brzog i uspješnog razvoja projekata izgradnje malih hidroelektrana , neophodan aspekt jeste upotreba standarda, prirucnika i uputstava za planiranje, projektovanje i izvodenje. Standardizacija opreme, kao i ujednacena praksa izvodenja radova na izgradnji, znacajno doprinose poboljšanju ekonomicnosti, pouzdanosti i brzine razvoja projekata malih hidroelektrana. Standardizacija vodi prema ujednacavanju u podrucjima projektovanja, izrade i izgradnje, i umanjuje potrebu za ulaganjem u novitete. Ona takode doprinosi sigurnijem i boljem vodenju i održavanju pogona. Standardi koji se odnose na velike hidroelektrane nalaze se u širokoj i cestoj upotrebi, ali vrlo mali broj njih otkriva specificne detalje koji se odnose na male hidroelektrane. Zato treba naglasiti potrebu za povecanjem opšte svijesti o postojecim standardima, pravilima i uputstvima, posebno o onima ko ji su primjenjivi u razvoju projekta izgradnje malih hidroelektrana.

Uspješnost sprovodenja programa razvoja malih hidroelektrana , zavisi od raspoloživosti i dobavljivosti specificne opreme zahtijevanih karakteristika , koja je propisno testirana i sertificirana. Standardi izvodenja gradevinskih radova koji su vezani za razvoj malih hidroelektrana , koriste se u fazama planiranja, projektovanja i izgradnje, s ciljem povecanja sigurnosti, integriteta i dugovjecnosti gradevinskih struktura. Standardi izbora opreme doprinose poboljšanju optimalnosti izvodenja i povecanju iskoristivog životnog vijeka. Standardizovanost opreme i ujednacenost prakse izgradnje , može znacajno doprinijeti povecanju ekonomicnosti i pouzdanosti, i ubrzati izgradnju malih hidroelektrana. Standardizacija opreme postiže se samo na osnovu dugog i raznovrsnog iskustva.

Testiranja imaju za cilj da potvrde da svi djelovi i sistemi koji se nalaze u elektrani korektno izvode svoje funkcije, kao i da se pogon elektrane vodi na efikasan nacin, odnosno prema projektu. U pogledu povecanog opsega izgradnje, testiranje svojstava elektrane postaje znacajno s obzirom na osiguranje kvaliteta kroz primjenu standardizovanih radova, koji su prethodno provjereni na standardnim modelima. Male hidroelektrane zbog skupoce ne mogu priuštiti testne modele, a cesto ni testiranja u stvarnom pogonu prema postojecim medunarodnim standardima. Zato se ulažu znacajni napori za razvoj jeftinijih metoda testiranja, njihovog ponašanja u stvarnom pogonu. Ta su testiranja vrlo korisna za dijagnosticku analizu , radi održavanja optimalnih svojstava izvodenja u cijelom životnom vijeku elektrane.

9.2. RELEVANTNE ORGANIZACIJE ZA STANDARDIZACIJU U evropskom sistemu standardizacije, standardi se razvijaju u svim podrucjima za koje ucesnici pokazuju zanimanje, i u kojima je moguce ostvariti zajednicki interes u definisanju tehnickih rješenja. Glavni motiv za razvoj evropskih standarda prepoznaje se u uvodenju



njihove ujednacene primjene na jedinstvenom evropskom tržištu, s obzirom da nadomještaju nacionalne standarde. Gdje je to moguce, standardi se nastoje zasnovati na medunarodnim standardima koji podupiru medunarodnu trgovinu izvan unutrašnjeg evropskog tržišta. Poseban podsticaj stvaranju evropskih standarda, dolazi sa strane harmonizovanog i stabilnog zakonodavnog okvira, koji evropskim standardima dozvoljava razvoj tehnickih rješenja radi demonstriranja skladnosti sa zakonskim odredbama.

Sa stvaranjem jedinstvenog evropskog tržišta i pocetkom pridruživanja zemalja središnje i istocne Evrope Evropskoj uniji, Evropa danas ima najveca standardizaciona tijela od svih svjetskih regija. Tri evropska standardizaciona tijela su prepoznata kao službena u podrucjima svojevoljne tehnicke standardizacije: Evropski odbor za standardizaciju (European Committee for Standardisation, CEN), Evropski odbor za elektrotehnicku standardizaciju (European Committee for Electrotechnica l Standardisation, Cenelec) i Evropski institut za telekomunikacione standarde (European Telecommunications Standards Institute, ETSI). Smjernica Evropske komisije broj 98/34/EC2 prepoznaje navedena tijela kao ona koja su zadužena za razvoj evropskih standarda u specificnim sektorima. Cesto se rad na standardizaciji odvija i u okviru Medunarodne organizacije za standardizaciju (International Standards Organisation, ISO), ili Medunarodne komisije za elektrotehniku (International Electrotechnical Commission, IEC).

CEN predstavlja središnju ta cku za standardizaciju svih aspekata, osim za elektrotehnologiju i telekomunikacije. Njegov se rad, izmedu ostalog, odvija u podrucjima biotehnologije, gradevinarstva, zgradarstva, hemije, okoline, zdravstvenih i sigurnosnih pitanja radnog mjesta, mašinstva, kvaliteta i mjerenja. CEN, takode, radi na standardima za alternativne izvore energije, tvrda i tecna biogoriva i goriva koja se dobijaju iz tvrdih materija. Cenelec predstavlja središnju tacku u podrucju elektrotehnologije. CEN i Cenelec su neprofitne organizacije koje su osnovane prema belgijskim zakonima radi razvoja zajednickih, dogovorenih i uskladenih tehnickih praksi i postupaka primjenjivih na cijelom unutrašnjem evropskom tržištu. ETSI-jev rad nije primjenjiv u ovoj studiji i nece se ovdje dalje obradivati. Uslov za clanstvo u CEN/Cenelec organizaciji jeste da barem 80% evropskih standarda mora biti prenijeto u nacionalne standarde — naravno zavisno od toga razlikuju li se u državi zakoni od standarda.

CEN i ISO odlucuju na pojedinacnoj osnovi, pa na osnovu preciznih uslova o pre nosu sprovodenja evropskih standarda kao ISO standarda (i obrnuto u manjem broju slucajeva). ISO standardi vecinom ukljucuju metode testiranja, rjecnike i pojmovnike, i metode uzorokovanja. CEN pokušava da prilagodi ISO standarde i da ih sprovede kao evropske, gdje god je to moguce. Približno 32% CEN-ovih standarda identicno je ISO standardima.

Cenelec i IEC odlucuju o standardima i postupcima procjene uskladenosti u podrucju elektrotehnologije, ukljucujuci zajednicko planiranje novog rada. Stoga Cenelec mora izvijestiti IEC o planiranom radu. IEC priprema i objavljuje medunarodne standarde za elektricnu, elektronicku i odnosnu tehnologiju, ukljucujuci proizvodnju i distribuciju energije.

9.3. STANDARDI PRIMJENJIVI NA MALE HIDROELEKTRANE

Pravila i specifikacije dijele se prema tehnickim i ekonomskim aspektima. Teme administrativne prirode nalaze se u obje vrste dokumenata. U nastavku su navedeni postojeci standardi, koji su primjenjivi na male hidroelektrane u svim fazama razvoja projekta , s obzirom da stvaraju ujednaceni okvir za planiranje, izgradnju, prikljucenje, pogon i održavanje u elektroenergetskom sistemu. Okvir sadrži zahtjeve koji su relevantn i za razlicita pitanja vezana za male hidroelektrane , poput smjernica Evropske komisije o nabavci, postupcima nabavke i tendera, zakonodavstva, postupcima autorizacije i licenciran ja, razmatranja okoline, postupka planiranja, izgradnje, upuštanja, pogona i održavanja, specifikacije opreme i zahtjeva, postupaka testiranja, tehnickog dokumentisanja, prikljucenja



na mrežu i elektromagnetske kompatibilnosti, razmjene podataka, odredivanja hidrometrike i provodenja mjerenja, sistema za osiguranja kvaliteta…

EC smjernice o postupcima nabavke u sektorima vode i energije

DIRECTIVE 2004/17/EC of the European Parliament and of the Council of 31 March 2004 coordinating the procurement procedures of entities operating in the water, energy, transport and postal services sectors

DECISION 2005/15/EC on the detailed rules for the application of the procedure provided for in Article 30 of Directive 2004/17/EC of the European Parliament and of the Council coordinating the procurement procedures of entities operating in the water, energy, transport and postal services sectors

DIRECTIVE 2004/18/EC of the European Parliament and of the Council of 31 March 2004 on the coordination of procedures for the award of public works contracts, public supply contracts and public service contracts (30.04.2004)

DIRECTIVE 2001/77/EC of the European parliament and of the council of 27 September 2001 on the promotion of electricity produced from RES in the internal electricity market, 2001

DIRECTIVE 2000/60/EC of the European Parliament and of the Council establishing a framework for the Community action in the field of water policy – the Water Framework Directive

DIRECTIVE 98/4/EC of the European Parliament and of the Council of 16 Febr.uary 1998 amending Directive 93/38/EEC coordinating the procurement procedures of entities operating in the water, energy, transport and telecommunications sectors

DIRECTIVE 97/52/EC of 13 October 1997 amending Directives 92/50/EEC, 93/36/EEC and 93/37/EEC concerning the coordination of procedures for the award of public service contracts, public supply contracts and public works contracts respectively

DIRECTIVE 93/36/EEC of 14 June 1993 coordinating procedures for the award of pub lic supply contracts

DIRECTIVE 93/37/EEC of 14 June 1993 concerning the coordination of procedures for the award of public works contracts

DIRECTIVE 93/38/EEC of 14 June 1993 coordinating the procurement procedures of entities operating in the water, ene rgy, transport and telecommunications sectors

DIRECTIVE 92/50/EEC of 18 June 1992 relating to the coordination of procedures for the award of public service contracts

Nabavka i tenderi

EN 45503, Attestation standard for the assessment of contract award procedures of entities operating in the water, energy, transport and telecommunication sector

EN 45510, Guide for procurement of power station equipment Part 1: Common clauses Part 2-1: Electrical equipment - Power transformers Part 2-2: Electrical equipmen t - Uninterruptible power supplies Part 2-3: Electrical equipment - Stationary batteries and chargers Part 2-4: Electrical equipment - High power static convertors Part 2-5: Electrical equipment – Motors Part 2-6: Electrical equipment - Generators



Part 2-7: Electrical equipment - Switchgear and controlgear Part 2-8: Electrical equipment - Power cables Part 2-9: Electrical equipment - Cabling systems Part 5-4: Hydraulic turbines, storage pumps and pump -turbines Part 8-1: Control and instrumentation

IEC 61366, Hydraulic turbines, storage pumps and pump-turbines -- Tendering Documents Part 1: General and annexes Part 2: Guidelines for technical specifications for Francis turbines Part 3: Guidelines for technical specifications for Pelton turbines Part 4: Guidelines for technical specifications for Kaplan and propeller turbines Part 5: Guidelines for technical specifications for tubular turbines Part 6: Guidelines for technical specifications for pump-turbines Part 7: Guidelines for technical specifications for storage pumps

Zakonodavstvo, autorizacija i licenciranje

ESHA, Small Hydropower: General framework for legislation and authorisation procedures in the European Union, DGXVII contract no. 4.1030/E/93.07, 1995

EU DGXVII, Improving Market Penetration for Energy Technologies: Prospects for pre-competitive support, Small hydro sector, 1996

Regulatorna agencija za energetiku Republike Crne Gore, Pravilnik o licencama u energetskom sektoru Crne Gore, 2004

Stone & Webster Consultants, Izvještaj o ovlašcenjima u energetskom sektoru, Tehnicka pomoc Sektora UK za medunarodni razvoj Regulatornoj agenciji za energetiku Republike Crne Gore, 2004

Dodatak 1: Propis o ovlašcenjima Dodatak 2: Nacrt zahtjeva za dobijanje ovlašcenja Dodatak 3: Nacrt ovlašcenja

NVE (Norwegian Water Resources and Energy Directorate), The Licencing Procedures for Hydropower Development in Norway (www.nve.no; Water? Licencing)

ANEEL (Br.asilian Electricity Regulatory Agency), General Procedures for the Registration and Approval of Feasibility Studies and Basic Projects for Hydroelectric Generation <30 MW and Authorisation for Operating Hydraulic Potentials <30 MW, Resolution No. 395, 1998

FERC (Federal Energy Regulatory Commission), Hydroelectric Project Handbook for Filings other than Licences and Exemptions, (www.ferc.gov), 2001

FERC (Federal Energy Regulatory Commission), Compliance and Administration – Licencing, (www.ferc.gov), 2001

Razmatranje pitanja okoline

ISO 14001, Environmental management systems -- Requirements with guidance for use

ISO 14004 , Environmental management systems -- General guidelines on principles, systems and supporting techniques

ISO 14015 , Environmental management -- Environmental assessment of sites and organizations

ISO 14031 , Environmental management -- Environmental performance evaluation – Guidelines



ISO 14062 , Environmental management - Integrating environmental aspects into product design and development

ISO 19011, Guidelines for quality and/or environmental management systems auditing

ISO 6107 , Water quality – Vocabulary

ISO 5667 , Water quality – Sampling

ISO 8689 , Water quality -- Biological classification of rivers

ISO Guide 66, General requirements for bodies operating assessment and certification/registration of environmental management systems

EN Guide 4 , Guide for the inclusion of environmental aspects in product standards

EN 60721, Classification of environmental conditions Part 1: Environmental parameters and their severities Part 2: Environmental conditions appearing in nature Part 3: Classification of groups of environmental parameters and their severities

EN 60068, Environmental testing Part 1: General and guidance Part 2: Tests Part 3: Background information Part 4: Information for specification writers Part 5: Guide to drafting of test methods

IEC Guide 109, Environmental aspects -- Inclusion in electrotechnical product standards

IEC Guide 113, Materials declaration questionnaires -- Basic guidelines

DVGW W 613, Recovery of electrical energy using hydroelectric power installations in the drinking water supply

DIRECTIVE 97/11/EC of 3 March 1997 amending Directive 85/337/EEC on the assessment of the effects of certain public and private projects on the environment

COMMUNICATION from the Commission to the Council, the European Parliament and the European Economic and Social Committee, Integration of Environmental Aspects into European Standardisation, SEC(2004) 206

European Commission, Small Hydroelectric Plants: Guide to the Environmental Approach and Impact Assessment, 2000

European Commission, Buying green! A Handbook on environmental public procurement, Staff Working Document, SEC(2004) 1050

International Energy Agency, Implementing Agreement for Hydropower Technologies and Programmes, Annex III Hydropower and the Environment, Subtask 4 Environmental Impact Assessment and Hydropower, 1999

The World Bank , Environmental Assessment Sourcebook 1991 and Updates

The World Bank, Pollution Prevention and Abatement Handbook: Toward Cleaner Production, 1998

The World Bank, Operational Manual (Operational Directive 4.01: Environmental Assessment)

EBR.D, Environmental Policy, 2003

EBR.D, Environmental Procedures, 2003

EBR.D, Environmental Risk Management Manual, 2003



EIB, Environmental Procedures, 2002

EIB, The Project Cycle at the EIB, 2001

Planiranje, izgradnja, upuštanje, pogon i održavanje

prEN 62256, Hydraulic turbines, storage pumps and pump-turbines -- Guide for rehabilitation and performance improvement

IEC 60545, Guide for commissioning, operation and maintenance of hydraulic turbines

IEC 60805, Guide for commissioning, operation and maintenance of storage pumps and of pump-turbines operating as pumps

IEEE 1010, Guide for Control of Hydroelectric Power Plants

IEEE 1020, Guide for Control of Small Hydroelectric Power Plants

IEEE 1147, Guide for the Rehabilitation of Hydroelectric Power Plants

IEEE 1095 , Guide for installation of vertical generators and generator/motors for hydroelectric applications

IEEE 1207, Application of turbine governing systems for hydroelectric generating units

IEEE 1248, Guide for the commissioning of electrical systems in hydroelectric power plants

IEEE 1249, Guide for computer-based control for hydroelectric power plant automation

DIN 19752, Hydroelectric power plants: Rules for planning and operation

EU DGXVII, Layman's Handbook on how to develop a small hydro site (Second Edition), 1998

EU International Water Power and Dam, Construction Handbook, 1996

CECW-ED 1110-2-30001, Engineer Manual – Planning and design of hydroelectric power plant structures, 1995

Fraenkel et. al, Micro Hydro Power: A guide for development workers, Intermediate Technology Publications, UK, 1991

Harvey, Micro-Hydro Design Manual: A guide to small-scale water power schemes, Intermediate Technology Publications, UK, 1993

Specifikacija opreme i zahtjeva

EN 61116, Electromechanical equipment guide for small hydroelectric installations

EN 61362, Guide to specification of hydraulic turbine control systems

EN 62270, Hydroelectric power plant automation -- Guide for computer based control

EN 60034, Rotating electrical machines

EN 60076, Power transformers

EN 60947, Low-voltage switchgear and controlgear

EN 62271, High-voltage switchgear and controlgear

EN 50423, Overhead electrical lines exceeding AC 1 kV up to and including AC 45 kV

EN 60255, Electrical relays



EN 62053, Electricity metering equipment (a.c.)

IEC 60044, Instrument transformers Part 1: Current transformers Part 2 : Inductive voltage transformers Part 5: Capacitor voltage transformers

IEC 61921, Power capacitors -- Low-voltage power factor correction banks

IEC 61364, Nomenclature for hydroelectric powerplant machinery

IEC 62111 , Specification for Use of Renewable Energies in Rural Decentralised Electrification

IEC 62257, Recommendations for small renewable energy and hybr.id systems for rural electrification Part 1: General introduction to rural electrification Part 2: From requirements to a range of electrification systems Part 3: Project development and management Part 4: System selection and design Part 5: Protection against electrical hazards Part 6: Acceptance, operation, maintenance and replacement

DIN 4321 , Preparation of specifications for governing systems of hydraulic turbines

IEEE/ANSI C50.12, Requirements for Salient Pole Synchronous Generators and Generator/Motors for Hydraulic Applications

IEEE Standard 125, Recommended Practice for Preparation of Equipment Specifications of Speed Governing of Hydraulic Turbines Intended to Drive Electric Generators

IEEE Standard 421 , Criteria and Definitions for Excitation Systems for Synchronous Machines

IEEE Standard 421A, Guide for Identification, Testing and Evaluation of the Dynamic Performance of Excitation Systems

IWB, Study on the European market for small hydro equipment and the need for standardisation -- List of companies, 1996

James and James, European Directory of Renewable Energy Suppliers and Services, 1994, ISBN 1-873936-26-5

Postupci testiranja

EN 60041, Field acceptance tests to determine the hydraulic performance of hydraulic turbines, storage pumps and pump-turbines

EN 60193, Hydraulic turbines, storage pumps and pump -turbines -- Model acceptance tests

EN 60308, Hydraulic turbines -- Testing of control systems

EN 60609, Hydraulic turbines, storage pumps & pump-turbines: Cavitation pitting evaluation Part 1: Evaluation in reaction turbines, storage pumps and pump-turbines Part 2: Evaluation in Pelton turbines

EN 60994, Guide for field measurement of vibr.ations and pulsations in hydraulic machines (turbines, storage pumps and pump-turbines)

IEC 62006, Hydraulic machines -- Acceptance tests of small hydro turbines

ISO 10816, Mechanical vibr.ation -- Evaluation of machine vibr.ation by measurements on non-rotating parts Part 5: Machine sets in hydraulic power generating and pumping plants



Tehnicko dokumentovanje

Ministarstvo zaštite životne sredine i uredenja prostora, Pravilnik o nacinu izrade i sadržini tehnicke dokumentacije, Sl. list RCG, broj 55/00

EN 61082, Preparation of documents used in electrotechnology Part 1: General requirements Part 2: Function-oriented diagrams Part 3: Connection diagrams, tables and lists Part 4: Location and installation documents

EN 61187, Electrical and electronic measuring equipment -- Documentation

EN 62023, Structuring of technical information and documentation

EN 81714, Design of graphical symbols for use in the technical documentation of products Part 2: Specification for graphical symbols in a computer sensible form, including graphical symbols for a reference libr.ary, and requirements for their interchange Part 3: Classification of connect nodes, networks and their encoding

EN 82045, Document management Part 1: Principles and methods Part 2: Metadata elements and information reference model Part 5: Application of metadata for construction and facility management

IEC 61355, Classification and designation of documents for plants, systems and equipment

DIN 6779 (draft), Structuring principles for technical products and technical product documentation Part 10: Power plants

DIN 4048 , Water engineering: terms Part 2: Waterpower plants

Prikljucenje na mrežu i elektromagnetna kompatibilnost

DIRECTIVE 2004/108/EC of the European Parliament and of the Council of 15 December 2004 on the approximation of the laws of the Member States relating to electromagnetic compatibility and repealing Directive 89/336/EEC

EN 50160, Voltage characteristics of electricity supplied by public distribution systems

EN 50164, Lightning Protection Components Part 1: Requirements for connection components Part 2: Requirements for conductors and earth electrodes Part 3: Requirements for isolating spark gaps Part 4: Requirements for clips for conductors

prEN 50438, Requirements for the connection of micro-generators in parallel with public low-voltage distribution networks

EN 60505, Evaluation and qualification of electrical insulation systems

EN 61000, Electromagnetic compatibility Part 2: Environment Part 3: Limits Part 4: Testing and measurement techniques Part 5: Installation and mitigation guidelines Part 6: Generic standards



prEN 61557, Electrical safety in low voltage distribution systems up to 1 000 V a.c. and 1 500 V d.c. -- Equipment for testing, measuring or monitoring of protective measures Part 1: General requirements Part 3: Loop impedance Part 5: Resistance to earth Part 8: Insulation monitoring devices for IT systems

EN 61663, Lightning protection

prEN 62305 , Protection against lightning

IEC 1024 , Protection of structures against lightning

IEC 60364, Electrical installations of buildings

IEC 61312, Protection against lightning electromagnetic impulse

IEEE 1159, Recommended Practices for monitoring electric power quality

IEEE P1409, Guide for the application of power electronics for power quality improvement on distribution systems rated 1 kV through 38 kV

IEEE P1547, Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems

IEEE P1547.1, Draft Standard for Conformance Tests Procedures for Equipment Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems

IEEE P1547.2, Application Guide for IEEE P1547 Draft Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems

IEEE P1547.3, Guide for Monitoring, Information Exchange, and Control of Distributed Resources Interconnected with Electric Power Systems

IEEE P1547.4, Draft Guide for Design, Operation, and Integration of Distributed Resource Island Systems with Electric Power Systems

Razmjena podataka

EN 60870, Telecontrol equipment and systems Part 5: Transmission protocols (section 102: companion standards for the transmission of integrated totals in electric power systems)

IEC 61334, Distribution automation using distribution line carrier systems Part 4: Data communication protocols

IEC 61850, Communications networks and systems in substations

IEC 62052 , Electricity metering equipment (AC) - General requirements, tests and test conditions

IEC 62056, Electricity metering – Data exchange for meter reading, tariff and local control

IEC 57/660/NP, Communications Systems for Distributed Energy Resources



Odredivanje hidrometrike i sprovodenje mjerenja

ISO 1100 , Measurement o f liquid flow in open channels Part 1: Establishment and operation of a gauging station Part 2: Determination of the stage -discharge relation

ISO 2537 , Liquid flow measurement in open channels -- Rotating element current-meters

ISO 955, Measurement of liquid flow in open channels -- Tracer dilution methods for the measurement of steady flow

ISO 3846 , Liquid flow measurement in open channels by weirs and flumes -- Rectangular br.oad-crested weirs

ISO 3847, Liquid flow measurement in open channels by weirs and flumes -- End-depth method for estimation of flow in rectangular channels with a free overfall

ISO 4359, Liquid flow measurement in open channels -- Rectangular, trapezoidal and U-shaped flumes

ISO 4360, Liquid flow measurement in open channels by weirs and flumes -- Triangular profile weirs

ISO 4362, Hydrometric determinations -- Flow measurement in open channels using structures --Trapezoidal br.oad-crested weirs

ISO 4375 , Hydrometric determinations -- Cableway systems for stream gauging

ISO 4377, Hydrometric determinations -- Flow measurement in open channels using structures -- Flat-V weirs

ISO 14139 , Hydrometric determinations -- Flow measurements in open channels using structures -- Compound gauging structures

ISO 8368, Hydrometric determinations -- Flow measurements in open channels using structures -- Guidelines for selection of structure

ISO 772, Hydrometric determinations -- Vocabulary and symbols

Sistemi za osiguranje kvaliteta

EN 29004, Quality systems -- Guide to quality management and quality systems elements for services

ISO 9000 , Quality management systems -- Fundamentals and vocabulary

ISO 9001 , Quality management systems – Requirements

ISO 9004 , Quality management systems -- Guidelines for performance improvements



9.4. OBUCAVANJE OPERATORA U predloženom obrazovnom modelu je predocen popis odgovarajucih tema koje su vezane za tecaj osposobljavanja operatora u razlicitim podrucjima projektovanja, primjene, instaliranja, pogona i održavanja malih hidroelektrana, prema programu Medunarodne agencije za energetiku

International Energy Agency (IEA), The Implementing agreement for hydropower technologies and programmes: Task Force on Hydropower Education and Training, Annex V, Subtasks 1-5, www.annexv.iea.org.

Ocekuje se da operatori imaju odgovarajuce pocetno znanje i vještine stecene u srednjim školama elektrotehnicke, mašinske ili srodne tehnicke struke. Predvida se da operatori mogu uspješno završiti ovaj model tokom predvidivih 60 sati predavanja. Ukupni broj sati predavanja uporediv je sa standardnim jednosemestralnim univerzitetskim ucenjem, u kojem se 4 sata nastave sedmicno održava tokom 15 sedmica trajanja semestra. Predvidivih 4 sata nastave sedmicno moguce je podijeliti prema sistemu 2+1+1, odnosno 2 sata predavanja, 1 sat laboratorijskih vježbi i 1 sat prakticne obuke u elektrani. Štoviše, raspodjela ukupnog broja sati predavanja prema pojedinacnim temama modu la, može se izmijeniti tako da se tecaj osposobljavanja prilagodi prethodno artikulisanim sp ecificnim potrebama, odnosno pojedinacnim zanimanjima u maloj hidroelektrani. Nastavni materijal treba da se, barem na pocetku dok se ne razvije sopstveni, zasniva na prirucniku

European Small Hydro Association (ESHA), ''Layman's guidebook on how to develop a small hydro site''.

U nastavku je najprije predocen sadržaj svake pojedinacne teme , kroz osnovna obrazovna pitanja , koja je potrebno obraditi na predavanjima. Znanja i sposobnosti koje bi operatori trebali da steknu po uspješnom završetku tecaja, navedena su na kraju.

Tema 1: Male hidroelektrane Razlicitosti u karakteristikama izmedu malih i velikih hidroelektrana. Šeme izgradnje malih hidroelektrana: (1) protocne šeme (visoki/srednji/niski pad), (2) šeme sa mašinom smještenom u temeljima brane, i (3) šeme integrisane u kanalu ili u vodovodnim cjevovodima. Tipovi i komponente malih hidroturbina, tipicne konfiguracije sistema, pogonske karakteristike, kao i neelektricni djelovi sistema. Odredivanje kapitalnih troškova elektrane. Troškovna analiza životnog ciklusa. Uticaj eksternih troškova. Kriteriju mi za troškovnu efikasnost.

Tema 2: Evaluacija karakteristika lokacije izgradnje Terminologija i osnovni elementi evaluacije lokacije su: (1) topografija i geomorfologija, (2) vodni resursi i proizvodni potencijal, i (3) procjena uticaja na okolinu. Inženjerska geologija i geomorfologija, odredivanje geoloških struktura, detekcija nestabilnosti nagiba, miniranje stijena i tuneliranje, tla i materijali, mehanika tla, erozija i sedimentologija, karakteristike temelja. Potencijalna i kineticka energija. Mjerenje pada (bruto i neto pad) i protoka, ocitavanje karata, procjena padavina i parametri zahvata, procjena opterecenja. Regulatorni zahtjevi s obzirom na okolinu. Procjena uticaja na okolinu . Aspekti posebnog planiranja. Zakonodavstvo u podrucju vodnih resursa.

Tema 3: Brana i njene periferalije i upravljanje akumulacijom Osnovne karakteristike brane i njenih periferalija (ispusti, usisi, ventili). Projektovanje brana i ili pregrada, otvorenih kanala ili cjevovoda, rešetkasta zavjesa i sistem zahvata. Obalne brane. Betonske brane/strukture. Svojstva betona i drugih materijala. Procjena zahtjeva na velicinu izgradnje glavnih komponenti na osnovu opterecenja, željene proizvodnje energije ili izvršne snage. Zahtjevi na autonomnost. Velicina izgradnje i troškovi. Velicina izgradnje akumulacije i upravljanje volumenom. Brzina pražnjenja i proizvodnja elektricne energije.



Tema 4: Male hidraulicke turbine i regulatori Strukturalne razlicitosti izmedu primjenjivim turbinama: Pelton, Turbo Impulse, Francis, Mitchell, Cross Flow, Propeler. Konfiguracija sistema za svaki tip turbine i prepoznavanje svih glavnih komponenti. Uporedivanje pogonskih parametara i efikasnost svake turbine. Proracun gubitaka trenja u razvodnim cijevima korišcenjem proizvodacevih podataka. Kriterijumi procjene prihvatljivosti i prikladnost razlicitih tipova turbina za razlicite projekte malih hidroelektrana. Varijante projektovanja sistema i konfiguracija. Elementi vizualne inspekcije i brzo testiranje turbinskih komponenti.

Tema 5: Elektricni generatori za male hidraulicke turbine Karakteristike i standardni parametri osnovnih tipova generatora: sinhronih i asinhronih. Uzbudni sistem sinhronog generatora i sposobnost regulacije napona. Kompenzacija jalove snage asinhronog generatora , korišcenje poprecnih kondenzatorskih bate rija. Napredne tehnike projektovanja i upravljanja asinhronim generatorom s promjenjivom brzinom obrtaja. Sucelje s mrežom zasnovano na energetskoj elektronici. Nadzor i upravljanje generatorom. Zahtjevi operatora distribucionog sistema na pogon generatora. Sposobnost ispravljanja faktora snage u tacki prikljucenja na distribucionu mrežu.

Tema 6: Pomocni sistemi, instrumentacija i zaštita u malim hidroelektranama Osnovne komponente i oprema za pomocne sisteme, instrumentaciju i zaštitu. Sistemi istosmjernog napajanja. Sistemi za uskladištenje energije (voda ili baterija). Skice, nacrti, šeme, uputstva i postupci za instaliranje opreme i elektricnih krugova. Elektricne instalacije u mašini ili upravljackoj zgradi. Tipovi i karakteristike zaštitnih uredaja. Zaštita od atmosferskih pražnjenja. Uzemljenje i oprema za odvod prenapona. Rasponi napona dozvoljenog pogona opreme. Karakteristike vodica i sistema ožicenja.

Tema 7: Oprema na naponu distribucione mreže Elementi elektrane i oprema na naponu distribucione mreže (transformatori, prekidaci, rastavljaci, sabirnice, naponski/strujni transformatori, potporni izolatori...). Konfiguracija distribucione mreže s obje strane tacke prikljucenja. Sistemi zaštite i komunikacija koji su primijenjeni u tacki prikljucenja. Prirucnici za rukovanje opremom, odnosno za pravilno instaliranje, pogon i održavanje. Energetski efikasna oprema i praksa. Postupci odvajanja od mreže i prekidaci. Odnos prema potrošacima smještenim na lokaciji izgradnje elektrane.

Tema 8: Vodenje pogona male hidroelektrane Postupci upravljanja s ma lom hidroelektranom u sekvencama pokretanja i zaustavljanja. Praksa kontinuiranog pogona. Parametri i funkcije za nadziranje. Izl azna snaga i energija elektrane. Komunikacija i razmjena podataka i informacija od/do operatora distribucionog sistema. Pogon elektrane prema nalozima operatora distribucionog sistema. Ucestvovanje elektrane u pružanju pomocnih usluga. Regulisanje napona u tacki prikljucenja na mrežu. Kvalitet isporucene elektricne energije. Neprihvatljivo odstupanje od dozvoljenih uslova pogona u mreži ili uzduž radijalnog kraka mreže.

Tema 9: Održavanje u maloj hidroelektrani Metode održavanja i priprema vremenskog redosljeda aktivnosti održavanja. Dijagnosticke metode. Izvodenja svojstva i korektivne mjere. Adekvatne metodologije i postupci za optimalno korišcenje vremena i materijala. Ocitavanje shema i dijagrama ožicenja. Provjera opštih strujnih krugova i sistema zaštite. Oznacavanje elemenata i opreme u maloj hidroelektrani. Ažuriranje dokumentacije elektrane i opreme. Vodenje bilješki i zapisa o pogonskim dogadajima, svojstvima pogona i održavanju.

Tema 10: Zahtjevi na sigurnost u malim hidroelektranama Svijest o sigurnosnim rizicima. Elektricni i neelektricni rizici u elektrani. Pravila i standardi sigurnosti namijenjeni zaštiti osoblja. Zaštitna praksa pri korišcenju uredaja i opreme. Mjere sigurnosne predostrožnosti s obzirom na aktivnosti održavanja. Mjere sigurnosti za pogonsko osoblje. Osnove pružanja prve pomoci. Sigurnosni rizici po okolinu zbog izgradnje i pogona elektrane. Mjere zaštite okoline.



9.5. OCEKIVANO STECENO ZNANJE I RAZVIJENE SPOSOBNOSTI

Ocekivano steceno znanje i razvijene sposobnosti iz navedenih tema tecaja trebaju polaznicima da omoguce:

Ø razumijevanje karakteristicnih razlicitosti izmedu malih i velikih hidroelektrana, kao i pružanje saznanja o opštim šemama izvodenja malih hidroelektrana,

Ø razlucivanje malih hidraulickih turbina po tipu i komponentama na osnovu njihovih primjena u razlicitim opštim šemama izvodenja ,

Ø opisivanje glavnih troškova u projektu izgradnje malih hidroelektrana , koje treba ukljuciti u metodu troškovne analize tokom cijelog životnog ciklusa ,

Ø izracunavanje kapitalnih troškova i troškova životnog ciklusa za razlicite konfiguracije izvodenja malih hidroelektrana,

Ø Istraživanje ekstern ih troškova koji mogu imati uticaj na efikasnost elektrane,

Ø odabiranje troškovno najprihvatljivije opcije na osnovu analize životnog ciklusa ,

Ø opisivanje glavnih troškova koje treba ukljuciti u metodu troškovne analize cijelog životnog ciklusa,

Ø isticanje odgovarajucih metoda za procjenu strukturalnog integriteta pri izgradnji brane/pregrade, dovodnih kanala i cjevovoda, kao i prilikom ugradnji turbine.

Ø uporedivanje ta cnosti i utvrdivanje prednosti/nedostataka svake od metoda za procjenu pada i protoka,

Ø identifikovanje tipicnih uredaja i opreme za sprovodenje procjene lokacije izgradnje malih hidroelektrana, kao i demonstriranje osposobljenosti za korišcenje,

Ø mjerenje raspoloživog pada na lokaciji izgradnje korišcenjem theodolita, visinomjera, mjeraca pritiska i konturnih karata ,

Ø mjerenje protoka na zadatoj lokaciji korišcenjem svake od sljedecih metoda – proracun podrucja dotoka/zahvata, skretanje vodotoka radi punjenja spremnika, mjerenje brzine i površine vodotoka i/ili metoda izgradnje pregrade ,

Ø procjena dugorocno iskoristivog protoka uz ukljucivanje razmatranja zaštite okoline,

Ø identifikovanje ucinaka sezonskih promjena korišcenjem dugorocnih meteoroloških podataka , i proracunavanje tipicnog dnevnog i sezonskog pro fila potrošnje energije na zadatoj lokaciji izgradnje, kao i opisivanje uticaja profila dnevne i sezonske potražnje za energijom na velicinu izgradnje sistema,

Ø identifikovanje regulatornih zahtjeva , poput onih koji su obradeni u zakonodavstvu o pitanjima zaštite okoline i vodoprivrede,

Ø identifikovanje ogranicenja sa aspekta okoline na lokaciji izgradnje , ukljucujuci propuštanje biološki minimalnog protoka, ekološke uticaje, vizuelne uticaje i buku ,

Ø odabiranje odgovarajuce lokacije za izgradnju male hidroelektrane, uzimajuci u obzir topologiju, strukturalni integritet, dovoljnost mjerenih podataka, dozvole lokalnih tijela, zaštitu okoline , pristup lokaciji i transport opreme, udaljenosti za distribuciju vode i snage, kao i dnevne i sezonske profile opterecenja,

Ø identifikovanje odgovarajucih projekata sistema i konfiguracija na osnovu potreba i ocekivanja klijenta, kao i uslova na lokaciji za odgovarajucu proizvodnju prema karakteristikama pada i protoka ,



Ø razumijevanje karakteristika brane i njenih periferija sa stanovišta strukturalnog integriteta i opisivanje zahtjeva na velicinu izgradnje glavnih komponenti,

Ø opisivanje strukturalnih razlika izmedu primjenjivih malim hidraulickih turbina i isticanje odgovarajucih konfiguracija sistema za svaku od njih,

Ø razumijevanje pogonskih parametara i efikasnosti svake od turbina, kao i njihovo uporedivanje na osnovu odgovara jucih kriterijuma procjene prihvatljivosti,

Ø razvijanje sposobnosti prepoznavanja znacajnih elemenata vizuelne inspekcije i brzog testiranja komponenti razlicitih turbina ,

Ø razumijevanje projektnih karakteristika i parametara primijenjenog elektricnog generato ra u zavisnosti od tipa,

Ø razumijevanje razlicitih režima pogona generatora i njegove sposobnosti regulacije napona,

Ø razumijevanje mogucih zahtjeva operatora distribucionog sistema s obzirom na pogon generatora,

Ø isticanje znacenja koje imaju pomocni sistemi, instrumentacija i zaštita, kao i identifikovanje glavnih komponenti i opreme potrebne za ugradnju ,

Ø opisivanje prednosti i nedostataka sistema za uskladištenje energije pomocu spremnika vode u poredenju s drugim nacinima uskladištenja , poput baterija ,

Ø korišcenje skica, nacrta, shema, uputstava i preporucenih postupaka pri instaliranju pomocnih sistema, kao i instrumentacione i zaštitne opreme,

Ø odredivanje projektovanih struja za bilo koji dio elektricnog kruga male hidroelektrane,

Ø odabiranje odgovarajucih vrsta vodica i dimenzionisanje svakog elektricnog kruga u elektrani na osnovu primijenjenih rješenja ,

Ø odredivanje ostatne opteretivosti vodica, kao i odabiranje njihove odgovarajuce velicine na osnovu iznosa projektovanih struja ,

Ø odredivanje odgovarajuce velicine, dimenzije i lokacije za sve nadstrujne i rastavne uredaje,

Ø odredivanje odgovarajuce velicine, dimenzija i lokacija opreme za uzemljenje, odvodenje prenapona, kao i ostale pridružene opreme ,

Ø odredivanje pada napona na bilo kojem elektricnom krugu u elektrani, na osnovu velicine i dužine vodica,

Ø potvrdivanje raspona pogonskog napona i njegovo smještanje u prihvatljivim pogonskim ogranicenjima opreme za poboljšanje kvaliteta napona, ukljucujuci elektronske pretvarace i regulatore,

Ø instaliranje i oznacavanje pretvaraca, regulatora, rastavljaca i nadstrujnih uredaja, odvodnika prenapona i opreme za uzemljenje, razvodnih kutija, baterija i oklopa, provodnika i ostalog ugradenog elektricnog hardvera,

Ø oznacavanje, ugradnja i izvodenje završetaka elektricnog ožicenja, provjeravanje propisanog kvaliteta spojeva/prikljucaka, kao i polariteta napona i faznog ugla,

Ø provjeravanje kontinuiteta i mjerenje impedancije sistema za uzemljenje,

Ø programiranje, prilagodavanje i/ili konfiguriranje invertera i regulatora prema željenim postavnim vrijednostima i vrsti pogona,

Ø instaliranje i inspekcija cjelokupnog ožicenja, ucvršcenja, sklopki i uredaja ,



Ø procjena vremena, materijala i opreme potrebne za prikljucenje na mrežu, kao i odredivanje redosljeda ugradnje, u cilju optimalnog korištenja vremena i materijala,

Ø identifikovanje mogucnosti korištenja energetski efikasne opreme/uredaja, kao i metoda konzervacije i upravljanja energetskim potrebama,

Ø iskazivanje razumijevanja jedinica za energiju i snagu, kao što su to Watt (W), Volt Amper (VA), Mega Joules (MJ), kilo Watt sat (kWh), te Amper sat (Ah) ,

Ø proracunavanje izlazne energije odabrane elektrane na osnovu protoka, pada i parametara isporucitelja opreme, uz ukljucivanje uticaja sezonskih promjena na karakteristike pogona, kao i ogranicenja koja postavlja zaštita okoline,

Ø kvantifikovanje elektricnog opterecenja i korištenja energije od strane potrošaca koji se nalazi na istoj lokaciji, putem pregleda racuna, ocitanja mjernih uredaja, mjerenjima i intervjuisanjem,

Ø procjenjivanje i mjerenje izvršne snage opterecenja, kao i prosjecnog dnevnog korištenja energije za sve terete jednako prikljucene na baterijski sistem u svrhu dimenzioniranja opreme,

Ø isticanje komponenti koje se nalaze na naponu distribucione mreže, a koje su neophodne za ekipiranje tacke prikljucenja na mrežu,

Ø odredivan je tipa elektricne distribucione mreže, npr. podzemna ili nadzemna, na osnovu udaljenosti, topologije i lokalnih uredbi,

Ø identifikovanje elemenata i razumijevanje postupaka potrebnih za odvajanje elektrane od distribucione mreže,

Ø objašnjavanje pravilnih metoda za korišcenje elektrane, uz razmatranje sigurnosnih rizika i ogranicenja pogona,

Ø pokretanje elektrane i provjeravanje njene funkcionalnosti i svojstava izvodenja, kao i uporedivanje s ocekivanjima,

Ø demonstriranje ispravne sekvencije pokretanja i zaustavljanja elektrane, prikljucivanja i odvajanja elektrane i ostale opreme od mreže ,

Ø demonstriranje odgovarajucih postupaka ugradnje, upuštanja u pogon, otkrivanja kvarova i ispravaka stanja, kao i metoda održavanja uz upotrebu sigurnosnih mjera ,

Ø pripremanje vremenskog rasporeda održavanja za cijeli sistem,

Ø iscrtavanje shematskih dijag rama ožicenja i prikazivanje opštih strujnih krugova i sistema zaštite prema primjenjivim standardnim zahtjevima ,

Ø identifikovanje i provjeravanje svih oznaka na opremi u elektrani,

Ø razumijevanje potpune tehnicke dokumentacije elektrane i njene opreme,

Ø identifikovanje i objašnjavanje svih sigurnosnih aspekata koji se odnose na održavanje elektrane,

Ø identifikovanje uredaja i opreme potrebne za održavanje i korekciju pogona elektrane, kao i demonstriranje osposobljenosti za korišcenje te opreme ,

Ø identifikovanje potreba za održavanjem i primjenjivanje postupaka održavanja elektrane, brane, cjevovoda, dovodnog sistema, turbina, baterija, opreme za poboljšanje kvaliteta isporucene ele ktricne energije, sigurnosnih sistema, sistema za zaštitu struktura od vremenskih uticaja, kao i uredaja za prikljucenje na mrežu,

Ø mjerenje pogonskih parametara i izvodenih svojstava, uporedivanje sa specifikacijama i ocekivanjima, kao i procjenjivanje kvaliteta pogonskih uslova elektrane,



Ø izvodenje dijagnostickih postupaka i interpretiranje rezultata,

Ø identifikovanje izvodenih i sigurnosnih nedostataka, kao i primjenjivanje korektivnih mjera,

Ø prikupljanje i održavanje zapisa o pogonu elektrane, izvodenju i održavanju,

Ø identifikovanje elektricnih i neelektricnih rizika pridruženih malim hidroelektranama, kao i primjenjivanje preventivnih i korektivnih mjera za ocuvanje sigurnosti osoblja,

Ø identifikovanje i primjenjivanje odgovarajucih pravila i standarda , koji se odnose na sigurnost pogonskog osoblja, kao i na javnu sigurnost tokom ugradnje, pogona i održavanja elektrane i opreme,

Ø identifikovanje rizika po okolinu, koji nastaju kao posljedica izgradnje elektrane, kao i primjenjivanje preventivnih i korektivnih mjera,

Ø demonstriranje svijesti o postojanju sigurnosnih rizika, kao i o nacinima njihovog izbjegavanja,

Ø demonstriranje osposobljenosti u pružanju osnovne prve pomoci.

9.6. ZAKLJUCAK Korišcenje standarda, pravilnika i upustava, neophodno je tokom planiranja, projektovanja i izvodenja projekata izgradnje ma lih hidroelektrana. Standardizovanje opreme i ujednacavanje prakse izgradnje i vodenja pogona doprinosi povecanju ekonomicnosti, pouzdanosti i brzine razvoja projekata malih hidroelektrana. Standardizacija, na nacin koji je opisan u ovom poglavlju, dovodi do ujednacavanja u podrucjima projektovanja, izrade i izgradnje i umanjuje potrebu za ulaganjem u novitete. Ona, takode, doprinosi sigurnijem i boljem vodenju pogona i održavanju.

Tecaj za obucavanje operatora u podrucju projektovanja, primjene, ugradnje, pogona i održavanja malih hidroelektrana, predstavlja dalji aspekt standardizacije projekta. Znanja i sposobnosti koja bi operator trebao steci nakon uspješno završenog tecaja, prema programu koji je predocen u ovom poglavlju, doprinose povecanju nivoa ujednacenosti tokom uspješnog razvoja programa izgradnje malih hidroelektrana.



10. KORISTI OD UCESTVOVANJA U KYOTO PROTOKOLU KOJE SU VEZANE ZA PRISTUP TRŽIŠTIMA ZELENE ENERGIJE I IZVORIMA FINANSIRANJA (TASK # 10)

10.1. PROBLEM KLIMATSKIH PROMJENA

10.1.1. Staklenicki plinovi i globalne klimatske promjene

Zajednicko svojstvo svih staklenickih plinova je da zadržavaju dugovalno (in fracrveno) zracenje koje emituje Zemljina površina, a propuštaju kratkovalno, cime doprinose zagrijavanju Zemlje, odnosno povecanju njene temperature. U Zemljinoj prošlosti taj efekat staklenika je imao pozitivan efekat na razvoj života , jer je omogucio ravnomjerniju raspodjelu temperature na Zemlji i ublažavanje temperaturnih oscilacija. Do prije nekoliko stotina godina klimatski sistem je, odreden interakcijom izmedu sunca, okeana, atmosfere, kopna i živih organizama, uglavnom bio u dinamickoj ravnoteži.

U prirodne staklenicke plinove ubrajaju se:

Ø Ugljendioksid (CO2),

Ø Metan (CH4),

Ø Didušicni oksid (N2O),

Ø Troposferski ozo n (O3),

Ø Vodena para (H2O),

Pritom se za vodenu paru i ozon može konstatovati kako uglavnom nijesu u domenu ljudskog uticaja, što se tice antropogenih emisija tih plinova u okolinu, buduci da su njihove koncentracije uslovljene prirodnim biociklusima, dok su koncentracije ostalih plinova uveliko pod uticajem covjekove aktivnosti.

Intenziviranjem ljudskih aktivnosti, pocevši s industrijskom revolucijom i izumom parne mašine (1769.), a posebno u posljednjih stotinu godina, usljed rapidnog rasta potrošnje fosilnih goriva, obuhvatanja industrijske proizvodnje i korištenja zemljišta za poljoprivredu, došlo je do snažnog porasta emisije staklenickih plinova , u odnosu na predindustrijski period. Osim prirodnih staklenickih plinova, pojavili su se i novi, kao rezulta t nekih industrijskih procesa:

Ø Hlor-fluor-ugljenici (CFC, freon),

Ø Vodonik-fluor-ugljenici (HFC),

Ø Perfluor-ugljenici (PFC),

Ø Sumporni heksafluorid (SF 6),

Iako su njihove koncentracije u atmosferi izuzetno male, njihov uticaj na efekat staklenika je mnogo snažniji od prirodnih staklenickih plinova. Pored toga, neki od njih jednako uništavaju ozonski omotac, pa su u posljednje vrijeme zabranjeni za upotrebu ili redukovani.

U posljednjih 20 -ak godina prepoznata je velicina problema globalnih klimatskih promjena, usljed antropogenih emisija staklenickih plinova u okolini, pa je uspostavljen medunarodni naucni forum IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change), u okviru kojeg je preko 5 000 svjetskih naucnika ukljuceno u istraživanje covjekovog uticaja na globalne klimatske promjene.

Podaci o mjerenjima temperature vazduha unazad stotinu godina , ukazuju na to kako je srednja globalna temperatura vazduha u posljednjih 80-100 godina porasla za 0,3-0,6 °C,



kao i to da su najtoplije godine u tom periodu, zabilježene u posljednjoj deceniji. Iako su se na Zemlji i tokom geološke prošlosti izmjenjivala toplija i hladnija razdoblja, opažanja potvrduju kako se klima ipak mijenja izvan okvira koji se mogu pripisati prirodnoj varijabilnosti, premda je teško precizno utvrditi udio ljudskih aktivnosti u klimatskim promjenama.

Prema proracunima Ujedinjenih nacija, predvidene posljedice klimatskih promjena usljed covjekovih aktivnosti ukljucuju:

Ø povecanje srednje godišnje temperature za 1,4-5,8 °C izmedu 1990. i 2100. godine ,

Ø porast nivoa mora od 9-88 cm do 2100, uz poplavljivanje nižih obalnih podrucja,

Ø povecanje ucestalosti ekstremnih meteoroloških pojava – poplava i suša, što ce imati nepovoljan uticaj na dostupnost hrane i pitke vode,

Ø ugrožavanje životnog prostora populacija u obalnim, sušnim i predjelima izloženim ciklonima,

Ø usljed cešcih nevremena i ekstremnih vremenskih prilika povecace se troškovi za društvo ,

Ø smanjenje biološke razlicitosti,

Ø povecanje opasnosti od epidemija bolesti (npr. malarije).

Iz svega navedenog, s razlogom se smatra kako ce problem klimatskih promjena biti dominantan problem okoline u XXI vijeku, i da ce predstavljati jedan od najvecih izazova za covjecanstvo u buducnosti.

10.1.2. Okvirna konvencija Ujedinjenih nacija o promjeni klime

Prepoznajuci ozbiljnost problema globalnih klimatskih promjena, Ujedinjene nacije su krajem 80-tih godina XX vijeka pokrenuli niz multilateralnih rasprava o rješavanju tog problema. Taj je proces kulminirao 1992. godine prihvatanjem Okvirne konvencije UN-a o promjeni klime (UN Framework Convention on Climate Change – UNFCCC) na samitu u Rio de Ženeiru.

Osnovni cilj Konvencije je stabilizovati koncentraciju staklenickih plinova u atmosferi na nivo koji ce sprijeciti opasno antropogeno djelovanje na klimatski sistem. Taj bi se nivo, prema Konvenciji, trebao ostvariti u vremenskom okviru dovoljno dugom da omoguci ekosistemu da se prirodno prilagodi na klimatske promjene, a da se ne ugrozi proizvodnja hrane i omoguci nastavak ekonomskog razvoja na održiv nacin.

Konvenciju su do danas ratificirale prakticki sve zemlje svijeta (njih 189), koje su prema samoj Konvenciji podijeljene u dvije grupe. Tzv. „zemlje Priloga 1“ ukljucuju sve razvijene zemlje svijeta i zemlje s ekonomijama u tranziciji, koje su kroz istoriju najviše doprinijele povecanju koncentracija staklenickih plinova u atmosferi. Te su zemlje preuzele obavezu da zadrže emisije staklenickih plinova na nivou iz 1990. godine (tzv. referentna godina), s tim da je zemljama s ekonomijama u tranziciji omogucena odredena fleksibilnost u izboru referentne godine izborom jedne od godina izmedu 1985. i 1990. Ostale zemlje ubrajaju se u grupu zemalja „van Priloga 1“.

Prema Konvenciji, Vlade zemalja potpisnica obavezuju se na:

Ø prikupljanje i dijeljenje informacija o emisijama staklenickih plinova i mjerama njihovog smanjenja;

Ø kreiranje nacionalnih strategija rješavanja problema emisija staklenickih plinova, ukljucujuci i pružanje finansijske i tehnološke podrške zemljama u razvoju;

Ø saradnju u pripremi za prilagodavanje na posljedice klimatskih promjena.



Mišljenje strucnjaka jeste kako su klimatske promjene nepovratan proces. Zbog toga , vec u trenutku preduzimanja akcije postoje kumulativni efekti, što znaci da što se kasnije krene u preduzimanje mjera, bice potrebne drasticnije mjere. Osnovno nacelo prihvaceno u medunarodnom odgovoru na klimatske promjene je preventivno djelovanje, što znaci da eventualne nesigurnosti u prognoziranju rizika ne bi smjele biti razlog za cekanje.

Tekstom Konvencije uspostavljeno je i vrhovno tijelo same Konvencije, pod nazivom Konferencija Potpisnica (Conference of Parties). Konferencija Potpisnica zadužena je za sve aspekte sprovodenja Konvencije, uz stalan nadzor nad svim mjerama koje se u tu svrhu sprovode. Konvencijom je predvidena i mogucnost da Konferencija Potpisnica donosi dodatne protokole na Konvenciju, kojima tada mogu pristupati Potpisnice Konvencije.

10.2. PROTOKOL IZ KYOTA – OPŠTE KARAKTERISTIKE Kyoto protokol iz 1997. godine nastavak je nastojanja UN-a da zemljama potpisnicama Okvirne konvencije o klimatskim promjenama nametne cvršce obaveze u smanjenju uticaja na globalnu klimu. Tim dokumentom se „zemlje Priloga 1“ Konvencije obavezuju na konkretna smanjenja prosjecnih godišnjih emisija u petogodišnjem periodu od 2008.-2012. godine (tzv. prvi obavezujuci period), u odnosu na referentnu godinu. Ukupno predvideno smanjenje iznosi 5% u odnosu na 1990. godinu. U Prilogu B protokola navedeni su tacno dopušteni iznosi emisija za razvijene zemlje, u obliku postotne promjene u odnosu na referentnu godinu. Tabela br. 19 sadrži tacne iznose emisionih limita u obliku postotnog smanjenja (ili eventualno povecanja) u odnosu na referentnu godinu.

Tabela br. 19: Ciljana promjena emisija staklenickih plinova u odnosu na referentnu godinu Austrija -13 Island 10 Belgija -7,5 Lihtenštajn -8

Ceška Republika* -8 Monako -8

Danska -21 Norveška 1

Estonija* -8 Švajcarska -8 Finska 0 Bugarska* -8

Francuska 0 Hrvatska* -5

Grcka +25 Rumunija* -8

Irska +13 Ruska federacija* 0 Italija -6,5 Ukrajina* 0

Latvija* -8 Australija +8

Litva* -8 Japan -6

Luksemburg -28 Kanada -6 Madarska* -6 Novi Zeland 0

Holandija -6 SAD -7 Njemacka -21

Poljska* -6 Portugal +27

Slovacka* -8

Slovenija* -8

Španija +15 Švedska +4

Velika Britanija -12,5

Ukupno EU -8

* oznacava zemlju s ekonomijom u tranziciji



Tekstom Kyoto protokola predvideno je da ce njegove odredbe postati obavezujuce 90 dana nakon što se ostvare dva uslova:

Ø Protokol mora ratifikovati barem 55 potpisnica Konvencije UN-a,

Ø Medu zemljama koje su ratifikovale protokol moraju da se nalaze države Priloga 1, koje su u 1990. godini bile odgovorne za barem 55 posto emisija ugljen-dioksida svih „zemalja Priloga 1“.

Prvi uslov je ispunjen vec sredinom 2002. godine, ali drugi uslov nije bio ispunjen sve do kraja 2004. godine. Naime, do kraja 2002. godine protokol su ratificirali Evropska unija, gotovo sve zemlje srednje i istocne Evrope, Japan i Kanada, cime je dostignut ukupni udio u emisijama iz 1990. od 44 posto. S druge strane, ratifikaciji su se otvoreno usprotivile Sjedinjene Americke Države, kao najveci izvor emisija CO2 (36% u 1990.), i Australija, smatrajuci protokol prijetnjom svom privrednom razvoju. Pri takvom rasporedu odnosa, uspjeh Kyoto protokola za visio je od odluke Ruske Federacije (s udjelom od oko 17 posto). Konacno, 18. novembra 2004. u ruskoj je Dumi ratifikovan Kyoto protokol, cime je definisan i datum njegovog stupanja na snagu: 16. februara 2005. godine.

10.2.1. Položaj Crne Gore u kontekstu Konvencije i Kyoto protokola

Strane koje mogu pristupiti Konvenciji su zemlje clanice Ujedinjenih nacija. Buduci da je Crna Gora trenutno sastavni dio državne zajednice Srbije i Crne Gore, njen položaj je u smislu Konvencije o klimatskim promjenama i Kyoto protokola, zapravo definisan položajem državne zajednice. Državna zajednica Srbija i Crna Gora , pod tadašnjim imenom Savezna Republika Jugoslavija, pristupila je Konvenciji o promjeni klime 12. marta 2001. Konvencija je za Srbiju i Crnu Goru stupila na snagu 90 dana kasnije, tj. 10. juna 2001. godine.

S druge strane, Srbija i Crna Gora za sada nije potpisala ni ratifikova la Kyoto protokol, iako iz njega za samu državu ne bi proizišle nikakve konkretne obaveze u smislu smanjenja emisija staklenickih plinova, buduci da se ne nalazi na popisu zemalja Priloga B protokola.

Prema clanu 4. Konvencije, obaveze zemalja potpisnica van Priloga 1 Konvencije (u nacelu zemalja u razvoju) sastoje se od:

Ø periodicnog izvještavanja Konferencije Potpisnica o nacionalnim katastrima emisija iz izvora i apsorpcije u ponorima staklenickih plinova, prema metodologiji koju utvrduje Konferencija Potpisnica,

Ø formulisanja i sprovodenja nacionalnih programa mjera za ublažavanje klimatskih promjena,

Ø saradnje u razvoju i prenosu tehnologija za kontrolu ili smanjenje emisija staklenickih plinova ,

Ø promovisanja održivog upravljanja i ocuvanja apsorbera staklenickih plinova (šume, biomasa itd.),

Ø saradnje u pripremi za adaptaciju na posljedice klimatskih promjena (poplave, suše i sl.),

Ø ukljucivanja klimatskih promjena u relevantne elemente socijalne, ekonomske i ekološke politike ,

Ø promovisanja i saradnje u podrucju naucnih, tehnickih, socioekonomskih i drugih istraživanja, sistemskog posmatranja i formiranja baza podataka koje su vezane za klimatski sistem,

Ø promovisanja i saradnje u otvorenoj razmjeni relevantnih naucnih, tehnickih, socioekonomskih i pravnih informacija, koje su vezane za klimatske promjene,



Ø promovisanja i saradnje u obrazovanju, obuci i jacanju javne svijesti o klimatskim promjenama.

Obaveze za zemlje van Priloga 1 prema tekstu Kyoto protokola, prakticki su samo potvrdene obaveze definisane tekstom Konvencije. Drugim rijecima, Kyoto protokol ne namece nove obaveze zemljama u razvoju u pogledu njihove politike prema klimatskim promjenama.

Konvencija konkretno propisuje i obavezu podnošenja izvještaja za svaku potpisnicu van Priloga 1, koja treba da sadrži nacionalni katastar emisija i apsorpcija prema izvorima, odnosno ponorima staklenickih plinova, i opšti opis koraka koji su preduzeti ili se namjeravaju preduzeti radi sprovodenja Konvencije. Rok za podnošenje prvog takvog izvještaja za zemlje van Priloga 1, je tri godine od stupanja na snagu Konvencije za tu zemlju, ili tri godine od raspoloživosti finansijskih sredstava za to. Naime, Konvencija predvida da dodatna sredstva potrebna za izvršavanje obaveza zemalja u razvoju iz Konvencije (podnošenje nacionalnih izvještaja i sl.), trebaju da osiguraju razvijene zemlje.

Zakljucno s 21. julom 2005. godine, Tajništvo Konvencije primilo je 125 nacionalnih izvještaja zemalja van Priloga 1. Medu njima za sada nema izvještaja Srbije i Crne Gore. Za potrebe izrade nacionalnih izvještaja zemalja van Priloga 1, osigurana su odredena finansijska sredstva u okviru GEF fonda (Global Environment Facility), a Tajništvo Konvencije izradilo je i prirucnik, odnosno smjernice za izradu samog izvještaja.

10.2.2. Finansijski mehanizam u okviru Konvencije i Kyoto Protokola

Clanom 11. Konvencije definisan je tzv. finansijski mehanizam, cija je funkcija pružanje finansijske podrške, na osnovu donacija ili koncesija, projektima usmjerenim ka ublažavanju klimatskih promjena i njihovih posljedica. Upravljanje finansijskim mehanizmom i pripadnim sredstvima povjereno je GEF-u, tijelu UN-a zaduženom za finansiranje projekata zaštite okoline u zemljama u razvoju i u tranziciji.

Klimatske promjene su, prema broju finansiranih projekata, druga najvažnija djelatnost GEF-a (nakon biološke razlicitosti). U periodu od 1991. do 2004.godine. GEF je dodijelio 1,74 milijarde dolara projektima i aktivnostima koji su vezani za klimatske promjene, i još 9,29 milijardi kroz sufinansiranje. Konferencija Potpisnica definiše GEF-u smjernice za djelovanje i kriterijume za odobrenje projekata. Projekti GEF -a vezani za klimatske promjene obuhvataju podrucja ublažavanja klimatskih promjena (u podrucjima obnovljivih izvora energije, energetske efikasnosti i održivog transporta), kao i projekte adaptacije, koji imaju za cilj povecavanje otpornosti na nepovoljne posljedice klimatskih promjena kod ranjivijih zemalja, regija i zajednica.

Godišnje GEF dodijeli oko 250 miliona USD-a u funkciji finansijskog mehanizma Konvencije o klimatskim promjenama, a najavljuje se da bi taj iznos mogao biti i povecan. GEF u tom smislu upravlja sa cetiri fonda:

Ø GEF Trust Fund – glavn i finansijski kanal kroz koji se finansiraju projekti ublažavanja klimatskih promjena;

Ø Special Climate Change Fund – posebni fond za klimatske promjene, kojim se finansiraju projekti vezani za adaptaciju na klimatske promjene, transfer tehnologije i jacanje kapaciteta;

Ø Least Developed Countries Fund – fond za najmanje razvijene zemlje, koji podupire najsiromašnije zemlje u izradi planova adaptacije na klimatske promjene;

Ø Adaptation Fund – adaptacijski fond u okviru Kyoto protokola (koji je zaživio sa stupan jem na snagu protokola), a namijenjen je finansiranju sprovodenja konkretnih projekata i programa adaptacije na klimatske promjene.



Jedna od aktivnosti koju GEF finansira je i izrada nacionalnih izvještaja o klimatskim promjenama za zemlje van Priloga 1 Konvencije, i to u saradnji s ekspertnom grupom konsultanata koja je u tu svrhu formirana u okviru Konvencije (CGE).

Osim GEF-a, finansiranje projekata usmjerenih na ublažavanje klimatskih promjena i njihovih posljedica, odvija se i kroz brojne bilateralne, regionalne i multilateralne kanale (fondovi, razvojne banke, agencije za medunarodnu saradnju i sl.).

10.3. FLEKSIBILNI MEHANIZMI KYOTO PROTOKOLA Jedna od bitnih novosti koje je donio Kyoto protokol svakako su tzv. fleksibilni mehanizmi. Njihova svrha je snižavanje troškova smanjenja emisija, odnosno troškova njihovog zadržavanja unutar propisanih granica. Kroz fleksibilne mehanizme potpisnice protokola imaju pristup isplativijim opcijama za smanjenje emisija u drugim zemljama. Dok troškovi ogranicavanja emisija izrazito variraju od regije do regije, koristi za atmosferu usljed smanjenja su jednaki, bez obzira na mjesto djelovanja.

Sporazumima iz Marrakesha (2001.) zahtijeva se da vecina aktivnosti zemalja Priloga 1 u smanjenju emisija treba da proistekne iz domacih aktivnosti. Na taj nacin, može se ocekivati postupno smanjenje razlike u emisijama po glavi stanovnika , izmedu razvijenih ze malja i zemalja u razvoju. Uslovi da bi odredena zemlja Priloga 1 mogla ucestvovati u fleksibilnim mehanizmima su:

Ø ratifikacija Kyoto protokola,

Ø izracunata dodijeljena kvota emisija (u tonama ekvivalentnog CO2),

Ø uspostavljen nacionalni sistem za procjenu emisija i apsorpcije staklenickih plinova na svojoj teritoriji,

Ø uspostavljen nacionalni registar radi bilježenja i pracenja jedinica smanjenja emisija,

Ø godišnje izvještavanje Tajništva UNFCCC o emisijama i apsorpciji staklenickih plinova.

Sporazumi iz Marrakesha dopuštaju fabrikama, nevladinim organizacijama i drugim subjektima, ucestvovanje u tri fleksibilna mehanizma, za što su nad ležne njihove lokalne vlade.

Sva tri mehanizma Kyoto protokola zasnivaju se na sistemu evidencije emisionih kvota. U tom sistemu svakoj zemlji Priloga 1 dodijeljen je ciljani iznos emisija za prvi obavezujuci period (2008.-2012.), koji se za potrebe evidencije dijeli na tzv. jedinice dodijeljenog iznosa – AAU (Assigned Amount Units), od kojih svaka predstavlja emisiju jedne tone ekvivalentnog CO2. Ovi dodijeljeni iznosi, zajedno s jedinicama koje proizilaze iz fleksibilnih mehanizama, predstavljaju osnovu za obracun ukupnih emisija pojedine zemlje, u što se ubrajaju i jedinice proistekle iz aktivnosti preduzetih u drugim zemljama.

Tri fleksibilna mehanizma u okviru Kyoto protokola su:

1. Joint Implementation (JI) – Zajednicko sprovodenje. Definisana je clanom 6. protokola, i omogucava realizovanje projekata kojima se smanjuju emisije, ili apsorbuje ugalj iz atmosfere, u drugim zemljama Priloga 1, za što u zamjenu dobijaju tzv. jedinice smanjenja emisije – ERU (Emission Reduction Units).

2. Clean Development Mechanism (CDM) – Mehanizam cistog razvoja. Definisan je clanom 12. protokola, i omogucava zemljama Priloga 1 realizovanje projekata kojima se smanjuju emisije, ili povecava apsorpcija uglja (npr. pošumljavanje) u zemljama van Priloga 1, u zamjenu za sertifikate smanjenja emisije – CER (Certified Emission Reductions), cime se doticnoj zemlji pomaže u ostvarivanju održivog razvoja, što doprinosi krajnjem cilju Konvencije.



3. Emission Trading (ET) – Trgovanje emisijama. Definisano je clanom 17. protokola, i omogucava zemljama Priloga 1 sticanje (kupovinu) emisionih jedinica od drugih zemalja Priloga 1. Te jedinice mogu biti u obliku AAU, ERU, CER ili nekom drugom.

Svaka od gore navedenih jedinica jednaka je jednoj metrickoj toni ekvivalentnog CO2.

10.3.1. Projekti zajednickog sprovodenja

Projekti zajednickog sprovodenja, definisani clanom 6. protokola, omogucavaju zemljama Priloga 1 realizovanje projekata kojima se smanjuju emisije u drugim zemljama Priloga 1, u zamjenu za ERU jedinice smanjenja emisije, koje se tada mogu koristiti za dostizanje ciljanog stepena emisija.

Tipicni JI projekat je, na primjer, zamjena termoelektrane na ugalj efikasnijom kogeneracionom elektranom. Ocekuje se kako ce se vecina JI projekata realizovati u zemljama Priloga 1 s ekonomijom u tranziciji, buduci da tamo postoji najveci potencijal za smanjenje emisija na ekonomican nacin. U svrhu smanjenja svoje emisione kvote, države ne mogu graditi nuklearne elektrane.

JI projekti moraju imati odobrenje svih ukljucenih strana, i moraju rezultirati dodatnim smanjenjima emisija staklenickih plinova u odnosu na smanjenja koja bi se dogodila bez realizacije projekta.

10.3.2. Trgovanje emisijama

Trgovanje emisijama, prema clanu 17. Kyoto protokola, omogucava zemljama Priloga 1 sticanje emisionih jedinica od drugih zemalja Priloga 1, i korišcenje istih za zadržavanje sopstvenih emisija unutar granica koje su definisane Kyoto protokolom. Na taj nacin su tim zemljama postale dostupne ekonomicnije opcije za smanjenje emisija u drugim zemljama, cime se smanjuje ukupni trošak smanjenja emisija na globalnom nivou.

U takvoj trgovini mogu da ucestvuju samo potpisnice Kyoto protokola iz Priloga 1, cija su ogranicenja emisija i pripadne obaveze smanjenja navedene u Prilogu B protokola. Zato te zemlje imaju mogucnost da prenesu nekoj drugoj zemlji neiskorišteni dio svoje emisione kvote.

Jedinice koje mogu da se prenose trgovanjem u smislu clana 17., jednake su jednoj metrickoj toni ekvivalentnog ugljendioksida, i mogu biti u obliku:

Ø Jedinica dodijeljenog iznosa (AAU), na osnovu emisione kvote dodijeljene pojedinoj zemlji, prema clanovima 3.7. i 3.8. protokola,

Ø Apsorpcionih jedinica (RMU), ostvarenih na osnovu prenamjene zemljišta ili pošumljavanja, prema clanovima 3.3. i 3.4. protokola,

Ø Jedinica smanjenja emisije (ERU), nastalih realizacijom projekta zajednickog sprovodenja (JI) u smislu clana 6. protokola,

Ø Sertifikata smanjenja emisije (CER), proizašlih iz projektnih aktivnosti u sklopu mehanizma cistog razvoja (CDM), prema clanu 12. protokola.

Svi prenosi i kupovine emisionih jedinica moraju da se bilježe kroz nacionalne registracione sisteme svake od zemalja Priloga 1. Potpisnice protokola mogu da ovlaste i pravne osobe (fabrike, nevladine organizacije ili druge subjekte) da ucestvuju, na svoju odgovornost, u trgovanju emisijama u smislu clana 17. Svaki takav subjekt tada postaje zasebna stavka u nacionalnom sistemu registracije.



10.3.3. Mehanizam cistog razvoja

Mehanizam cistog razvoja definisan je clanom 12. protokola, i omogucava zemljama Priloga 1 implementaciju projektnih aktivnosti usmjerenih ka smanjenju emisija staklenickih plinova u zemljama van Priloga 1. U zamjenu za to, dobijaju sertifikate smanjenja emisije (CER) ostvarene realizacijom doticnog projekta. Tako pribavljene CER jedinice zemlje Priloga 1 mogu koristiti kao jedan od nacina da svedu svoje emisije u okviru zadatih granica. U clanu 12. navedeno je kako takvi projekti trebaju da doprinesu održivom razvoju zemlje domacina, doprinoseci na taj nacin i glavnom cilju Konvencije.

Trenutni modaliteti i procedure mehanizma cistog razvoja, usmjereni su na aktivnosti koje smanjuju emisije. CDM projekat može, na primjer, da ukljucuje projekat ruralne elektrifikacije upotrebom solarnih panela, ili instalaciju efikasnijih bojlera. Kao i u slucaju JI projekata, zemlje Priloga 1 nece se upuštati u izgradnju nuklearnih elektrana u zemljama van Priloga 1, u svrhu ostvarenja CER jedinica.

Od CDM projekata ocekuje se da podstaknu investiranje u zemlje u razvoju, posebno od strane privatnog sektora, kao i da promovišu transfer tehnologija neškodljivih za okolinu u tom smjeru. Pritom je prenos tehnologije odvojen od prenosa finansijskih sredstava u okviru Konvencije i Kyoto protokola.

CDM projektne aktivnosti trebaju da imaju osiguranu podršku svih Potpisnica ukljucenih u projekat. Rezultat CDM projekta mora biti smanjenje emisija ispod nivoa, koji bi bio ostvaren bez realizacije doticnog projekta (tzv. business-as-usual scenario). Nadzor nad realizacijom CDM projekata vrši Izvršni odbor za CDM, koji je odgovoran Konferenciji Potpisnica.

U posljednje vrijeme nastoje se definisati modaliteti kojim bi u CDM mehanizme bili ukljuceni i projekti, kao što je npr. pošumljavanje, kojim se povecava kapacitet apsorbera CO2. O detaljima vezanim za kriterijume odobravanja takvih projekata još se pregovara.

10.4. SISTEM TRGOVANJA EMISIJAMA U EU U sklopu svojih nastojanja da smanji emisije staklenickih plinova, Evropska unija je razvila najveci sistem trgovanja emisijama ugljendioksida na nivou kompanija u svijetu, što je veliki pomak u primjeni ovog fleksibilnog mehanizma Kyoto protokola u svjetskim razmjerima. Sistem pod nazivom EU Emission Trading Scheme (EU ETS) zapoceo je sa funkcionisanjem 1. januara 2005. za 25 zemalja clanica EU. U okviru ETS-a kompanije, kojima su pocetno dodijeljene odredene emisione kvote, imaju mogucnost korištenja i emisionih kredita koji proizilaze iz projekata vezanih za Kyoto protokol (JI i CDM projekti), kako bi uspjele zadovoljiti svoje obaveze u okviru šeme. Na taj nacin, sistem ne samo da podstice kompanije na ekonomicna rješenja za smanjenje emisija unutar EU, vec i na ulaganja u projekte smanjenja emisija u drugim državama, posebno zemljama u razvoju. Sistem ETS otvoren je za saradnju sa slicnim kompatibilnim šemama s drugim potpisnicama Kyoto protokola.

Sistem trgovanja emisijama u pocetku je usmjeren na velika industrijska postrojenja (n jih preko 12 000), koja emituju gotovo polovinu ukupnih emisija CO2 u EU. Svako takvo postrojenje imace u pocetku dodijeljenu odredenu emisionu kvotu, koja se odreduje u okviru Nacionalnog alokacijskog plana za svaku zemlju clanicu. Nacelo sistema je da se cijena emitovanja jedinice CO2 odred i na slobodnom tržištu. Emisione jedinice CO 2 kroz ogranicenja nametnuta kompanijama postaju oskudan resurs, za koji ce se cijena na slobodnom tržištu formirati djelovanjem mehanizama ponude i potražnje. Razvojem tržišta ocekuje se i pojava raznih subjekata koji su uvijek prisutni kod berzovnog trgovanja – brokeri, špekulatori, fondovi i sl.



„Roba“ kojom se trguje u ETS sistemu zapravo su EU emisione jedinice (EUA), koje predstavljaju pravo na emitovanje jedne tone CO 2. Svako postrojenje u okviru šeme trgovanja emisijama dobija odredeni broj takvih jedinica, cime je odredena kolicina CO2 koju mogu emitovati. Ako doticno postrojenje ili fabrika emituje manje od te kolicine, viškom može slobodno da trguje na novonastalom tržištu, a ako se pokaže da je dodijeljena kolicina premala, fabrika ce morati dodatne EUA jedinice (prava na emitovanje)da nabavi na istom tom tržištu.

Prva faza rada ETS sistema obuhvatace period 2005-2007. godine , i trebala bi da omoguci svim ucesnicima sistema dovoljno vremena i prakse da se pripreme za drugu fazu, odnosno za prvi obavezujuci period prema Kyoto protokolu (2008 -2012.), tokom kojeg se na nivou EU-a želi postici smanjenje emisija od 8%. Za drugu fazu ETS-a može se ocekivati višeslojno proširenje sistema: na druge staklenicke plinove, kao i na druge sektore u kojima se javljaju emisije.

10.4.1. Potencijalne koristi za partnere izvan EU

Projekti u okviru JI i CDM mehanizama omogucuju razvijenim zemljama sa definisanim emisionim ogranicenjima, investiranje u smanjenje emisija u trece zemlje, i oduzimanje na taj nacin ostvarenih emisionih ušteda od svojih emisijskih kvota. CDM projekti mogu se realizovati u zemljama van Priloga 1 Konvencije, koje nemaju definisan emisioni limit u okviru Kyoto protokola, pa su zato od najveceg interesa za države poput Srbije i Crne Gore. Jedinice smanjenja emisije ostvarene takvim projektima , mogu se koristiti pri trgovanju emisijama jednako kao i pocetno dodijeljene jedinice emisionih kvota.

Iz gore navedenih razloga , ETS sistem pruža važan signal za investitore, i to cak tri godine prije prvog obavezujuceg perioda (2008-2012.), koji time dobijaju dodatnu sigurnost prilikom ulaganja u CDM projekte. Rezultat takvog podsticaja trebalo bi biti povecano ulaganje u takve projekte, i kao posljedica toga transfer cistih i ekoloških tehnologija u zemlje doma cine, pomažuci im na taj nacin ispunjavanje ciljeva održivog razvoja.

Kao potencijalni investitori mogu se pojaviti, s jedne strane, kompanije koje ucestvuju u ETS sistemu trgovanja emisijama, no to mogu biti i bilo koji drugi poslovni subjekti koji u tome vide svoj interes, pa cak i same zemlje clanice EU, koji tako ostvarene emisione kredite mogu koristiti u postizanju svojih nacionalnih ciljeva u pogledu smanjenja emisija. U oktobru 2004. države clanice su u svojim Nacionalnim alokacijskim planovima naznacile kako predvidaju kupovinu 500-600 miliona tona emisionih kredita u periodu od 2008-2012. Kako vecina JI i CDM projekata rezultira emisionim uštedama od 0,5 do 1 miliona tona CO2, za ostvarenje navedenih planova trebace relativno velik broj takvih projekata. S približavanjem 2008. godine potražnja za takvim projektima sve je intenzivnija.

S porastom potražnje za takvim projektima, sve je veci i interes velikih evropskih banaka za aktivnijim ucestvovanjem u finansijskom pracenju perspektivnih projekata. Na primjer, Evropska investiciona banka rezervisala je krajem 2003. sredstva u iznosu od 500 miliona EUR za finansiranje takvih projekata, njemacka KfW osnovala je u junu 2004. tzv. Carbon Fund, a i ostale vece evropske banke razmišljaju o slicnim inicijativama.

10.4.2. Uticaj EU ETS-a sistema na potražnju za CDM i JI projektima

Usvajanjem tzv. „Vezujuce direktive“ (Linking Directive) od 27. oktobra 2004. Evropska unija je omogucila subjektima u okviru svog sistema trgovanja emisijama (ETS), uvoz emisionih kredita iz CDM i JI projekata u sklopu Kyoto protokola. Korišcenje CER jedinica (iz CDM projekata) moguce je vec od 2005. godine nadalje, dok ce korišcenje ERU jedinica (iz JI projekata) biti moguce od 2008. godine (druga faza rada ETS sistema). Pritom pojedine zemlje clanice EU-a mogu odrediti i dopuštene kvote za takve emisione jedinice, tj. maksimalne kolicine CER i ERU jedinica u postotku od ukupno dodijeljene kvote.



U prvoj fazi ETS sistema (2005-2007.) nije na nivou EU-a odreden maksimalni udio uvezenih CER jedinica u pocetnoj kvoti, vec je to prepušteno samim zemljama clanicama i njihovim Nacionalnim alokacijskim planovima. Ali, s obzirom na relativno ogranicen broj takvih projekata u ovom trenutku, ko licina kupljenih CER jedinica sigurno nece biti velika u prvoj fazi. U drugoj fazi može se ocekivati odredeni zamah u ovakvim projektima, pa ce vjerovatno doci i do limitiranja njihove upotrebe u okviru ETS sistema.

U sklopu ETS sistema ne mogu se koristiti jedinice smanjenja emisije koje nastaju izgradnjom nuklearnih postrojenja, kao ni projekti tzv. „apsorbera uglja“, koji se odnose na prenamjenu zemljišta i pošumljavanje (oni ce možda uci u sistem od 2006., nakon dodatne analize, ali i u tom slucaju s ogranicenim postotkom). Emisioni krediti nastali realizacijom projekata izgradnje hidroelektrana, mogu se koristiti u ETS sistemu, uz uslov da je svaki takav projekat snage preko 20 MW realizovan u skladu sa preporukama i smjernicama Svjetske komisije za brane (World Commission on Dams).

Vecina tržišnih analiticara saglasna je da ce ovakvo povezivanje ETS sistema s CDM projektima, rezultirati znacajnim porastom potražnje takvih projekata. Pritom na odluku o investiranju uticu i još neki uzrocnici, kao što su regulatorna izvjesnost, mogucnosti kreditiranja i cijena takvih projekata. Ocjenu CDM projekata i izdavanje CER jedinica obavlja Izvršni odbor za CDM (CDM Executive Board), u skladu s unaprijed definisanom metodologijom.

Tokom prve faze rada ETS sistema, CER jedinice u nacelu imaju jednaku vrijednost za postizanje ciljanih emisija kao i EUA jedinice. Ali, za razliku od EUA jedinica, koje se ne mogu prenositi iz prvog u drugi period, CER jedinice kupljene u prvoj fazi moci ce se upotrijebiti i u drugoj. Zbog te fleksibilnosti bi vrijednost CER jedinica u prvoj fazi mogla biti još i veca, narocito ako uzmemo u obzir i mogucnost prodaje zemljama Priloga 1 van EU (Japan, Kanada itd.). U drugoj fazi rada limitiranje udjela CER i ERU jedinica bi djelovalo kao protivravnoteža, smanjujuci njihovu vrijednost zbog ogranicene upotrebljivosti.

Izvor: Platts

Slika br. 19: Kretanje cijena evropskih emisionih jedinica (EAU) u 2005. godini



U pocetku formiranja ETS sistema (prije samog pocetka rada), cijena EUA jedinice kretala se oko nivoa 7-8 EUR/t, i uglavnom je bila na relativno niskom nivou. Uzrok za to su relativno „darežljivi“ Nacionalni alokacijski planovi nekih zemalja clanica. Ali, nakon pocetnog perioda cijena je stalno rasla, sve do nivoa od gotovo 30 EUR/t pocetkom jula , da bi se tokom ljeta stabilizovala na nivou od 20-22 EUR/t (Slika br. 19). Prema nekim tumacenjima, to je djelimicno i rezultat odredenih tržišnih manipulacija, no definitivno se može utvrditi kako je trgovina emisionim dozvolama zaživjela.

Cijene CER jedinica mogu se ocekivati na približno istom nivou kao i EUA jedinice. Štoviše, s obzirom na njihovu nešto vecu fleksibilnost, i ogranicenu ponudu CER jedinica u prvoj fazi (2005-2007.), vjerovatnija je cak i odredena premija u odnosu na cijene EUA jedinica. U drugoj fazi bi zbog strože alokacije kvota i limitiranja udjela uvezenih CER jedinica, kao i zbog razvijenije ponude, moglo doci do korekcije cijene na nivou nešto ispod cijene EUA jedinica.

10.5. MOGUCNOSTI FINANSIRANJA CDM PROJEKATA Izvori finansiranja za CDM projekte, osim uobicajenih izvora kapitala i komercijalnih kredita, mogu se osigurati i iz posebnih fondova koji su za te namjene osnovani pri nekima od najvecih svjetskih razvojnih banaka. Subjekti u zemljama Priloga 1, zainteresovani za kupovinu emisionih jedinica iz CDM i JI projekata, imaju tako na raspolaganju dodatnu finasijsku podršku. Fondovi uglavnom agregiraju finansijska sredstva individualnih subjekata, pa ih koriste za finansiranje perspektivnih projekata, pri cemu vode racuna o diversifikaciji rizika u svom ulagackom portfelju.

Krajem 2003, nakon donošenja Direktive o trgovanju emisijama u EU, Evropska investiciona banka (EIB) osnovala je posebnu kreditnu liniju (Dedicated Financing Facility) za finansiranje projekata usmjerenih na smanjenje emisija staklenickih plinova, s ciljem podrške sistemu trgovanja emisija (ETS) u EU. Pritom su rezervisana sredstva u iznosu od 500 miliona EUR. Krajem 2004. aktivnosti u tom pogledu proširene su uspostavljanjem saradnje sa Svjetskom bankom (WB), kroz osnivanje Panevropskog fonda za ugalj (Pan-European Carbon Fund, PECF). Djelovanje PECF -a trebalo bi da bude komplementarno ETS sistemu, putem kupovine emisionih jedinica iz CDM i JI projekata, u kojima investitor može biti ili sama banka, ili samostalni subjekt. PECF-om zajednicki upravljaju EIB i WB.

Njemacka razvojna banka KfW osnovala je sredinom 2004. godine fond pod nazivom KfW Carbon Fund. I njegova svrha je sticanje CER i ERU jedinica iz CDM i JI projekata, kao i njihov transfer ucesnicima ETS sistema, ali i drugim zainteresovanim subjektima. Ocekuje se da ucesnici prepoznaju vrijednost pravovremene nabavke dovoljne kolicine emisionih jedinica (narocito za drugu fazu rada ETS sistema), što djeluje kao svojevrsna zaštita od rizika vezanih za buduce nivoe emisija. Fond funkcioniše tako da zainteresovani ucesnici finansijski doprinose fondu, a KfW kao rukovodilac fonda koristi sredstva za sticanje emisionih jedinica, u skladu s medunarodnim pravilima za registraciju i odobravanje projekata.

Svjetska banka (World Bank ) je na više nivoa pokrenula inicijative za podršku projektima usmjerenim ka smanjenju emisija staklenickih plinova. Najznacajniji u tom smislu je fond pod nazivom Prototype Carbon Fund, osnovan 2000. godine. Fond funkcioniše tako da prikuplja udjele pojedinih subjekata zainteresovanih za pribavljanje emision ih jedinica iz CDM i JI projekata, pa ih ulaže u kvalitetne i isplative projekte smanjenja emisija u zemljama u razvoju i zemljama u tranziciji. Na taj nacin sami subjekti nijesu izloženi tolikom riziku , kao pri samostalnim investicijama, a zauzvrat dobijaju kolicinu emisionih jedinica proporcionalnu svom udjelu u fondu. Sredstva u fondu ogranicena su na 180 miliona USD, a završetak rada fonda, kao pilot projekta, predvida se 2012. godine.

Pored toga, Svjetska banka je sa Vladama nekoliko država Evropske unije sklopila sporazume o osnivanju nacionalnih fondova za finansiranje CDM i JI projekata. Nacin



funkcionisanja tih fondova slican je kao i kod pilot-fonda Prototype Carbon Fund, a u posljednjih nekoliko godina osnovani su u Holandiji (The Netherlands CDM Facility, The Netherlands European Carbon Facility), Italiji (Italian Carbon Fund ), Španiji (Spanish Carbon Fund) i Danskoj (Danish Carbon Fund).

10.6. PREPORUKE ZA DJELOVANJE U POGLEDU KYOTO PROTOKOLA I STRATEGIJE IZGRADNJE MALIH HIDROELEKTRANA

U okviru svega navedenog u dosadašnjem tekstu, moguce je formulisati odredene preporuke i smjernice za dalje djelovanje u pogledu odnosa prema Kyoto protokolu, tj. korištenja njegovih elemenata za podsticaj izgradnji malih hidroelektrana u Crnoj Gori.

S obzirom na dosad receno, a posebno uzimajuci u obzir cinjenicu da pristupanje Kyoto protokolu ne nosi sa sobom nikakve dodatne obaveze za države van Priloga 1 (u odnosu na obaveze preuzete pristupanjem Okvirnoj konvenciji o promjeni klime), smatra se da pristupanjem Kyotu Srbija i Crna Gora ne mogu puno izgubiti, a mogu pritom ostvariti i prilicne koristi. To je, svakako, odluka koju je moguce sprovesti jedino na nivou državne zajednice Srbija i Crna Gora , buduci da pravo pristupanja Konvenciji i Kyoto protokolu imaju samo zemlje clanice UN-a. Svakako, buduci da je ovaj projekat usmjeren samo na problem malih hidroelektrana u Crnoj Gori, ovo se pitanje, prema sadašnjem stanju stvari, treba riješiti u dogovoru s relevantnim organima u Srbiji.

Takode, potrebno je pristupiti izradi Prvog nacionalnog izvještaja o klimatskim promjenama, koje ce obuhvatati i katastar emisija staklenickih plinova (GHG Inventory), kao i dugorocne projekcije istih emisija u buducnosti. Za tu svrhu je moguce u okviru finansijskog mehanizma definisanog Konvencijom zatražiti potrebnu finansijsku i strucnu pomoc (po pravilu preko GEF fonda).

Usvajanje Kyoto protokola uslov je i za odredene integracione procese, koji su trenutno u toku, ili se s njima dugorocno planira. Tako je, na primjer, pristupanje Kyoto protokolu obaveza svih clanica EU-a, buduci da je EU jedan od njegovih najsnažnijih zagovornika, a isto tako se taj uslov postavlja pred sve zemlje kandidate. O tome isto treba voditi racuna u svjetlu procesa približavanja EU, koji se u vladajucim krugovima Srbije i Crne Gore istice kao jedan od strateških ciljeva.

Drugi integracioni proces, u koji je Crna Gora ukljucena (i to kao poseban subjekt) je stvaranje Energetske zajednice u jugoistocnoj Evropi. Potpisivanje Povelje o njenom osnivanju ocekuje se to kom oktobra 2005. godine. Stvaranje Energetske za jednice nastavak je procesa integracije umreženih energetskih sistema u jugoistocnoj Evropi, koja je svoju prvobitnu artikulaciju doživjela kroz Atinske memorandume iz 2002. i 2003. godine. Cijeli proces pokrenut je na inicijativu Evropske unije, i odigrava se pod njenim pokroviteljstvom. Zamisao povelje je povezivanje država jugoistocne Evrope u energetskom smislu, tako da se kroz sprovodenje sistemskih reformi u energetskim sektorima pojedinih zemalja postigne otvaranje energetskih tržišta prema modelu definisanom direktivama Evropske unije o stvaranju zajednickog tržišta elektricne energije i plina. Osim toga, Poveljom se predvida i usvajanje evropske pravne svojine (acquis communautaire) u nekoliko podrucja, od kojih je jedno i zaštita okoline . U clanu 13. Povelje , u tom se smislu navodi kako potpisnice Povelje prepoznaju važnost Kyoto protokola, pa ce nastojati da mu pristupe. Svakako, treba ponovo istaknuti da u trenutnoj situaciji Crna Gora ne može samostalno pristupiti Kyoto protokolu, vec samo u okviru državne zajednice sa Srbijom, iako je u pogledu Povelje ona samostalna potpisnica.

Ucestvovanjem u Kyo to protokolu moguce je i ucestvovanje u CDM mehanizmu. Kao što je vec navedeno, CDM projekti obuhvataju projekte smanjenja emisija , koje subjekti iz zemalja Priloga 1 (s definisanim emisionim limitima) realizuju u zemljama van Priloga 1 (bez



definisanih ogranicenja na emisije staklenickih plinova), u svrhu smanjenja emisija. Ocigledno, u tu kategoriju definitivno spadaju i projekti izgradnje malih hidroelektrana, buduci da proizvodnja elektricne energije u takvim objektima ne uzrokuje prakticki nikakve štetne emisije u okolinu. Mogucnost da realizacijom takvog projekta pribave i odredenu kolicinu emisionih jedinica (CER), predstavlja dodatnu atraktivnost za potencijalne investitore, s mogucnošcu ostvarenja dodatne koristi od ulaganja.

Nakon stvaranja pocetnih pretpostavki za realizaciju CDM projekata, bice potrebno, u svrhu primjene CDM mehanizama na projekte izgradnje malih hidroelektrana, identifikovati i razraditi najperspektivnije projekte na nacin koji je skladan metodologiji Izvršnog odbora za CDM. To je neophodan uslov da investitor dobije sertifikovane emisione jedinice, za koje je potrebno odobrenje Izvršnog odbora. Olakšavajuca okolnost pri tome je što su procedure i metodologija za ocjenu projekata, koji prema klasifikaciji UNFCCC-a spadaju u kategoriju manjih projekata (small-scale projects), prilicno pojednostavljene. Granica za ulazak u kategoriju manjih projekata, kada je rijec o izgradnji objekata za proizvodnju elektricne energije, je 15 MW izlazne snage, što obuhvata prakticki sve projekte malih hidroelektrana u Crnoj Gori, za koje postoji projektna dokumentacija, ili barem preliminarne analize.

Kako bi se potencijalni projekti uspješnije predstavili zainteresovanim partnerima, potrebno je uspostaviti komunikaciju s potencijalnim partnerima i finansijskim institucijama koje su aktivne u tom podrucju. Neke od takvih navedene su u gornjem tekstu. Investitori u takve projekte, po svojoj prirodi, preferiraju projekte u okruženjima gdje ne postoji znatniji rizik pri ulasku u takve aktivnosti. Rizik da se nakon ulaska u realizaciju CDM projekata ne ostva re planirane emisione jedinice postoji, posebno u državama s nesredenim zakonodavnim i institucionalnim okruženjem, kakvih je medu državama van Priloga 1 prilican broj. Zato je od presudne važnosti uspostavljanje transparentnog zakonskog i institucionalnog okvira za realizaciju projekata ma lih hidroelektrana kao pozitivnog signala, ali i garancija potencijalnim investitorima, uz uklanjanje svih potencijalnih prepreka u procesu izgradnje malih hidroelektrana. Dio tih nastojanja je, uostalom, i cjelokupna strategija razvoja malih hidroelektrana u Crnoj Gori.



11. EKONOMSKO-FINANSIJSKI ASPEKTI PRIPREME PROJEKATA IZGRADNJE MALIH HIDROELEKTRANA (TASK # 11)

Cilj ovdje prikazane ekonomsko-finansijske analize je da se sagleda opravdanost i prihvatljivost ulaganja u obnovljive izvore energije , odnosno male hidroelektrane. Ovdje se posmatraju cetiri pilot projekta malih hidroelektrana, za koje vec postoji odredena dokumentacija, to su: HE Otilovici, HE Krupac, HE Slano i HE Šavnik 2. S obzirom da je raspoloživa pretprojektna dokumentacija bila na niskom stepenu obrade, rezultate spomenute analize potrebno je uzeti u obzir samo kao okvirne parametre za dalja razmatranja.

11.1. OSNOVNE PRETPOSTAVKE Uspješno upravljanje investiranjem kapitala u obnovljive izvore energije obuhvata:

Ø sastavljanje investicionih prijedloga,

Ø procjenu tokova novca za investicione prijedloge ,

Ø vrednovanje tokova novca ,

Ø odabir projekta na osnovu kriterijuma prihvatanja.

Osnovne pretpostavke na kojima se temelji finansijska i ekonomska analiza su:

Ø predvidena su ulaganja u gradevinske objekte na nivou 40%, kao i ulaganja u opremu na nivou 60% od ukupnih ulaganja ,

Ø realizacija projekta predvidena je u dvije godine s dinamikom ulaganja 50% u prvoj, i 50% u drugoj godini,

Ø predvideno je da se projekat finansira zaduženjem kod finansijskih institucija na nivou ukupnih ulaganja ,

Ø kreditni rok od 10 godina,

Ø kamatna stopa od 6% godišnje,

Ø analiza je sprovedena na konstantnoj vrijednosti € za cijeli kalkulativni period,

Ø tehno-ekonomski vijek projekta planiran je na 20 godina,

Ø otkupna cijena elektricne energije odredena je na nivou od 0,030 EUR/kWh, tj. tržišna cijena ili cijena koju bi vlasnik male hidroelektrane dobio da prodaje elektricnu energiju na slobodnom tržištu; cijena bez podsticaja (s obzirom da nije bio raspoloživ podatak o nivou proizvodne cijene ni tržišne cijene u malim HE u Crnoj Gori, ovaj iznos pretpostavljen je na osnovu definisanja otkupne cijene za obnovljive izvore energije u Hrvatskoj na nivou 0,033 EUR/kWh, a za potrebe izrade podzakonskih akata za obnovljive izvore energije u Hrvatskoj),

Ø kao granicna stopa akumulativnosti uzeta je stopa od 8%,

Ø koeficijent neto sadašnje vrijednosti 1,

Ø indeks profitabilnosti 1.

Ostale pretpostavke na kojima se zasniva ekonomsko-finansijska analiza navedene su u Tabela br. 20.



Tabela br. 20: Moguca godišnja proizvodnja elektricne energije Male hidroelektrane

HE Otilovici HE Krupac HE Slano HE Šavnik 2 Nominalna snaga turbine Proizvodnja elektricne energije

2 961 kW 11,52 GWh

800 kW 2,95 GWh

4 690 kW 11,60 GWh

280 kW 1,65 GWh

11.2. PROCJENA NOVCANIH IZDATAKA Novcani izdaci ukljucuju investicije, troškove pogona i održavanja, kao i ostale izdatke koji se odnose na proizvodnju elektricne energije u malim hidroelektranama, odnosno sve izdatke koji smanjuju ekonomski i finansijski potencijal projekta.

11.2.1. Procjena investicija u okviru pilot projekata

Osnovna struktura ekonomsko-finansijske analize investicionih projekata, u pripremi izgradnje i opremanja malih hidroelektrana, podrazumijeva izradu informacione osnove koju izmedu ostalog, cine investicije u materijalnu imovinu. Zato je odluka o investiranju najvažnija odluka prilikom stvaranja vrijednosti. Ona odreduje ukupni iznos efektivne imovine fabrike, strukturu te imovine, karakter poslovnog rizika, njenu likvidnost i profite od poslovanja.

U finansijskom smislu, investicije u dugotrajnu materijalnu imovinu dvostruko djeluju na projekat malih hidroelektrana. S jedne strane , to je osnovni investicioni trošak, a s druge strane, to su stalni troškovi, cija je osnovna karakteristika u tome što nastaju realizacijom projekta, dakle, vec prije samog pocetka proizvodnje, i ne za vise od kolicine proizvedene elektricne energije.

U nastavku se daje pregled ukupnih ulaganja i strukture ulaganja u tri male hidroelektrane.

Tabela br. 21: Ulaganja u izgradnju i opremanje malih hidroelektrana (€) Struktura ulaganja Male hidroelektrane

HE Otilovici HE Krupac HE Slano HE Šavnik 2 Gradevinski radovi Oprema

932 800 1 399 200

754 400 1 131 600

2 356 400 3 534 600

193.495 290.243

Ukupno 2 332 000 1 886 000 5 891 000 483.738 * S obzirom da je brana Otilovici izgradena za potrebe TE Pljevlja, pretpostavlja se da njena vrijednost ne uvecava efektivnu imovinu male hidroelektrane, kao ni njene finansijske ob aveze, a ni troškove pogona i održavanja

11.2.2. Troškovi pogona i održavanja

Zadatak ovog dijela finansijske obrade informacija je u investicionom projektu da se na osnovu proracuna troškova pogona i održavanja, pripremi važan dio za kasniju ocjenu efikasnosti investicionog projekta. Pri tome je važno da se uzmu u obzir sve relevantne informacije, kao što su: pojedinacni normativi inputa; ukupne kolicine pojedinih inputa; jedinicne cijene inputa; nabavna vrijednost materijalne imovine; br.oj i kvalifikaciona struktura djelatnika, kao i visina bruto plate.

Da bi materijalna imovina u svom vijeku trajanja zadržala svojstva upotrebljivosti i korisnosti u procesu proizvodnje elektricne energije, potrebno je obavljati redovna održavanja i njegu sredstava, i u utvrdenim vremenskim razmacima obavljati odgovarajuce vece popravke. Dakle, tekuce i investiciono održavanje cuva sposobnost gradevine i opreme za upotrebu. Zato su troškovi održavanja i zaštite utvrdeni i proracunati na osnovu nabavne vrijednosti materijalne imovine (gradevina poslovnog objekta, oprema) i standarda koji iznosi 1%.



Projekcija nivoa ostalih materijalnih troškova, utemeljena je na planiranom obuhvatanju proizvodnje elektricne energije, i objektiviziranom jedinicnom nivou ostalih materijalnih troškova.

Ostali nematerijalni troškovi poslovanja ukljucuju: nadoknadu za korišcenje voda, premije osiguranja, bankovne usluge i troškove platnog prometa, doprinose, clanarine i druga davanja (vlasnickoj komori i ostalo).

Troškovi osob lja obuhvataju: neto plate i nadoknade; troškove poreza i prireza iz plata; troškove penzionog osiguranja zaposlenih; troškove socijalnog osiguranja zaposlenih i ostale troškove zaposlenih.

Troškovi osoblja utvrdeni su i proracunati na osnovu standardizovanog broja djelatnika (1) i standardizovanog godišnjeg iznosa bruto plate od 12 000 € po zaposlenom djelatniku.

11.2.3. Amortizacija

Sredstva koja se amortizuju cine znatan dio imovine male hidroelektrane. Zato amortizacija, kao glavni reprezentant stalnih troškova u poslovanju, ima veliki uticaj u utvrdivanju i prezentovanju finansijskog položaja i rezultata poslovanja elektrane.

U finansijskom modeliranju, amortizacion i iznos, koji se kao amortizacija priznaje u porezni rashod, utvrden je linearnom metodom otpisivanja materijalne imovine na bazi procijenjenog vijeka trajanja, odnosno vijeka korisne upotrebe sredstava (30 godina za gradevinske objekte i 20 godina za opremu).

11.2.4. Rashodi finansiranja

Drugi korak u finansijskoj analizi investicionog projekta jeste odabir izvora finansiranja investicija. Sam postupak je važan, ne samo zbog neophodnosti zatvaranja finansijske konstrukcije, vec i zbog obracuna finansijskih obaveza koje iz njih proisticu.

U tom smislu, pri planiranju investicionog projekta mora se voditi racuna o:

Ø strukturi i dinamici korištenja izvora finansiranja,

Ø uslovima korištenja izvora finansiranja.

Inace, finansijska konstrukcija je u principu odredena ako su poznati:

Ø cijena izvora sredstava,

Ø raspoloživost izvora sredstava,

Ø ocekivana rentabilnost ulaganja.

Od navedenih uzrocnika koji uticu na izbor izvora finansiranja, cijena izvora oznacava kritican parametar. Za ove investicione projekte predvideno je finansiranje iz tudih izvora sredstava. Dakle, cijena kapitala, kao element proracuna prodajne cijene elektricne energije, proracunata je prema pretpostavljenim uslovima:

Ø kreditnom roku od 10 godina,

Ø kamatnoj stopi od 6% godišnje,

Ø otplati glavnice koja se sprovodi u jednakim polugodišnjim periodima .

11.2.5. Porez na dobitak

U finansijskom sistemu koji je na snazi u Republici Crnog Gori, a koji je izgraden na osnovama zakona i propisima donesenim na osnovama zakona, prihod koji država ubira s



naslova poreza na dobit, obracunava se i uplacuje po stopi od 15% na dobit do 100 000 €, odnosno 15 000 € plus 20% na iznos dobiti preko 100 000 € (utvrdena osnovica poreza).

11.3. CIJENA PROIZVODNJE E LEKTRICNE ENERGIJE Polazeci od principa da se cijena elektricne energije mora zasnivati na rashodima, dakle svakom bespovratnom trošenju materijalnih i nematerijalnih dobara, postavlja se pitanje: Kojim rashodima cijena elektricne energije mora odgovarati? Uz pretpostavku da je na ovo pitanje dat odgovor prihvatanjem osnovnih ulaznih parametara i ostalih ekonomskih osnova za proracun cijene elektricne energije, ovdje su iskazane cijene proizvodnje elektricne energije malih hidroelektrana, koje pokazuju godišnje rashode po jedinici proizvedene elektricne energije za 20 godina rada.

Tabela br. 22: Cijena proizvodnje elektricne energije ( €cents/kWh) Elektrana Godina vijeka trajanja projekta 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11-20 HE Otilovici HE Krupac HE Slano HE Šavnik 2

3,81 12,10 9,38 2,50

3,69 11,70 9,06 5,94

3,56 11,30 8,74 5,76

3,43 10,90 8,42 5,59

3,31 10,50 8,11 5,41

3,18 10,10 7,79 5,23

3,05 9,70 7,47 5,05

2,93 9,30 7,15 4,87

2,80 8,89 6,83 4,70

2,67 8,49 6,51 4,52

1,36 4,35 3,22 2,50

11.4. PROCJENA NOVCANIH DOBITAKA Novcani dobici su sve koristi koje ocekujemo od projekta, odnosno sve koristi koje povecavaju ekonomski i finansijski potencijal projekta. Novcani dobici se sastoje od dvije osnovne stavke:

Ø prihoda iz redovnog poslovanja ,

Ø ostatka vrijednosti projekta.

11.4.1. Prihod od prodaje elektricne energije

Prodajom elektricne energije nastaje poslovni dogadaj koji povecava finansijski i ekonomski potencijal projekta. Projekcije prodaje elektricne energije zasnivaju se na:

Ø referentnom scenariju obuhvatanja proizvodnje elektricne energije (Tabela br. 20),

Ø referentnoj otkupnoj cijeni elektricne energije od 0,03 €/kWh.

11.4.2. Ostatak vrijednosti projekta

Ostatak vrijednosti projekta se pojavljuje u posljednjoj godini vijeka projekta, a ukljucuje:

Ø ostatak vrijednosti materijalne imovine,

Ø ostatak vrijednosti obrtnih sredstava.

11.5. OCJENA INVESTICIONOG PROJEKTA – REFERENTNI SCENARIO

Efikasnost investicionog projekta zavisi od ucinaka projekta koji se pojavljuju na tržištu, a koji uticu na ekonomski i finansijski potencijal investitora. Ekonomska ocjena projekta ukljucuje ocjenu rentabilnosti na nivou projekta, tj. doprinos projekta stvaranju akumulacije , odnosno ucinak projekta na materijalnu osnovicu vlasnickog subjekta. Ocjena finansijskog potencijala projekta podrazumijeva ocjenu likvidnosti projekta.



Procjenom tokova novca dobijene su relevantne informacije, koje su potrebne za donošenje ocjene o prihvatljivosti pojedinog projekta izgradnje i opremanja male hidroelektrane.

11.5.1. Ocjena likvidnosti projekta

Finansijski potencijal je neophodan preduslov efikasnog investiranja i kasnijeg poslovanja, pa ga zato treba analizirati. Finansijski potencijal u osnovi predstavlja sva raspoloživa sredstva placanja u vijeku trajanja projekta. Dakle, ocjena finansijskog potencijala projekta, podrazumijeva ocjenu likvidnosti i finansijsku uspješnost projekta, a izvor informacija za tu ocjenu cine poslovni dogadaji koji uticu na kretanje finansijskog potencijala projekta (raspoloživa sredstva placanja u vijeku trajanja projekta, dospjele finansijske obaveze).

Suština ocjene likvidnosti (finansijska ocjena za investitora) je u procjeni sposobnosti investicionog projekta da u svakom trenutku podmiri svoje dospjele finansijske obaveze, kada se uzme u obzir cijeli vijek projekta.

HE Otilovici

Uz investiciju od 2,332 miliona €, finansiranje investicija iz tudih izvora sredstava, predvideni tok proizvodnje elektricne energije od 11,52 GWh, otkupnu cijenu elektricne energije od 0,03 €/kWh, kao i vijek trajanja projekta od 20 godina, projekat je nelikvidan od prve do devete godine, dakle u periodu predvidenog roka vracanja kredita. Iako projekat iskazuje nedostatak sredstava za pokrice dospjelih obaveza u spomenutom periodu, apsolutni iznos pozitivnog toka novca u vijeku trajanja projekta je dovoljan za postiza nje likvidnosti i u tom periodu, tako da se može govoriti o pozitivnim neto tokovima novca u finansijskom toku, kao djelovima ciste novcane akumulacije. Od svih uzrocnika koji uticu na likvidnost projekta, narocito u prvim godinama pogona, izbor izvora finansiranja, cijena izvora i rok vracanja, oznacavaju kriticne parametre.

HE Krupac

Uz investiciju od 1,886 miliona €, finansiranje investicija iz tudih izvora sredstava, predvideni tok proizvodnje elektricne energije od 2,95 GWh, otkupnu cijenu elektricne energije od 0,03 €/kWh, i vijek trajanja projekta od 20 godina , projekat je nelikvidan od prve do desete godine, dakle u periodu predvidenog roka vracanja kredita. Projekat ne zadovoljava postavljeni minimalni kriterijum likvidnosti. Minimalni kriterijum likvidnosti ostvaruje se tek uz trostruko povecanje vrijednosti output projekta, drugacije nego što je iskazano u referentnom slucaju. Dakle, osnovne sposobnosti podmirivanja dospjelih obaveza projekta, na ovim pretpostavkama su nerealne, iz cega proizilazi i ocjena da je ovaj projekat nelikvidan, odnosno da s aspekta likvidnosti projekat nece biti prihvacen.

HE Slano

Uz investiciju od 5,891 miliona €, finansiranje investicija iz tudih izvora sredstava, predvideni tok proizvodnje elektricne energije od 11,6 GWh, otkupnu cijenu elektricne energije od 0,03 €/kWh, i vijek trajanja projekta od 20 godina, projekat je nelikvidan od prve do desete godine, dakle u periodu predvidenog roka vracanja kredita. Projekat ne zadovoljava postavljeni minimalni kriterijum likvidnosti. Minimalni kriterijum likvidnosti ostvaruje se tek uz dvostru ko povecanje vrijednosti output projekta, drugacije nego što je iskazano u referentnom slucaju. Dakle, osnovne sposobnosti podmirivanja dospjelih obaveza projekta na ovim pretpostavkama su nerealne, iz cega proizilazi i ocjena da je ovaj projekat nelikvidan, odnosno da s aspekta likvidnosti projekat nece biti prihvacen.



HE Šavnik 2

Uz investiciju od 0,484 miliona €, finansiranje investicija iz tudih izvora sredstava, predvideni tok proizvodnje elektricne energije od 1,65 GWh, otkupnu cijenu elektricne energije od 0,03 €/kWh, i vijek trajanja projekta od 20 godina , projekat je nelikvidan od prve do desete godine, dakle u periodu predvidenog roka vracan ja kredita. Projekat ne zadovoljava postavljeni minimalni kriterijum likvidnosti. Od svih uzrocnika koji uticu na likvidnost projekta, narocito u prvim godinama pogona, kriticni parametri su: izbor izvora finansiranja, cijena izvora i rok povracaja ulaganja.

11.5.2. Ocjena rentabilnosti projekta

Izvor informacija za ocjenu rentabilnosti projekta je ekonomski tok projekta, tj. poslovni dogadaji koji uticu na kretanje ekonomskog potencijala projekta.

Novcani dobici u ekonomskom toku su one stavke i poslovni dogadaji koji povecavaju ekonomski potencijal projekta.

Novcani izdaci u ekonomskom toku su one stavke i poslovni dogadaji koji smanjuju ekonomski potencijal projekta.

Suština ocjene rentabilnosti (ekonomska ocjena za investitora), je u procjeni da li se materijalna osnova projekta povecava ili smanjuje, kada se uzme u obzir cijeli vijek projekta.

U dinamickom pristupu ocjeni ekonomskog doprinosa ovog projekta, korištene su sljedece metode:

Ø metoda perioda povracaja investicija,

Ø metode diskontovanih tokova novca (interna stopa povracaja i neto sadašnja vrijednost).

Period povracaja investicija

Ovom metodom utvrduje se vrijeme koje je potrebno da bi projekat povratio uložena sredstva, odnosno to je vrijeme to kom kojeg je potrebno pribirati neto pozitivne novcane tokove u razdoblju poslovanja , da bi se zbir negativnih neto novcanih tokova iz perioda izvodenja sveo na nulu.

HE Otilovici

Uz investiciju od 2,332 miliona €, predvideni tok proizvodnje elektricne energije od 11,52 GWh, otkupnu cijenu elektricne energije od 0,03 €/kWh, i vijek trajanja projekta od 20 godina, rezultat ocjene projekta, je sljedeci:

Period povracaja pocetnog novcanog ulaganja u ovaj projekat je u desetoj godini vijeka projekta.

Ako postavimo kriterijum za ocjenu po ovoj metodi, najduži prihvatljivi period povracaja investicija je 10 godina (što je kreditni rok), onda je projekat prihvatljiv, jer je vrijeme povracaja uloženih sredstava jednako granicnom periodu povra caja novcanog ulaganja.



HE Krupac

Uz investiciju od 1,886 miliona €, predvideni obim proizvodnje elektricne energije od 2,95 GWh, otkupnu cijenu elektricne energije od 0,03 €/kWh, i vijek trajanja projekta od 20 godina, rezultat ocjene projekta, je sljedeci:

Period povracaja pocetnog novcanog ulaganja u ovaj projekat je izvan perioda posmatranja od 20 godina.

Ako postavimo kriterijum za ocjenu po ovoj metodi, a najduži prihvatljivi period povracaja investicija 10 godina (što je kreditni rok), onda je projekat neprihvatljiv, što se ocjenjuje kao vrlo visoki stepen neizvjesnosti povracaja uloženog novca.

HE Slano


Period povracaja pocetnog novcanog ulaganja u ovaj projekat je izvan perioda posmatranja od 20 godina.

Ako postavimo kriterijum za ocjenu po ovoj metodi, a najduži prihvatljivi period povracaja investicija 10 godina (što je kreditni rok), onda je projekat neprihvatljiv, što se ocjenjuje kao vrlo visoki stepen neizvjesnosti povracaja uloženog novca.

HE Šavnik 2


Period povracaja pocetnog novcanog ulaganja u ovaj projekat je u 18 godini vijeka projekta.

Ako postavimo kriterijum za ocjenu po ovoj metodi, a najduži prihvatljivi period povracaja investicija 10 godina (što je kreditni rok), onda je projekat neprihvatljiv jer je vrijeme povracaja uloženih sredstava znatno duže od granicnog perioda povracaja novcanog ulaganja.

Neto sadašnja vrijednost projekta

Metoda neto sadašnje vrijednosti projekta ocjenjuje vlasnicku prihvatljivost investicionog projekta, prema velicini sadašnje vrijednosti u pocetnoj godini vijeka projekta. Metoda neto sadašnje vrijednosti je apsolutna mjera uspješnosti projekta, koja daje informaciju o apsolutnom iznosu akumu lativnosti projekta.

Metodom sadašnje vrijednosti sve tokove novca diskontujemo na sadašnju vrijednost, koristeci granicnu stopu povracaja koja za ove projekte iznosi 8%.

HE Otilovici

Ako je zadata stopa povracaja 8% i ako taj postotak uzmemo za diskontnu stopu, neto sadašnja vrijednost (NPV) veca je od nule pa, prema postavljenom kriterijumu prihvatanja,



projekat je prihvatljiv, jer je sadašnja vrijednost novcanih dobitaka veca od sadašnje vrijednosti novcanih izdataka za 0,126 miliona €.

HE Krupac

Ako je zadata stopa povracaja 8%, i ako taj postotak uzmemo za diskontnu stopu, neto sadašnja vrijednost (NPV) manja je od nule pa, prema postavljenom kriterijumu prihvatanja, projekat nije prihvatljiv, jer je sadašnja vrijednost novcanih dobitaka manja od sadašnje vrijednosti novcanih izdataka za 1,332 miliona €, što ukazuje na apsolutnu neefikasnost (neakumulativnost) projekta.

HE Slano

Ako je zadata stopa povracaja 8%, i ako taj postotak uzmemo za diskontnu stopu, neto sadašnja vrijednost (NPV) manja je od nule pa, prema postavljenom kriterijumu prihvatanja, projekat nije prihvatljiv, jer je sadašnja vrijednost novcanih dobitaka manja od sadašnje vrijednosti novcanih izdataka za 3,346 miliona €, što ukazuje na apsolutnu neefikasnost (neakumulativnost) projekta.

HE Šavnik 2

Ako je zadata stopa povracaja 8%, i ako taj postotak uzmemo za diskontnu stopu, neto sadašnja vrijednost (NPV) manja je od nule pa, prema postavljenom kriterijumu prihvatanja, projekat nije prihvatljiv, jer je sadašnja vrijednost novcanih dobitaka manja od sadašnje vrijednosti novcanih izdataka za 181 000 €, što ukazuje na neakumulativnost projekta.

Interna stopa povracaja

Interna stopa povracaja definiše se kao diskontna stopa koja izjednacava sadašnju vrijednost ocekivanih izdataka projekta, sa sadašnjom vrijednošcu ocekivanih dobitaka projekta, dakle svodi na nulu. Interna stopa povracaja je relativna mjera efikasnosti projekta, koja daje informaciju samo o prosjecnoj godišnjoj stopi akumulativnosti.

HE Otilovici

Interna stopa povracaja (IRR) za ovaj projekat iznosi 8,70%. Kao relativna mjera efikasnosti interna stopa povracaja je veca od granicne stope povracaja (8%) pa ce, prema postavljenom kriterijumu prihvatanja , projekat biti prihvacen.

HE Krupac

Interna stopa povracaja (IRR) za ovaj projekat je negativna (-3,5%). Kao relativna mjera efikasn osti interna stopa pokazuje, kada se uzme u obzir cijeli vijek projekta, da je materijalna osnova projekta smanjena tj. da projekat ne doprinosi stvaranju akumulacije, pa ce, prema postavljenom kriterijumu prihvatanja, projekat biti odbijen.

HE Slano

Interna stopa povracaja (IRR) za ovaj projekat je negativna (-0,67%). Kao relativna mjera efikasn osti interna stopa pokazuje, kada se uzme u obzir cijeli vijek projekta, da je



materijalna osnova projekta smanjena, tj. da projekat ne doprinosi stvaranju akumulacije, pa ce, prema postavljenom kriterijumu prihvatanja, projekat biti odbijen.

HE Šavnik 2

Interna stopa povracaja (IRR) za ovaj projekat iznosi 2,50%. Kao relativna mjera efikasnosti interna stopa pokazuje, kada se uzme u obzir cijeli vijek projekta, da je materijalna osnova projekta povecana, tj. da projekat doprinosi stvaranju akumulacije, ali ne u dovoljnoj mjeri, pa ce, prema postavljenom kriterijumu prihvatanja, projekat biti odbijen.

11.6. OCJENA OSJETLJIVOSTI PROJEKTA Proracun rentabilnosti izveden je za veci broj varijanti, koje se medusobno razlikuju u nivou obuhvatanja proizvodnje elektricne energije, nivou investiranja, i prosjecnoj prodajnoj cijeni elektricne energije.

HE Otilovici

Uz referentnu investiciju od 2,332 miliona €, referentnu otkupnu cijenu elektricne energije od 0,03 €/kWh, i vijek trajanja projekta od 20 godina, projekat izgradnje i opremanja male hidroelektrane Otilovici je prihvatljiv do minimalnog prosjecnog obuhvatanja proizvodnje elektricne energije od 10,894 GWh (što je za 5,43% manje u odnosu na referentnu proizvodnju).

To je granicna prosjecna proizvodnja elektricne energije , koja zadovoljava minimalne kriterijume prihvatanja projekta, internu stopu povracaja (IRR) od 8%, kao i koeficijent neto sadašnje vrijednosti i indeks profitabilnosti jednak 1.

Uz referentno obuhvatanje proizvodnje elektricne energije od 11,52 GWh, referentnu otkupnu cijenu elektricne energije od 0,03 €/kWh, i vijek trajanja projekta od 20 godina, projekat izgradnje i opremanja male hidroelektrane Otilovici je prihvatljiv do maksimalnog nivoa investiranja od 2,471 miliona € (što je za 5,95% više u odnosu na referentnu investiciju).

To je granicna investicija koja zadovoljava postavljene minimalne kriterijume prihvatanja projekta, internu stopu povracaja (IRR) od 8%, koeficijent neto sadašnje vrijednosti, kao i indeks profitabilnosti jednak 1.

Uz referentnu investiciju od 2,332 miliona €, referentno obuhvatanje proizvodnje elektricne energije od 11,5 2 GWh, vijek trajanja projekta od 20 godina, projekat izgradnje i opremanja male hidroelektrane Otilovici je prihvatljiv do minimalne otkupne cijenu elektricne energije od 0,0284 €/kWh (što je za 5,40% manje u odnosu na referentnu otkupnu cijenu).

To je granicna otkupna cijena elektricne energije koja zadovoljava postavljene minimalne kriterijume prihvatanja projekta, internu stopu povracaja (IRR) od 8%, koeficijent neto sadašnje vrijednosti, kao i indeks profitabilnosti jednak 1.

HE Krupac

Uz referentnu investiciju od 1,886 miliona €, referentnu otkupnu cijenu elektricne energije od 0,03 €/kWh, kao i vijek trajanja projekta od 20 godina, projekat izgradnje i opremanja male hidroelektrane Krupac, cak nije prihvatljiv ni kod maksimalnog obuhvatanja proizvodnje elektricne energije od 7,008 GWh (što je za 2,38 puta više u odnosu na referentnu proizvodnju), dakle stepena iskorištenosti kapaciteta od 8760 sati rada godišnje.



Uz referentnu investiciju od 1,886 miliona €, referentni obim proizvodnje elektricne energije od 2,95 GWh, kao i vijek trajanja projekta od 20 godina, projekat izgradnje i opremanja male hidroelektrane Krupac je prihvatljiv do minimalne otkupne cijenu elektricne energije od 0,09 €/kWh (što je 3 puta više u odnosu na referentnu otkupnu cijenu).

To je granicna otkupna cijena elektricne energije, koja zadovoljava postavljene minimalne kriterijume prihvatanja projekta, internu stopu povracaja (IRR) od 8%, koeficijent neto sadašnje vrijednosti kao i indeks profitabilnosti jednak 1.

HE Slano

Uz referentnu investiciju od 5,891 miliona €, referentnu otkupnu cijenu elektricne energije od 0,03 €/kWh, kao i vijek trajanja projekta od 20 godina, projekat izgradnje i opremanja male hidroelektrane Slano prihvatljiv je tek kod minimalnog obima proizvodnje elektricne energije od 26,81 GWh (što je 2,3 puta više u odnosu na referentnu proizvodnju), dakle stepena iskorištenja kapaciteta od 5716 sati rada godišnje.

Uz referentnu investiciju od 5,891 miliona €, referentni obim proizvodnje elektricne energije od 11,6 GWh, kao i vijek trajanja projekta od 20 godina, projekat izgradnje i opremanja male hidroelektrane Slano je prihvatljiv do minimalne otkupne cijenu elektricne energije od 0,069 €/kWh (što je 2,3 puta više u odnosu na referentnu otkupnu cijenu).

To je granicna otkupna cijena elektricne energije koja zadovoljava postavljene minimalne kriterijume prihvatanja projekta, internu stopu povracaja (IRR) od 8%, koeficijent neto sadašnje vrijednosti kao i indeks profitabilnosti jednak 1.

HE Šavnik 2

Uz referentnu investiciju od 0,484 miliona €, referentnu otkupnu cijenu elektricne energije od 0,03 €/kWh, kao i vijek trajanja projekta od 20 godina, projekat izgradnje i opremanja male hidroelektrane Šavnik 2 prihvatljiv je tek kod minimalnog obima proizvodnje elektricne energije od 2,436 GWh (što je za 47,6% više u odnosu na referentnu proizvodnju), dakle stepena iskorištenja kapaciteta od 8700 sati rada godišnje.

To je granicna prosjecna proizvodnja elektricne energije , koja zadovoljava postavljene minimalne kriterijume prihvatanja projekta, internu stopu povracaja (IRR) od 8%, koeficijent neto sadašnje vrijednosti kao i indeks profitabilnosti jednak 1.

Uz referentnu investiciju od 0,484 miliona €, referentni obim proizvodnje elektricne energije od 1,65 GWh, kao i vijek trajanja projekta od 20 godina, projekat izgradnje i opremanja male hidroelektrane Šavnik 2 je prihvatljiv do minimalne otkupne cijenu elektricne energije od 0,044 €/kWh, što je za 47% više u odnosu na referentnu otkupnu cijenu.

To je granicna otkupna cijena elektricne energije, koja zadovoljava postavljene minimalne kriterijume prihvatanja projekta, internu stopu povracaja (IRR) od 8%, koeficijent neto sadašnje vrijednosti kao i indeks profitabilnosti jednak 1.

11.7. PREPORUKE U sljedecim fazama pripreme dokumentacije potrebno je, za odabrano tehnicko rješenje, izraditi Idejni projekat kojim ce se u konacnom potvrditi tehnicka izvodljivost projekta (ovo se ne odnosi na lokacije za koje taj nivo dokumentacije vec postoji). Prije donošenja odluke o prihvatanju ili odbacivanju projekta, potrebno je izraditi Investicionu studiju, u kojoj tacnost ulaznih parametara koji uticu na efikasnost projekta (nivo investicije, nivo proizvodnje elektricne energije, moguce promjene otkupne cijene elektricne energije, moguce subvencije



i moguce promjene ostalih inputa) moraju biti maksimalni u granicama mogucnosti predvidanja .



12. PODSTICAJNE MJERE USMJERENE NA STVARANJE POVOLJNIJEG OKRUŽENJA ZA IZGRADNJU MALIH HIDROELEKTRANA (TASK # 12)

12.1. UVODNA NAPOMENA Prema tacki 12. TOR-a iz Ugovora sklopljenog izmedu United Nations Development Programme (UNDP), CHF International Montenegro kao narucilaca, i Energetskog instituta Hrvoje Požar kao izvršioca usluge, zadatak izvršioca je da predloži podsticajne mjere (carine, tehnicke , administrativne, organizacione itd.), usmjerene na stvaranje povoljnijeg okruženja za izgradnju malih hidroelektrana u Crnoj Gori.

Tokom dosadašnjeg rada na problematici pripreme strategije malih hidroelektrana, utvrdili smo da je zbog sprovodenja projekata izgradnje malih hidroelektrana, potrebno pojednostaviti postupak autorizacije, prvenstveno u primjeni Zakona o ucešcu privatnog sektora u vršenju javnih usluga, uspostaviti pojednostavljene postupke za izdavanje ovlaštenja za izgradnju i licenci za male hidroelektrane, kao i utvrditi metodologiju, ukljucujuci metodologiju cijena, za efikasno prikljucenje na mrežu, u skladu sa odredbama Zakona o energetici. Dalje je predloženo osnivanje centralnog tijela za koordinaciju razvoja projekata mHE u okviru Ministarstva ekonomije, sa zadatkom koordinacije aktivnosti potrebnih za realizaciju projekata mHE, kroz saradnju sa mjerodavnim tijelima državne i lokalne uprave, obrazovnim institucijama, finansijskim institucijama, organizacijama za zaštitu životne sredine , i drugim tijelima i organizacijama, jacanja sposobnosti jedinica lokalne uprave, fizickih i pravnih osoba za realizaciju projekata, pokretanja projekata i edukacije ciljnih grupa s naglaskom na potrebu zaštite životne sredine i održivog razvoja, zatim medunarodne saradnje, razmjene znanja i ucestvovanja u radu medunarodnih udruženja za mHE i ostalih slicnih udruženja.Iz navedenog se može zakljuciti da su prethodnim izvještajima predložene podsticajne mjere administrativnog, odnosno organizacionog porijekla, tako da ce se u daljem dijelu teksta izložiti ekonomsko-finansijske mjere koje mogu poboljšati uslove za izgradnju mHE.

12.2. OSNOVNE PRETPOSTAVKE Izgradnja malih hidroelektrana je investicioni projekat koji karakterišu visoka inicijalna ulaganja, dugi vijek projekta, kao i visok nivo rizika u vezi sa proizvodnjom i prodajom elektricne energije. Medutim, kako male hidroelektrane stvaraju veci broj pozitivnih eksternalija (smanjenje zagadenja okoline, smanjenje za visnosti od uvezene energije, zapošljavanje, itd), u državnom interesu je što veci broj takvih projekata. Da bi se investitori podstakli na ulaganja u male hidroelektrane, potrebno ih je kompenzovati za rizik s kojim se susrecu, buduci da je društvena korist od malih hidroelektrana veca od privatne.

Kompenzacija se javlja u dva oblika: kao investiciona podrška (investment subsidy), ili kao fiksna svota po jedinici proizvedene elektricne energije tzv. feed in tarifa. Važno je uociti kljucnu razliku izmedu ova dva mehanizma. Feed-in tarifa je kontinuirana podrška koja se može ostvariti samo dok se proizvodi elektricna energija, dok je, s druge strane, investiciona podrška jednokratna, i ne podstice kontinuiranu proizvodnju elektricne energije.

Tabela br. 23: Osnovni instrumenti po dsticanja obnovljivih izvora

Proizvodni Investicioni

Ø Fiksne Feed in tarife

Ø Fiksni premium sistem i

Ø Investicione podrške

Ø Poreske olakšice



Tokom osamdesetih godina , investicione podrške u obliku povoljnih kredita ili smanjenih poreznih stopa, bile su uobicajene metode podsticanja obnovljivih izvora. Medutim, ova shema nije garantovala sprovodenje projekta do kraja, tj. proizvodnju elektricne energije8. Rješenje se naziralo devedesetih godina, kada su se obnovljivi izvori poceli podsticati putem regulisanih tarifa, pri cemu su se razvila dva dominantna pristupa: (1) fixed feed in tarife i (2) fixed premium tarife. Dalje iskustvo je pokazalo da korišcenje samo jednog od dva mehanizma u podsticanju proizvodnje elektricne energije, nece omoguciti ostvarenje punog potencijala malih hidroelektrana. Neophodno je koristiti oba pristupa zajedno, kako bi se riješili tržišni neuspjesi koji su vezani za problem asimetricne informacije , i na taj nacin podstakla veca proizvodnja elektricne energije putem malih hidroelektrana.

12.3. PREPREKE ZA STVARANJE POVOLJNOG OKRUŽENJA ZA MALE HIDROELEKTRANE DANAS

Investitori koji žele ulagati u male hidroelektrane suoceni su sa dvije glavne prepreke9:

Ø Finansiranje. Investiranje u male hidroelektrane je specificno, jer zahtjeva velika inicijalna ulaganja na samom pocetku, kao i stabilan tok novca tokom njenog postojanja. Medutim, dobijanje kredita ili zajma od finansijskih institucija je vrlo teško. Da bi odobrile investicioni projekat, finansijske institucije traže precizne podatke o proizvodnji elektricne energije u prvih nekoliko godina rada elektrane. Medutim, zbog nesigurnosti proizvodnje u kratkom roku, takvi projekti se ocjenjuju riskantnim, pa finansijske institucije rijetko odobravaju kredite, uprkos cinjenici da dugorocno takvi projekti ima ju vrlo siguran i stabilan prinos.

Ø Nesigurnost regulatornog okruženja. Buduci da su projekti malih hidroelektrana investicije koje se preduzimaju na dugi rok, vrlo je bitno za potencijalnog investitora da može poslovati u stabilnom okruženju. Bez velike sigurnosti o prodajnoj cijeni elektricne energije, vrlo je teško pokrenuti projekat malih hidroelektrana.

12.4. STVARANJE POVOLJNOG OKRUŽENJA ZA IZGRADNJU MALIH HIDROELEKTRANA

Male hidroelektrane ne mogu biti konkurentne bez državnih mjera, koje ce ispraviti tržišne neuspjehe. U tom pogledu, uloga države je u:

Ø stvaranju stabilnog regulatornog okruženja koje ce smanjiti rizik,

Ø sprovodenju ekonomsko-finansijskih mjera,

Ø sprovodenju podsticajnih mjera tehnicke prirode.

8 REXPANSION project, Electricity From Renewable Energy Sources in EU 15 Countries; A Review of Promotion Strategies, 2005. 9 Blue Energy for A Green Europe: Strategic Study for the Development of Small Hydro Power in the European Union



12.4.1. Stvaranje stabilnog regulatornog okruženja koje ce smanjiti rizik ulaganja u male hidroelektrane

Stabilno regulatorno okruženje je condition sine qua non , u pogledu investicija u male hidroelektrane. Bez stabilnog okruženja koje garantuje stabilne otkupne tarife, projekti malih hidroelektrana su preriskantni, pa zbog toga ih nece mnogo ni biti preduzeto. Ako želi razvijati projekte malih hidroelektrana , Crna Gora mora uvesti stabilan sistem otkupa elektricne energije iz malih hidroelektrana. U slucaju stabilnog okruženja, jedina prepreka s kojom ce se suociti potencijalni investitori, je problem asimetricne informacije koji se javlja izmedu njih i finansijskih institucija. Posljedica te prepreke su poteškoce u pronalaženju stranih izvora finansiranja, koje se mogu riješiti adekvatnim ekonomsko-finansijskim mjerama.

12.4.2. Ekonomsko - finansijske mjere

Proizvodnja elektricne energije putem malih hidroelektrana, još uvijek je nepoznat fenomen, kojem finansijske ustanove pristupaju s dosta sumnje, što za sobom povlaci i problem pronalaska izvora finansiranja. U slucaju da investitor nade izvor finansiranja, dobijeni kapital je u vecini slucajeva preskup za ovakvu vrstu projekata. Buduci da male hidroelektrane nemaju velikih operativnih troškova kljuc njihovog uspjeha leži u jeftinijim izvorima finansiranja.

Velike energetske fabrike nemaju problema u dobijanju jeftinih kredita. Medutim, one u praksi nijesu zainteresovane za male hidroelektrane. Problem se javlja za male fabrike, koje su glavni investitori u izgradnji malih hidroelektrana. Medutim, one su suocene sa skupim kapitalom, što , u konacnom, projekat malih hidroelektrana cini neisplativim.

Kako bi se podstakla izgradnja malih hidroelektrana , Crna Gora ima na raspolaganju nekoliko mehanizama:

Ø Državne investicione podrške (subvencije), koje bi pokrivale dio ili cijeli projekat izgradnje malih hidroelektrana. Buduci da su male hidroele ktrane cesto locirane na izolovanim i manje razvijenim mjestima, ulaganje u njih ujedno znaci i revitalizaciju slabo razvijenih podrucja. Državne podrške se mogu davati u nekoliko oblika:

o jednake subvencije iz proracuna,

o državne garancije,

o porezna izuzeca ili oprost poreza,

o jednaka državna ulaganja kapitala.

Ø Krediti sa povoljnim uslovima otplate (meki zajmovi): Ova shema može biti vrlo korisna (kako za investitora tako i za zakonodavca), tako da se u procesu odobrenja kredita provjeri da li je predloženi projekat smislen sa ekološke, tehnicke i ekonomske strane. Povoljni uslovi mogu da se odnose na niže kamatne stope, manje zahtjevne mehanizme osiguranja, duži pocek o tplate kredita, itd.

Ø Nadoknada za porez na utrošenu energiju: Nadoknada se primjenjuje tako da elektroprivredna kompanija uplacuje proizvodacima elektricne energije iz malih hidroelektrana , novcani iznos koji je ekvivalentan iznosu poreza na utrošenu energiju. Time energija dobijena iz konvencionalnih izvora, postaje relativno skuplja, cime se podsticu proizvodaci elektricne energije iz malih hidroelektrana.

Ø Poreske olakšice : Pravnim i fizickim licima koji investiraju u opre mu i tehnologiju, koji, proizvode energiju iz obnovljivih izvora i doprinose zaštiti okoline, odobrile bi se poreske olakšice. Oporeziva dobit može se umanjiti za oko 40-55% ukupne vrijednosti investicije. Poreske olakšice primjenjuju se i na korisnike sredstava iz



namjenskih fondova (fondovi za posebne namjene, kreditne linije, investicioni fondovi, garancion i fondovi).

Ø Zelenu energiju: Primjenom ovog mehanizma potrošaci bi placali vecu cijenu za elektricnu energiju proizvedenu iz malih hidroelektrana. Povecana cijena energije kompenzira la bi se smanjenjem poreza na dodatu vrijednost.

Tabela br. 24: Mehanizmi podloga za izgradnju mHE u EU

Zemlja Instrument

Belgija, Finska, Grcka Njemacka, Norveška, Portugal, Švedska, Švajcarska

Investicione podrške od strane lokalnih ili nacionalnih vlasti u iznosu od 15% do 50% investicionih troškova

Njemacka , Norveška, Portugal i Švajcarska

Krediti sa povoljnim uslovima otplate

Grcka, Irska, Njemacka, Norveška, Španij a

Porezni izuzeci

12.4.3. Podsticajne mjere tehnicke prirode

Trenutno su prepoznata nastojanja za podsticanjem razvoja izgradnje malih hidroelektrana na koje se, sa stanovišta sistema, gleda kao na opciju efikasnog povecanja raspoloživog energetskog kapaciteta, ali uz istovremeno ocuvanje slobodnog tržišta elektricne energije. Podsticajne mjere tehnicke prirode, koje treba primijeniti radi izbjegavanja diskriminisanja disperzovane proizvodnje sa stanovišta prikljucenja, su sljedece:

Ø novi unifikovani standardi prikljucenja za disperzovanu proizvodnju, Ø standardizo vani postupci prikljucenja za disperzovanu proizvodnju, Ø obavezujuca regulatorna p ravila prikljucenja za disperzovanu proizvodnju, Ø regulatorne garancije protiv pretjeranih kašnjenja u postupku prikljucenja.

Medu podsticajnim mjerama tehnicke prirode, koje su usmjerene na stvaranje povoljnijeg okruženja za izgradnju malih hidroelektrana, posebno znacajno mjesto pripada uslovima njihovog prikljucenja na mrežu, kao i nadoknadama za prikljucenje i korišcenje mreže. Medu uslovima prikljucenja, šeme prema kojima se ono izvodi cesto unose vremensko kašnjenje. Naime, operator distribucionog sistema najcešce preferira prikljucenje u polje postojeceg postrojenja koje se nalazi u blizini korisnika, a opciju prikljucenja u postojeci vod drži kao rezervnu i, cesto samo teorijski mogucu varijantu. To je posebno slucaj u prenosnoj mreži, odnosno kod operatora prenosnog sistema, i to najcešce zbog potrebe ponovnog uskladivanja sistema zaštita nakon prikljucenja. S obzirom da je prikljucenje u postojeci vod cesto jeftinije od prikljucenja u polje postojeceg postrojenja (npr. zbog manje udaljenosti), potrebno je putem regulatornog nadzora ukazati operatoru distribucionog sistema, na obavezu razmatranja obje opcije, i na izbor finansijski povoljniji za investitora.

Nedostatak standardizacije uslova prikljucenja na mrežu , cesto je uzrok kašnjenja u postupku prikljucenja. Tehnicka pravila prikljucenja malih elektrana na mrežu u Crnoj Gori su posebno definisana u Privremenom distributivnom kodeksu (podpoglavlje III.B: Uslovi prikljucenja za male elektrane). Posebni clanci ovog Kodeksa (od 45 do 55) posveceni su iskljucivo detaljima prikljucenja malih proizvodnih jedinica na distribucionu mrežu. Ovaj



kodeks po svom sadržaju ulazi u grupu standardnih tehnickih dokumenata , i ne predstavlja prepreku za prikljucenje malih hidroelektrana. Medutim, kada god je to izvodljivo, potrebno je posebno i pojedinacno utvrditi specificnosti odredenih tipova disperzovanih proizvodnih jedinica (npr. asinhroni generatori, male hidroelektrane, elektrane na vjetar, vrlo male jedinice...) u posebnim dokumentima, odnosno u pravilnicima , na nacin kako je to izvedeno u Smjernicama razvoja i izgradnje malih hidroelektrana u Crnoj Gori, Sveska 5, Poglavlje 8: Tehnicko prikljucenje malih hidroelektrana na elektrodistributivnu mrežu. Na taj bi nacin Privremeni distributivni kodeks bio pracen pravilnicima nižeg ranga, koji bi bliže opisivali specificnosti pojedinacnih malih proizvodnih objekata.

Na osnovu Privremenog distributivnog kodeksa (2005), postupak prikljucenja nakon podnošenja zahtjeva smije trajati najviše 30 dana za prikljucenje na niskonaponsku mrežu, i 60 dana za prikljucenje na srednjonaponsku mrežu. Medutim, procjenjuje se da bi bilo korisno razviti detaljniju proceduru razmatranja zahtjeva za prikljucenjem na distribucionu mrežu, na nacin slican onome koji je utvrden za prikljucenje na prenosnu mrežu (Privremeni mrežni kodeks, 2005), i predložen u okviru pripreme strategije (ToR 1). Na taj bi se nacin olakšalo nadležnom operatoru distribucionog sistema razmatranje veceg broja zahtjeva za prikljucenjem, na osnovu definisane procedure razmatranja zahtjeva uz istovremeno održavanje liste cekanja.

Aspekti prikljucenja na mrežu vrlo cesto za vise od konfiguracije predmetne mreže i ocekivanih uslova pogona, što dalje motiviše potrebu za izvodenjem studijskih radova ili testnih mjerenja za svaki specificni slucaj prikljucenja, uz odgovarajuce modeliranje i ta cnost ulaznih podataka razlicitih komponenti i sistema (elektrana, mreža i sucelje medu njima). Zato je potrebno insistirati na kontinuiranom osposobljavanju i obucavanju operatora distribucionog sistema za izvodenje i/ili tumacenje rezultata studija. Operator distribucionog sistema mora biti osposobljen i opremljen za izvodenje takvih zadataka s odgovarajucim racunarskim programima i mjernom opremom. U tu svrhu je potrebno odvojiti posebna finansijska sredstva , u okviru plana investicija i razvoja operatora distribucionog sistema.

U Pravilniku o tarifama za elektricnu energiju (2005), finansijska sredstva ko ja je potrebno odvojiti za prikljucenje i korišcenje mreže, nijesu propisana za odredivanje cijena elektricne energije koju proizvode elektrane cija je velicina izgradnje manja od 10 MW. Zato je navedeni Pravilnik potrebno dopuniti ili izraditi novi, pomocu kojeg bi se uredilo to pitanje. U cilju podsticanja izgradnje malih hidroelektrana, ta sredstva je poželjno definisati na osnovu ‘‘plitkih’’ investicija (ToR 1), ukoliko je rijec o standardnim uslovima prikljucenja na mrežu. U slucaju nestandardnih uslova prikljucenja, treba omoguciti trecim stranama investiranje u izgradnju potrebne infrastrukture u prenosnoj ili distribucionoj mreži, u slucajevima kada operatori sistema ne mogu odobriti prikljucenje zbog nedovoljne sposobnosti mreže. Takode, treba utvrditi i nadoknadu za prikljucenje na osnovu standardnih jedinicnih troškova za vod, transformator i rasklopnu opremu. Nadoknade za korišcenje sistema (kao i nadoknade za prenos, nadoknade za pomocne usluge, nadoknade za narušavanje kompetitivnosti, tarife vezane za kapacitet, tarife vezane za tok snage u viši naponski nivo ) treba izbjeci u svrhu podsticanja izgradnje malih hidroelektrana.

Izgradnja malih hidroelektrana može se podstaci i vecim ukljucenjem regulatornog tijela putem nadzora u postupku prikljucenja, kako bi se izbjegla kašnjenja u postupku izdavanju odobr.enja za prikljucenje, odnosno sankcionisala njihova pojava. U tu svrhu, zakonodavnim putem treba definisati kaznene odredbe , prema kojima ce se procjenjivati neopravdanost kašnjenja.



12.5. PREPORUKE

12.5.1. Ekonomsko finansijski podsticaji

Opisane podsticajne mjere predstavljaju neke od mogucnosti kompenzovanja veceg rizika i troškova koji se javljaju kod proizvodnje energije iz malih hidroelektrana. U ranijim izvještajima je sugerisano da se kao model podsticanja projekata proizvodnje elektricne energije iz malih hidroelektrana , usvoji sistem zasnovan na zagarantovanim tarifama (fixed feed-in tariffs, fixed premium systems). Medutim, sistem zagarantovanih tarifa nece riješiti problem pronalaska izvora finansiranja za izgradnju malih hidroelektrana , koji predstavlja glavnu prepreku njihovoj izgradnji.

Uzimajuci u obzir vlasnicko-društvenu situaciju u Republici Crnoj Gori, kao i važece prednosti i nedostatke svake od navedenih mjera, smatramo da je za Crnu Goru optimalni sistem podsticanja investicija, zasnovan na kreditima sa povoljnim uslovima otplate. Druge predložene metode su složenije u svom sprovodenu, pa daju slabije rezultate.

Program davanja povoljnih kredita bi se sprovodio putem Centralne jedinice za male hidroelektrane Crne Gore (CJmHE), i to u okviru Sektora za pravne i ekonomske poslove i odnose s javnošcu . Navedeni Sektor obavlja niz zadataka iz podrucja malih hidroelektrana, pa je zato najkompetentniji da ocijeni kvalitet svakog pojedinog projekta. Nakon pozitivne ocjene projekta , Sektor za ekonomske poslove CJmHE ucestvovao bi u pronalasku povoljnijih izvora finansiranja. U tom pogledu, finansijska podrška ogledala bi se kroz:

Ø Davanje garancije . Garancija se daje za investitora koji uzima kredit od domacih i/ili stranih banaka. Ovdje se pretpostavlja da CJmHE detaljno prouci svaki pojedini zahtjev za sufinansiranjem, i podrži samo one koji su zasnovani na ekonomski održivim pretpostavkama.

Ø Subvencionisanje dijela kamate. Nakon što je investitor dobio bankarski kredit, CJmHE subvencioniše iznos kamate koji je jednak razlici izmedu kamatne stope koju je zainteresovani investitor dobio, i kamatne stope koja bi projekat ucinila rentabilnim i prihvatljivim za investitora.

Ujedno CJmHE pomaže investitorima u pronalasku drugih izvora finansiranja , pa ima ulogu da poveže zainteresovane investitore sa domacim i stranim finansijskim institucijama, koje imaju interes da finansiraju projekte malih hidroelektrana, a one ukljucuju: razvojne fondove, medunarodne finansijske institucije i tijela lokalne zajednice.

12.5.2. Podsticajne mjere tehnicke prirode

U kontekstu podsticajnih mjera tehnicke prirode, osim standardizacije vezane za uslove prikljucenja, u cilju brzog i uspješnog razvoja projekata izgradnje malih hidroelektrana, kao neophodni aspekt smatra se upotre ba standarda, prirucnika i uputstava za planiranje, projektovanje i izvodenje. Standardizacija opreme i ujednacena praksa izvodenja radova na izgradnji znacajno doprinose poboljšanju ekonomicnosti, pouzdanosti i brzine razvoja projekata malih hidroelektrana. Standardizacija vodi prema ujednacavanju u podrucjima projektovanja, izrade i izgradnje, pa umanjuje potrebu za ulaganjem u novitete i doprinosi sigurnijem i boljem vodenju pogona i održavanju. Zato se preporucuje primjena evropskih i medunarodnih standarda, kao mjera podsticaja razvoja malih hidroelektrana. Takode, standardizovanost programa osposobljavanja i obucavanja operatora malih hidroelektrana, jedna je od podsticajnih mjera kojom se doprinosi kvalitetnijem projektovanju, primjeni, ugradnji, pogonu i održavanju malih hidroelektrana.



13. RAZMATRANJE POSLJEDICA POVECANJA GRANICNE SNAGE MALIH HIDROELEKTRANA SA 10 NA 20 MW ZA PADOVE PREKO 30 M (TASK # 13)

13.1. DEFINICIJA MALE HIDROELEKTRANE Energija vodotoka vec se vjekovima koristi na razlicite nacine, a razvojem elektrotehnike na prelazu iz XIX u XX vijek, pocinju da se grade i prve hidroelektrane, u kojima se elektricna energija dobija pretvaranjem potencijalne energije vode u turbini i generatoru. Kako su , u pocetku svog razvoja , i elektroenergetski sistemi bili mnogo manji nego danas, i hidroelektrane su u pocetku bile manjih snaga, s kojima bi ih danas nazivali malim hidroelektranama. S ekspanzijom elektroenergetskih sistema zbog ekonomije razmje ra, grade se sve veci objekti, pa tako i hidroelektrane, cime se nastoji maksimalno iskorišcenje energetskog potencijala pojedinih vodnih sistema. U novije vrijeme, s porastom interesa za obnovljive izvore energije, hidroelektrane bivaju dodatno vrednovane, a medu njima narocito male hidroelektrane, koje se donedavno nijesu smatrale ekonomski isplativim. Takvi objekti postaju zanimljivi zbog svojih povoljnih ekoloških karakteristika, ali i povoljnog uticaja na razvoj lokalnih zajednica.

Malim hidroelektranama smatraju se najcešce hidroenergetski objekti snage do 10 MW. Njihov princip rada je slican onome kod velikih hidroelektrana: pretvaraju potencijalnu energiju vodotoka s odredenim visinskim padom u elektricnu energiju. Pritom je snaga pojedine elektrane proporcionalna umnošku volumnog protoka vode i pada (visinske razlike izmedu tacke zahvata i tacke ispusta vode). Male hidroelektrane najcešce se izvode kao protocne, što znaci da koriste energiju vodotoka kako dolazi, bez mogucnosti znaca jnijeg akumuliranja vode za duži vremenski period. To je prvenstveno rezultat nastojanja da uticaj na okolinu izgradnje takvog objekta bude minimalan, buduci da izgradnja brana i vecih akumulacionih jezera , prilicno mijenja izgled okoline i ravnotežu u lokalnim ekosistemima. Svakako, u praksi postoje i slucajevi koji odstupaju od ovoga.

Male hidroelektrane se od velikih, osim po velicini, razlikuju i po tome što one nijesu jednostavno geometrijski redukova ne varijante velikih hidroelektrana. Drugim rijecima, geometrija vodnih turbina koji se koriste u velikim hidroelektranama, ne može se jednostavno proporcionalno umanjiti kada se radi o malim hidroelektranama. Zato se u malim hidroelektranama koristi oprema specificna upravo za takve objekte, kako bi se zadovoljili zahtjevi jednostavnosti, efikasnosti, pouzdanosti i jednostavnog održavanja.

S obzirom na navedeno, jedna moguca definicija male hidroelektrane mogla bi biti da je to hidroelektrana koja se zbog tehnickih i ekonomskih razloga ne može izvesti kao geometrijski redukovana velika hidroelektrana.

13.1.1. Kvantitativna granica izmedu malih i velikih hidroelektrana

Ne postoji opšti medunarodni koncenzus o tome kolika bi trebala biti granica izmedu malih i velikih hidroelektrana. To je posljedica, ne samo izuzetne razlicitosti pojedinih lokacija za hidroelektrane, vec i svojevrsne tradicije i obicaja ustaljenih u odredenoj zemlji. U Tabela br. 25 dat je pregled kvantitativnih pocetaka kojima se definiše status male hidroelektrane za razlicite države u svijetu, narocito one s izraženim hidropotencijalom.



Tabela br. 25: Granicna snaga za male hidroelektrane u nekim državama

Država Granica za male

hidroelektrane (MW) SAD 30

Kanada 25

Rusija 30 Kina 25

Indija 15

Brazil 30

Norveška 10 EU* 10

* stav Evropske komisije, nije jedinstven za sve clanice EU

Izvor: IASH

Postoje još i neke potpodjele malih hidroelektrana, pa se tako cesto može naici na to da hidroelektrane snage izmedu 100 i 1000 kW pripadaju u kategoriju „mini“ hidroelektrana, dok u grupu „mikro“ hidroelektrana ulaze one sa snagom ispod 100 kW.

Kao što je prikazano u Tabela br. 25, granica koja definiše male hidroelektrane jako varira od zemlje do zemlje . Cak i u okviru EU, postoje razlike u postavljanju granice za male hidroelektrane – u Švedskoj je to tek 1,5 MW, dok u Velikoj Britaniji status obnovljivih izvora energije imaju hidroelektrane sa snagom do 20 MW (koje time sticu pravo ucestvovanja u NFFO sistemu otkupa elektricne energije iz obnovljivih izvora).

Kada je rijec o svjetskim i regionalnim udruženjima, koje se bave problematikom malih hidroelektrana, može se primijetiti kako se u pravilu kao referenca uzima snaga od 10 MW. Sudeci prema tvrdnjama Medunarodnog udruženja za male hidroelektrane (IASH), „granica od 10 MW postaje opšte prihvacena“. Taj su pocetak prihvatile sljedece institucije:

• IASH (International Association for Small Hydro ) – Medunarodno udruženje za male hidroelektrane,

• ESHA (European Small Hydropower Association) – Evropsko udruženje za male hidroelektrane,

• IEA's Small-Scale Hydro Task Force – Strucna grupa za male hidroelektrane Svjetske agencije za energetiku ,

• IEA's Renewable Energy Working Party – Radna grupa za obnovljive izvore pri Svjetskoj agenciji za energetiku,

• Eurelectric – Evropsko udruženje elektroenergetske industrije, • IRN (International Rivers Network) – Medunarodna mreža rijeka (Medunarodno ekološko

udruženje za zaštitu rijeka).

Osim toga, i preporuka Evropske komisije (koja za sada još uvijek nije u obliku direktive) je da se prihvati opšta gornja granica snage za male hidroelektrane od 10 MW. Slican je i stav EU-a kada je u pitanju finansiranje CDM projekata u okviru Kyoto protokola, što ima odredeni znacaj za problematiku malih hidroelektrana u Crnoj Gori, kako je navedeno u tacki 10. projektnog zadatka.

Zbog toga razloga se u zakonodavstvu vecine evropskih zemalja mogu naci odredbe koje, kao male hidroelektrane definišu postrojenja snage do 10 MW. Takvi objekti se ujedno smatraju obnovljivim izvorima energije, pa su im zato dostupni razliciti mehanizmi podsticaja i razne olakšice.



13.2. ARGUMENTI ZA I PROTIV POVECANJA POCETKA NA 20 MW

Jasno je da je bilo koja granica koja se nametne kao pocetak izmedu malih i velikih hidroelektrana , po svojoj prirod i administrativna, buduci da se njome ne mogu obuhvatiti svi složeni ekonomski, tehnicki i ekološki aspekti pojedinog hidroenergetskog projekta.

U medunarodnim krugovima eksperata za male hidroelektrane, postoje i oni ko ji zagovaraju stav kako bi granica od 10 MW trebala da se poveca, na primjer na 20 MW, u slucajevima kada se elektrana izvodi s razmjerno velikim padom (npr. preko 30 m). To se posebno odnosi na podrucja gdje je reljef više brdovito -planinskog karaktera, a manje nizinski, pa se zato mogu ocekivati i veci projektovani padovi za hidroelektrane. Argumentacija za takvo povecanje, je da je uticaj na okolinu odredene hidroelektrane prvenstveno odreden njenim protokom, dok je njena iskoristiva snaga definisana umnoškom protoka i pada. Zato bi maksimalni dopušteni protoci kod elektrana u planinskim podrucjima bili mnogo niži, nego kod onih u nizinskim djelovima, iako bi njihov uticaj na ekologiju vodotoka, zbog manjeg protoka, bio manji. Zbog ogranicene izgradnje, moglo bi se tada dogoditi da se energija vodotoka ne koristi na optimalan nacin, što bi, eventualno negativno uticalo na atraktivnost takvih projekata za potencijalne investitore.

Takvi argumenti su u potpunosti ispravni, ali ih treba prouciti u okviru lokalnih prilika u Crnoj Gori. Prema podacima dobijenim od Elektroprivrede Crne Gore, „rješenja malih HE na malim vodotocima se karakterizu ju uglavnom malim protocima i dosta velikim padovima“. Uprkos velikim padovima, zbog malih protoka, kako ce i u kasnijem tekstu biti diskutovano, projektovane snage malih hidroelektrana na oko 70 obradenih lokacija, po pravilu su manje od 10 MW. Zato se pitanje povecanja pocetka za hidroelektrane s vecim padom, u okviru Crne Gore ne cini posebno znacajnim.

Moguce je, s druge strane, iznijeti i odredene protivargumente koji su vezani za povecanje pocetka na 20 MW. Naime, velicina proizvodnog objekta odreduje i njegov uticaj na sistem. Iako su velike hidroelektrane izuzetno poželjni elementi u elektroenergetskom sistemu zbog velike fleksibilnosti u pogonu i mogucnosti regulacije, kod malih hidroelektrana su (po pravilu) takve mogucnosti prilicno ogranicene. To je, uglavnom, posljedica malog ili nikakvog volumena akumulacije, koji je rezultat zahtjeva za minimiziranjem zahvata u okolini, kao jednim od osnovnih kriterijuma zbog kojeg male hidroelektrane imaju status obnovljivih i ekološki prihvatljivih izvora energije. Takvi izvori snaga koji nijesu upravljivi, a koji posjeduju znatan proizvodni kapacitet, pa su spojeni na distribucionu mrežu (što je kod malih hidroelektrana najcešci slucaj), predstavljaju dodatne zahtjeve za rad i održavanje provjerenosti sistema. To posebno važi za manje elektroenergetske sisteme, kao što je crnogorski, gdje bi se takvi objekti još jace „osjetili“. Donekle je , u posljednje vrijeme, slicna situacija i sa elektranama na vjetar, cija je snažna penetracija u elektroenergetskim sistemima zapadne Evrope uzrokovala zabrinutost oko uticaja varijabilnosti njihovog rada na stabilnost sistema (iako su, doduše, njihove oscilacije vece nego kod malih hidroelektrana).

S druge strane, izgradnja objekata vece snage, mogla bi zahtijevati i dodatne zahvate, odnosno investicije u distribucionoj mreži na koju se objekat prikljucuje, što bi djelovalo kao protivteža vecoj ekonomskoj atraktivnosti projekata s vecom snagom.

Pri razmatranju ove tematike , treba imati u vidu i preporuke Evropske komisije, u kojima se za gornju granicu snage za male hidroelektrane sugeriše 10 MW. Kako vecina crnogorskog zakonodavstva nastoji da se prilagoditi evropskoj legislativi, i taj argument ima odredenu težinu u prilog granici od 10 MW. Iako ta preporuka nije usvojena u svim zemljama EU, može se, na primjer, primijetiti kako je upravo takva jedinstvena granica postavljena u Austriji, koja se svakako može okarakterisati kao zemlja ciji djelovi imaju izrazito planinski reljef.



13.3. KVANTIFIKOVANJE POCETKA ZA MALE HIDROELEKTRANE U POSTOJECIM ZAKONIMA CRNE GORE

U zakonodavstvu Crne Gore koji se tice hidroelektrana , nije precizno definisan pocetak koji dijeli male od velikih hidroelektrana. Zakonski dokumenti u kojima je istaknuta neka distinkcija u vezi s instaliranom snagom hidroelektrane, ne barataju jednako s terminom male hidroelektrane , u smislu definicije, vec uopšteno dijele elektrane na velike i male.

Prvo takvo mjesto nalazi se u Zakonu o izgradnji objekata, te u Zakonu o planiranju i uredenju prostora, kojima se reguliše izdavanje rješenja o lokaciji i gradevinskih dozvola za objekte. U njima se razlucuju postupci izdavanja potrebnih dozvola za hidroelektrane (i termoelektrane) snage do 10 MW i preko 10 MW. Tako Zakon o planiranju i uredenju prostora, navodi kako za hidroelektrane snage preko 10 MW rješenje o lokaciji izdaje ministarstvo nadležno za poslove uredenja prostora, dok je za izdavanje rješenja o lokaciji za manje objekte nadležan organ lokalne uprave nadležan za poslove uredenja prostora, i to ako se radi o objektu koji se gradi prema prostornom planu jedinice lokalne samouprave, generalnom urbanistickom planu, urbanistickom planu naselja, detaljnom urbanistickom planu i urbanistickom projektu (clan 50 .).

Zakon o izgradnji objekata, u clanu 32. navodi kako za objekte od znacaja za Republiku dozvolu izdaje ministarstvo nadležno za gradevinarstvo, a u tu kategoriju pripadaju i hidroelektrane (i termoelektrane) snage 10 MNJ i više (pretpostavlja se da se ovdje misli na 10 MW). Za sve ostale objekte (pa tako i hidroelektrane snage manje od 10 MW) gradevinsku dozvolu izdaju prijestonica, glavni grad i jedinice lokalne samouprave. Iako se u ova dva zakona ne spominje podjednako kategorija malih hidroelektrana, ocigledna je namjera zakonodavca da se za manje objekte, s obzirom na njihov naglašeniji lokalni znacaj, procedura izdavanja dozvola prebaci u nadležnost lokalnih vlasti, za razliku od vecih objekata, koji posjeduju veci znacaj na državnom nivou.

Drugo mjesto gdje postoji distinkcija u ovom smislu je Zakon o energetici. U clanu 2 tog zakona, definiše se kako „male elektrane oznacavaju elektrane snage do 10 MW“. Dalje se u njemu (clank 32.) propisuje kako „elektrane instalirane snage do 10 MW zasnovane na obnovljivim izvorima , imaju pravo da prodaju energiju na distributivnoj mreži“. Male hidroelektrane se u tom clanu spominju na nekoliko mjesta, kao posebna kategorija uz alternativne izvore energije, kojima se dopuštaju pojednostavljeni postupci izdavanja licenci i prikljucenja na mrežu. Nigdje se, medutim, u Zakonu izricito ne definišu male hidroelektrane, iako se iz teksta Zakona može indirektno zakljuciti kako se to odnosi na objekte snage manje od 10 MW.

13.4. POTENCIJALNE LOKACIJE ZA MALE HIDROELEKTRANE U CRNOJ GORI U POREÐENJU SA GRANICOM OD 10 MW

Prema podlogama dostavljenima od strane narucilaca studije, u Crnoj Gori postoji oko 70 potencijalnih lokacija za male hidroelektrane, koje su studijski obradene. Ukupna snaga projektovanih hidroelektrana je 232 MW, a moguca godišnja proizvodnja 644 GWh (što daje prosjecni godišnji faktor iskorištenja kapaciteta od 31,7%). Od 70 obradenih lokacija, na samo dvije predvidene hidroelektrane su snage vece od 10 MW – HE Malo Ždrijelo na toku Bijele u slivu Komarnice, te HE Buce na toku Bistrice u slivu Lima. Obje su lokacije projektovane sa snagom tek nešto vecom od 10 MW (11,74, odnosno 11,5 MW). S druge strane, predvideni faktori iskorištenja kapaciteta na spomenutim lokacijama daleko su ispod prosjeka (19,1%, odnosno 19,5%). Faktor iskorištenja kapaciteta kod hidroelektrana znatno utice na proizvodnu cijenu elektricne energije (po kWh), buduci da su kod njih varijabilni troškovi pogona prakticki zanemarivi. Zato se može, na odredeni nacin, dovesti u korelaciju



ekonomska atraktivnost cjelokupnog projekta s ostvarivim faktorom iskorištenja. Svakako, treba imati na umu i cinjenicu da presudan uticaj na cijenu energije u tom smislu, ima visina investicije u hidroelektranu. No, kako je ekonomski detaljnije obradeno, tek za nekoliko lokacija od navedenih 70, nije moguce dati tacnu procjenu isplativosti pojedinog od tih projekata.

Kako medu 70 potencijalnih lokacija ima i projekata s faktorom iskorištenja blizu 40%, pretpostavljeno je da spomenute dvije lokacije sa snagom nešto preko 10 MW, nece biti medu nekoliko najatraktivnijih. Zato se može zakljuciti kako, prakticki, svi perspektivni projekti izgradnje malih hidroelektrana u Crnoj Gori, spadaju u kategoriju ispod 10 MW instalirane snage. Tako da povecanje pocetka sa 10 na 20 MW (iako taj pocetak nigdje nije strogo definisan) ne bi donijelo velike promjene ili koristi u razmatranju problematike razvoja malih hidroelektrana u Crnoj Gori.

13.4.1. Pregled ekonomski obradenih lokacija i njihovih snaga

U okviru tacke 11. projektnog zadatka, obradeni su ekonomsko-finansijski aspekti tri pilot-projekta izgradnje malih hidroelektrana. Naime, za te projekte dostupna je odredena pretprojektna dokumentacija , neophodna za ekonomsko-finansijsku procjenu, iako je i ta dokumentacija na prilicno niskom stepenu obrade. Radi se o sljedeca tri projekta: HE Otilovici (3 MW), HE Krupac (0,8 MW) i HE Slano (4,7 MW).

Kao što se može primijetiti, nijedna obradena lokacija ne nalazi se ni blizu granice od 10 MW. Uz pretpostavke uzete u okviru ove studije, sva tri projekta pokazuju se neisplativima. Eventualno povecanje instalirane snage nije analizirano, zbog nepostojanja ekonomsko-tehnickih pokazatelja za izvodenu varijantu s vecom snagom. Realno je pretpostaviti, kako su navedene snage za ova tri pilot-projekta odabrane u skladu s uobicajenim kriterijumima, pri cemu je u obzir uzeta vremenska raspodjela dotoka u odredenu elektranu, odnosno kriva trajanja dotoka. Zato ispitivanje varijante s višestruko vecom snagom na istoj lokaciji nije potrebno .

13.5. ZAKLJUCNO O OPCIJI POVECANJA POCETKA ZA MALE HIDROELEKTRANE

Na osnovu iznesenih razmatranja vezanih za postavljanje granice za snagu malih hidroelektrana, preporucuje se zadržati postojeci, i ujedno na medunarodnom nivou preporuceni pocetak od 10 MW. Eventualno povecanje pocetka s 10 na 20 MW, prema trenutno raspoloživim podacima o potencijalnim projektima, ne bi gotovo uopšte promijenilo sliku o mogucnostima izgradnje mHE. Pretpostavlja se da su spomenute lokacije (njih 70) obradene bez uzimanja u obzir kvantitativnog limita od 10 MW pri odabiru optimalne projektirane snage, pa je stoga upitno njihovo preispitivanje uz vecu instaliranu snagu.

Iako zakonodavni okvir ne sadrži tacnu definiciju pojma „male hidroelektrane“, ocito je i u njemu prepoznata granica od 10 MW izmedu malih i velikih hidroelektrana. U tom smislu bi se mogle preporuciti odredene dopune trenutnom zakonodavstvu, u smislu definicije malih hidroelektrana. No, uzimajuci u obzir ostale prepreke snažnijem razvoju mHE u Crnoj Gori, koje su identifikovane u okviru ove studije, granica od 10 MW ne smatra se znacajnom preprekom za privlacenje privatnih investitora i intenzivniju izgradnju malih hidroelektrana.



14. IMPLIKACIJE PRIKLJUCENJA MALIH HIDROELEKTRANA KAO DISPERZOVANIH PROIZVODNIH IZVORA NA DISTRIBUCIONU MREŽU (TASK # 14)

U ovom dijelu su na uopšten nacin razmotrene glavne implikacije prikljucenja disperzovanih izvora elektricne energije na mrežu. Proizvodnja elektricne energije iz malih hidroelektrana smještena je u kontekst disperzovane proizvodnje. Najprije su opisani tehnicki uticaji disperzovanih proizvodnih izvora na sisteme proizvodnje, prenosa i distribucije elektricne energije. Zatim su predocena neka rješenja tehnickih uticaja, kao i otvorena pitanja. Opisane su vrste proracuna u distribucionoj mreži, koji se koriste u studijskoj analizi prikljucenja malih disperzovanih izvora na distribucijsku mrežu. Prepoznate su implikacije prikljucenja malih hidroelektrana na distribucionu mrežu, s obzirom na stabilnost pogona i naponske uslove u mreži. Analizirana je korist za sistem u cjelini, koja se ostvaruje dodatnom sinhronizacijom disperzovanih proizvodnih izvora. Razmotrene su i poteškoce koje time mogu nastati.

14.1. DISPERZOVANA PROIZVODNJA ELEKTRICNE ENERGIJE

Savremeni elektroenergetski sistemi uglavnom su razvijeni tokom posljednjih 50 godina. Razvoj je slijedio osnovnu ideju, prema kojoj su pod nadzorom iz jednog središta upravljanja veliki generatori putem blok-transformatora injektirali elektricnu snagu u visokonaponsku prenosnu mrežu. Zatim je prenosni sistem korišten za transport snage, cesto i na velikim udaljenostima. Na kraju, snaga iz prenosnog sistema je, preko serije distribucionih transformatora , usmjeravana kroz srednjonaponsku i niskonaponsku distribucionu mrežu prema potrošacima na nižem naponu. Medutim, odnedavno se ponovo pojavilo znacajno zanimanje za prikljucenjem proizvodnih objekata na distribucionu mrežu. Ova namjera je poznata kao disperzovana proizvodnja elektricne energije.

Konvencionalno ustrojstvo savremenih elektroenergetskih sistema nudi veliki broj prednosti. Vece proizvodne jedinice mogu biti efikasnije, pa su u pogonu s relativno manjim brojem pogonskog osoblja. Povezane visokonaponske prenosne mreže omogucavaju minimiziranje zahtjeva za rezervnom snagom. Omogucen je u bilo kojem trenutku ulazak u pogon najefikasnijeg proizvodnog objekta . Veliki iznosi snage mogu biti prenijeti na velikim udaljenostima uz ogranicene gubitke. Distribucione mreže mogu se, u tom slucaju, projektovati za jednosmjerne tokove snaga (od glavne pojne tacke distribucione mreže prema potrošacima) i dimenzionirati samo za potrebe potrošackih opterecenja. Medutim, u posljednjih nekoliko godina pojavilo se više uticaja , cije je kombinovanje dovelo do povecanog zanimanja za disperzovanu proizvodnju (smanjenje emisije CO2, programi energetske efikasnosti ili racionalnog korištenja energije, deregulisanje i natjecanje, diversifikacija energetskih izvora, zahtjevi za samoodrživi razvoj nacionalnih energetskih sistema i dr.).

Uticaj na okolinu jedan je od znacajnih faktora u razmatranju prikljucenja novih proizvodnih objekata na mrežu. Uz za brinutost o emisiji štetnih plinova iz elektrana na fosilna goriva, obnovljivi izvori dobijaju svoju priliku. Na osnovu Kyoto Protokola, mnoge zemlje treba da smanje emisiju CO2, kako bi se smanjio uticaj na klimatske promjene. Stvaraju se programi iskorištavanja obnovljivih izvora, koji ukljucuju male hidroelektrane, elektrane na vjetar, fotonaponske izvore, zemni plin, energiju iz otpada i iz biomase. Kogeneracijske šeme koriste otpadnu toplotu termalnih proizvodnih objekata , bilo za industrijske procese ili grijanje , pa su vrlo dobar nacin povecanja ukupne energetske efikasnosti. Obnovljivi izvori imaju znatno manju energetsku vrijednost u poredenju s fosilnim gorivima, zbog cega su njihove elektrane manje velicine i geografski široko raspodijeljene. Na primjer, male hidroelektrane uglavnom su vezane za planinske vodotoke, elektrane na vjetar treba smjestiti



u vjetrovitim podrucjima, dok su elektrane na biomasu obicno skromnog kapaciteta, zbog znacajnih troškova transporta goriva relativno male energetske vrijednosti. Takve male elektrane se prikljucuju, uglavnom, na distribucionu mrežu.

Medutim, od svoje pojave, disperzovana proizvodnja elektricne energije postaje cest predmet polarizovanih tehnickih diskusija. S jedne strane nalaze se inženjeri motivisani iskustvenim saznanjima o složenosti pogona EES-a, koji iskazuju zabrinutost u pogledu elementarne ostvarljivosti masovnog uvodenja neregulisanih i neupravljivih generatora u distribucionu mrežu. S druge strane se nalaze entuzijasticni zagovaraci izvora obnovljive energije, poput malih hidroelektrana, elektrana na vjetar i kogeneracion ih elektrana, koji vjeruju da takve proizvodne jedinice neophodno treba uvoditi u pogon , kako bi se ispunili domaci i medunarodni zahtjevi za smanjenjem emisije CO2. Štoviše, obnovljivi izvori povecavaju samoodrživost elektroenergetskog sistema, u slucajevima eventualne energetske krize u proizvodnji elektricne energije, koja je danas zavisna od isporuke uglja, plina i nafte.

U okviru novih organizacionih smjernica unutar elektroenergetskog sietema, nije zanemarljiv ni uticaj privatnih investitora. Uticaj je posebno izražen u dijelu ukupne proizvodnje elektricne energije, koji je nazvan disperzovanom proizvodnjom. Inicijative potencijalnih investitora koji dolaze s liberalizacijom tržišta elektricnom energijom, dodatno uticu na potrebu razmatranja tehnickih aspekata prikljucenja obnovljivih izvora disperzovane pirode, narocito na distribucionu mrežu.

S obzirom na današnje stanje razvoja, disperzovana proizvodnja elektricne energije obilježena je sljedecim odrednicama:

Ø postupak planiranja disperzovanih izvora nije centralizovan,

Ø raspored proizvodnje disperzovanih izvora nije centralizovan,

Ø disperzovani izvori uobicajeno su prikljuceni na distribucionu mrežu,

Ø velicina izgradnje disperzovanih izvora manja je od 50 -100 MW.

Izostanak centralizovanosti pri planiranju i stvaranju rasporeda proizvodnje, odnosi se na nemogucnost dispecerskog upravljanja iz hijerarhijski najvišeg središta, nad osnovnim ponašanjem disperzovanih izvora u okviru elektroenergetskog sistema. Karakteristike pogona sistema odreduje postupak uvrštenja proizvodnih jedinica u raspored proizvodnje ili potreba za uskladenom proizvodnjom jalove snage u sistemu. Na taj nacin se utice na dvije osnovne komponente sistema: frekvenciju (globalni pokazatelj) i napon (lokalni pokazatelj). Na osnovu dugotrajnih i kratkotrajnih odziva osnovnih komponenti, izvode se procjene kvaliteta isporucene elektricne energije. Trenutno se na disperzovane izvore gleda gotovo iskljucivo kao na proizvodace energije (kWh), koji ne doprinose ostalim funkcijama sistema (regulisanje napona, pouzdanost mreže, rezervna snaga). Iako je to djelimicno posljedica tehnickih svojstava disperzovanih izvora, ogranicena uloga disperzovane proizvodnje najvecim dijelom je stvorena na osnovu administrativnih i komercijalnih uslova pod kojima su trenutno u pogonu.

Uloga disperzovanih izvora u sistemu uveliko zavisi od strukture tržišta i elektroprivrede, pravila prikljucenja na mrežu i subvencija. Na osnovu navedenih odrednica, ocjenjuje se mogucnost prikljucenja disperzovanih izvora na sistem u znacajnijoj mjeri i mogucnost njihovog ukljucenja u proces planiranja pogona EES-a.

U vecini zemalja tradicionalna struktura sistema se zasniva na velikim integrisanim elektroprivredama. Takvi sistemi uglavnom vec imaju izvjesna iskustva s nezavisnim proizvodacima elektricne energije i industrijskim elektranama. Ovi proizvodaci cesto nijesu pod uticajem dispecera iz hijerarhijski najvišeg upravljackog centra. Posebno je to slucaj, ukoliko su prikljuceni na distribucionu mrežu. U mnogim slucajevima takvi proizvodaci su ukljuceni u postupak planiranja sistema na osnovu zajednickih ulaganja , ili nekih drugih oblika saradnje s integrisanom elektroprivredom. Dalje, ne iskazuje se potreba za



definisanjem nadoknada za njihovo prikljucenje na sistem, za prenos i za dodatne usluge. Integrisana elektroprivreda odgovorna je za sigurnost snabdijevanja.

Disperzovani izvori, koji za pocetak nijesu dovoljno kompetentn i s obzirom na njihove visoke proizvodne troškove, imaju prigodu za probitak samo ukoliko su subvencionisani (primjer obnovljivih izvora). Na primjer, u Velikoj Britaniji se subvencije dodjeljuju samo odredenom dijelu proizvodnih kapaciteta. U Njemackoj su subvencije definisane u obliku nadoknada za izbjegnute troškove elektroprivrede, na ciju su mrežu izvori prikljuceni. Posebno za slucaj prikljucenja disperzovanih izvora u podrucjima sa slabom mrežom, pravila prikljucenja na mrežu koja rezultiraju s vecim ili manjim investicionim troškovima, imaju znacajnu ulogu u odlucivanju o profitabilnosti cijelog projekta.

U slucaju potpuno razdvojene strukture elektroprivrede, integracija više ne postoji na nacin na koji se javljala u prethodnom primjeru. Uocen je trend prema formiranju nezavisnog operatora sistema koji upravlja visokonaponskim prenosnim sistemom. Predašnji sektor proizvodnje se sada takmici sa nezavisnim proizvodacima iz industrije, ili sa drugim ucesnicima na tržištu, kao i s disperzovanim izvorima. Eventualnim smanjenjem troškova na strani proizvodnje nakon otvaranja tržišta , dodatno se umanjuju izgledi disperzovanih izvora.

S druge strane, postoji mogucnost stvaranja novih tržišta zasnovanih, na primjer, na 'zelenim sertifikatima' za obnovljive izvore , cime se ipak mogu povecati izgledi za njihovu primjenu. Subvencije za posebne vrste disperzovanih izvora ostvarljive su takode, i u okvirima tržišta s otvorenim pristupom. U slucaju da disperzovani izvori nijesu upravljani iz hijerarhijski najvišeg centra, i da ne ucestvuju u pružanju dodatnih usluga, ali da zbog toga ostvaruju profit, dolazi do neravnoteže na tržištu, koja najviše zavisi od njegove strukture.

Dalje, disperzovani izvori (osim elektrana na vjetar i malih hidroelektrana) najcešce su prikljuceni u blizini potrošaca u distribucionoj mreži , što u principu pomaže u smanjivanju gubitaka u prenosnom sistemu. Medutim, gubici u distribucionoj mreži mogu biti i ogranicavajuci faktor njihove izgradnje , ukoliko su u vecem stepenu penetracije locirane u ruralnim podrucjima niske gustoce opterecenja. Naime, prikljucenje disperzovanih izvora na distribucionu mrežu, može zahtijevati izvodenje dodatnih pojacanja u djelovima iste mreže, cime se povecavaju investicion i troškovi. Tada se javljaju zahtjevi za definisanjem nadoknada za prikljucenje i korišcenje sistema.

Uopšteno, povecani udio disperzovanih izvora uzrokuje pojavu brojnih tehnickih posljedica koje su uocene u razlicitim zemljama. Posljedice zavise od velicine izgradnje disperzovanih izvora, od vrste korištenih generatora, ali i od strukture sistema. Na primjer, subvencije za proizvodnju elektricne energije iz elektrana na vjetar u nekim zemljama su uzrokovale povecanje broja instaliranih vjetroturbina, a time i pojavu specijalnih problema u standardnim elektroenergetskim sistemima. Ekonomska opravdanost projekta izgradnje elektrane na vjetar, zahtijeva njen smještaj u podrucju s visokom iskorištenosti vjetra. Podrucja visoke iskorištenosti vjetra cesto se nalaze unutar naponski relativno slabih djelova mreže koji su locirani u ruralnim predjelima. Time se znatnije otežava njihovo efikasno prikljucenje na distribucionu mrežu. Slicna situacija može da se javi i u slucaju povecane izgradnje malih hidroelektrana , koje se cesto smještaju u planinskim predjelima s naponski relativno slabom distribucionom mrežom.

Prema dosadašnjem standardnom mišljenju, uloga distribucione mreže pasivne je prirode i svodi se na distribuisanje elektricne energije industrijskim potrošacima i domacinstvima. U svijetlu novih tendencija koje idu za primjenom disperzovane proizvodnje, ja vlja se potreba za distribucionom mrežom aktivne prirode. Aktivna distribuciona mreža treba da udovolji zahtjevima onih potrošaca koji svoju potrošnju mogu namiriti sopstvenom lokalnom proizvodnjom, a višak da plasira u mrežu. S obzirom da se prikljucenje disperzovanih izvora znatno cešce izvodi na distribucionoj mreži , elektroenergetski sistem se dovodi u izmijenjenu situaciju u odnosu na onu koja je prvobitno zamišljena. Pasivnu ulogu distribucione mreže potrebno je zamijeniti aktivnom. Zamjena uloga cesto uzrokuje potrebu za primjenom vecih



investicionih zahvata u mreži, koji bi omogucili vecu efikasnost pro izvodnje elektricne energije iz disperzovanih proizvodnih izvora.

14.2. TEHNICKI UTICAJI DISPERZOVANIH IZVORA NA SISTEME PROIZVODNJE I PRENOSA

Operator prenosnog sistema odgovoran je za planiranje proširenja prenosne mreže, pogon prenosne mreže , ukljucujuci upravljanje naponom i jalovom snagom, mjerenje i naplatu, planiranje proširenja proizvodnih kapaciteta i energetsko planiranje (ukoliko je operator prenosnog sistema ujedno i vlasnik proizvodnih objekata), održavanje sistema rezervne snage, trgovanje elektricnom energijom u svrhu pokrivanja gubitaka, raspored proizvodnje jedinica i regulisanje frekvencije. Povecana izgradnja disperzovanih izvora utice na svaki od navedenih zadataka operatora prenosnog sistema.

Uticaj na planiranje proširenja prenosne mreže javlja se samo ukoliko se veci broj disperzovanih izvora prikljucuje jednako na prenosnu mrežu, cime dolazi do promjene topologija mreže. U sistemima s izrazito povecanim bro jem neupravljivih i, do izvjesnog stepena, nepredvidivih izvora, slabost prenosne mreže predstavlja prepreku za integraciju veceg broja disperzovanih izvora. Snažna i prilagodljiva prenosna mreža, omogucuje medunarodno trgovanje snagom za regulaciju (u cilju pružanja pomocnih usluga). Štoviše, operator prenosnog sistema treba da vrednuje rizik i posljedice ispada velikog broja disperzovanih izvora koji su prikljuceni na sistem. Ispadi vodova i transformatora zbog preopterecenja, mogu se javiti kao posljedica velikog povecanja opterecenja. Zato je neophodno da se pažljivo razmotre dinamicka svojstva sistema, u slucaju da se lokalna podrška disperzovanih izvora koristi kao sredstvo povecanja prenosne moci. Dinamicko ponašanje sistema je takode ugroženo, ukoliko kvarovi u mreži uzrokuju ispade velikog br.oja generatora, cime dolazi do izrazitog nedostatka snage proizvodnje. To se posebno javlja u primjeni frekvencion ih releja. Previsoko baždarenje u podfrekvencionoj zaštiti cini težim ionako ozbiljno stanje nakon ispada snage proizvodnje. Frekvencioni releji iskljucuju disperzovane izvore i na taj nacin povecavaju nedostatak snage proizvodnje.

U pogonu prenosne mreže upravljanje naponom jedan je od osnovnih zadataka . Problemi se javljaju ako je veliki dio opterecenja napajan iz disperzovanih izvora na nižim naponskim nivoima. U tim stanjima, preostali generatori koji su prikljuceni na prenosnu mrežu cesto nijesu u mogucnosti da upravljaju naponom uz dovoljan nivo tacnosti. Zato se može javiti potreba za preispitivanjem prenosnih premjera transformatora, ukljucivanjem poprecnih prigušnica ili promjenom topologije mreže putem iskljucenja vodova. Zbog istih razloga, operator sistema treba da posveti pažnju stepenu struja kratkog spoja, koji može biti znacajno izmijenjen u situacijama s malom proizvodnjom na prenosnom naponu. Ispravnost prorade releja u sistemu tada može biti doveden u pitanje. Eventualni nedostatak poznavanja instaliranog kapaciteta i lokacije disperzovanih izvora, jednako utice na planove ponovnog uspostavljanja stanja nakon ozbiljnih incidenata u sistemu. Zbog toga se javlja potreba za primjenom komunikacionih kanala, u cilju omogucavanja nadzora operatoru prenosnog sistema nad najznacajnijim disperzovanim izvorima.

Planiranje proširenja proizvodnje i energetsko planiranje pod uticajem su disperzovanih izvora zbog neupravljivosti njihove izlazne snage, koja je, pored toga, u brojnim slucajevima još i teško predvidiva. U pogledu stvaranja dugorocne rezerve potrebne za kvalitetno regulisanje glavnih komponenti sistema, disperzovani izvori nece zamijeniti konvencionalne izvore iste velicine izgradnje, zbog njihovih stohastickih karakteristika. Zahtjevi, s obzirom na diversifikaciju sistema proizvodnje, promjenjivi su u za visnosti od razlika u godišnjim i dnevnim krivama opterecenja nakon angažovanja disperzovanih izvora i/ili povecanja zahtjeva za sekundarnom rezervom. Pri energetskom planiranju (do 5 godina unaprijed) ponekad je potrebno razmotriti i smanjenje ocekivane proizvodnje. Disperzovani izvori sigurno uticu na godišnju krivulju opterecenja, a time i na proizvodnju i trgovanje elektricnom



energijom iz ostalih izvora. Ovaj uticaj je stohasticke prirode, pa u slucaju intermitentnih izvora i s vrlo velikim neizvjesnostima u predvidanju. Zato je, pored predvidanja potrošnje, potrebno sprovoditi i predvidanje proizvodnje iz disperzovanih izvora.

Održavanje rezervne snage, trgovanje elektricnom energijom, raspored proizvodnje i regulisanje frekvencije, takode, su pod uticajem disperzovanih izvora usljed njihove stohasticke prirode. U velikim povezanim sistemima poput UCTE-ovog, primarna rezervna snaga vjerovatno nije pod znakom pitanja, s obzirom da su cak i velike fluktuacije izlazne snage koje su ocekivane kod intermitentnih izvora, ipak manjeg iznosa od fluktuacija opterecenja. U manjim (otocnim) sistemima taj aspekt je od posebnog znacenja. Zahtjevi za sekundarnom reze rvnom snagom mogu biti povecani, s obzirom da se izlazna snaga disperzovanih izvora predvida samo uz ogranicenu tacnost. Zato je fluktuaciju izlazne snage disperzovanih izvora , potrebno uravnotežiti putem snage razmjene izmedu povezanih sistema ili u okviru nekog od sopstvenih pod sistema. Zahtjevi za sekundarnom rezervnom snagom mogu da budu pod uticajem rizika od ispada velikog broja disperzovanih izvora prikljucenih na visokonaponsku i srednjonaponsku mrežu, u uslovima kvarova u mreži. Vrlo je specificna vjerovatnost u odnosu na druge incidente, s obzirom na zahtje ve sekundarne rezervne snage i zavisnosti od sistema, tako da se njena analiza rijetko sprovodi. Metodologija stvaranja rasporeda proizvodnje velikih proizvodnih izvora, zasigurno ce biti suocena s novim ogranicenjima. Deterministicki pristup optimisanju rasporeda angažovanja proizvodnih jedinica, potrebno je preispitati ukoliko bi nakon angažmana disperzovanih izvora preostao vrlo mali iznos tereta , i to uz fluktuacije kako tereta, tako i disperzovanih izvora. Trgovanje elektricnom energijom pod slicnim je uticajem, ali ponekad može predstavljati jedino rješenje. Posebno je to slucaj kada proizvodnja iz disperzovanih izvora nadvisuje iznos, koji može biti korišten u sistemu, nakon sprovedenog razmatranja svih ogranicenja , poput zahtjeva za rezervnom snagom i zahtjeva za stabilnim pogonom.

14.3. TEHNICKI UTICAJI DISPERZOVANIH IZVORA NA DISTRIBUCIONI SISTEM

Disperzovani izvori uticu na kvalitet napajanja i tehnicke aspekte, poput snage kratkog spoja ili sistema zaštita. U pogledu kvaliteta napajanja, najcešce se razmatra jedino kvalitet napona. Pouzdanost snabdijevanja, uglavnom se ne mijenja zbog integrisanja disperzovanih izvora, koji se nalaze van sistema upravljanja iz hijerarhijski najvišeg središta, s obzirom da izostaje izraženija korelacija s opterecenjem. Neki uticaji su lokalne prirode i mogu se razriješiti korišcenjem lokalnih mjerenja. Ostali aspekti vecinom za vise od strukture mreže, pa se zato razmatraju u okviru dugorocnog planiranja.

Zavisnost izmedu disperzovanih izvora i pogona distribucione mreže razmatra se u okviru dva aspekta:

Ø Mrežna moc. Ogranicena je problemom stabilnosti napona i problemom strujne opterecenosti opreme. Povecanje mrežne moci izvodljivo je u odredenom rasponu vrijednosti optimisanjem postojecih stepena slobode u pogonu mreže , ili investiranjem u novu primarnu opremu.

Ø Kriterijumi prikljucenja. Pod uticajem su tehnološkog izvodenja disperzovanih izvora i ostalih lokalnih mjera. Posebno su vezani za flikere, najveca odstupanja napona, struje kratkog spoja i selektivnost sistema zaštite.

U visokonaponskim mrežama kriterijumi prikljucenja uglavnom predstavljaju manji problem od strujne opterecenosti u normalnom pogonu, kao i pri (n-1) kriterijumu. Prikljucenje disperzovanih izvora na visokonaponsku mrežu, u današnje vrijeme ulazi u okvire standardizovanih postupaka planiranja. U srednjonaponskim i niskonaponskim mrežama potrebno je pažljivije razmatrati napone u stacionarnim i prelaznim stanjima. Osnovno obilježje neupravljivih disperzovanih izvora odnosi se na fluktuaciju izlazne snage, koja nije u



jednakoj vezi s elektricnim teretom. Rezultirajuca fluktuacija napona u mreži superponira se na vec postojecu fluktuaciju, uzrokovanu promjenama elektricnih tereta. Superponiranje fluktuacija može stvoriti potrebu za proširenjem raspona napona u normalnom pogonu. Eventualnim proširenjem raspona napona troši se rezerva u mreži , i povecava neraspoloživost mreže za dodatne potrošace.

Za sve potrošace koji su prikljuceni na niskonaponsku mrežu, ogranicenje napona uzima se u rasponu 230 V +6%/-10%. Za potrošace prikljucene na srednjonaponsku mrežu ogranicenje se uzima prema Un±10%. Iz primjera predocenog na slici (Slika br. 20) uocava se da, nakon oduzimanja najveceg ocekivanog propadanja napona u niskonaponskoj mreži (≈5%) i na transformatorima lokalne mreže (≈2.5%), kao i ukljucivanjem tolerancije regulatora napona transformatora izmedu visokonaponske (VN) i srednjonaponske (SN) mreže (≈2%), ogranicenost raspona napona u srednjonaponskoj mreži može poprimiti iznos ≈6.5%. Manji pad napona u niskonaponskoj mreži, povecava moc srednjonaponske mreže i obratno. Dodatne komponente namijenjene regulisanju napona koje su instalirane na disperzovanim lokacijama, u takvim mrežama mogu povecati prenosnu moc.

Slika br. 20: Primjer proracuna prihvatljivog pada napona u srednjonaponskoj mreži

Potrebu za proširenjem raspona napona zbog injektiranja snage iz disperzovanih izvora, moguce je ublažiti kompenzacijom jalove snage disperzovanih izvora. Na taj nacin bi se podržala optimizacija tokova jalove snage na višim naponskim nivoima. Zato, faktor snage disperzovanih izvora nije neophodno postaviti na konstantnu vrijednost (cesto 1), vec dozvoliti odredeni stepen slobode u svrhu zadovoljavanja lokalnih zahtjeva. Ukoliko vec nije ograniceno prihvatljivim rasponom napona, prikljucenje disperzovanih izvora bilo bi ograniceno od strane strujne opterecenosti opreme, koja je odredena termickim naprezanjem. Uobicajeno se pretpostavlja da termicko ogranicenje struje može biti kratkotrajno narušeno, na primjer u uslovima brzog ponovnog uspostavljanja napajanja nakon kvara.

Intermitentni disperzovani izvori su posebno podložni stvaranju fluktuacija snage, uzrokujuci time nagle promjene napona i flikere. Poremecaji koji se na taj nacin uzrokuju , izražavaju se pomocu faktora flikerske poremecenosti. U Njemackoj, na primjer, u srednjonaponskim mrežama faktor dugotrajne flikerske poremecenosti ne smije preci granicu Plt=0.67. Zbog stohasticke nezavisnosti signala poremecaja iz razlicitih potrošaca, kao i prigušenja uvedenog mrežnom impedancijom izmedu potrošaca koji su razmješteni na vecim udaljenostima, pretpostavlja se da je navedeno gornje ogranicenje flikera osigurano ukoliko faktor ne prelazi Plt=0,37 za pojedinacne potrošace, i P lt=0,46 za pojedinacne intermitentne disperzovane izvore. U svrhu ogranicavanja uticaja flikera, brze promjene djelatne i jalove snage potrebno je odgovarajuce umanjiti. Prikladnim izborom tehnologije i velicine izgradnje elektrane, moguce je osigurati stanje sistema, u kojem flikeri ne bi postali ogranicavajuci faktor. Najveca dozvoljena amplituda brzih jednokratnih promjena napona u nje mackim srednjonaponskim mrežama je ogranicena na 4%. Medu intermitentnim disperzovanim



izvorima takve promjene se javljaju samo kod elektrana na vjetar, pa kao i flikeri za vise od vrste generatora.

Prikljucenje disperzovanih izvora koji imaju jednako spojene sinhrone ili asinhrone generatore, može doprinijeti povišenju snage kratkog spoja iznad sposobnosti mrežne opreme. Snaga kratkog spoja ima uobicajeno najveci iznos u cvorištu transformatora smještenog u glavnoj pojnoj tacki distribucione mreže (izmedu visokonaponske i srednjonaponske mreže). U zavisnosti od konfiguracije mreže, snaga kratkog spoja u tom cvorištu može doci na gornju granicu cak i kada u srednjonaponskoj mreži nema dodatnog izvora snage. U skladu sa tim, u slucaju integrisanja disperzovanih izvora, potrebno je provjeriti snagu kratkog spoja za svaki pojedinacni slucaj prikljucenja, pa ukoliko se pokaže neophodnim, zadržati njen iznos u okviru dozvoljenog raspona korišcenjem odgovarajucih mjera u elektrani (na primjer, konverterskim odvajanjem), ili primjenom limitera struje kratkog spoja.

Zaštita proizvodnih jedinica kod disperzovanih izvora ne stvara posebne poteškoce i izvodi se pomocu standardne relejne opreme. Glavni izazov se pronalazi u projektovanju suce lja prema shemi zaštite, kao i njegovoj koordinaciji prema mrežnim relejima i uslovima pogona u mreži. Sistemi zaštite u srednjonaponskim mrežama u današnje vrijeme su pretežno zasnovani na radijalnosti pogona. Selektivnost prorade postiže se korišcenjem nezavisnih nadstrujnih releja s vremenskim zatezanjem, koji su razmješteni bez razmatranja usmjeravanja. U slucaju pojave kvara, iskljucuje se samo relevantna grana, tako da preostali dio mreže nastavlja s normalnim pogonom. Ukoliko postoji više disperzovanih tacaka napajanja, sve grane s prikljucenim proizvodnim izvorima napajaju mjesto kvara. To zapravo znaci da, ako sistem zaštite ne uspije , treba izolovati disperzovani izvor od mreže dovoljno brzo poslije otkrivanja podnaponskog stanja. Nezavisni nadstrujni releji s vremenskim zatezanjem mogu neselektivno iskljucivati grane u mreži koje nijesu pogodene kvarom. Selektivnost se u okvirima odredenih ogranicenja u takvim slucajevima postiže povecanjem vremenskog zatezanja nadstrujnih releja, razlicitim udešavanjem vremenskih zatezanja ili povecanjem zone nedjelovanja sistema podnaponske zašite. Za povecanje zone nedjelovanja ili odgadanja vremena prorade nezavisnih nadstrujnih releja nije u potpunosti moguce reci da ne stvaraju probleme, posebno s obzirom na poželjnost brzog iskljucenja, izbjegavanja oštecen ja opreme i sigurnost pogonskog osoblja. Osim toga, neophodno je omoguciti sprovodenje pouzdanog otkrivanja kvarova sa malim strujama kvara. Posebno ukoliko sistemi imaju veci broj grana, postoji mogucnost nastanka problema vezanih za koncept sistema zaštita, tako da je ponekad potrebno preduzeti i radikalnije mjere (poput instaliranja jednosmjernih nezavisnih nadstrujnih releja s vremenskim zatezanjem).

U osnovi, pouzdanost napajanja obicno se ne povecava zbog integracije disperzovanih izvora, koji su izvan sistema upravljanja vodenog iz hijera rhijski najvišeg središta. Dakle, pri projektovanju je neophodno preventivno djelovanje, kako disperzovani izvori ne bi uticali na pouzdanost napajanja. Do toga može da dode ukoliko selektivnost sistema zaštite postane ugrožena, efikasnost automatskog ponovnog ukljucenja nije više zagarantovana, ili se javi opasnost od preopterecenja kaba la nakon privremene promjene konfiguracije mreže. Dalje, naponi u stacionarnim stanjima ne smiju preci prihvatljiva ogranicenja pri izuzetnim uslovima napajanja. U takvim slucajevima može biti neophodno izolovanje disperzovanog izvora od mreže, ili opremiti disperzovani izvor automatskim limiterima napona.

Promjene tokova snaga pracene su promjenama gubitaka u mreži. Uz malo napajanje, gubici u mreži se smanjuju kako se period korištenja opreme (a time i faktor gubitaka) smanjuje. Gubici u mreži se povecavaju kada disperzovana proizvodnja uveliko premašuje iznos opterecenja. Takode, gubici se povecavaju kada je faktor snage u pojnoj tacki potrebno udesiti s izrazitim induktivnim karakterom, kako bi se osiguralo postojanje prihvatljivih pogonskih uslova u mreži (posebno dozvoljeni raspon napona). U principu, gubici u mreži nijesu predmet pogonskih ogranicenja. Ipak, zbog ekonomicnosti potrebno ih je minimizirati.



Neupravljivi disperzovani izvori koji su prikljuceni na srednjonaponsku ili niskonaponsku mrežu, povecavaju neophodne investicije u mreži. Njihova primjena uzrokuje potrebu za proširenjem ocekivanih raspona napona, cime se smanjuje mrežna moc koja je potrebna za napajanje dodatnih potrošaca.

14.4. RJEŠENJA TEHNICKIH UTICAJA I OTVORENA PITANJA

U današnje doba postoje dva osnovna pristupa planiranju prikljucenja disperzovanih izvora na mrežu. Oba pristupa su motivisana ogranicenošcu kvaliteta napajanja potrošaca prema evropskoj normi EN 50160. Sljedeca dva primjera objašnjavaju razlicitost u pristupima:

Ø Samo su zahtjevi potrošaca znacajni u odlucivanju o mogucnosti prikljucenja disperzovanih izvora, kao i o tome kako treba da izgleda projekat. Nadležni operator sistema provjerava mogucnost nastanka interferencije u svakom pojedinacnom slucaju. Ovaj postupak se primjenjuje u Velikoj Britaniji, gdje su pripadni standardi kvaliteta definisani na osnovu inženjerskih preporuka.

Ø Kako bi se olakšalo razmatranje prikljucenja velikog broja disperzovanih izvora, donose se posebna pravila o prikljucenju , cime se cijeli postupak cini prakticnijim. U Njemackoj se pravila o prikljucenju zasnivaju na odgovarajucim standardima pogona mreže i zahtjevima korisnika. Pretpostavlja se postojanje tipicne srednjonaponske mreže s prosjecnim opterecenjima, kao i tipicnim vrstama i duljinama vodova.

Uopšteno, u drugom pristupu se ne garantuje kvalitet napajanja u situacijama s velikom gustocom disperzovanih izvora. Ipak, ceste su situacije u kojima se disperzovani izvori prikljucuju s obzirom na zahtjeve potrošaca , kada to pojednostavljena pravila o prikljucenju na mrežu ne dozvoljavaju. U Njemackoj, Danskoj, Španiji i Holandiji prihvatljive su vrijednosti promjene napona u stacionarnom stanju znatno restriktivnije u poredenju sa vrijednostima definisanim u EN50160 (±10%). Restriktivnost je motivisana pretpostavkom prema kojoj ukupni prihvatljivi raspon sa stanovišta potrošaca ne smije biti predviden samo za jedan disperzovani izvor, vec treba da bude raspodijeljen izmedu potrošaca i disperzovanog izvora. U Njemackoj se isti princip primjenjuje u definisanju kvaliteta napona.

Potrošnja jalove snage, kao sredstva smanjenja povišenih iznosa napona u stacionarnom stanju, u nekim zemljama je prihvatljiva u odredenoj mjeri. U Holandiji se injektiranje jalove snage ne smatra korisnim, dok se u drugim zemljama primjenjuje samo u posebnim slucajevima. Ni u jednoj zemlji nema naplate za potrošnju jalove snage ukoliko je cos ϕ>0.9. Ukoliko je cos ϕ<0.9, uvode se tarife za naplatu koje se krecu izmedu 0 i 0,015 €/kVAh u Njemackoj, te izmedu 0 i 4% od cijene kWh u Španiji. U Holandiji se primjenjuju razliciti dogovori. Samo se u Španiji primjenjuju tarife takode i za isporuku jalove snage iz disperzovanih izvora. Tehnicki aspekti sinhronizacije i zaštite trebaju da ispune zahtjeve postavljene tehnickim standardima, a zavisni su od specificnosti sistema zaštite.

U razmatranju disperzovanih izvora, pri planiranju i pogonu elektroenergetskog sistema, neophodno je uspostaviti i koristiti nove matematicke modele analize. Zbog stohasticke zavisnosti izlazne snage disperzovanih izvora , neophodno je uvesti dodatne elemente vezane za razlicite neizvjesnosti. Sljedeci aspekti neizvjesnosti su od posebnog znacenja , s obzirom na primjenu disperzovanih izvora:

Predvidanje opterecenja/proizvodnje. Uvrštenje proizvodnih jedinica u raspored proizvodnje sprovodi se na osnovu prethodno izvedenog predvidanja opterecenja, koje u tradicionalnim sistemima sadrži neizvjesnost u rasponu od 3%. Ova neizvjesnost se neutralizuje sprovodenjem ekonomskog dispecinga u realnom vremenu. Povecanje udjela neupravljivih jedinica koje su obilježene stohastickim ponašanjem, povecava neizvjesnost u ukupnim predvidanjima op terecenja i proizvodnje. Zato je neophodno razviti nove modele za predvidanje proizvodnje, i to u zavisnosti od tehnologije disperzovanih izvora i pridruženog



stepena slucajnosti. Prikupljanje i pothranjivanje podataka predstavljaju osnovni aspekt. U Danskoj su sve konvencionalne jedinice iznad 2 MW i gotovo sve vece elektrane na vjetar, opremljene uredajima za mjerenje u realnom vremenu. Za manje jedinice rješenje je predvideno u obliku snimaca. Za slucaj primjene veceg broja mikro-proizvodnih jedinica, ovom je aspektu neophodno posvetiti veliku pažnju. Potrebno je preduzeti istraživacke aktivnosti, koje se odnose na uticaj koji povecana neizvjesnost ima na uvrštenje proizvodnih jedinica u raspored proizvodnje, kao i na ekonomski dispecing.

Prilagodenje zahtjeva s obzirom na rezervnu snagu i instalirani kapacitet. U današnjem vremenu zahtjevi su, s obzirom na rezervnu snagu (primarnu i sekundarnu), zasnovani na pretpostavkama koje su postavljene za vertikalno integrisanu strukturu tradicionalnih elektroenergetskih sistema. Struktura se odnosi na veliki broj klasicnih proizvodnih objekata i manji broj neupravljivih jedinica. Proizvodne jedinice s velikim stohastickim vladanjem doprinose fluktuacijama proizvodnje. Kvarovi u mreži ponekad uzrokuju ispad veceg broja disperzovanih izvora (Danska). Zbog toga je neophodno sprovoditi analizu vjerovatnosti ispada odredenog iznosa snage proizvodnje. Fluktuacije i ispadi proizvodnih jedinica uticu na neophodni iznos rezervne snage (primarne i sekundarne). Dalje, ukupni iznos instaliranog kapaciteta potrebno je preispitati s obzirom na pouzdanost, buduci da disperzovani izvori zamjenjuju samo jedan njegov dio. Navedene zahtjeve rezerve potrebno je prilagoditi zavisno od broja i vrste disperzovanih izvora instaliranih u sistemu.

Planiranje prenosne mreže. Disperzovani izvori mogu imati veliki uticaj na planiranje visokonaponske prenosne mreže. U nekim situacijama se mogu javiti kao potencijalno alternativna rješenja standardnom razvoju mreže. U angažmanu jedinica koje su u vlasništvu nezavisnih proizvodaca , moguce je izbjeci mrežna ogranicenja uko liko te jedinice imaju garantni postotak raspoloživosti (na primjer, 95% tokom zimske sezone u standardnim ugovorima za kogeneraciju u Francuskoj). Raspoloživost može biti vremenski zavisna i vezana za trenutno stanje opterecenja, što je cini predmetom planiranja. Za preostala ogranicenja, operator sistema preduzima rješenja u domenu generatora i okolne lokalne mreže (na primjer, za slucaj neraspoloživosti voda), koja predstavljaju alternativu izvodenja pojacanja u mreži. Za EdF je odnedavno uvedena obaveza razmatranja takvih rješenja usljed zahtjeva vezanih za zaštitu okoline . Za bilo koji problem razvoja , potrebno je razmotriti razlicita rješenja ko ja su zasnovana ili na disperzovanim izvorima, ili na pojacanjima u mreži. Uz disperzovanu proizvodnju, postotak neraspoloživosti kod disperzovanih jedinica znatno je veci nego kod vodova (5 ⋅10-2 prema 5⋅10 -4). Zato (n-1) pravilo o sigurnosti pogona mreže nije dovoljno, pa treba razmotriti i ostale situacije poput (n -2) ili cak i (n -3).

Planiranje distribucione mreže. Neizvjesnosti u razvoju instaliranog kapaciteta disperzovanih izvora, kao i njihovim lokacijama, uticu takode i na planiranje distribucione mreže srednjeg i niskog napona. U novim okolnostima, postojece mreže potrebno je koristiti znatno efikasnije i to uz upotrebu novih modela, u koje su ukljuceni disperzovani izvori. Potrebno je tacnije izracunati njihov uticaj na tokove snaga u distribucionim mrežama. S obzirom na iskustva iz Holandije i Njemacke, upotrebom novih modela moguce je odgoditi ili izbjeci investicije u mreži, i na taj nacin povecati ukupnu ekonomicnost.

Posebna pravila koja su postavljena u okviru sistema usluga, razlicita su izmedu razlicitih operatora i zavisna od strukture elektroenergetskog sistema i vrste deregulacije. Usluge je potrebno pružiti korisnicima kako bi se zagarantovao dovoljan pogon ukupnog sistema. Usluge pruža operator sistema koji ih dobija iz proizvodnih izvora i mreže. Koncepcijski, ideja se zasniva na ucestvovanju svih generatora (ukljucujuci disperzovane izvore) u svim vrstama usluga. U suprotnom, generatori koji u tome ne ucestvuju usluge bi trebali da kupe. Prema drugom konceptu, kupci su obavezni da kupe usluge od bilo kojeg dobavljaca. U nastavku su predocena rješenja u sistemu usluga u razlicitim zemljama. U onim zemljama gdje su proizvodnja i distribucija potpuno razdvojene (Velika Britanija i skandinavske zemlje), usluge osigurava prenosna kompanija. Neke usluge mogu biti takmicarski ustrojene (rotirajuca rezerva), za što treba uspostaviti tržišni mehanizam. Ostale usluge nijesu u



sistemu takmicenja (dispeciranje i rasporedivanje jedinica). Usluge se dijele na sljedece opšte grupe:

Ø Dispeciranje. Disperzovani izvori obicno nijesu ukljuceni u sistem upravljanja iz hijerarhijski najvišeg središta za koji je odgovoran operator sistema. Iskustva iz Holandije i Danske pokazuju da pogon s velikim brojem disperzovanih izvora, može dovesti do situacija u kojima velike središnje proizvodne jedinice ne mogu slijediti promjene opterecenja. Zato je uspostavljena vremenski promjenjiva cijena elektricne energije isporucene iz disperzovanih izvora, kako bi se promovisala veca proizvodnja tokom perioda veceg opterecenja , i motivisali disperzovani izvori da slijede krivulju opterecenja. Vece cijene elektricne energije javljaju se tokom dnevnih perioda s visokom potrošnjom, a niže cijene tokom noci.

Ø Rezerva. U svrhu zadovoljavajuceg ispunjavanja zahtjeva s obzirom na primarnu rezervnu snagu, staticnost regulatora brzine obrtaja/snage postavlja se izmedu 2% i 6% na svim jedinicama koje su u pogonu. U deregulisanim sistemima definišu se obaveze generatora i/ili uspostavlja tržište pomocu kojeg se motivišu generatori da doprinose primarnoj rezervnoj snazi. U Velikoj Britaniji su generatori placeni prema MW/Hz vrijednosti, koja je proporcionalna njihovom instaliranom kapacitetu i godišnjem prosjeku (iznad 5 godina) vremena provedenog u pogonu. Placa se iznos definisan na osnovu umnoška [(MW/h) x ugovorena cijena] za sve generatore. Višak primarne rezervne snage prodaje se na odvojenom tržištu. Proizvodaci iskazuju cijenu i velicinu raspoložive primarne rezervne snage koja nadvisuje obaveznu vrijednost, a generatori koji nemaju odgovarajucu vrijednost obavezni su kupiti potrebnu rezervu od drugih generatora. U takav sistem je moguce ukljuciti i disperzovane izvore, na slican nacin onome koji vrijedi za sve ostale generatore. Naravno, samo ukoliko su registrovani kod operatora sistema. U sistemima s prevladavajucom proizvodnjom iz hidroelektrana, sekundarna rezervna snaga je raspoloživa u dovoljnom iznosu. Problemi se eventualno mogu javiti u sistemima s pretežnom proizvodnjom iz termoelektrana (slucaj Holandije ). U slucaju vec uspostavljenog tržišta regulacione snage, moguce su kratkorocne i dugorocne kupoprodaje kapaciteta za sekundarnu rezervnu snagu. Disperzovani izvori mogu ucestvovati u aktivnostima na tom tržištu. U slucaju da u sistemu nema dovoljno raspoložive rezerve (u uslovima privremenog ili trajnog nedostatka velikih generatora ili ogranicene prenosne moci), izdavanje obaveznih naloga može postati neophodna mjera osiguravanja normalnog pogona.

Ø Regulacija napona. Kvalitet napona usko je vezan za snagu kratkog spoja. Zagarantovana je pravilnim projektovanjem sistema, kao i sigurnim dispeciranjem. U svrhu regulisanja napona u visokonaponskom prenosnom sistemu, operator sistema instruira proizvodace kako bi proizvodili jalovu snagu u iznosu dovoljnom za stabilan pogon mreže i minimalne gubitke. Disperzovani izvori uopšteno ne ucestvuju u regulisanju napona. Medutim, u slucaju da su generatori koji su pod nadzorom operatora sistema obavezni da ucestvuju u regulisanju napona bez nadoknade, potrebno je uvesti ekvivalentnu nadoknadu za disperzovane izvore.

Ø Pogon sistema. Pogon sistema, uklapanje vodova, raspored proizvodnje, planirano održavanje vodova i postrojenja, ocitavanje brojila i naplatu, izvodi operator sistema. Takode, sve tehnicke ili organizacione mjere koje se preduzimaju u svrhu lociranja ispada, kao i prevencije ispada i raspada u nadležnosti su operatora sistema. Generatori trebaju da ucestvuju u mjerama ponovnog uspostavljanja stanja nakon eventualnog raspada (sposobnost pokretanja bez prisustva spoljnjeg napona ili 'crni' start). U tim aktivnostima trebaju da ucestvuju i disperzovani izvori.

Razvoj odgovarajucih cijena za sistem usluga, u mnogim zemljama je još uvijek u nastajanju. Neke od usluga mogu se naci u uslovima tržišnog takmicenja (rotirajuca rezervna snaga), uz potrebu uspostavljanja tržišnog mehanizma. U tom slucaju , disperzovani izvori kao i svi ostali



mogu ucestvovati u tržišnom nadmetanju. U slucaju postojanja obaveznih odnosa bez odgovarajuceg nacina placanja, potrebno je uspostaviti ekvivalentnu nadoknadu za disperzovane izvore, kako bi se izbjegla diskriminacija.

Vrsta tržišta, monopolisticka ili otvorena struktura, i nivo cijena snage i energije, uticu na udio disperzovanih izvora i brzinu promjene tog udjela. U Njemackoj je zakonskim rješenjima zagarantovana visoka cijena obnovljivim izvorima , što je uzrokovalo brzi porast izgradnje elektrana na vjetar. Slican razvoj javlja se u mnogim zemljama. Otvaranje i mijenjanje strukture tržišta vodi prema brzim promjenama strukture proizvodnje. U nekoliko zemalja je uocena tendencija prema zamjeni konvencionalne proizvodnje , ukoliko postoji znacajan podsticaj takmicenja ili razlike u cijeni. S druge strane, u zemljama s niskim cijenama energije, poput Norveške s velikim hidroenergetskim kapacitetom, ocekivani porast disperzovane proizvodnje vrlo je nizak.

Izgradnja disperzovanih izvora u vecem broju zasigurno utice na gotovo sve djelove sistema snabdijevanja elektricnom energijom. Osnovne karakteristike obilježava neizvjesnost pridružena njihovoj izlaznoj snazi, pa ponekad cak i nedovoljno poznavanje njihovog instaliranog kapaciteta. Zato se skoro uvijek javlja zahtjev za izgradnjom snažnih i prilagodljivih mreža u blizini disperzovanih izvora. Ponekad se zahtjevi postavljaju sve do visokonaponskog nivoa, ukoliko je povecana potreba za trgovanjem snagom i rezervom u sistemu. Zamjena elektricne energije isporucene iz velikih konvencionalnih proizvodnih objekata s energijom iz disperzovanih izvora, utice na pogon mreže, zahtjeve za rezervnom snagom, regulaciju frekvencije, vozni red… U distribucionim mrežama, izgradnja disperzovanih izvora može povecati potrebu za mrežnom moci i stvoriti dodatne troškove pri planiranju. Ukoliko su ukljuceni u sistem središnjeg upravljanja, disperzovani izvori mogu u obliku povecanja pouzdanosti imati pozitivan uticaj na sistem.

Razvoj kriterijuma za prikljucenje disperzovanih izvora na mrežu pomaže u razmatranju tehnickih aspekata mreže. Dva su osnovna pristupa. Prema prvom pristupu se za svaki pojedinacni slucaj traži saglasnost sa zahtjevima potrošaca, bilo na osnovu analize tehnickih ogranicenja , ili postavljenog skupa više ili manje pojednostavljenih pravila prikljucenja na osnovu kojih se ocjenjuje mogucnost prikljucka. Nedostatak ovog pristupa nalazi se u podcijenjenoj mrežnoj moci u nekim slucajevima, a prednosti u obliku znacajnog smanjenja troškova planiranja. Prema drugom pristupu se razvijaju mode li u svrhu razmatranja disperzovanih izvora u fazama planiranja i pogona. Potreba za novim razvojem prepoznata je u zajednickom predvidanju opterecenja potrošaca i proizvodnje iz disperzovanih izvora, planiranju rezervne snage, planiranju visokonaponske mreže, kao i planiranju i pogonu mreža srednjeg i niskog napona. Osim ukljucivanja u razlicite faze planiranja, poželjno je uspostaviti takmicarske uslove izmedu klasicnih proizvodnih jedinica i disperzovanih izvora na nediskriminisanoj osnovi. Na taj nacin se disperzovani izvori upucuju na pružanje usluga u sistemu poput svih ostalih generatora. Nasuprot tome, nalazi se samo uspostavljanje ekvivalentnih nadoknada. Posljednju strategiju predstavlja saradnja s operatorima disperzovanih izvora, nudenjem usluga u okviru planiranja i raspodjele. Time se operatorima sistema olakšava preglednost nad instaliranim kapacitetom disperzovanih izvora. Iako se opisani zadaci možda posmatraju kao prepreke kojima se nastoji smanjiti stepen njihove penetracije u sistem, ali, osnovni cilj im ipak predstavlja integracija disperzovanih izvora u elektroenergetski sistem na najbolji moguci nacin i to bez diskriminisanja bilo kojeg od ig raca na tržištu.

Mnoga pitanja su još uvijek otvorena. Pravila prikljucenja na mrežu u mnogim sistemima su još uvijek u fazi razvoja. Modeli za planiranje i pogon koji ukljucuju disperzovane izvore djelimicno postoje, ali ih je daljim razvojem potrebno poboljšati i proširiti. Na kraju, u mnogim sistemima je strukturu tržišta potrebno prilagoditi rastucem broju disperzovanih izvora. Posebno je to potrebno s obzirom na odgovarajuce ucestvo vanje u pružanju usluga koje se zahtijeva od svih generatora u cjelini.



14.5. OPŠTI PROBLEMI U PROIZVODNJI ELEKTRICNE ENERGIJE IZ DISPERZOVANIH IZVORA

U svrhu balansiranja polarizovanih stavova o izgradnji disperzovanih proizvodnih izvora, potrebno je razmotriti ekonomske i tehnicke aspekte , koji su povezani s uslovima njihovog prikljucenja na mrežu. Ekonomski aspekti se razmatraju tek odnedavno, i cini se da ce postati ocigledni samo u deregulisanim sistemima, gdje postoji jasna razlika izmedu proizvodnje kWh i pružanja pomocnih usluga. S promjenom tokova djelatne i jalove snage nakon prikljucenja disperzovanih izvora , dolazi do izmjene prirode distribucione mreže. Mreža poprima aktivnu prirodu usljed cega se javljaju znacajni tehnicki aspekti, koje je potrebno razmotriti na odgovarajuci nacin. U vecini zemalja pažnja se usmjerava prema stvaranju propisa i pravila , pomocu kojih se osigurava kvalitet napajanja potrošaca. Povecano uvodenje obnovljivih izvora elektricne energije poput malih hidroelektrana, posebno elektrana na vjetar, stvara komponentu neupravljivosti u EES-u. Na osnovu vremenske prognoze moguce je predvidjeti prosjecno vladanje u kratkorocnom periodu, ali ne i dinamicke promjene koje uzrokuju promjenjivost iznosa injektirane snage u mrežu. Time se dalje uzrokuju poteškoce u regulisanju napona i frekvencije, tj. u kvalitetu isporucene elektricne energije.

Implikacije prikljucenja disperzovanih izvora vezane su za sljedece tehnicke probleme:

Ø Regulacija napona i kompenzacija jalove snage. U svakom distribucionom sistemu jasno je iskazana obaveza napajanja potrošaca , uz održavanje napona u odredenim granicama. Ovaj zahtjev cesto odreduje troškove koji su pridruženi projektovanju i sprovodenju distribucione mreže. Prikljucenje disperzovanog izvora uzrokuje promjenu tokova snaga i naponskog profila, u zavisnosti od stanja opterecenja u mreži. Osim distribucionog transformatora s regulacijom pod opterecenjem, cesto je potrebno primijeniti i sredstva za kompenzaciju jalove snage, kako bi se regulisao napon u cvorištima distribucione mreže.

Ø Regulacija frekvencije i upravljanje snagom. Problem s frekvencijom javlja se u otocnom režimu rada distribucione mreže na koji je prikljucen disperzovani izvor. Ukoliko u mreži nema drugih lokalnih proizvodnih jedinica regulisanog tipa, frekvenciju nije moguce održati, s obzirom da intermitentni disperzovani izvori najcešce nijesu u izvodenju s regulisanim pogonom. Do otocnog pogona distribucione mreže može doci ispadom transformatora koji je lociran u glavnoj pojnoj tacki distribucione mreže.

Ø Stabilnost napona i ugla . Ukoliko se na generatore disperzovane proizvodnje gleda samo kao na proizvodace kWh, razmatranje stabilnosti ne poprima vece znacenje. Naime, u slucaju kvara u mreži i ispada disperzovanih generatora, izgubljen je jedino kratki period lokalne proizvodnje, koja ce nakon toga biti ubrzo ponovo uspostavljena. Nasuprot tome, ukoliko su disperzovani generatori znacajni u podršci pogona cijelog elektroenergetskog sistema, prelazne pojave u problemu stabilnosti poprimaju veliko znacenje. U nestabilnom stanju, asinhroni generatori se ubrzavaju i povlace vrlo veliku jalovu struju iz mreže, cime se naponi u mreži dalje snižavaju.

Ø Kvalitet isporucene elektricne energije. Kvalitet napajanja procjenjuje se s obzirom na prelazne promjene napona, kao i harmonicku izoblicenost mrežnog napona. Zavisno da karakteristika mreže i disperzovanog izvora, nakon prikljucenja može doci do narušavanja kvaliteta napona kod ostalih korisnika (potrošacki tereti) u distribucionoj mreži. Promjenjivost primarnih uslova pogona proizvodne jedinice preslikava se na snagu koju ta jedinica injektira u mrežu. Brzina i intenzitet tih promjena uveliko uticu na kvalitet isporucene elektricne energije.



Ø Zaštita. Zaštita pasivne distribucione mreže organizovana je s obzirom na smjer struje koja dolazi samo iz jednog izvora, odnosno iz glavne pojne tacke. Kvar se neutralizuje proradom samo jednog zaštitnog uredaja (serijski nadstrujni ureda ji). Ukoliko su na distribucionu mrežu prikljuceni disperzovani izvori, moguce je stvaranje uslova, pri kojima ne dolazi do prorade zaštitnih uredaja organizovanih s obzirom na samo jedan smjer napajanja mjesta kvara. Shema automatskog ponovnog ukljucenja voda pogodenog kvarom, od velikog je znacenja za neprekidnost snabdijevanja potrošaca elektricnom energijom. Medutim, ukoliko se takva shema primjenjuje na vodu koja je u bliskom kontaktu s izvorom, moguca je pojava znatnih oštecenja zbog loše sinhronizacije.

Ø Pouzdanost i raspoloživost. Pouzdanost povracaja investicije predstavlja osnovn i motiv investiranja u disperzovanu proizvodnju elektricne energije. Disperzovani generatori imaju znatno veci uticaj na pouzdanost snabdijevanja krajnjeg potrošaca, nego na pouzdanost sistema. Medutim, ponekad i sistem ima koristi od disperzovane proizvodnje. Narocito ukoliko zbog njene primjene dolazi do odlaganja investicija u mreži, kao i do ublažavanja vrlo visokih cijena elektricne energije.

Navedeni opšti problemi, odnose se na tehnicke prepreke , koje je potrebno premostiti kako bi se povecali izgledi za izgradnju malih hidroelektrana , kao disperzovanih izvora elektricne energije. Neke od tehnickih prepreka ko je se mogu lokalno javiti u okviru navedenih opštih problema su: neodgovarajuce termicko dimenzioniranje opreme, previsok stepen struja kratkog spoja, nestabilnost generatora, neodgovarajuce postavke transformatora s promjenjivim prenosnim pre mjerom pod opterecenjem, interakcija s regulacijom napona zasnovanom na kompenzaciji pada napona uzduž voda, izloženost potrošaca povecanom iznosu napona u stacionarnom stanju, povecanje gubitaka, narušavanja kvaliteta isporucene elektricne energije, narušavanje reda u sistemu zaštita…

S obzirom na razdvojenu ulogu distribucionih mreža, znaca jno je provjeriti tehnicke uslove napajanja ostalih potrošaca , nakon prikljucenja disperzovanih izvora. U vecini slucajeva distribuciona mreža nije projektovana za smještaj generatora. Štoviše, distribuciona mreža je mogla biti u pogonu i napajati potrošace to kom veceg broja godina prije samog prikljucenja. Ukoliko velicina izgradnje disperzovanog izvora predstavlja znacajan dio mrežne moci, njegovo prikljucenje ima znacajan uticaj na karakteristike mreže. Mreža može ozbiljno ograniciti evakuaciju snage iz disperzovanog izvora, koji je zato potrebno analizirati kao komponentu sistema. Neophodno je sprovesti studijsku analizu, kako bi se procijenila potreba za eventualnim izvodenjem pojacanja u mreži nakon prikljucenja disperzovanog izvora. U nekim slucajevima, studijske analize mogu ukazati i na to da, s obzirom na ukupne troškove, ogranicenje pogona disperzovanog izvora predstavlja bolje rješenje u poredenju sa izvodenjem pojacanja u mreži.

Projektovanje distribucion ih mreža podrazumijeva dvije osnovne ideje: isporuka elektricne energije potrošacima uz prihvatljiv kvalitet napajanja u normalnim uslovima pogona, kao i zaštita in tegriteta sistema u slucaju da je dio mreže u stanju kvara. Studijska analiza oslanja se na proracun tokova snaga, proracun kratkog spoja i proracun stabilnosti. Navedeni proracuni izvode se korišcenjem stvarnih parametara ugradene opreme u malim elektranama, kao i relevantnih elemenata distribucionih mreža.

Djelovi elektricnih uredaja koje potrošaci prikljucuju na mrežu (posebno elektronski uredaji) namijenjeni su pogonu unutar relativno uskih granica napona oko nazivne vrijednosti. Zato napon u svim cvorištima distribucione mreže treba održavati unutar dozvoljenog raspona , u svim ocekivanim stanjima opterecenja. Proracun tokova snaga koristi se za provjeru normalnih pogonskih stanja elektroenergetske mreže. Uz zadate snage proizvodnje i opterecenja u sistemu, proracun tokova snaga rezultira s naponima u svim cvorištima sistema. Uz poznate napone po iznosu i uglu, racunaju se tokovi snaga kroz sve elemente mreže. Proracun tokova snaga zapravo se koristi u svrhu odredivanja stanja u mreži pri razlicitim iznosima snage opterecenja, i razlicitim angažmanima proizvodnih jedinica.



Prikupljanje parametara mreže cesto je vremenski vrlo zahtjevan zadatak. Impedancije vodova i kablova potrebno je preracunati na osnovu podataka proizvodaca u matematicki iskoristiv oblik.

Brojni faktori mogu da uticu na pojavu oštecenja u distribucionoj mreži. Vodici u distribucionoj mreži odvojeni su od zemlje i medusobno razmaknuti korišcenjem razlicitih izolacionih materijala (vazduh , papir ili polimer). Ponekad može doci do nepredvidivog pucanja u izolaciji, kao i stvaranja kratkog spoja izmedu vodica ili izmedu vodica i zemlje. Ova nenormalna putanja vodenja struje naziva se kvarom. Kvarovi u obliku kratkih spojeva ne ugrožavaju samo sigurnost pogonskog osoblja, vec mogu znacajno oštetiti opremu ukoliko se pojave visoki iznosi struje na mjestu kratkog spoja. Takode , moguce je da struja poprimi iznos veci od iznosa nazivnog dimenzioniranja prekidaca, koji je upravo namijenjen njenom prekidanju. Proracun kratkog spoja koristi se u svrhu prepoznavanja iznosa struje kvara pri razlicitim konfiguracijama mreže i mjestima kvara. Rezultati se ne koriste samo u svrhu provjere nivoa struje kvara, ni dovoljne dimenzioniranosti komponenti mreže kroz koje struja prolazi. Potrebno je potvrditi da je struja kvara dovoljno velikog iznosa, kako bi sistem zaštite uopšte mogao prepoznati da se radi o stanju kvara. Projektovati sistem zaštite tako da je moguce prepoznati i izdvojiti stanja sistema s velikim strujama opterecenja u normalnom pogonu, kao i stanja sistema s malim strujama u uslovima kvara u mreži, vrlo je težak zadatak. S obzirom da greške pri otkrivanju kvara cine neprihvatljiv sigurnosni rizik, distribucioni sistem je potrebno projektovati tako da je struja kvara dovoljno velikog iznosa, i da može biti prepoznata u svim uslovima pogona. Potrebno je napraviti razliku izmedu simetricnih i nesimetricnih kratkih spojeva. Simetricni kratki spojevi obuhvataju sve tri faze na slican nacin, tako da u njima ne dolazi do izmjene simetrije izmedu napona i struja. U proracunu tih kvarova dovoljno je koristiti jednofazni model mreže. Nesimetricni kratki spojevi uzrokuju nesimetricnost u mreži i zahtijevaju znatno složeniju analizu.

Tokovi snaga i struje kvarova izracunavaju se uz pretpostavku da se sistem prethodno nalazio u tacki ravnoteže stacionarnog stanja. U tacki ravnoteže, napon po iznosu i uglu, u svim cvorištima je takav da snaga tece od cvorišta s viškom proizvodnje nad potrošnjom, do cvorišta s potrošnjom vecom od proizvodnje. U svakom cvorištu postoji ravnoteža izmedu snage proizvodnje, snage potrošnje i snage prenosa prema drugim cvorištima. Ravnoteža se primjenjuje i na proizvodne jedinice. Mehanicka snaga pogonskog stroja jednaka je elektricnoj snazi koju proizvodi generator uz zanemarene gub itke. U mehanickom pogledu, momenat ubrzanja na osovini pogonskog stroja, jednak je momentu usporenja koji je uzrokovan proizvodnjom elektricne snage iz generatora. S obzirom da je ukupni momenat jednak nuli, osovina se vrti konstantnom brzinom. Ugaona pozicija rotora mjeri se u odnosu na referentni sistem koji rotira sinhronom brzinom i naziva se uglom rotora. U tacki ravnoteže, ugao rotora cini mjeru iznosa snage koju generator injektira u mrežu. Kvarovi uzrokuju promjenu ravnotežnog stanja, zbog cega pre tpostavka o stacionarnom stanju sistema više nije upotrebljiva. Elektroenergetski sistem je tada potrebno tretirati kao dinamicki sistem. Proracun stabilnosti dinamickog sistema oslanja se na diferencijalne jednakosti, a ne samo na algebarske, kao u stacionarnom stanju. Diferencijalne jednakosti se koriste u svrhu provjere sinh ronosti pogona rotirajucih strojeva nakon poremecaja. Ukoliko je sinhronizam održan, sistem se smatra stabilnim. U protivnom, sistem je nestabilan . Svrha proracuna stabilnosti nalazi se u procjeni sposobnosti sistema da izdrži najteže poremecaje. Koristi se i pri odredivanju ogranicenja pogona EES-a.

Ako je potrebno analizirati brze prelazne pojave, kao i vladanje uredaja zasnovanih na energetskoj elektronici, prethodne tri vrste proracuna mogu se pokazati neodgovarajucima. Naime, ti proracuni su zasnovani na pretpostavci da su valni oblici napona i struje sinusoidalni, zbog cega se ukupni sistem modelira korišcenjem fazora u domenu elektromehanickih pre laznih pojava. U slucaju da ta pretpostavka više nije prihvatljiva, sistem je potrebno analizirati u okviru znatno krace vremenske skale korišcenjem elektromagnetskih prelaznih modela. U tim modelima nema pretpostavke o sinusoidalnosti valnih oblika. Valni oblici izracunavaju se korak-po-korak korišcenjem detaljnog sistema diferencijalnih jednacina



koji obuhvata sve komponente sistema. Ovakvim pristupom se vladanje sistema obuhvata na vrlo precizan i detaljan nacin.

Navedene vrste proracuna koriste se za procjenu ozbiljnosti tehnickih problema, koji se mogu javiti nakon prikljucenja disperzovanog izvora na mrežu. U nastavku su opisani problemi promjenjivosti napona u mreži, povecanja nivoa struja kratkog spoja, kvaliteta isporucene elektricne energije, zaštite, stabilnosti, pogona mreže i ekonomicnosti.

Promjenjivost napona u mreži. U svakom distribucionom sistemu jasno je iskazana obaveza napajanja potrošaca, uz održavanje napona u okviru dozvoljenih granica. Ovaj zahtjev cesto odreduje troškove i nacin projektovanja distribucione mreže. Tokom dugog niza godina razvijana je metodologija maksimalnog iskorištenja elemenata distribucione mreže, kako bi potrošaci bili napajani uz zadovoljavajuci napon. Nivoi distribucionog napona razlicito su definisani u razlicitim zemljama, ali se, u osnovi, vode principom pogona radijalnog napajanja. Prenosni pre mjer distribucionog transformatora promjenjiv je u skladu s postavljenim kriterijumom regulacije napona. Na taj nacin se u stanju maksimalnog opterecenja osigurava napajanje i najudaljenijih potrošaca uz prihvatljiv napon. U stanju minimalnog opterecenja, napon kod svih potrošaca nalazi se neposredno ispod najviše dozvoljene vrijednosti. Ukoliko se na kraj radijalnog kraka prikljuci generator, dolazi do promjene tokova snaga i naponskog profila. Najteža situacija uglavnom se javlja kada je snaga opterecenja potrošaca najmanja, a izlazna snaga lokalnog generatora tece unazad prema glavnoj pojnoj tacki distribucionog sistema. Približni izraz za povecanje iznosa napona u slabo opterecenoj mreži zbog prikljucenja generatora jeste (u per unit vrijednostima):

( ) VXQPRV +=∆ , (1)

pri cemu P i Q oznacavaju izlaznu djelatnu i jalovu snagu generatora, R i X djelatni otpor i induktivnu reakciju spojnog elementa, a V nazivni napon voda. U nekim slucajevima povecanje napona moguce je ograniciti reverzisanjem toka jalove snage (Q), ili korišcenjem asinhronog generatora ili poduzbudenog sinhronog generatora u kapacitivnom pogonu. Asinhroni generator cesto se bira za primjenu u malim elektranama. Njegovo korišcenje može biti uspješan nacin ogranicavanja povišenja napona u srednjonaponskim mrežama koje uglavnom imaju viši X/R omjer. Kod kabela u niskonaponskoj distribucijskoj mreži dominira uticaj djelatne snage (P) i djelatnog otpora (R) ,tako da se, uopšteno, samo vrlo mali generatori prikljucuju na niskonaponsku mrežu. Tacka prikljucenja vecih generatora treba biti bilo na niskonaponskim sabirnicama transformatora, ili za vece elektrane jednako u mreži srednjeg ili visokog napona. U nekim zemljama se koriste vrlo jednostavna pravila predvidanja maksimalne velicine izgradnje malih elektrana, koje mogu biti prikljucene na razlicitim mjestima u distribucionom sistemu. Alternativni pristup odredivanju mogucnosti prikljucenja generatora koristi snagu kratkog spoja. Zahtijeva se da nivo trofaznog kratkog spoja (nivo kvara) u tacki prikljucenja generatora , poprimi minimalni iznos množioca nazivne dimenzionisanosti generatora. Za manje elektrane množioci mogu iznositi i do 20-25, ali i dalje predstavljaju vrlo pojednostavljeno pravilo. Vece elektrane uspješne su u pogonu distribucione mreže i uz niže premjere (6) nivoa kvara i nazivne dimenzionisanosti, i to bez bilo kakvih poteškoca. Ukoliko se studijske analize preduzimaju u cilju istraživanja uticaja lokalnog generatora na napon u distribucionoj mreži, tada se u osnovi razmatra bilo napon u cvorištu krajnjeg potrošaca, ili napon na nekoj srednjoj sekciji distribucione mreže. Razmatranje uticaja generatora na napon srednje sekcije distribucione mreže relativno je jednostavnije sprovesti, ali pruža nešto restriktivnije rezultate. U nekim distribucionim sistemima se koriste transformatori s regulacijom prenosnog premjera pod opterecenjem. Prenosni premjer se mijenja radi održavanja napona u okviru predvidenih granica. Cesto se povratna veza formira u kompaundiranom obliku napona, i struje opterecenja izlaznog voda. Kompenzacija pada napona na izlaznom vodu jedna je od tehnika kompaundacije, koja je zasnovana na pretpostavljenom faktoru snage. Zato, prikljucenje lokalnog generatora i posljedicna promjena faktora snage može dovesti do nekorektnog pogona, ukoliko je generator znatno veci u poredenju s teretom potrošaca.



Povecanje nivoa kvara u mreži. U malim elektranama se za proizvodnju elektricne energije koriste rotirajuci strojevi koji doprinose nivou kvara u mreži. Asinhroni i sinh roni generatori povecavaju nivo kvara u distribucionom sistemu, iako je tokom kvara njihovo vladanje medusobno razlicito. U urbanim podrucjima gdje se postojeci nivo kvara približava nazivnoj dimenzionovanosti rasklopne opreme, povecanje nivoa kvara može ugroziti prikljucenje novih generatora. Povecanje nazivne dimenzionovanosti rasklopne opreme može se pokazati vrlo skupim rješenjem, a ponegdje se ocekuje i da novi proizvodni objekti snose nove troškove. Doprinos novog generatora nivou kvara, smanjuje se uvodenjem impedancije izmedu generatora i mreže. Impedanciju cini transformator ili prigušivac, ali se njihovim instaliranjem stvara trošak zbog povecanih gubitaka. Takode , povecavaju se i promjene napona generatora. Koriste se osiguraci za ogranicavanje doprinosa generatora nivou kvara.

Kvalitet napajanja. Dva aspekta kvaliteta napajanja smatraju se znacajnima pri isporuci elektricne energije: prelazne promjene napona i harmonicka izoblicenost mrežnog napona. U zavisnosti od odredenih okolnosti, male elektrane mogu smanjiti kvalitet napona kod ostalih korisnika distribucione mreže. Male elektrane uzrokuju prelazne promjene napona u mreži tokom normalnog pogona, kao i ukoliko dode do pojave relativno velikih promjena iznosa struje prilikom uklapanja i isklapanja. Iznos struje u prelaznim stanjima ogranicava se pažljivim projektovanjem malih elektrana. Ukoliko se na slabu mrežu prikljucuje samo jedan generator, umjesto povecanja napona u stacionarnom stanju, ogranicavajuci faktor postaju prelazne promjene napona. Sinh roni generatori mogu se ukljuciti u pogon uz zanemarivo remecenje okolne mreže, ako se sinhronizacija izvodi korektno. Tiristorski upuštavaci u anti-paralelnom spoju za meki start proizvodnih jedinica , koriste se za ogranicavanje pocetne struje magnetizovanja asinhronih generatora na vrijednosti koje su manje cak i od nazivne struje. Medutim, iskljucenje nazivno opterecenog generatora iz pogona može dovesti do znacajnih padova napona. Kod malih elektrana se javljaju ciklicne promjene izlazne struje generatora, koje stvaraju flikere ako generatori nijesu odgovarajuce regulisani. Nasuprot tome, uvodenjem lokalne proizvodnje nekog drugog oblika podiže se nivo kvara u mreži. Nakon što su generatori prikljuceni na mrežu , poremecaji koje stvaraju potrošaci ili udaljeni kvarovi, stvaraju manje promjene napona i na taj nacin poboljšavaju kvalitet napajanja. Jedan od konvencionalnih pristupa poboljšanju kvaliteta napajanja osjetljivih industrijskih potrošaca visoke vrijednosti, upravo se sastoji u instaliranju lokalne proizvodnje. Nekvalitetnim projektovanjem elektronskog sucelja male elektrane prema mreži, dolazi do injektiranja harmonickih struja koje mogu uzrokovati neprihvatljivu izoblicenost napona u mreži. Tako, prikljuceni generatori mogu sniziti harmonicku impedanciju distribucione mreže, i time smanjiti harmonicki napon na racun povecanja harmonicke struje u elektrani. Na taj nacin se smanjuje mogucnost nastanka problema koji su vezani za harmonicku rezonancu. To je posebno znacajno, ako se poprecne kondenzatorske baterije koriste za popravljanje faktora snage i kompenzaciju jalove snage asinhronog generatora u maloj elektrani. Slican uticaj javlja se pri simetriranju napona u ruralnim srednjonaponskim sistemima, koje se izvodi korišcenjem asinhronog generatora. Ti naponi su cesto nesimetricni, usljed prikljucenja jednofaznih tereta. Asinhroni generator ima vrlo nisku impedanciju, s obzirom na nesimetricne napone, i nastoji da povuce iz mreže velike nesimetricne struje. Time se simetriraju naponi u mreži na racun povecanih struja u generatoru, uz posljedicu povecanog zagrijavanja.

Zaštita. Postoji više aspekata zaštite generato ra prikljucenog na distribucionu mrežu:

Ø zaštita opreme u maloj elektrani od unutrašnjih kvarova ,

Ø zaštita distribucione mreže koja je u kvaru od struje iz generatora, koja napaja mjesto kvara ,

Ø zaštita od gubitka pojne tacke, odnosno od otocnog pogona,



Ø uticaj generatora na postojecu zaštitu u distribucionom sistemu.

Zaštita generatora od unutrašnjih kvarova dobro je poznata. Struja koja napaja mjesto kvara iz distribucione mreže , koristi se za otkrivanje kvara. Metodologija koja se koristi u zaštiti bilo kojeg velikog motora , prihvatljiva je i u ovom slucaju. U ruralnim podrucjima, opšti problem predstavlja osiguranje dovoljnog iznosa struje koja mjesto kvara napaja iz mreže. Ta struja treba biti dovoljnog iznosa za brzu proradu releja ili osiguraca. Zaštita distribucione mreže koja je u stanju kvara od struje koja mjesto kvara napaja iz generatora, cesto predstavlja znatno teži zadatak. Asinhroni generatori ne mogu napajati mjesto trofaznog kratkog spoja održivom strujom kvara. Njihov održivi doprinos nesimetricnim kvarovima je ogranicen. Mali sinhroni generatori zahtijevaju sofisticirane uzbudne sisteme, s mogucnošcu forsiranja spratnim naponom tokom kvara, ukoliko se od njih ocekuje napajanje mjesta kvara održivom strujom kvara , koja je znatno veca od struje pri punom opterecenju. Zato je ponekad neophodno osloniti se na distribucionu zaštitu pri otklanjanju kvara na elementima distribucione mreže, i izolovati malu elektranu. U elektrani tada dolazi do prorade nadnaponske ili podnaponske zaštite, nadfrekvencijske ili podfrekvencijske zaštite , ili zaštite od gubitka glavne pojne tacke/otocnog pogona. Ova tehnika sekvencijalne prorade nije uobicajena, ali je neophodna, ako generatori nijesu u mogucnosti da osiguraju odgovarajucu struju kvara za primjenu neke od konvencionalnijih zaštita. Zaštita od gubitka glavne pojne tacke ili otocnog pogona , cesto se primjenjuje u sistemima gdje se koristi automatsko ponovno ukljucenje elemenata distribucione mreže. Zbog niza tehnickih i administrativnih razloga, otocni pogon male elektrane u dijelu distribucionog sistema odvojenog od glavnog sistema, smatra se neprihvatljivim. Zato se, poslije otkrivanja uslova otocnog pogona generatora i okolne mreže, inicira iskljucenje generatora. Prorada tog releja treba da se dogodi u okviru mrtvog vremena šeme automatskog ponovnog ukljucenja distribucionog elementa pogodenog kvarom, ukoliko se želi izbjeci protivfazno ponovno ukljucenje. Iako se koristi veci broj savremenih tehnika , poput ROCOF frekvencijskih releja ( rate of change of frequency) i pomjeranja vektora napona, ova je zaštita podložna pogrešnoj izradi. Do pogrešne izrade posebno dolazi ukoliko su postavne vrijednosti vrlo osjetljivo odredene, kako bi se što ranije otkrili uslovi otocnog pogona. Uzemljenje zvjezdišta generatora predstavlja aspekt koji je povezan s pogonom distribucionog sistema. U nekim zemljama smatra se neprihvatljivim vodenje pogona neuzemljenog sistema. Zato je potrebna posebna pažnja u slucajevima kada je zvjezdište postignuto i uzemljeno. Konacno, generator može uticati na pogon postojece distribucione mreže, uzrokujuci tokove struje kvara koji nijesu ocekivani u vrijeme izvornog projektovanja zaštite. Doprinos generatora u periodu kvara može podržati napon u mreži i dovesti do izostanka prorade releja.

Stabilnost. Ukoliko se od obnovljivih izvora ocekuje samo proizvodnja kWh, tada razmatranja stabilnosti generatora nijesu od velikog znaca ja. Ukoliko se kvar pojavi negdje u distribucionoj mreži i uzrokuje pad napona zbog kojeg dolazi do iskljucenja generatora, tada sve što je izgubljeno jeste samo kratki period proizvodnje. Generator se ubrzava i zatim iskljucuje proradom unutrašnje zaštite. Sistem nadzora pogona generatora poslije toga ceka ponovno uspostavljanje normalnih uslova u mreži , i automatski ponovno pokrece generator. Ako je tromost generatora niska, a vrijeme prorade zaštite u distribucionoj mreži veliko, osiguranje stabilnog pogona otežano je za sve kvarove u mreži. Nasuprot tome, ako je generator znacajan u pružanju podrške sistemu, tada stabilnost poprima povecano zn acenje. Stabilnost napona i ugla može biti znacajan problem u okviru odredenih okolnosti. Posebni problem u nekim zemljama predstavlja prorada ROCOF releja, koji su vrlo osjetljivo uredeni za otkrivanje uslova otocnog pogona. U slucaju velikih poremecaja u sistemu (gubitak velikog središnjeg generatora), moguca je njihova pogrešna izrada i iskljucenje veceg broja lokalnih generatora. Time se, naravno, frekvencija u sistemu dodatno smanjuje. Ponovno uspostavljanje stanja nakon ispada u sekciji distribucione mreže s vecim brojem generatora, takode zahtijeva dodatnu pažnju. Naime, nakon ponovnog ukljucenja elementa mreže, moguc je nastanak situacije u kojoj tereti zahtijevaju napajanje prije nego što su generatori ponovno ukljuceni. S tim problemom se najviše suocavaju operatori sistema proizvodnje i



prenosa, a u sistemu distribucije do sada nije bio uobicajen. Tokom prelaznog nestabilnog pogona dolazi do klizanja polova kod sinhronih generatora. Kod asinhronih generatora dolazi do ubrzavanja uz povlacenje velikog iznosa jalove struje , cime se dalje smanjuje napon u mreži i krece prema nestabilnosti napona. Granica stabilnosti asinhronog generato ra u stacionarnom stanju takode može postati ogranicavajuci faktor njegove primjene u vrlo slabim distribucionih mrežama. Naime, vrlo velika impedancija izvora ili nizak nivo kvara u mreži, može smanjiti vršni momenat asinhronog generatora na tako nisku vrijednost, tako da nije moguce ostvariti nazivni pogon.

Pogon mreže. Znacajna posljedica pogona generatora u okviru distribucione mreže, jeste da su elementi mreže sada napajani iz veceg broja tacaka. Javlja se potreba za sigurnosnom izolacijom i uzemljavanjem prije preduzimanja bilo kakvih djelatnosti na opremi. Takode, moguca je pojava poteškoca prilikom pribavljanja odobrenja za iskljucenje elemenata mreže u svrhu redovnog održavanja. Time se smanjuje prilagodljivost pri izvodenju radova u distribucionoj mreži na koju je prikljucen generator.

Ekonomicnost. Aspekti tehnickog uticaja lokalnih generatora na distribucioni sistem dobro su poznati, a proracuni i tehnike projektovanja kvalitetno postavljeni. Jedini novi aspekt koji se pri tome javlja, vezan je za ukupni stepen penetracije i prikljucenje malih elektrana na vrlo slabu mrežu. Nasuprot tome, ekonomski uticaj generatora na distribucionu mrežu tek se odnedavno ozbiljnije razmatra. Generator stvara promjenu tokova snaga u distribucionoj mreži, i time uzrokuje promjenu gubitaka snage i energije u mreži. Ukoliko je mali generator smješten u blizini velikog tereta, tada ce gubici u mreži biti smanjeni, s obzirom da te ret može biti napajan djelatnom i jalovom snagom iz obližnjeg generatora. Ukoliko je veliki generator smješten daleko od tereta , tada je vjerovatnija pojava povecanja gubitaka u distribucionoj mreži. Dalje komplikacije javljaju se zbog promjene iznosa elektricne energije, s povecanjem opterecenja u mreži. Postoji povezanost izmedu velikog opterecenja u distribucionoj mreži i korištenja skupih proizvodnih izvora. Zato bilo koji lokalni generator koji može biti u pogonu tokom tog perioda i smanjiti gubitke u distribucionoj mreži , znacajno utice na troškove pogona. U današnje doba, disperzovana proizvodnja ne ucestvuje u regulisanju napona u distribucionoj mreži, vec su lokalni generatori uglavnom u pogonu uz jedinicni faktor snage. Time minimizuju sopstvene elektricne gubitke i izbjegavaju naplatu zbog utroška jalove snage , nezavisno od potreba distribucione mreže. U Danskoj je postignut napredak u korišcenju lokalnih generatora (vecinom važi za kogeneracijske izvore) za tri razlicite vrijednosti faktora snage , u zavisnosti od doba dana. Tokom vršnih opterecenja jalova snaga se injektira u mrežu, dok su u periodu slabog opterecenja generatori u pogonu s jedinicnim faktorom snage. Disperzovana proizvodnja može takode biti korištena kao dodatak za izgradenost distribucione mreže. Pri tome treba imati na umu da generatori ne mogu dodati radijalne pojne vodove, da otocni pogon uopšte nije prihvatljiv, te da proširenje mreže može biti zahtijevano , ukoliko je potrebno , prikupiti snagu iz izolovanih obnovljivih izvora. Ipak, vecina distribucionih elemenata je vec udvostrucena ili uzamcena , pa disperzovana proizvodnja ponekad može umanjiti zahtjeve za planiranom izgradnjom. Trenutno, koncept prema kojem disperzovana proizvodnja može nadomjestiti izgradenost distribucione mreže , ipak nije široko prihvacen u distribucionim sistemima.

14.6. POGLED NA BUDUCI POGON SISTEMA S VISOKIM STEPENOM PENETRACIJE OBNOVLJIVIH IZVORA

Smjernice energetskog planiranja, koje se zasnivaju na Kyoto protokolu, odnose se na smanjenje emisije štetnih staklenickih plinova, kao i na sigurnost i diversifikaciju izvora energije. Zato se istraživanje u podrucju izvora energije usmjerava prema obnovljivim izvorima, za koje se u dugorocnom periodu ocekuje znacajno povecanje udjela. Na primjer, u zemljama Evropske unije, do 2010. godine potrebno je povecati udio obnovljivih izvora u nabavci ukupne energije , sa sadašnjih 6 na 12%. U tom pravcu je potrebno ukloniti prepreke, poput visokih troškova koji stoje pred obnovljivim izvorima, i proširiti mogucnosti primjene



rješavanjem posljedica intermitentne prirode mnogih obnovljivih izvora. Tek sada postaje jasno, da tehnicki problemi koji se javljaju pri povecanoj penetraciji obnovljivih izvora, mogu postati prepreka za njihovo buduce korišcenje, od kojeg se ocekuje znacajan doprinos u proizvodnji elektricne energije.

Danas je uglavnom ocigledno da postoji jasan nedostatak u sljedecim aspektima:

Ø tržišna pravila i mrežna pravila,

Ø standardi prikljucenja ,

Ø kriterijumi planiranja i pogona, kao i poslovni postupci operatora distribucionih sistema,

Ø sredstva vodenja, mjerni uredaji i sistemi upravljanja i zaštite.

Navedeni aspekti uveliko odreduju stanovišta koja se formiraju u okviru nacionalnih tržišta elektricnom energijom, i distribucionih sistema od kojih se ocekuje omogucavanje integracije obnovljivih izvora kao disperzovane proizvodnje s obzirom na uslove njihovog prikljucenja, vodenje njihovog pogona i njihovo tržišno poslovanje. Ocigledno je da na nivou zemalja Evropske unije postoji nedostatak harmonizacije pravila i smjernica, koje imaju za cilj dozvoljavanje i pokretanje veceg pristupa disperzovane proizvodnje prenosnim i distribucionim mrežama. U zemljama Evropske unije vec se radi na udruživanju i koordinisanju napora , koji se ulažu u prikupljanje relevantnih iskustava , kako bi se na evropskoj nivou stvorile preporuke za sljedece elemente organizacionog porijekla:

Ø harmonizaciju tržišnih pravila i pravila vodenja pogona sistema,

Ø širenje pozitivnih iskustava integracije disperzovane proizvodnje ,

Ø standardizaciju sucelja prema mreži i ostale opreme u obnovljivim izvorima sa svrhom podrške industrijskim proizvodacima.

U okviru navedenih organizacionih elemenata , potrebno je obratiti pažnju na sljedece aspektima, koji su od znacenja za rad na široj integraciji disperzovane proizvodnje:

Ø Regulacija distribucionih sistema i tržišta elektricnom energijom, s obzirom na integraciju disperzovane proizvodnje (ukljucujuci i obnovljive izvore):

o zakonodavni okvir distribucionih sistema: prihodi i tarife,

o zakonodavni okvir obnovljivih i/ili disperziranih izvora: pristup mreži, uslovi prikljucenja, naplata pristupanja i korištenja sistema, uticaj na prihod distribucije,

o regulatorni tretman proizvodnje elektricne energije iz obnovljivih izvora u okviru tržišta elektricnom energijom: dnevna tržišta, ugovori, tržište snagom regulacije, pomocne usluge, doprinos sigurnosti sistema ili naplata kapaciteta,

o dodatna tržišna vrijednost stvorena uskladištenjem energije u svrhu pružanja usluga na tržištu. Odredivanje cijena i povracaj investicije,

o kriterijumi planiranja i odredivanja pouzdanosti pogona , kao i upravljanje kvalitetom isporucene elektricne energije. Mrežna pravila za distribuciju,

o definisanje funkcija i odgovornosti operatora distribucionih sistema, s obzirom na disperzovanu proizvodn ju i tržišne usluge,

Ø Integrisano planiranje distribucionih mreža s vrlo visokim stepenom penetracije disperzovane proizvodnje, i cjenovni odziv na upravljanje potražnjom:

o tehnike predvidanja opterecenja i proizvodnje uz razmatranje lokalnih razlika u penetraciji obnovljivih izvora i cjenovnom odzivu na upravljanje potražnjom,



o kriterijumi planiranja: novi kriterijumi uz razmatranje neizvjesnosti, s obzirom na lokaciju i velicinu izgradnje disperzovanih izvora, i odziva potražnje. Korišcenje GIS-a i višekriterijumskih tehnika odlucivanja (investicije, troškovi pogona, pouzdanost i uticaj na okolinu),

o upravljanje distribucionim sistemima s visokim stpenom sigurnosti nabavke energije i lokalne autonomije omogucene prikljucenjem disperzovane proizvodnje ,

o sigurnost nabavke energije u okviru elektroenergetskih sistema s visokim stepenom integrisanosti disperzovane proizvodnje,

o kriterijumi pogona koji omogucavaju upravljanje sistemom s visokim stepenom disperzovane proizvodnje i upravljanja potražnjom,

o novi postupci upravljanja mrežom i potražnjom energije, s obzirom na ulogu operatora ,

o upravljanje tokovima snage i iznosima napona u cvorištima ,

o procjena uticaja disperzovane proizvodnje na gubitke u mreži, odlaganje investicija u infrastrukturu mreže, pokazatelji pouzdanosti i kvaliteta napona.

Ø Kvalitet isporucene elektricne energije, brojila, sistemi upravljanja i zaštite u distribucionim sistemima s visokim stepenom integrisanosti disperzovane proizvodnje :

o zahtjevi na sisteme upravljanja/zaštite u tackama prikljucen ja disperzovanih izvora,

o harmonizacija standarda prikljucenja na nivou zemalja Evropske unije,

o brojila i standardizovanost,

o inteligentni sistemi zaštite,

o ukljucenje zaštite u okviru disperzovane proizvodnje, u svrhu postizanja visokog stepena lokalne autonomije i sigurnosti napajanja.

Intenzivan rad u okviru prethodnih aspekata doprinijece boljem razumijevanju potencijalnih problema , i razvoju rješenja sa strane disperzovane proizvodnje u postojecim elektroenergetskim sistemima. Takode, dalja istraživanja doprinijece izvodenju buducih projekata, u skladu s inovativnim tehnickim pristupima u integraciji disperzovane proizvodnje elektricne energije na razlicitim naponskim nivoima, uz programe upravljanja potražnjom (u okviru tržišta elektricnom energijom, veliki i srednji potrošaci imace osjetljivi cjenovni odziv), tehnike upravljanja lokalnim energetskim potrebama i koordiniranost u stvaranju održivog energetskog sistema s velikim stepenom lokalne autonomije i sigurnosti nabavke. Takode, doprinijece postizanju inovativnih socioekonomskih pristupa integralnom energetskom planiranju, koji idu za lokalnim smjernicama, kodovima i regulacijama.

U skladu s opštim evropskim smjernicama, potrebno je i dalje istraživati osnovne tehnicke aspekte:

Ø Razvoj naprednih metoda regulacije frekvencije i napona u buducim distribucionim sistemima s disperziranom proizvodnjom, ukljucujuci obnovljive izvore. Problemi regulacije bice, vrlo vjerovatno, kratkorocne prepreke vecoj penetraciji obnovljivih izvora u mrežama,

Ø Razvoj naprednih metoda upravljanja koje su vezane za stabilnost napona i ugla u buducim distribucionim sistemima s disperzovanom proizvodnjom. Problemi stabilnosti vjerovatno su dugorocne prepreke za vecu penetraciju obnovljivih izvora u mrežama,



Ø Pronalaženje inovativnih rješenja problema kvaliteta isporucene elektricne energije i poboljšanje pouzdanosti distribucionih sistema, korišcenjem transformatora s promjenjivim prenosnim pre mjerom pod opterecenjem, multifunkcijskih upravljackih naprava zasnovanih na energetskoj elektronici, i novih upravljackih metoda. Rješenja su od velikog znacenja u dugorocnom osiguranju kvaliteta napajanja ,

Ø Planiranje dugorocnih investicija u distribucionim sistemima uz neizvjesnosti potražnje i proizvodnje,

Ø Uloga operatora distribucionog sistema, stvaranje okvira za tržišni pogon i upravljanje sistemom, uz odredenu prilagodljivost korišcenjem transformatora s promjenjivim prenosnim premjerom pod opterecenjem, multifunkcijskih upravljackih naprava zasnovanih na energetskoj elektronici, uredaja za uskladištenje energije.

Nastavak ovih istraživanja u skladu je sa savremenim izazovima. Rezultati istraživanja bice od velikog znacenja u poboljšanju prihvatljivosti obnovljivih izvora, povecanju kompetitivnosti i omogucavanju prilagodljivosti u pristupanju razlicitim stepenima distribucionog sistema.

Medu kljucnim aspektima disperzovane proizvodnje kao 'novog rastuceg tržišta', središnje mjesto zauzimaju regulacija napona i kompenzacija jalove snage, regulacija frekvencije i stabilnost. U tradicionalnim distribucionim sistemima ne javljaju se problemi koji su vezani za regulaciju frekvencije i stabilnost. S ukljucivanjem disperzovane proizvodnje u distribucione sisteme, navedeni aspekti, koji tradicionalno pripadaju prenosnim sistemima, u novim okolnostima se javljaju i u distribucionim sistemima. Medutim, njihovo javljanje u distribucionim sistemima razlikuje se od javljanja u prenosnim sistemima u sljedecim elementima:

Ø u distribucione sisteme ukljucuje se disperzovana proizvodnja, koja ima znacajno razlicite staticke i dinamicke karakteristike. Matematicko modeliranje i analiza takvih disperzovanih resursa do sada je imala vrlo ograniceni karakter, posebno u poredenju sa centralizovanom proizvodnjom prikljucenom na prenosne sisteme;

Ø pogon i upravljanje disperzovanim izvorima razli citi su od onih kod centralizovane proizvodnje. Za centralizovanu proizvodnju u komercijalnom obliku su vec razvijene sofisticirane metode upravljanja, koje su i prakticno primijenjene. Rezervna djelatna snaga i regulacija frekvencije, kao i regulacija napona i kompenzacija jalove snage, samo su neki od tih primjera primjene;

Ø sistem telekomunikacija izmedu operatora prenosnog sistema i proizvodnih objekata, vrlo je dobro razvijen i služi upravljanju i vodenju pogona centralizovanih proizvodnih objekata. Medutim, u distribucionim sistemima postoji relativno ograniceni sistem komunikacijskih veza izmedu operatora distribucionog sistema i disperzovanih proizvodnih objekata;

Ø prethodni elementi cine pogon i upravljanje distribucionim sistemima znacajno razlicitima od onih kod prenosnih sistema. Upravljanje i pogon distribucionih sistema s vecim brojem disperzovanih izvora, cinice znatno složeniji zadatak u poredenju s prenosnim sistemima.

Modeliranje, analiza, vodenje pogona, up ravljanje, planiranje i komercijalne usluge , u takvim sistemima ce i dalje zahtijevati pažnju, kako bi kratkorocni i dugorocni interesi društva bili zadovoljeni. U ovom dijelu su ukratko predocene poteškoce koje se mogu javiti kao prepreke ukljucivanju obnovljivih izvora na distribucione sisteme. I dalje je potrebno pronalaziti rješenja za poboljšanje kvaliteta isporucene energije, povecanje pouzdanosti i uvodenje prilagodljivosti u buduce distribucione sisteme. Takode , potrebno je otvoriti i nova podrucja istraživanja, poput nadzora, vodenja pogona, upravljanja i telekomunikacija. Metode odredivanja cijena u buducim distribucionim sistemima doprinose njihovom komercijalnom razvoju u tržišnim okvirima. Takve aktivnosti ce biti od znacaja i pri ostvarivanju zacrtanih ciljeva, koji su vezani za povecanje stepena penetracije obnovljivih izvora.



Pored tehnickih aspekata, neophodno je razmotriti ekonomske i regulatorne aspekte , koji su takode znacajni za sigurnost i stabilnost buducih distribucionih sistema. Buduci distribucioni sistemi bice znatno složeniji, nego što se danas smatra. Oni ce biti znatno teži za pogon, upra vljanje i planiranje u poredenju sa prenosnim sistemima i tradicionalnim distribucionim sistemima. Buduce distribucione sisteme s ukljucenim obnovljivim izvorima potrebno je razviti na osnovu ekonomicnosti i tržišnih principa. Time ce se sigurno pojaviti i nova podrucja istraživanja u energetskom sektoru. Aspekti pomocnih usluga cinice novo podrucje, koje ce biti od prakticnog interesa distribucionim kompanijama i disperzovanim generatorima.

14.7. OSVRT NA MOGUCE IMPLIKACIJE PRIKLJUCENJA U CRNOJ GORI

Penetracija disperzovane proizvodnje (kategorija u koju se ubrajaju i male hidroelektrane) povecava se izuzetno brzo u mnogim zemljama širom svijeta. U zemljama koje su najviše izložene tom povecanju , postižu se stepen i penetracije u iznosima do 30%, posebno zbog izgradnje elektrana na vjetar. Integracija disperzovane proizvodnje i elektroenergetskog sistema istice se kao potencijalno znacajna prepreka povecanju stepena penetracije.

Kada je o integraciji rijec, javljaju se razliciti tehnicki problemi u širokom spektru , od pogonskih rezervi snage i regulacije frekvencije , pa sve do sposobnosti postojeceg sistema za prihvacaj dodatne disperzovane proizvodnje. Pojedine zemlje s visokim stepenom penetracije, mogu se osloniti na povezanost sopstvenog prenosnog sistema sa susjednima, u svrhu nabavke pomocnih usluga koje podržavaju visoku lokalnu penetraciju.

Tehnicka procjena uticaja visokog stepena penetracije može se bolje izvesti na osnovu razmatranja cijelog sistema, nego na osnovu pojedinacnih zemalja. U nekim slucajevima troškovi (direktni i eksterni) pružanja traženih pomocnih usluga (ukljucujuci razlicite klase rezervne snage), iskazuju eksponencijalno povecanu zavisnost od stepena penetracije. Zato, raspoloživost pomocnih usluga u sistemu može biti ogranicavajuci faktor brzine porasta izgradnje disperzovane proizvodnje.

Pored doprinosa u povecavanju koristi za okolinu, cesto se sugeriše da disperzovana proizvodnja zbog svog karaktera može uticati na pogon elektroenergetskog sistema, tako da traži povecane zahtjeve za rezervnom snagom. Do toga dolazi zato što disperzovana proizvodnja ima veci broj fizikalnih i tehnickih karakteristika, koje se znacajno razlikuju od karakteristika konvencionalne proizvodnje koju nadomješta.

Visoki stepen penetracije disperzovane proizvodnje u sistemu, zaslužuje punu pažnju sa stanovišta vodenja pogona sistema. Takode, cesto se definicija kriticne visine stepena penetracije, odnosno njegovo relativno pozicioniranje s obzirom na snagu potrošnje, instaliranu snagu proizvodnje i njen sistem, prenosnu sposobnost...

Tokom 2004. godine u elektroenergetskom sistemu Elektroprivrede Crne Gore (EPCG) zabilježena su maksimalna i minimalna opterecenja u iznosu od 742 MW (januar) i 347 MW (maj).

Elektroenergetski sistem EPCG raspolaže s ukupno 851 MW instaliranog proizvodnog kapaciteta na pocetku elektrana (649 MW u hidroelektranama, 193 MW u termoelektrani, 9 MW u malim hidroelektranama).

Prenosna sposobnost elektroenergetskog sistema EPCG može se procijeniti na 4100 MVA na osnovu sumarne termicke opterecenosti dva 400 kV voda (1300 MVA svaki), te pet 220 kV vodova (300 MVA svaki).

Procjenjuje se da ukupni broj identifikovanih lokacija za izgradnju malih hidroelektrana u Crnoj Gori iznosi 70. Ukupni instalirani proizvodni kapacitet tih malih hidroelektrana može iznositi najviše 231,72 MW, uz godišnju proizvodnju energije u iznosu od 644,213 GWh.



Navedeni brojevi predstavljaju ukupne velicine koje su do sada identifikovane, a za ocekivati je da ce njihov znatno manji bro j biti zaista i izgraden.

Ukoliko se realizuje svega 10-20% od navedenog broja malih hidroelektrana , to znaci da u elektroenergetski sistem EPCG nece biti dodato više od 50 MW novih malih hidroelektrana. Taj iznos predstavlja približno 7% od maksimalnog opterecenja sistema, i 14% od minimalnog opterecenja . Konvencionalna termo proizvodnja ne odgovara zahtjevima za brzim pokretanjima i za brzim promjenama snage proizvodnje , koji se postavljaju zbog neocekivanih promjena pogonskih uslova malih hidroelektrana, i to najviše zbog dugog vremena pokretanja koje se nalazi u rasponu 3–14 sati. Medutim, zbog visokog udjela konvencionalne hidro proizvodnje (649 MW), i velike prenosne sposobnosti sistema (4100 MVA), ocjenjuje se da navedeni iznos snage proizvodnje iz novih malih hidroelektrana (50 MW) nece uzrokovati pojavu ozbiljnih problema u vodenju pogona elektroenergetskog sistema EPCG.

S obzirom da ce nove male hidroelektrane imati mali udio u ukupnom proizvodnom kapacitetu elektroenergetskog sistema EPCG, njihov disperzovani karakter nece ciniti ozbiljnije poteškoce u poredenju sa ostalim fluktuacijama do kojih dolazi u snabdijevanju i potrošnji, a s kojima se postupci vodenja pogona sistema moraju svakodnevno nositi. Njihov ce uticaj biti posebno mali u poredenju s problemom zadovoljavanja potražnje i održavanja sigurnosti pogona u slucaju ispada jedne velike proizvodne jedinice (TE Pljevlja sa 193 MW najveca je u sistemu EPCG).

Na pitanja vodenja pogona sistema, treba odgovoriti imajuci u vidu ne samo male sisteme poput sistema EPCG, nego i vece povezane sisteme. Veca su podrucja zapravo relevantna, na primjer podrucje Energetske zajednice u jugoistocnoj Evropi, gdje ce biti moguce trgovati rezervama snage izmedu razlicitih zemalja. Prekogranicna prenosna sposobnost sistema EPCG prema susjednim sistemima (4100 MVA) procjen juje se dovoljnom za omogucavanje eventualno potrebnog uvoza snage.

Drugim rijecima, uz navedene pretpostavke, procijenjena snaga proizvodnje novih malih hidroelektrana , može biti integrisana u elektroenergetski sistem EPCG bez pojave tehnickih ogranicenja sa stanovišta vodenja pogona sistema, naravno ukoliko su prethodno zadovoljeni svi uslovi prikljucenja na mrežu. Zato ce do ogranicenja prije doci zbog utvrdivanja iznosa snage proizvodnje novih malih hidroelektrana, sa stanovišta društveno prihvatljivih troškova. Maksimiziranje energije koju male hidroelektrane mogu isporuciti u sistem, vrlo je znacajno. Krajnji cilj može se postaviti tako da se podrži najekonomicniji stepen penetracije malih hidroelektrana u elektroenergetskom sistemu EPCG.

Uslovi prikljucenja malih hidroelektrana na distribucionu mrežu obradeni su u prethodnim poglavljima ovog rada. Na osnovu opisanih uslova koji su posebno definisani u Privremenom distributivnom kodeksu (2005), potrebno je za svaki pojedinacni slucaj planirane izgradnje male hidroelektrane, izvesti i studiju njenog prikljucenja na mrežu. Na osnovu rezultata studije prikljucenja , utvrduje se zadovoljenost uslova prikljucenja, pa se investitoru daje prijedlog cvorišta prikljucenja na odredenom naponskom nivou . Uobicajeno je da se u studiji prikljucenja izvode proracuni tokova snaga, kratkog spoja i stabilnosti (za vece male hidroelektrane), pomocu kojih se utvrduju granice termicke opterecenosti elemenata mreže, u zavisnosti od promjena konzuma, odstupanja napona u cvorištu , prikljucenja male hidroelektrane na mrežu u zavisnosti od režima njenog pogona izmedu maksimalnog i minimalnog opterecenja, snage kratkog spoja u cvorištima mreže i kriticnog vremena trajanja kvara u mreži. Na osnovu proracunate snage kratkog spoja, procjenjuju se parametri kvaliteta isporucene elektricne energije iz malih hidroelektrana (flikeri, brze relativne promjene napona, harmonici). Za grubu procjenu , moguce je korelisati snagu kratkog spoja u cvorištu prikljucenja i predvidivu instaliranu snagu male hidroelektrane, pa ukoliko je njihov premjer veci od prethodno dozvoljene vrijednosti, uslovno procijeniti mogucnost prikljucenja. Taj se premjer u razlicitim zemljama definiše u razlicitim iznosima, i krece se izmedu 25 i 500.



Tokom izrade ovog rada, autorima nijesu bile dostupne studije prikljucenja , koje bi sadržava le numericke analize prikljucenja malih hidroelektrana na distribucionu mrežu.

Pregledom materijala iz ''Smjernica razvoja i izgradnje malih hidroelektrana u Crnoj Gori'', a posebno djelova datih u Sveskama 2 i 3, zakljucuje se da se vecina tamo spomenutih malih hidroelektrana planira prikljuciti na 35 kV naponskog nivoa, a manji broj na 10 kV. U Sveskama 2 i 3 obradeni su infrastrukturni elementi prikljucenja, poput instalirane snage transformatorskih stanica, nazivne termicke opterecenosti vodova i konzuma, ali nijesu navedeni rezultati proracuna prema elementima studije prikljucenja. S obzirom da male hidroelektrane imaju velicinu izgradnje manju od 10 MW, njihovo prikljucenje na 35 kV distribucionu mrežu ne bi trebalo uzrokovati znacajnije poteškoce, ukoliko je mreža u dobrom stanju i ako lokacija izgradnje male hidroelektrane nije previše udaljena od glavne pojne tacke 110/35 kV. Naravno, rijec je o vrlo gruboj procjeni, koju je potrebno provjeriti detaljnim numerickim proracunima.

Prikljucenje male hidroelektrane mHE Otilovici planirano je na 35 kV mrežu putem voda DV 35 kV Židovici – Bijelo Polje s ogrankom prema brani koji je vec izgraden. Narucilac studije koja je izvedena 1981. godine je TE Pljevlja, a obradivac dokumentacije ''Energoprojekt'' iz Beograda, koji je definisao idejni projekat i investicioni program. Nacelna elektroenergetska saglasnost za prikljucak generatora 4 MVA na 35 kV mrežu, dobijena je 1981. godine. Ovim rješenjem se omogucava plasman energije u dva pravca: prema Pljevljima putem TS 110/35 kV Židovici, i prema Bijelom Polju (kao rezervno napajanje). Elektrana je vršnog karaktera s ulogom dopunjavanja izrazitih opterecenja u 35 kV mreži. S obzirom da je rijec o manjoj snazi elektrane (4 MVA) i o višem distribucionom naponu (35 kV), ne ocekuju se poteškoce u ispunjavanju definisanih uslova prikljucenja.

Prikljucenje malih hidroelektrana na 10 kV naponski nivo, iskazuje znatno veci broj ogranicavajucih situacija u poredenju s njihovim prikljucenjem na 35 kV naponskog nivoa. Recimo, prikljucenje mHE Bistrica (u Varijanti C) konceptualno je zamišljeno pomocu 10 kV voda od male hidroelektrane do transformatorske stanice 35/10 kV Nedakusi. Dužina trase ocijenjena je na 12 km, a nazivna snaga generatora 4.2 MW. Rijec je o tipicnom primjeru moguceg nastanka poteškoca, koje su vezane za prikljucenje generatora putem dugackog voda nižeg nazivnog napona, odnosno o vecoj elektrickoj udaljenosti cvorišta prikljucenja od pojne tacke. Zbog vece elektricke udaljenosti, moguc je nastanak znacajnijih odstupanja iznosa napona u cvorištu prikljucenja, izmedu minimalnog i maksimalnog angažmana generatora, koja se mogu prenijeti dalje u mrežu i narušiti uslove normalnog pogona ostalih korisnika, koji su prikljuceni na istom radijalnom distribucionom kraku. Pri tome, termicka opterecenost elemenata mreže može biti zadovoljena, ali ukoliko naponski profil nije uravnotežen, tada nije moguce dozvoliti prikljucenje.

Naravno, ovakva predvidanja je u oba slucaja potrebno provjeriti sprovodenjem detaljnih numerickih analiza u studiji prikljucenja svake pojedinacne male hidroelektrane. Za sprovodenje detaljnih numerickih analiza , potrebno je najprije prikupiti sve ulazne podatke i parametre male hidroelektrane (otpore, reaktancije i vremenske konstante generatora i njegovih regulacionih sistema), elemenata distribucione mreže (otpore, reaktancije, susceptancije, dozvoljenu struju opterecenja), kao i opterecenja u distribucionoj mreži (djelatnu i jalovu snagu tereta u cvorištima predmetnog radijalnog distribucionog kraka pri maksimalnom i minimalnom opterecenju). Nakon prikupljanja navedenih parametara, potrebno je formirati racunarski model male h idroelektrane i okolne mreže, i sprovesti seriju proracuna. Tek je na osnovu tako dobijenih rezultata moguce procijeniti zadovoljenost uslova prikljucenja, i prepoznati implikacije prikljucenja malih hidroelektrana na distribucionu mrežu.

14.8. ZAKLJUCAK U ovom dijelu je ukazano na metode i tehnike povecanja sigurnosti i stabilnosti pogona distribucionog sistema, s ukljucenim disperzovanim izvorima, medu kojima su zasigurno i



male hidroelektrane. Navedena zapažanja su korisna sa stanovišta prepoznavanja, smanjivanja ili uklanjanja tehnickih prepreka , koje mogu ograniciti njihovo vece ukljucivanje u distribucioni sistem, na osnovu jasno uocljivog trenda prema decentralizovanoj proizvodnji i nabavci energije. Povecanje decentralizovane i disperzovane proizvodnje energije, dovešce do stanja u kojem se veci broj malih i srednjih proizvodaca prikljucuje na elektroenergetske mreže, koje su izvorno projektovane za monopolska tržišta. Zato ce se zasigurno pojaviti i mnogi novi problemi vezani za upravljanje i pogon u sektorima prenosa i distribucije elektricne energije, u mrežama u kojima je potrebno efikasno razmjestiti obnovljive izvore.

U mnogim zemljama, operatori distribucionog sistema ocekuju znatno umanjene mogucnosti prihvata disperzovane proizvodnje u odnosu na predvidanja. Razlozi su u nepostojanju sistema komercijalnih tržišnih usluga, kao i u neraspoloživosti ekonomski podsticajnih mjera, koje bi se primijenile u rješavanju mnogih izazova. Regulisanje napona, stabilnost napona, regulisanje frekvencije i stabilnost ugla, samo su neki od izazova koje postavlja disperzovana proizvodnja.

Regulisanje, planiranje, pogon i upravljanje buducim distribucionim sistemima s ukljucenim disperzovanim izvorima elektricne energije, a kasnije obnovljivima, predstavljace jedan od najvecih izazova strucnoj i istraživackoj javnosti. Odgovor na pitanje : kako ukljuciti znacajan broj obnovljivih izvora u postojeci sistem nabavke energije , bice glavni prioritet. Uspješna integracija obnovljivih i disperzovanih izvora elektricne energije poput malih hidroelektrana , u postojece mreže na razlicitim naponskim nivoima, jedan je od kljucnih aspekata povecanja udjela obnovljivih izvora.

Procijenjena snaga proizvodnje novih malih hidroelektrana u iznosu do 50 MW, može biti integrisana u elektroenergetski sistem EPCG bez pojave tehnickih ogranicenja sa stanovišta vodenja pogona sistema, naravno ukoliko su prethodno zadovoljeni svi uslovi prikljucenja na mrežu. Zato ce do ogranicenja prije doci zbog utvrdivanja iznosa snage proizvodnje novih malih hidroelektrana sa stanovišta društveno prihvatljivih troškova. Maksimiziranje energ ije koju male hidroelektrane mogu isporuciti u sistem, vrlo je znacajno. Krajn ji cilj može se postaviti tako da se podrži najekonomicniji stepen penetracije malih hidroelektrana u elektroenergetskom sistemu EPCG.

LITERATURA

1. Ackermann, T. et al., ''Distributed generation: a definition'', Electric Power Systems Research, vol. 57, 2001, pp. 195-204

2. Ackermann, T. et al., ''Distributed power generation in a deregulated market environment – A Working Paper'', Royal Institute of Technology, Stockholm, Sweden, 2003

3. Christiansen, P. et al., ''Grid connection and remote control for the Horns Rev 150 MW offshore wind farm in Denmark'', Proceedings of the 2nd International Workshop on Transmission Networks for Offshore Wind Farms, Stockholm, Sweden, March 29-30, 2001

4. CIGRE, ''Impact of increasing contribution of dispersed generation on the power system'', WG 37.23, Feb. 1999

5. CIGRE, ''Modelling new forms of generation and storage'', WG 38.01, Nov. 2000

6. Hatziargyriou, N. et al., ''Distributed energy sources: Technical challenges'', IEEE paper, No. 0-7803-7322-7, 2002

7. Jenkins, N. et al., Embedded generation , IEE Power and Energy Series 31, ISBN 0 85296 774 8, London, UK, 2000



8. Lopes, J. et al., ''Integration of dispersed generation on distribution networks – Impact studies'', IEEE paper, No. 0-7803-7322-7, 2002



15. SMJERNICE ZA UPRAVLJANJE RIZIKOM U REALIZACIJI PROJEKATA MALIH HIDROELEKTRANA (TASK # 15)

15.1. RIZICI PRI REALIZACIJI PROJEKATA MHE Rizici su inherentno prisutni i nijesu ograniceni samo na fizicke gubitke i oštecenja tokom izgradnje i pogona, vec su prisutni i u drugim fazama razvoja projekta. Razvoj složenih i kapitalno intenzivnih projekata, zahtjeva dobro poznavanje finansija, osiguranja, planiranja i odabrane tehnologije. Iz tih razloga , proces osiguranja i upravljanja rizicima je kritican za finansijsku stabilnost projekta OIE. Odgovarajucim pristupom moguce je u velikoj mjeri smanjiti rizike na komercijalno prihvatljiv stepen.

Proces razvoja i realizacije projekata mHE obuhvata veci broj ucesnika, koji se suocavaju s raznim rizicima, ali svako iz svoje perspektive. Broj i sistem ucesnika može se mijenjati zavisno od modela realizacije i finansiranja projekta. Najvažniji ucesnici procesa realizacije projekata mHE su:

Ø predstavnici javnog sektora i lokalne zajednice – odreduju uslove realizacije projekta s ciljem zadovoljenja odredene javne potrebe, a javljaju se i kao investitori. Dobra pravna osnova i pripremljenost projekta u saradnji s lokalnom zajednicom je preduslov sigurnom i mirnom razvoju projekta mHE. Ovdje je posebno važno obrazovanje lokalnog stanovništva, i prezentacija ucinaka pojedine mHE na životnu sredinu. Pri tome se u realizaciji projekta kao osnovne prepreke javljaju:

o mišljenje javnosti da izgradnja mHE loše utice na riblji fond u rijeci,

o protivljenje ekoloških organizacija izgradnji mHE zbog negativnog uticaja na ekosisteme. Nove tehnologije i nacini upravljanja mogu umnogome ublažiti ove negativne stavove, za što je potrebno pravovremeno informisanje,

Ø nosilac projekta / investitor – najvažniji ucesnik procesa. Mora dobiti potrebne dozvole, potpisati ugovore i osigurati finansijska sredstva. Nosilac projekta je ujedno i investitor, ali može postojati više investitora za jedan projekat. Investitori mogu biti nacionalna elektroprivredna fabrika, lokalna zajednica, grupa pojedinaca, industrija i dr. Investitori najcešce moraju posjedovati i sopstvena sredstava za realizaciju projekta. Sopstven i kapital projekta je najlošije osiguran i ima najmanja potraživanja u odnosu na imovinu projekta i tok novca. U zamjenu za relativno visok rizik, investitor ocekuje potpunu kontrolu nad projektom, relativno visoki profit ili druge povlastice,

Ø zajmodavci – banke i/ili ostale finansijske institucije , su izvor najveceg dijela potrebnih finansijskih sredstava (obicno 60 -80%). Zajmodavci mogu biti i posebne institucije organizovane s ciljem lakšeg investiranja u nacionalnu infrastrukturu (npr. Svjetska banka). Ove institucije nude povoljnije zajmove u odnosu na privatni sektor. Privatni sektor uobicajeno ima vece kamatne stope i krace rokove otplate. Potrebno je uvjeriti zajmodavce da je projekat ekonomski isplativ, i dati odgovarajuce garancije povrata zajma,

Ø izvodaci radova – opcije su da se posebno ugovora svaki dio posla (projektovanje, izgradnja, nadzor i dr.), ili da se ugovor o svim radovima povjeri jednoj fabrici po sistemu "kljuc u ruke". Prvi pristup može izazvati kašnjenje u realizaciji i povecanje ukupnih troškova realizacije projekta,

Ø kupac elektricne energije – uobicajeno je to nacionalna ili regionalna elektroprivredna ili distribuciona fabrika, ali je moguca i jednaka prodaja krajnjem korisniku ili trgovcu elektricnom energijom. Uslovi prodaje i kupovine definisani su kupoprodajnim



ugovorom (PPA – Power Purchase Agreement). PPA ugovor je cesto i jedna od garancija zajmodavcima (bez PPA nije moguce projektno finansiranje).

Nije moguce eliminisati sve rizike, niti bi to bilo ekonomski opravdano. Odredene vrste rizika moguce je raspodijeliti na ucesnike u realizaciji projekta, i njima upravljati tako da se ne dovede u pitanje konacna realizacija i ekonomska isplativost projekta. U nastavku se komentarišu rizici s kojima se suocava nosilac projekta i investitori, pa su date smjernice za upravljanje odredenim vrstama rizika.

Rizik realizacije pojedinog projekta mHE treba dobro procijeniti, kako bi se na finansijskom tržištu mogli ostvariti povoljniji uslovi kreditiranja , i kako nakon pocetka rada mHE ne bi bilo neugodnih iznenadenja u pogledu stepena proizvodnje i prihoda. Realizacija projekta mHE ima slicne rizike kao i realizacija bilo kojeg drugog projekta za proizvodnju elektricne energije. Osnovni rizici i problemi o kojima nosilac projekta treba da vodi racuna su:

Ø promjena proizvodnje kao posljedica promjene hidroloških prilika (hidrološki rizik ili rizik promjene prihoda projekta mHE),

Ø promjena propisa koji se odnose na procese dobijanja potrebnih dozvola, zaštitu okoline i dr. (pravni ili regulatorni rizik). U ovoj grupi posebno su važni problemi koji se odnose na:

o uslove pristupa mreži, prikljucenja na mrežu i korišcenje mreže,

o uslove otkupa elektricne energije,

o trajanje procesa dobijanja dozvole,

o promjenu ekoloških propisa,

o promjenu nadoknada za korišcenje vode i zemljišta,

Ø operativni rizici u periodu rada postrojenja,

Ø nedostatak ispravnih i pouzdanih informacija,

Ø nedostatak znanja i strucnih kadrova,

Ø nerazvijenost finansijskog tržišta.

Treba uvijek imati u vidu da se ekonomska vrijednost pojedinog projekta mHE ne ogleda samo u kolicini proizvedene elektricne energije , vec su važni sljedeci kriterijumi:

Ø zadovoljenje lokalnih potreba za elektricnom energijom,

Ø uticaj na okolinu (može biti negativan, ali i pozitivan – povecanje biološkog minimuma u slucaju postojanja akumulacija, sprjecavanje poplava i dr.)

Ø razvoj turizma i rekreativnih djelatnosti,

Ø korišcenje vode za ostale potrebe – snabdijevanje vodom naselja i industrije,

Ø potreba uskladivanja s planovima prostornog uredenja i vodoprivrednom osnovom.

Ako se problem razvoja projekata mHE posmatra u okvirima zemalja istocne Evrope (tranzicijske zemlje), mogu se zapaziti dva osnovna problema:

Ø postojeci stepen prodajne cijene elektricne energije je nizak. Niska cijena nije privlacna za investitore, jer ne garantuje povracaj ulaganja. Rast cijena u buducnosti je ocekivan (ukidanje subvencija), ali ce biti usporen i ogranicen društvenim okolnostima (otpor javnosti),

Ø nedostatak izvora finansiranja, veci rizik ulaganja i posljedicno vece kamatne stope (jednim dijelom i odraz nerazvijenog finansijskog tržišta).



15.2. HIDROLOŠKI RIZIK Hidrološki rizik nastaje kao posljedica nemogucnosti tacnog poznavanja prirodnih protoka u buducnosti, a samim tim i nepoznavanja proizvodnje elektricne energije u buducnosti. Na osnovu ranijih podataka o prirodnim protocima, moguce je utvrditi odredene statisticke karakteristike, koje se s ostalim tehnickim parametrima koriste za procjenu ocekivane proizvodnje posmatrane mHE.

Za razliku od velikih vodotoka i velikih HE za koje je obicno poznat duži hidrološki niz, kod mHE dodatni problem je nedovoljno poznavanje prirodnih protoka. Vodotoci za mHE su obicno mali i slabo istraženi. Kako bi se riješio ovaj problem, razvijene su razne metodologije procjene prirodnih protoka koje se mogu uspješno primijeniti na vecini vodotoka. Osnova svih metoda je poznavanje stvarnih (izmjerenih) vrijednosti protoka na željenom profilu vodotoka u dužem periodu (koje nije krace od jedne godine). Na osnovu izmjerenih vrijednosti i ostalih podataka (geološki podaci, padavine i dr.) radi se korelacija protoka na buducem profilu mHE s protocima vecih vodotoka na posmatranom hidrološkom podrucju, za koje je poznat duži vremenski niz protoka i ostale karakteristike vodotoka.

Treba napomenuti da je uspješnost ovakvih metoda tacnijeg utvrdivanja karakteristika pojedinog vodotoka ogranicena, narocito za planinske vodotoke bujicnog karaktera , s velikim promjenama hidroloških parametara u vremenu i prostoru. Drugim rijecima, kod takvih vodotoka , srednja vrijednost protoka nije uvijek dobar pokazatelj moguce proizvodnje mHE, buduci da se veliki dio protoka ostvaruje upravo u vrijeme velikih voda kratkog trajanja, što može znatno uticati na rad i proizvodnju mHE, narocito ako se radi o cisto protocnom postrojenju (bez akumulacije). Zbog toga je potrebna detaljna i pouzdana analiza malovodnog režima.

Hidrološki rizik jednako utice na zatvaranje finansijske konstrukcije za mHE, i podizanje kredita kod banaka i drugih finansijskih institucija, jer jednako utice na prihode projekta. Osnovni interes banke je sigurnost ulaganja i stabilan priliv novca u periodu otplate kredita.

Kako bi se hidrološki rizik smanjio na najmanju mogucu mjeru, potrebno je što prije pokrenuti programe mjerenja prirodnih protoka na mogucim lokacijama za izgradnju mHE, kao i utvrdivanje ostalih hidroloških karakteristika bitnih za realizaciju projekta. Za lokacije za koje postoje mjerenja treba provjeriti tacnost i uskladenost podataka.

Treba posebno istaci, da problem nedostatka vode i posljedicno smanjenu proizvodnju, za sada nije moguce pokriti nikakvim osiguranjem ili drugim finansijskim aranžmanom. U ugovoru o otkupu prosjecna proizvodnja elektricne energije postavlja se samo kao referenca, dok se placanja rade na osnovu stvarnih, izmjerenih vrijednosti proizvodnje. Postoje odredene naznake da bi se i za ovu vrstu rizika moglo razviti tržište osiguranja, ali su ocekivanja da bi osiguravajuce premije bile visoke i osigurana svota bila ogranicena.



15.3. REGULATORNI RIZIK Regulatorni rizik se, prije svega, odnosi na rizike koje nosi promjena pravnog okvira za realizaciju projekta mHE. Kako bi se stvorilo povoljno okruženje za razvoj projekata mHE, potrebna je odredena (razumna) sigurnost u pogledu održivosti i sigurnosti ulaganja na duži period. Svaka promjena propisa koja utice na ekonomsku stabilnost projekta, treba da bude pracena i odgovarajucim garancijama o nadoknadi ekonomske štete od strane nadležnih tijela i zakonodavaca (Vlada, Ministarstvo, lokalna zajednica). Prilikom analize ekonomskih ucinaka projekta , investitor mora posmatrati dva vremenska razdoblja:

Ø postojeci regulatorni okvir,

Ø ocekivane promjene koje mogu uticati na uslove poslovanja (propisi i zakoni u procesu donošenja, diskusije i dr.). Za Crnu Goru narocito je važan proces prikljucenja EU i uskladivanje zakona s EU propisima. Potencijalni investitori na taj nacin imaju odredenu sliku o ocekivanim promjenama u buducnosti. Dinamika ovih promjena odredena je odgovarajucim programom Vlade RCG.

Problemi vezani za regulatorni okvir koji se najcešce javljaju kao prepreka bržem razvoju mHE su:

Ø složena i dugotrajna zakonska procedura koja može znacajno usporiti, pa cak i potpuno zaustaviti projekat,

Ø nedovoljna izgradenost institucija i osposobljenost kadrova za sprovodenje zakonskih odredbi, kao i loša koordinacija izmedu institucija,

Ø osjetljivost projekta na promjene ekoloških propisa.

Može se reci da je složena zakonska procedura, u odredenoj mjeri posljedica ogranicene raspoloživosti vode. Ovaj prirodni resurs potrebno je podijeliti na više zainteresovanih strana:

Ø voda za pice i industrijske potrebe,

Ø poljoprivreda i ribouzgajališta,

Ø rekreacija i turizam,

Ø proizvodnja elektricne energije i dr.

U slucaju da neki od elemenata procedure nije ta cno i jednostavno definisan, velika je vjerovatnost da projekat nece biti realizovan. Istovremeno je potrebno uspostaviti proceduru, ciji ishod nece biti posljedica slucajnosti i jednostranih odluka , vec ce biti jasna i ravnopravna za sve zainteresovane strane.

15.3.1. Ekološki propisi

Projekti mHE narocito su osjetljivi na promjenu propisa o zaštiti okoline. U evropskim okvirima ovaj problem postao je narocito izražen nakon stupanja na snagu direktive o vlasništvu i zaštiti voda (WFD – Water Framework Directive). U odredenim tackama WFD direktiva je u suprotnosti s direktivom o obnovljivim izvorima energije (RES – Renewable Energy Sources Directive). Prema RES direktivi traži se povecanje udjela obnovljivih izvora energije, pa tako i mHE. Direktiva definiše nacionaln e ciljeve i rokove, medutim trenutni pokazatelji razvoja nijesu ohrabrujuci, i ukazuju na to da zadati ciljevi nece biti postignuti u zadatom roku. WFD direktiva posebno je restriktivna u pogledu bilo kakvih zahvata na prirodnim vodotocima , koji se procjenjuju prema dva osnovna kriterijuma:



Ø strogo je za branjeno svako smanjenje ekološkog kvaliteta vodotoka,

Ø svaki zahvat u vodotok mora doprinijeti povecanju ekološkog kvaliteta vodotoka.

Ovako definisani kriterijumi umnogome otežavaju razvoj novih , i ekonomsku održivost, postojecih projekata mHE. Opšte posmatrano, svaki zahvat na izgradnji mHE u nekoj mjeri mijenja stanje u okolini, i svako pocetno stanje je ocekivano više prirodno u odnosu na stanje nakon izgradnje. Cak i veoma široke mjere za smanjenje utica ja na okolinu, nijesu dovoljne da se u potpunosti izbjegne uticaj postrojenja na okolinu. Osim toga, svaki zahvat dodatno poskupljuje projekat i cini ga manje ekonomski privlacnim za investitore. Povecanje kvaliteta ekosistema može se postici, samo ako u pocetnom stanju postoje odredeni znacajni nedostaci, koji se realizacijom projekta mogu poboljšati i/ili otkloniti (regulisanje toka rijeke, poplave i dr.)

U pogledu ekoloških ogranicenja može se reci da postoji odredena razlika u riziku realizacije projekta, zavisno od toga radi li se o postrojenju koje se gradi na prirodnom vodotoku , ili su u pitanju mHE na sistemima snabdijevanja vodom (tj. umreženim vodnim sistemima). Pri tome su rizici za mHE na vodosnabdjevackim sistemima, nešto manji iz sljedecih razloga:

Ø administrativna i ekološka ogranicenja su ocekivano manja, jer nema potrebe za poštovanje posebnih odredbi zaštite okoline u onom opsegu kako je to kod prirodnih vodotoka. Posljedicno i svaka promjena eko loških propisa znatno manje utice na projekte mHE na vodosnabdjevackim sistemima,

Ø specificna investicija po jedinici instalirane snage za ove projekte , je najcešce niža , u odnosu na projekte mHE na prirodnim vodotocima,

Ø procjena ocekivane godišnje proizvodnje za ova postrojenja je lakša i tacnija, što umanjuje nesigurnost ekonomske procjene i isplativosti ovakvih projekata.

U pogledu zaštite životne sredine, važno je napomenuti da i finansijske institucije zahtijevaju detaljnu analizu rizika uticaja i promjene ekoloških propisa (Environmental Due Diligence). Analiza rizika i mogucih uticaja na projekat obuhvata sljedece oblasti:

Ø lokalno zagadenje i upotreba opasnih materija ,

Ø uticaj na biološku razlicitost,

Ø pitanja zaštite okoline na koje je javnost posebno osjetljiva,

Ø zaštita na radu i zdravlje radnika.

15.3.2. Vodne nadoknade

U kategoriju regulatornog rizika spada i promjena (tj. povecanje) nadoknada za korišcenje vode i zemljišta, što može znatno uticati na ukupnu ekonomsku sliku projekta. Povecanje ovih nadoknada jednim dijelom je posljedica tržišnog nadmetanja izmedu veceg broja korisnika. Voda, kao oskudni prirodni resurs, ima sve vecu cijenu, i sve veci broj korisnika želi pristupiti istoj kolicini vode. Ono što je za mHE karakteristicno i što ih izdvaja od ostalih projekata i nacina korištenja vode, je da se voda u mHE ne troši. U najvecem broju slucajeva voda prolazi kroz turbine i vraca se u korito rijeke. Rijetki su slucajevi kada je mHE dislocirana na velikoj udaljenosti od maticnog toka rijeke (tj. kada dolazi do oduzimanja vode iz maticnog toka rijeke i prebacivanja na drugu lokaciju).

Placanje nadoknada za korišcenje vode i zemljišta za proizvodnju elektricne energije, najcešce se zasniva na potrebi zaštite okoline , mada su cesto ekološki propisi takvi da zahtijevaju visoka ulaganja, koja ce osigurati uskladenost objekta s okolinom (tj. trošak zaštite okoline vec je na neki nacin ukljucen u investicioni trošak projekta mHE). U tom smislu, nadoknada za vodu i zemljište predstavlja dodati trošak i ekonomski teret za projekat, dok se, istovremeno, zanemaruju pozitivni ucinci mHE (npr. smanjenje atmosferske emisije).



Zbog ovih razloga, pojedine evropske zemlje ne naplacuju nadoknadu za korišcenje vode/zemljišta za projekte mHE.

U Velikoj Britaniji nadoknade se placaju samo u slucaju da projekat u sebi ukljucuje i potrošnju vode. U Njemackoj mHE (do 5 MW) ne placaju nadoknadu. U Belgiji postoji nadoknada namijenjena za uredenje vodotoka i ostalih vodoprivrednih objekata, koju placaju svi korisnici, ukljucujuci i male HE (iznos nadoknade je mali). U Madarskoj postoji nadoknada za korišcenje vode. U Poljskoj stepen vodne nadoknade iznosi 10-20% u odnosu na ukupni prihod od prodaje elektricne energije, što predstavlja jednu od glavnih prepreka za razvoj mHE. U nekim zemljama (Italija, Norveška, Ceška) postoji mala godišnja nadoknada u obliku administrativne koncesije, koja nije finansijska prepreka za realizaciju projekta (prepreka je trajanje procesa odobravanja koncesije).

Tabela br. 26: Vodne na doknade i trajanje procedure u pojedinim evropskim zemljama

Država Vodna

nadoknada Duž ina procedure

Vrijeme potrebno za

dobijanje dozvole

Vrijeme potrebno za pocetak izgradnje

Austrija ne neodredeno Belgija da zavisi o d slucaja

Velika Britanija do 5MW: ne 5-10MW: da

12 sedmica za dozvolu za korišcenje vode

12 sedmica ako nema pritužbi na vodnu dozvolu

najmanje 12 sedmica

Njemacka da Grcka da 10-12 mjeseci Irska ne 2-12 mjeseci

Italija da uobicajeno više od 1-2 godine 1 godina najmanje 3 godine

Portugal 6 godina mogucnost izgradnje

prije dobijanja koncesije

Španija ne 4-6 godina

Švajcars ka ukupno 4-14 mjeseci

2-4 mjeseca 1-2 mjeseca

Madarska da najmanje 10-12 mjeseci 10-12 mjeseci Latvija ne 1 mjesec Litva da 6-12 mjeseci

Poljska da 6-36 mjeseci Slovenija da najviše 6 mjeseci

Izvor: Blue Energy for A Green Europe, ESHA

15.3.3. Pristup mreži i prikljucenje na mrežu

U svijetlu liberalizacije tržišta energije, pristup mrežama za prenos i distribuciju je prvi i najvažniji korak koji omogucava ulazak na tržište proizvodaca elektricne energije, pa tako i proizvodaca koji koriste obnovljive izvore energije. Pristup mrežama mora biti jednostavan, jasan i jednak za sve ucesnike. Trošak, uslovi i procedure prikljucenja i korištenja moraju biti takvi da poticu razvoj tržišta. U slucaju obnovljivih izvora energije malih instaliranih snaga, posebna pažnja mora se posvetiti uku pnom trošku prikljucenja. Uprkos povoljnim otkupnim cijenama za proizvedenu elektricnu energiju, visoka cijena prikljucka na mrežu može negativno uticati na ishod projekta. Nacini finansiranja prikljucenja na mrežu razlikuju se od zemlje do zemlje: od djelimicnog ucestvovanja u finansiranju prikljucka, do potpunog finansiranja od strane proizvodaca – vlasnika mHE.

Uprkos nastojanju evropskih zemalja da otvore svoja tržišta u skladu s Direktivama EU, može se reci da su uslovi pristupa i prikljucka na prenosnu/distribucionu mrežu, veoma razliciti od zemlje do zemlje. Odredeni broj zemalja ima posebno povoljne uslove i procedure



za prikljucenje obnovljivih izvora na mrežu, neke zemlje sav trošak prikljucenja prebacuju na proizvodace (Španija, Njemacka, Švajcarska, Norveška, Ceška Republika , Litva, Slovacka, Slovenija), a neke su usvojile ugovornu proceduru za prikljucenje zavisno od instalirane snage, naponskog nivoa i udaljenosti (Austrija, Belgija, Velika Britanija, Madarska).

Prema odredbama clana 25-1 Zakona o energetici, proizvodaci i snabdjevaci imaju pravo pristupa prenosnim i distribucionim mrežama na ravnopravnoj i regulisanoj osnovi, u skladu s pravilima koje odreduje Regulatorna agencija. Pristup mreži može se odbiti samo u slucaju nedostatka kapaciteta, i to po osnovu sigurnosti, redovnosti i kvaliteta snabdijevanja. U slucaju da je pristup mreži odbijen, korisnik može platiti za proširenje kapaciteta mreže. Osim toga, clan 32. istog zakona definiše da Regulatorna agencija odreduje pojednostavljene postupke za pristup mrežama proizvodaca elektricne energije iz mHE, uz uslov da elektrana poštuje sve tehnicke zahtjeve u skladu s mrežnim kodeksima. Regulatorna agencija do sada nije definisala pojednostavljene postupke.

Privremeni distributivni kodeks de finiše pravila za prikljucenje male elektrane na distribucionu mrežu. Postupak za izdavanje saglasnosti za prikljucenje može trajati najviše 30 dana od datuma prijema zahtjeva za prikljucenje elektrane na NN mrežu , i najviše 60 dana za elektrane, koje se prikljucuju na VN mrežu. Proizvodac sklapa s operatorom distribucije ugovor o prikljucenju i ugovor o korišcenju mreže.

Nije odredeno ko snosi trošak prikljucen ja elektrane, ni na koji nacin se obracunava trošak prikljucenja (naponski nivo, udaljenost, prikljucna snaga, uticaj na rad sistema, potrebna pojacanja u mreži) i trošak korištenja mreže (usluge sistema, odstupanja i dr.). Za utvrdivanje ovih pravila nadležno je Ministarstvo ekonomije u skladu s clanom 32. Zakona o energetici.

15.3.4. Otkup elektricne energije

Osnovni problem vecine tehnologija za iskorišcenje obnovljivih izvora energije , je veca cijena proizvodnje elektricne energije u poredenju s tzv. konvencionalnim izvorima (termoelektrane na ugalj, plin, lož ulje, nuklearne elektrane, velike hidroelektrane). Veci troškovi proizvodnje su posljedica cinjenice da obnovljivi izvori najcešce ne mogu iskoristiti prednosti ekonomije velikih razmjera , i da se radi o savremenim tehnologijama koje su skuplje i manje zastupljene. Osim toga, konvencionalni izvori još uvijek ne placaju punu cijenu proizvodnje , u smislu placanja nadoknada za ocuvanje okoline (eksternalije). Po dsticanjem korištenja obnovljivih izvora, smanjuju se i troškovi razvoja i rada novih tehnologija (Learning by Doing).

Zbog vece cijene proizvodnje, obnovljivi izvori energije nijesu konkurentni u uslovima potpuno slobodnog tržišta. Potrebno je stvoriti potražnju za proizvodnjom elektricne energije iz obnovljivih izvora. Potražnja može biti dobrovoljna (veoma rijedak slucaj) i/ili propisana (obaveza otkupa/udjela, ekološki porez, podsticaji za proizvodnju i dr.), tj. stvoriti takve uslove na tržištu, u kojima ce postojati interes za razvoj obnovljivih izvora energije.

Od mogucnosti prodaje i otkupne cijene elektricne energije za visi isplativost mHE. Pri tome treba imati u vidu, da mogucnost prodaje i odgovarajuci nivo cijena trebaju biti zagarantovani u periodu koji ce omoguciti povracaj uloženih sredstava.

Kao kupac elektricne energije, uobicajeno se javlja nacionalna ili regionalna elektroprivredna ili distribuciona fabrika. Osim toga , moguca je jednaka prodaja krajnjem korisniku ili trgovcu elektricnom energijom. Uslovi prodaje i kupovine detaljno su definisani ugovorom o kupoprodaji elektricne energije (PPA). PPA je cesto jedno od glavnih garancija zajmodavcima (banke, finansijske institucije).

Modeli otkupa elektricne energije šire su komentarisani u okviru 3. izvještaja ovog projekta (od 12. septembra 2005. godine), pa se ovdje samo navode osnovne odlike pojedinih modela:



Ø kolicinski pristup (Renewable Quota) – kod ovog modela nadležno tijelo (najcešce Vlada ili Ministarstvo) odreduje kolicinu proizvodnje iz obnovljivih izvora koja mora biti zadovoljena u posmatranom vremenskom periodu (najcešce kalendarska godina). U okviru modela razlikuju se dva pristupa u realizaciji:

o konkursni sistem (Tendering System) – raspisivanje konkursa za odredenu kolicinu proizvodnje iz obnovljivih izvora energije. U praksi se ovaj sistem nije pokazao kao efikasan ,

o sistem trgovine zelenim sertifikatima (Tradable Green Certificates) – nadležno tijelo odreduje kolicinu proizvodnje iz obnovljivih izvora energije, koja mora biti zadovoljena u posmatranom periodu. Obaveza se namece krajnjim kupcima elektricne energije , ili cešce snabdjevacima. Za proizvodnju iz obnovljivih izvora uvode se sertifikati, tj. potvrde o porijeklu proizvedene elektricne energije. Ovakav pristup je relativno složen za primjenu, jer zahtijeva postojanje razvijenog tržišta elektricne energije i tržišta sertifikata. Osim toga, potrebno je regulisati registar sertifikata i proceduru za izdavanje sertifikata,

Ø cjenovni sistem ili sistem zagarantovanih tarifa (Feed-in Tariffs) – kod ovog modela otkupa zagarantovana je otkupna cijena ili premija na proizvodnju iz obnovljivih izvora energije. Model je jednostavan za primjenu (prednost za primjenu u sistemima s nerazvijenim tržištem elektricne energije) i podstice ulaganja. Kljucno je odrediti dovoljno visoku otkupnu cijenu, koja ce biti privlacna za investitore i osigurati stabilan pravni okvir u dužem razdoblju.

Iz prethodnog razmatranja može se zakljuciti da je za crnogorski elektroenergetski sistem i razvoj mHE, model zagarantovanih tarifa najjednostavniji i najbrži za primjenu. Uz pretpostavku da je odabran ovaj model, potrebno je dati odgovore na sljedeca pitanja:

Ø ko je odgovoran za otkup elektricne energije od proizvodaca?

Ø na koji nacin ce se finansirati povecana tarifa za otkup elektricne energije od proizvodaca (tj. ko snosi ovaj dodatni trošak i na koji nacin ce se prikupljati potrebna sredstva)?

Ø koliki je nivo otkupne cijene primjeren za Crnu Goru, na koji nacin i ko je utvrduje?

Ø koliki je zagarantovani period otkupa, ko garantuje otkup i otkupne cijene?

Proizvodac koji koristi obnovljive izvore ima pravo prodaje elektricne energije u distribucionu mrežu. Prema odredbama clana 32-6 Zakona o energetici, odgovornost za otkup elektricne energije može se dodijeliti proizvoljnom energetskom subjektu. U tom slucaju , trošak otkupa se smatra troškom poslovanja i mora se ukljuciti u tarifu energetskog subjekta. Energetski subjekti koji bi mogli biti odgovorni za otkup su: Operator tržišta, Operator distribucije ili Snabdjevac. U razgovorima s predstavnicima nadležnih institucija u Crnoj Gori, zakljuceno je da bi ova obaveza trebala da bude dodijeljena Snabdjevacu (funkcionalni dio EPCG AD Nikšic odgovoran za snabdijevanje kupaca elektricnom energijom, trenutno u sistemu Operatora distribucije). U slucaju postojanja veceg broja snabdjevaca, obaveza otkupa treba da se odnosi na sve snabdje vace, skladno njihovom udjelu na tržištu.

Prema odredbama clanka 32-6 Zakona o energetici, energetski subjekt s obavezom otkupa (Snabdjevac) ukljucuje trošak otkupa u tarifu koju odobrava Regulatorna agencija za energetiku. Drugim rijecima, trošak otkupa snose krajnji kupci elektricne energije na cijelom podrucju Crne Gore. S obzirom na vrijeme potrebno za realizaciju projekta mHE, i ocekivanja o izgradnji 1-2 lokacije u narednih 4-5 godina , može se reci da je ocekivani uticaj ovih troškova na povecanje cijene elektricne energije, za krajnje korisnike relativno mali. Konkretno povecanje i uticaj na racune krajnjih korisnika treba utvrditi dodatnim analizama.

Prema odredbama clana 32-5 Zakona o energetici, Ministarstvo ekonomije nadležno je za odredivanje metodologije , ukljucujuci i metodologiju cijena za efikasno prikljucenje



proizvodaca koji koriste obnovljive izvore energije na distribucionu mrežu. Ministarstvo treba, odgovarajucom uredbom ili pravilnikom, da odredi udio proizvodnje mHE, metodologiju i cijene otkupa. Nivo otkupne cijene zavisi od konkretnih projekata i planova razvoja (koliki je ciljani udio proizvodnje mHE).

Za realizaciju sistema zagarantovanih cijena, veoma je važno trajan je ugovora o otkupu i stabilnost cijena. Evropska praksa ukazuje na to da je za projekte obnovljivih izvora ocekivano vrijeme povracaja 10 godina, s tim da država garantuje isplatu podsticajne cijene.

15.4. OPERATIVNI RIZIK MHE Male hidroelektrane koriste dobro poznatu i razvijenu tehnologiju, pa je broj operativnih rizika i trošak redovnog održavanja relativno mali. Životni vijek gradevinskih djelova postrojenja i elektromašinske opreme je veoma dug – od 30 do cak 50-60 godina.

Na niski operativni rizik mHE pozitivno je uticao i razvoj automatskog upravljanja , koji zahtijeva minimalnu prisutnost ljudi u objektu. Gotovo sve procedure rada su automatske, pa se uloga operatera svodi na nadzor i/ili povremene obilaske objekta. U posljednjih nekoliko godina postignut je veliki napredak u oblastima regulacije i upravljanja elektranama. Otvaranje tržišta elektricne energije u Evropi, velika konkurencija proizvodaca, elektro i mašinska oprema, uticali su na stvaranje novih pravaca u proizvodnji, montaži i radu opreme mHE:

Ø smanjeni su troškovi izgradnje objekata primjenom standardizovanih rješenja i ugradnjom tipske opreme. Primjena tipskih i standardizovanih rješenja i elemenata ogranicena je na lokacije slicnih tehnickih parametara,

Ø povecanje proizvodnje elektricne energije zbog visokog stepena korisnog djelovanja ugradenih agregata (turbina, generator),

Ø smanjeni su troškovi održavanja mHE, zbog ugradnje visoko kvalitetnih mehanickih sklopova,

Ø smanjenje pogonskih troškova primjenom automatskog i daljinskog upravljanja postrojenjima.

Odredeni operativni rizik predstavljaju neocekivani kvarovi, loše izvodenje i neodgovarajuci kvalitet korištenih materijala i opreme. Buduci da izvodenje mHE može biti veoma specificno ( s obzirom na uslove lokacije), u slucaju kvara moguci su duži zastoji u radu zbog nedostatka rezervnih djelova i vremena potrebnog za popravak. Zbog toga je potrebno pažljivo projektovati postrojenje, primijeniti provjerena i pouzdana rješenja i redovno i preventivno održavati objekat.

15.5. NACINI FINANSIRANJA MHE Odabir nacina finansiranja mHE jednako utice na rizik, prihode i mogucnosti kontrole projekta od strane nosioca projekta, investitora i zajmodavca. Finansiranje je jedan od osnovnih problema uspješne realizacije mHE projekta.

U finansiranju važnu ulogu ima i ucestovanje privatnog sektora, zbog nedostatka javnih sredstava. Iako ekološki prihvatljive, mHE se na tržištu za finansijska sredstva bore s ostalim opcijama obnovljivih izvora energije.



Dobijanje potrebnih finansijskih sredstava za mHE težak je posao iz sljedecih razloga:

Ø najveci dio investicije ostvaruje se prije pocetka rada postrojenja, dok je trošak pogona i redovnog održavanja veoma nizak,

Ø zbog relativno niske investicije projektno finansiranje nije moguce , ili je veoma rijetko buduci da projektno finansiranje zahtjeva složenu ugovornu strukturu, pa se zbog visokih troškova primjenjuje za projekte vece vrijednosti – uobicajeno iznad 10-15 miliona USD,

Ø proizvodnja elektricne energije može se mijenjati od godine do godine , što znatno utice na prihode projekta i mogucnost otplate zajma i ostalih obaveza,

Ø ocekivani prihod mHE je relativno nizak, a samim tim je umanjena i sposobnost projekta da apsorbuje vece nepredvidive troškove. Ekonomska isplativost mHE je veoma troškovno osjetljiva, i ima veci rizik u poredenju s vecim projektima. Neophodna je stroga kontrola troškova, angažovanje iskusnih strucnjaka i ugradnja provjerene opreme,

Ø procedura dobijanja potrebnih dozvola je dugotrajna i cesto nesigurna.

Banke i druge finansijske institucije koje odobrava ju zajam, zahtijevaju, prije svega, siguran priliv novca u relativno kratkom periodu (do 10 godina) – mnogo kracem od životnog vijeka mHE. Za investitora osnovni rizik je promjena proizvodnje elektricne energije i sigurnost otkupa elektricne energije. Investiranje je lakše u uslovima stabilnih zagarantova nih otkupnih tarifa. Tabela br 27 prikazuje opcije finansiranja projekata OIE, tj. mHE u ovom slucaju.

Tabela br 27: Pregled nacina finansiranja obnovl jivih izvora energije Nacin finans iranja Opis

Sopstvena sredstva / Privatno finansiranje

Nosilac projekta koristi sopstvena akumulirana sredstva i rezerve. Zbog velikih pocetnih troškova, ovo je moguce najcešce samo za veoma male projekte, tj. relativno n iske investicije. U najvecem broju slucajeva, nosilac projekta nema dovoljno sopstvenih sredstava za potpuno finansiranje projekta, a nema ni dovoljno imovine i drugih vrijednosti . kojima bi garantovao povracaj zajma. Privatno finans iranje je cesto u ruralnim sredinama kada korisnici objekta finansiraju izgradnju. Udio sopstvenih sredstava nosioca projekta u slucaju mHE, se uobicajeno krece u granicama 20-40%.

Rizicni kapital (Risk Capital) Kapital za investicije koji poti ce od raznih ulagaca, privatnih fondova ili strateških investitora (npr. proizvodaci opreme).

Nepovratna sredstva

Najcešce iz javnog sektora ili medunarodnih agencija za obnavljanje i pomoc. Nepovratna sredstva su važna za širu komercijalnu primjenu pojedinih tehnologija OIE (Learning-b y-Doing). Ova sredstva se koriste, prije svega, za djelimicno finansiranje u pripremnoj fazi projekta.

Zajam banke

Banka posuduje najveci dio sredstava u odnosu na ukupnu investiciju (60-80%). Osnovne komponente zajma su: kamatna stopa, grace period i vrijeme otplate. Garancija povracaja zajma je najcešce imovina investitora, imovina projekta ili neke druge naplative vrijednosti. Dobre garancije znace nižu kamatu i druge povoljnosti (odgadanje placanja, duže vrijeme otplate i dr.). Finansijski uslovi zavise od projekta, finansijske institucije i stanju na bankarskom tržištu. Stepen duga prihvatljiv za nosioca projekta zavisi od nacina osiguranja zajma. Veci udio duga znaci veci rizik za najmodavca i ujedno i vecu kamatu na zajam.

Projektno finans iranje Osno vna razlika izmedu projektnog finansiranja i zajma banke , je nacin na koji je zajam osiguran. Kod projektnog finans iranja



buduci novcani prihod projekta je osnovna garancija zajmodavcu. Ovakav nacin finansiranja koristi se iz dva razloga. Nosilac projekta nema sopstvenih sre dstava i imovine kojom bi garantovao povracaj zajma, ili nije spreman da snosi sav rizik projekta. Svi djelovi projekta (projektovanje, izgradnja, ugovori…) organizovani su tako da omoguce potpunu kontrolu rizika od strane zajmodavca, kojem je osnovno mjerilo ekonomska isplativost projekta. Ovakav nacin finans iranja zahtijeva komplikovanu ugovornu shemu, pa su pocetni troškovi uspostavljanja projekta visoki (isplate se za projekte ukupne vrijednosti od minimalno 10-15 mil USD).

Zajednicki razvoj sa snažnim finansijskim partnerom

Projekat se realizuje kao Joint Venture. Snažan partner može osigurati sopstveni kapital preduzeca i garanciju za bankovni zajam. Dobri partneri su oni koji vec imaju odredena iskustva u gradnji i pogonu HE, naroci to mHE.

Zajednicko finansiranje Moguce je zajednicko finansiranje projekta od strane vece grupe pojedinaca ili preduzeca.

Davanje u najam (Leasing)

Postoje operativni i finansijski najam. Operativni najam je za krace periode do nekoliko godina. Najmodavac (vlasnik) preuzima vecinu odgovornosti u smislu održavanja, os iguranja i dr. (npr. najam kancelarijske opreme). Finansijski najam je dugorocni ugovor prema kojem se najmoprimac obavezuje da ce placati najmodavcu za najam opreme (ukupno isplacena svota b ice veca od nabavne vrijednosti imovine, pa ce najmodavac ostvariti profit). Najmoprimac preuzima sve vlasnicke odgovornosti (održavanje, osiguranje i dr.), i na kraju ugovornog razdoblja vraca opremu najmodavcu. Davanje u najam se rijetko primjenjuje za hidro projekte.

Otplata duga u naturi Umjesto novcane otplate, zajmodavac može prihvatiti otplatu duga u elektricnoj energiji ili drugim dobrima.

Kredit isporucitelja opreme Isporucitelji opreme cesto nude mogucnost finansiranja opreme.

BOT projekti

Kod BOT projekata pravo izgradnje se prenosi na nezavisnog nosioca projekta koji u potpunosti upravlja projektom, i za uzvrat placa odredenu nadoknadu nosiocu vodnih prava. BOT projekti ne moraju striktno da znace i novu finansijsku konstrukciju – moguce je ko ristiti neki od ovdje nabrojanih nacina finansiranja.

Iz evropske prakse razvoja mHE, može se reci da su mali projekti najcešce finansirani privatnim sredstvima, ili uz pomoc razlicitih vrsta zajmova. Vece projekte finansiraju velike fabrike. Buduci da je osnovni rizik kod izgradnje mHE povezan s promjenom cijene elektricne energije i uslovima otkupa, zemlje sa stabilnim cijenama (npr. Španija i Njemacka) su pogodne za realizaciju takvih projekata.

U zemljama u razvoju koriste se BOO i BOT modeli kada domaca elektroprivredna fabrika i/ili javni sektor nemaju sopstven ih sredstava za finansiranje ovakvih projekata, pa se traži strani investitor pod posebnim ugovornim aranžmanima. Tabela br. 28 prikazuje najcešce nacine finansiranja u pojedinim evropskim zemljama.



Tabela br. 28: Pregled nacina finansiranja projekata mHE u pojedinim evropskim zemljama Država Nacin finansiranja Vlasništvo Austrija korporativno velika i mala javna preduzeca

Njemacka privatno finans iranje zajednicko finansiranje

privatno d.o.o.

mjesno (grad, opšti na) Španija finans iranje trece strane kroz vladine organizacije

Italija korporativno finans iranje trece strane

privatnik investitor lokalna javna preduzeca

Holandija privatno korporativno

privatno javna preduzeca

Švedska privatno

korporativno

partnerstva privatno (farmeri)

korporacije

Nakon dobijanja potrebnih dozvola, nosilac projekta želi donijeti konacnu odluku o tome hoce li krenuti u realizaciju projekta. Potrebno je analizirati rizik i osjetljivost troškovne strane i moguce koristi projekta (prihodovna strana). Analiza treba da obuhvati životni vijek objekta. Svaki veci rizik potrebno je procijeniti i predvidjeti sredstva za sprjecavanje ili ogranicavanje uticaja na projekat.

Osnovni elementi koju u ticu na profit mHE su (Slika br. 21):

Ø koristi od proizvodnje elektricne energije,

Ø investicioni trošak,

Ø trošak pogona i održavanja.

Slika br. 21: Trošak i prihod projekta mHE

Proizvodnja elektricne energije za visi od instalirane snage, konfiguracije i nacina rada elektrane. Vrijednost proizvodnje za visi od cijena elektricne energije i sadašnje vrijednosti proizvodnje kroz cijeli životni vijek elektrane. Osim proizvodnje elektricne energije, treba ukljuciti i koristi ostalih djelatnosti ako one postoje (snabdijevanje vodom, navodnjavanje i dr.) - Slika br. 22.

Projekat mHE

Trošak Prihod

Pogon i održavanje

Investicija Proizvodnja

Ostale namjene



Slika br. 22: Opšti prikaz prihoda projekta mHE

Slika br. 23 prikazuje ukupni trošak realizacije projekta, koji se može podijeliti na dva dijela:

Ø trošak izgradnje, tj. investicioni trošak,

Ø troškovi pogona, održavanja i revitalizacije.

Troškovi izgradnje se sastoje od gradevinskih i elektromašinskih troškova, kao i ostalih nejednakih troškova (Overhead Cost). Gradevinski, elektro i mašinski troškovi obuhvataju troškove izgradnje akumulacije, skretanje toka rijeke, dovodnih i odvodnih puteva i izgradnju samog postrojenja. U ovu kategoriju troškova ubrajaju se i troškovi uredenja prilaznih puteva, prikljucenja na mrežu, osnivanja preduzeca i drugi troškovi. Nejednaki troškovi tokom gradnje obuhvataju administrativne troškove, poreze, troškove uzrokovane politickim ili otporom organizacija za zaštitu okoline (uprkos postojanju svih dozvola, zbog pritiska javnosti može doci i do privremene obustave radova).

Troškovi rada i održavanja uglavnom se ne mijenjaju tokom životnog vijeka, i odnose se na trošak redovnog pogona objekta. Potrebno je razmotriti stepen poreza i nadoknada, kao i njihovu stabilnost. U slucaju da se ocekuje rad elektrane u posebno teškim uslovima povecanog trošenja, potrebno je u troškove uracunati i trošak vecih zahvata na revitalizaciji postrojenja. Ne smiju se zanemariti i troškovi uzrokovani višom silom (potresi, nacionalizacija imovine, klizanje terena i dr.). U slucaju da je uticaj objekta na okolinu izrazito negativan i veci od predvidenog, možda ce se morati i zatvoriti, pa treba razmotriti i takvu opciju.

Akumulacija

Snaga Instalisani protok

Slivno podrucje

Hidrološke karakteristike

Ogranicenja

Raspoloživost vode

Pad Efikasnost

Proizvodnja

Gubici u mreži

Neto proizv.

Tarifni sistem za otkup el. energ.

Disk. stopa

Životni vijek

Neto sadašnja vrijednost

Ostale namjene Uticaj na ostale HE

Odbrana od poplava

Snabdijevanje vodom Ostalo

Sadašnja vrijednost energije

Navodnjavanje

Projekat mHE

Trošak Prihod

Plan proizvodnje



Slika br. 23: Opšti prikaz troškova projekta mHE

15.6. POBOLJŠANJE FINANSIJSKIH USLOVA ZA PROJEKTE MHE

Na makroekonomskom nivou, prepreke u investicije u OIE mogu se podijeliti u nekoliko povezanih kategorija:

Ø saznajne prepreke – odnose se na niski stepen znanja u pogledu nacina finansiranja OIE projekata i upravljanja rizicima,

Ø politicke prepreke – odnose se na regulatorna i politicka pitanja i odluke Vlade,

Ø analiticke prepreke – odnose se na kvalitet i raspoloživost informacija potrebnih za razvoj mehanizama za smanjenje rizika i sistema osiguranja, razvoj analitickih metodologija za upravljanje rizicima, metoda za odredivanje cijena,

Ø tržišne prepreke – odnose se na nedostatak finansijskih, pravnih i institucionalnih okvira za podršku i razvoj OIE projekata.

Investitori i zajmodavci po prirodi nijesu skloni rizicima koji mogu uticati na neocekivano loš ishod projekta, u smislu tokova novca i vrijednosti samog projekta. Kako bi se privukla potrebna finansijska sredstva , potrebno je upravljati rizicima , tako da se minimizira vjerovatnost pojave slucajeva koji imaju negativan finansijski uticaj na projekat.

Upravljanje projektnim rizicima usko je povezano s odabirom nacina finansiranja. Relativno visoki udio duga (60-80%), znaci i visoki rizik novcanih prihoda. Potraživanja zajmodavca su prvi dug koji treba podmiriti od prihoda objekta. Investitor / nosilac projekta , ostvaruje prihod tek kada podmiri sve obaveze. Ukupna visina finansijskih obaveza je važna u slucaju neuspjeha projekta, pa je potrebno razmotriti i posljedice za taj najgori ishod (neuspjeh projekta, zatvaranje mHE).

Projekat mHE

Trošak Prihod

Ceste

Mreža

Preduzece

Neocekivani trošak / Razno

Postrojenje

Dovod i odvod

Akumulacija

Elektro, mašinski i gradevinski radovi

Rad elektrane

Planiranje

Administracija

Porezi

Finansiranje Kamatna stopa

Vrijeme izgradnje Politicki i

ekološki otpor

Pogon

Održavanje

Obnova

Porezi, naknade

Viša sila

Nejednaki trošak



Finansiranje mHE može se poboljšati na nekoliko nacina:

Ø državnim podsticajima (nepovratna sredstva, povoljni zajmovi, duži rokovi otplate, poreske olakšice),

Ø smanjenjem rizika projektanta i investitora (državne garancije, kvalitetni podaci o protocima, zagarantovana i povoljna cijena otkupa),

Ø snižavanjem troška razvoja i finansiranja (zajednicki razvoj nekoliko projekata, realizacija projekta u etapama),

Ø obrazovanjem ciljnih grupa u oblastima izvodljivosti projekata, nacinima finansiranja, pripremi projekata i pristupu finansijskim ustanovama, kao i osnivanjem vladinih centara za profesionalni savjet u pogledu mHE,

Ø osnivanjem fondova za finansiranje izgradnje OIE,

Ø ukljucivanjem obrazovnih i državnih centara u razvoj u ranim fazama projekta,

Ø angažovanjem stranih savjetnika u ranoj fazi razvo ja projekta – savjetnici (finansijski strucnjaci, pravnici i in ženjeri) mogu pomoci u oblikovanju konacne finansijske šeme i pažljivom strukturisanju ugovora (projektovanje , nabavka opreme i izgradnja, PPA, ugovor o radu i održavanju, ugovor o korišcenju voda i zemljišta, ugovor dionicara i dr.),

Ø pažljivim odabirom banke – lokalne banke ili poslovnice uobicajeno nijesu osposobljene za finansiranje ovako specificnih projekata. Bankama se treba obratiti kada je vecina ugovora u velikoj mjeri definisana i ciljevi i rokovi projekta poznati,

Ø finansijskom analizom i modeliranjem – finansijski model treba usmjeriti na tokove novca. Pretpostavke trebaju da budu konzervativne, analiza osjetljivosti ekonomske isplativosti projekta za nekoliko scenarija.

15.7. OSIGURANJE PROJEKATA MHE Osiguranje projekta je važno za uredno dovršenje i puštanje objekta u pogon. Problematiku osiguranja važno je razmotriti u ranoj fazi ugovaranja. Svi rizici projekta mogu se svrstati u neku od sljedecih kategorija:

Ø fizicka šteta ili gubitak na objektu tokom izgradnje,

Ø gubitak prihoda,

Ø finansijske obaveze p rema ugovornim stranama.

Osiguranje ima važnu ulogu u finansiranju projekata OIE, pružajuci investitorima i zajmodavcima finansijsku zaštitu od kašnjenja, zastoja i šteta tokom proizvodnje, prevoza, izgradnje i pogona postrojenja, bez obzira na uzrok ovih problema (tehnicki, ljudski ili prirodni faktor). Pokrice gubitka može biti kriticno pitanje sa stanovišta zajmodavca, jer osiguranje jednako utice na bilans i prihode projekta.

Dobra osiguravajuca politika može uticati na smanjenje troška kapitala i povecanje likvidnosti projekta. Kako bi se odredila premija za odredeni rizik, osiguravalac mora raspo lagati dovoljno kvalitetnim i tacnim informacijama, kako bi se procijenila vjerovatnost pojave osiguranog slucaja i uticaj na prihode projekta. Ovo predstavlja prepreku, buduci da za pojedine tehnologije ne postoje dovoljno pouzdani statisticki podaci. Uobicajeno je da se osiguranje ugovara od slucaja do slucaja (tj. nema tipiziranih osiguravajucih proizvoda), što za posljedicu ima vece cijene (premije). Posljedicno, mali projekti do 15 mil. USD teško pronalaze odgovarajuce osiguranje, a samim tim i potrebna investiciona sredstva.



Tabela br. 29 i Tabela br. 30 prikazuju pregled uobicajenih osiguranja za projekte obnovljivih izvora energije i postojece tržište osiguranja za OIE.

Tabela br. 29 Pregled uobicajenih osiguranja za projekte OIE (UNEP, SEFI) Vrsta rizika Uzrocnici rizika Opseg osiguranja

Rizici tokom izgradnje Fizicki gubita k ili šteta tokom izgradnje objekta

Svi rizici gubitka ili oštecenja, obaveze trecih lica i svi

ugovoreni radovi Kašnjenje pogona / Preuranjeni gubitak

prihoda

Fizicki gubitak ili šteta tokom izgradnje objekta , koja uzrokuje

kašnjenje projekta

Gubitak prihoda kao posljedica kasnijeg pocetka rada

Rizici tokom pogona / fizicka šteta

Neocekivani i nepredvidivi fi zicki gubitak ili oštecenje to kom pogona

Svi rizici gubitka ili oštecenja tokom pogona

Kvar postrojenja Neocekivani i slucajni mehanicki ili

elektricni kvar, koji zahtjeva popravak ili zamjenu

Nedostaci materijala, konstrukcije, izgradnje ili

sistem ljanja

Prekid poslovanja Neocekivani i nepredvidivi fizicki

gubitak ili oš tecenje na elektrani/opremi tokom pogona

Gubitak prihoda kao posljedica prekida poslovanja

Opšti rizici i rizici trece strane

Obaveze nametnute zakonom ili ugovorom, povrede na radu,

oštecenje imovine

Tabela br. 30 Postojece vrste osiguranja za projekte OIE prema vrsti OIE

Rizici

Izg

rad

nja

Isko

rišc

enje

re

surs

a

Ošt

ecen

ja

imo

vin

e

Kva

r p

ost

roje

nja

Pre

kid

p

osl

ova

nja

Kaš

nje

nje

p

og

on

a

Teh

no

lošk

i ri

zik

Svi

riz

ici

Op

šti r

izic

i

Vjetar – on-shore Vjetar – off-shore

Suncana - Talas i

Geotermalna Bioplin mHE -

Biomasa

Veliko razumijevanje problema i razvijeno g tržišta, premije opadaju, pokrice raste Tržište postoji, široko pokrice, standardne premije, moguce velike premije i neosigurane svote Djelimicno pokrice, razvoj tržišta, visoke premije i neosigurane svote Veoma ograniceno pokrice, nerazvijeno tržište, veliki broj uslova i ogranicenja Ne postoji pokrice na tradicionalnim tržištima osiguranja



Nosioci osiguranja projekta mogu biti nosioci projekta ili podugovorne strane (za djelove projekta koje realizuju). Za projekte obnovljivih izvora energije uobicajeno je da nosilac projekta odreduje osiguravajucu politiku na nivou cijelog projekta. U tom slucaju , nema potrebe za raspodjelom osiguravajuce politike na podugovorne strane, tj. investitor štiti i svoje i interese svih podugovornih strana. Iako podugovorne strane nijesu uvijek spremne na ovakav nacin rada, prednosti ovog pristupa za nosioca projekta su znacajne:

Ø potpuna kontrola osiguravajuce politike nad projektom,

Ø od pocetka projekta poznato je ukupno pokrice za projekat,

Ø slobodan izbor jakog i stabilnog osiguravajuceg društva,

Ø ogranicena odgovornost podugovornih strana,

Ø moguca je stalna kontrola i po potrebi revizija osigurane svote u slucaju promjene uticajnih faktora (inflacija, promjene projekta tokom realizacije i dr.),

Ø podmirivanje potraživanja moguce je izvršiti bez kašnjenja i jednako prema investitoru ili finansijskoj instituciji.

Izbor modela osiguranja projekta zavisi i od nacina finansiranja projekta , pa na izbor osiguranja uticu i finansijske institucije koje odobravaju zajmove. Nacini finansiranja mogu se podijeliti u dvije velike grupe:

Ø iz bilansa preduzeca (on-balance sheet financing) – u ovom slucaju garancija zajma je bilans preduzeca i dobijanje povoljnih kredita je olakšano,

Ø izvan bilansa preduzeca (off-balance sheet financing) ili projektno finansiranje – u ovom slucaju banke su veoma oprezne i zahtjevne u pogledu garancija i osiguranja projekta.

Osnovne stavke bitne za zajmodavca (a samim tim i za nosioca projekta i investitore) u pogledu osiguranja projekta su:

Ø analiza rizika – zahtijeva se potpuno prepoznavanje, analiza i procjena svih rizika koje projekat nosi. Rizici moraju biti odgovarajuce osigurani, a za rizike koje nije moguce izbjeci, treba dati procjenu vjerovatnosti pojavljivanja,

Ø poznati troškovi – potrebno je dati što tacniju procjenu troškova osiguranja vec na samom pocetku projekta,

Ø velicina neosiguranog iznosa (Deductibles) – projekti obnovljivih izvora energije obicno nijesu u mogucnosti da podmire visoke neosigurane iznose. Banke zahtijevaju razuman nivo neosiguranog iznosa koji je u skladu s ocekivanim prilivom novca,

Ø sigurnost osiguranja – potrebno je da tržište bude finansijski regulisano i da su odabrani osiguravaoci pouzdani,

Ø stabilnosti i raspoloživost tržišta – banke ocekuju stabilno i raspoloživo tržište osiguranja u razdoblju otplate zajma,

Ø zaštita okoline – banke žele u potpunosti da se osiguraju od bilo kakvih štetnih uticaja po okolinu. Cesto se zahtijeva dokaz o uskladenosti projekta s pravilima zaštite okoline,

Ø prostorno planiranje – bez gradevinske dozvole nema realizacije projekta. Na tržištu ne postoje modeli osiguranja koji bi pokrili gubitak projekta u slucaju da izgradnja nije odobrena,

Ø garancije – banke cesto zahtijevaju postojanje dugorocnih garancija od isporucioca opreme (turbina, generator i dr.)



15.8. ZAKLJUCNO O RIZICIMA REALIZACIJE PROJEKATA MHE

Zakljucne preporuke u vezi rizika realizacije projekata malih hidroelektrana, mogu se sumirati u sljedecim crtama:

Ø procedura dobijanja potrebnih dozvola – potrebno je maksimalno pojednostaviti i skratiti. Procedura dobijanja svih dozvola ne bi smjela trajati duže od 2 godine,

Ø hidrološki rizik (rizik promjene prihoda) – ne može se izbjeci. Uvijek postoji, ali se može umanjiti i svesti na prihvatljiv nivo prikupljanjem i obradom hidrometeoroloških podataka,

Ø otkup elektricne energije – uspostaviti stabilan sistem otkupa, definisati otkupnu cijenu i uslove otkupa,

Ø prikljucenje na mrežu – jasno definisati proceduru (procedu ra postoji) i troškove prikljucenja (nijesu definisani),

Ø operativni rizici – zbog korištenja poznate i pouzdane tehnologije relativno su mali. Troškovi pogona i održavanja takode su niski,

Ø rizik promjene ekoloških propisa – Crna Gora u procesu prikljucenja EU treba da ispuni evropske norme i direktive. Za investitore je ovo važno, jer znaju u kojem smjeru ce se kretati zakonodavstvo u oblasti zaštite životne sredine. Dinamika primjene novih ekoloških propisa definisana je dinamikom usvajanja zakona za procjenu uticaja na životnu sredinu (EIA), integrisane kontrole i sprjecavanje zagadenja okoline (IPPC) i strateške procjene uticaja na okolinu (SEA),

Ø osposobljenost kadrova – može biti velika prepreka u procesu razvoja projekata i izdavanja potrebnih dozvola. Potrebno je stalno obrazovanje zainteresovanih ucesnika u oblastima finansiranja, osiguranja, planiranja i tehnologija obnovljivih izvora energije,

Ø primjena provjerene opreme, detaljna analiza osjetljivosti i angažovanje strucnih savjetnika u svim fazama projekta.

LITERATURA

1. Directive 2000/60/EC of the European Parliament and of the Council establishing a framework for the Community action in the field of water policy – Water Framework Directive (WFD), 23 October 2000

2. Directive 2001/77/EC of the European Pa rliament and oftThe Council of 27 September 2001 on the promotion of electricity produced from renewable energy sources in the internal electricity market

3. Uredba o koncesiji za korišcenje vode za proizvodnju elektricne energije, Slovenija

4. Uredba o uslovima za dobijanje položaja kvalifikovanog proizvodaca elektricne energije, Slovenija

5. Uredba o pravilima za odredivanje cijene i nacina otkupa elektricne energije od kvalifikovanih proizvodaca elektricne energije , Slovenija

6. Insurance Considerations for Renewable Energy Projects, A Guide for Developers, ETSU for DTI, ETSU/k/FR/00031/REP/S

7. Economic Risk and Sensitivity Analysis for Small-scale Hydropower Projects, IEA Technical Report, IEA Hydropower Agreement, March 2000

8. Financing of Small-scale Hydropower Projects, IEA Technical Report, IEA Hydropower Agreement, March 2000

9. Zakon o energetici, Službeni list RCG broj 39/03



10. Privremeni distributivni kodeks 11. Environmental Due Diligence (EDD) of Renewable Energy Projects,

Guidelines for Small-Scale Hydroelectric Energy Systems, Release 1.0, UNEP 12. Contradictions between the WFD and the RES-Electricity Directive , ESHA

Position, April 2004 13. Financial Risk Management instruments for Renewable Energy Projects,

Summary Document, UNEP, SEFI, 2004 14. Blue Energy for A Green Europe , Strategic study for the development of Small

Hydro Power in the European Union, ESHA

SKRACENICE

AD akcionarsko društvo BOO Build Own Operate BOT Build Operate Transfer

EPCG Elektroprivreda Crne Gore EU Evropska unija HE hidroelektrana

mHE mala hidroelektrana NN niskonaponska (mreža)

OIE obnovljivi izvori energije RES Renewable Energy Sources SEFI Sustainable Energy Finance Initiative

UNEP United Nations Environmental Programme USD americki dolar

VN visokonaponska (mreža) WFD Water Framework Directive



16. ANALIZA SITUACIJE VEZANE ZA PRIKUPLJANJE PODLOGA I DOKUMENTACIJE

U periodu od 8-10. juna 2005. godine, održane su radne posjete sljedecim organizacijama i institucijama u Crnoj Gori:

Ø UNDP Podgorica ,

Ø Mašinski fakultet u Podgorici,

Ø Ministarstvo ekonomije, Podgorica ,

Ø Ministarstvo zaštite životne sredine i uredenja prostora, Podgorica ,

Ø Ministarstvo poljoprivrede, šumarstva i vodoprivrede, Podgorica ,

Ø CHF Montenegro, Podgorica ,

Ø Elektroprivreda Crne Gore, Nikšic,

Ø Ministarstvo za ekonomske odnose sa inostranstvom i evropske integracije, Podgorica,

Ø Regulatorna agencija za energetiku, Podgorica,

Ø Zeleni Crne Gore – Greens of Montenegro, Podgorica ,

Ø Ministarstvo finansija, Podgorica,

Ø Hidrometeorološki zavod Crne Gore, Podgorica,

Ø Green Home, Podgorica ,

Ø Republicki sekretarijat za zakonodavstvo, Podgorica,

Ø Nacionalni institut za zaštitu prirode, centar za zaštitu i proucavanje ptica.

Na osnovu inicijalnih posjeta institucijama i organizacijama , prikupljeno je mnogo informacija o okruženju za male hidroelektrane, nakon cega se mogu izvesti sljedeci zakljucci. Generalni stav svih ucesnika održanih sastanaka prema malim hidroelektranama je pozitivan, medutim, posljednja mala hidroelektrana (od nekoliko postojecih) izgradena je prije 50-ak godina, u vrijeme kad su pogledi i shva tanja elektroenergetskih objekata bili bitno drugacija nego što je to danas. Prepoznata je neophodnost ulaganja u dalju izgradnju elektroenergetskog sistema, s obzirom na nedostatak potrebnih kolicina elektricne energije, a takode i neophodnost orijentacije na održivi razvoj, s obzirom na to da je Crna Gora proglašena ekološkom državom, pa u tom smislu postoji nacelni stav da su male hidroelektrane, kao obnovljivi izvor energije, u skladu s održivim razvojem Crne Gore. Medutim, sa stanovišta zaštite prirode i okoline, ekološke organizacije i udruženja, iako aktivno ucestvuju u društvenim dešavanjima, takode nijesu upoznate sa stvarnim doprinosima i uticajima malih hidroelektrana.

Kako je vec receno, u tom podrucju nema savremenih iskustava, pa male hidroelektrane u propisima nijesu prepoznate kao specificni objekti, i time se pristup njihovom planiranju i gradnji ne razlikuje od bilo kojeg drugog elektroenergetskog objekta znatno vece snage i uticaja. Osim toga, Crna Gora je trenutno u procesu uskladivanja svoje zakonske regulative s regulativom EU-a, što dodatno otežava harmonizaciju pojedinih propisa medusobno, a time i regulative za male hidroelektrane. U skladu s postizanjem željenog cilja - jednostavnijih zakonskih procedura, ocekuje se ulaganje velikih napora u harmonizaciju zakonske regulative, kako na nivou uskladivanja pojedinih pravnih dokumenata, tako i na nivou funkcionisanja sistema, s obzirom da je primijecena i nedovoljna poveza nost i transparentnost na nivou državnih ministarstava i kancelarija, meduinstitucionalno i u okviru



samih institucija. Medutim, s druge strane, evidentna je spremnost na ucestvovanje i podršku ovom projektu, s obzirom da su sve kontaktirane institucije i organizacije prepoznale svoj interes i koristi od mogucih projekata.

Takode je konstatovano da u Crnoj Gori za vrlo mali broj potencijalnih lokacija postoji sistemsko, kontinuirano dugogodišnje pracenje hidroloških prilika, što je bitna prepreka donošenju meritorne procjene elektroenergetskog potencijala za male hidroelektrane, kako na pojedinim vodotocima, tako i na nivou države. Ipak, pozitivno je to da je uspostavljanje sistema mjerenja na manjem broju vodotoka u planu, mada kratkorocno gledano, ovo nece imati velikog efekta na realnije sagledavanje optimalnih tehnickih rješenja malih hidroelektrana , u smislu pouzdanosti prognoze moguce godišnje proizvodnje, što ce imati reperkusije i na definisanje realnijeg nivoa cijena proizvedene elektricne energije, a time i uspostavljanje adekvatnijeg tarifnog sistema, kao i mjera i podsticaja za investiranje u ovakve objekte. Medutim, i sadašnja situacija pruža mogucnost da se, uz odredene pretpostavke i iskustva susjednih zemalja, koje su uspješno sprovele takve programe, uspostavi sistem podsticajnih mjera, kao i politika cijena vezana za male hidroelektrane.

Uvažavajuci prethodno navedeno, u daljim aktivnostima u periodu koji slijedi, težište aktivnosti ce biti na nekoliko podrucja. U prvom redu to je harmonizacija i detaljnija analiza mogucnosti pojednostavljenja za konske regulative za male hidroelektrane, s posebnim osvrtom na pitanja zaštite prirode i okoline. Takode , jedan od najbitnijih segmenata bice i analiza tehnickog i energetsko -ekonomskog okruženja malih hidroelektrana, koja ce rezultirati prijedlozima tarifnog sistema za male hidroelektrane, kao i sistema mjera za povecano investiranje u gradnju ovih objekata. Kako ce ovaj široki segment poslova imati i pravnu stranu, logicno je da ce se dijelom nadovezati i na aktivnosti vezane za zakonsku regulativu, a pogotovo tehnicke propise. U cilju realizacije ugovornih obaveza definisanih vremenskom dinamikom, od presudnog znacaja bice tijesna saradnja s državnim institucijama i kancelarijama, kao i sa nevladinim organizacijama i udruženjima . Vrlo je važno prepoznavanje i ostvarenje kontakata s drugim zainte resovanim stranama, koje bi mogle ucestvovati, i onima koji vide svoj interes u projektima malih hidroelektrana.

U nastavku je dat popis dosad prikupljene dokumentacije, kao i pregled dokumenata koje je potrebno naknadno prikupiti.

Inicijalno dostavljena dokumentacija na CD-u:

I. Referentna zakonska regulativa

1. Zakon o energetici

2. Zakon o ucešcu privatnog sektora u vršenju javnih usluga

3. Zakon o vodama

- Pravilnik o sadržini tehnicke dokumentacije potrebne za izdavanje vodoprivredne saglasnosti i vodoprivredne dozvole

- Pravilnik o odredivanju garantovanog (vodoprivrednog) minimuma

4. Zakon o stranim ulaganjima – Službeni list SRJ

5. Zakon o stranim ulaganjima – Republika Crna Gora

6. Zakon o izgradnji objekata

7. Pravilnik o nacinu izrade i sadržini tehnicke dokumentacije

8. Zakon o urbanistickoj i gradevinskoj inspekciji

9. Zakon o javnim preduzecima, Zakon o preduzecima SRJ

10. Tarifni sistem za prodaju elektricne energije



- Odluka 43/99 o tarifnim stavovima za prodaju elektricne energije na prenosnoj i distributivnoj mreži Elektroprivreda Crne Gore A.D. Nikšic

- Odluka 27/03 o tarifnim stavovima za prodaju elektricne energije na prenosnoj i distributivnoj mreži Elektroprivreda Crne Gore A.D. Nikšic

11. Zakon o planiranju i uredenju prostora

- Prostorni plan Crne Gore do 2000.

12. Zakon o životnoj sredini

13. Uredba o procjeni uticaja zahvata na životnu sredinu

- Zakoni o:

a) procjeni uticaja na životnu sredinu

b) strateškoj procjeni uticaja na životnu sredinu

c) integrisanom sprjecavanju i kontroli zagadivanja životne sredine

14. Zakon o osnovama svojinskopravnih odnosa

15. Zakon o porezima na imovinu

16. Zakon o privatizaciji privrede

17. Zakon o porezu na dodatu vrijednost

II. Smjernice

1. Smjernice za proje ktovanje i izgradnju malih u Crnoj Gori, Elektroprivreda Crne Gore A.D. Nikšic, januar 2001.

2. Smjernice o održivosti – International Hydro -energy Association (IHA), februar 2004.,

3. Aktivnosti rješavanja elektroenergetskog deficita u Crnoj Gori, Vlada Crne Gore , expertna grupa, april 2004.

4. Program aktivnosti na realizaciji akcionih preporuka, Vlada Crne Gore, expertna grupa – jun 2004.

III. Strucni radovi

1. Hidroenergetski potencijal u Crnoj Gori i razvoj novih elektroenergetskih izvora, Žabljak, 10-11. 7. 2002.

2. Male hidroelektrane u Crnoj Gori – alternativni izvori elektricne energije – Mogucnosti za uštede i racionalno korišcenje elektricne energije, Nikšic, 17-18. 4. 2003.

IV. Prezentacije

1. Mogucnosti i smjernice za izgradnju malih hidroelektrana u Crnoj Gori – Akademija nauka Crne Gore, Podgorica, jul 2003.: Smjernice za razvoj i izgradnju malih hidroelektrana u Crnoj Gori, Perovic Miroslav

2. Male hidroelektrane u Crnoj Gori, Elektroprivreda Crne Gore A.D. Nikšic, novembar 2003.

3. Razvoj malih hidroelektrana u Crnoj Gori u 2004. – Inicijalna procjena/Izvještaj o inicijalnoj procjeni: Gavin Warnock - IPA Energy Consulting, jul 2004., za UNDP – Podgorica



U periodu od 31. avgusta – 2. septembra 2005. održane su radne posjete, pri cemu je prikupljena dodatna dokumentacija, pa su razjašnjene neke dileme u vezi sa zakonskim procedurama za male hidroelektrane. Posjete su održane u sljedecim organizacijama i institucijama u Crnoj Gori:

Ø Ministarstvo ekonomije, Podgorica ,

Ø Ministarstvo zaštite životne sredine i uredenja prostora, Podgorica ,

Ø Ministarstvo poljoprivrede, šumarstva i vodoprivrede, Podgorica ,

Ø Elektroprivreda Crne Gore, Podgorica,

Ø Regulatorna agencija za energetiku, Podgorica,

Ø MIPA – Agencija za promovisanje investicija, Podgorica,

Naknadno prikupljena dokumentacija

Ø 21. Uredba o uslovima i postupku za izdavanje i oduzimanje licence za obavljanje energetske djelatnosti (Slovenacki akt)

Ø Obrazac Ugovora o otkupu elektricne energije iz kvalifikovane elektrane (Slovenacki akt)

Ø 1788. Uredba o uslovima za dobijanje statusa kvalifikovanog proizvodjaca elektricne energije (Slovenacki akt)

Ø 1107. Uredba o pravilima za odredivanje cijena i za otkup elektricne energije od kvalifikovanih proizvodaca elektricne energije (Slovenacki akt)

Ø 1108. Odluka o cijenama i premijama za otkup elektricne energije od kvalifikovanih proizvodaca elektricne energije (Slovenacki akt)

Ø 403. Odluka o cijenama i premijama za otkup elektricne energije od kvalifikovanih proizvodaca elektricne energije (Slovenacki akt)

Ø Godišnji izvještaj Elektroprivrede Crne Gore (2003)

Ø Zbornik radova "Hidroenergetski potencijal Crne Gore i izgradnja novih izvora elektricne energije"

Ø Zbornik radova "Male HE u Crnoj Gori, Alternativni izvori elektricne energije, Mogucnosti štednje i racionalne potrošnje el. energije"

Ø Publikacija "Male HE u Crnoj Gori – razvojna istraživanja i projektovanje"

Ø Zbornik radova "3E za Taru – ekološki, energetski i ekonomski aspekti najavljene gradnje HE Buk Bijela"

Ø Makedonski projekat odredivanja cijena proizvodnje iz malih HE

Ø Zakon o eksproprijaciji

Ø Zakon o gradevinskom zemljištu

Ø Strategija razvoja ekološke države Crne Gore (iz 2001.)

Ø Popis zašticenih podrucja (izvod iz prostornih planova sa ucrtanim zonama svih nivoa zaštite prirode i okoline)

Ø Energetska politika - siže

Ø Zakon o opštem upravnom postupku



Ø Nacrt zakona o osnivanju ekološkog fonda Crne Gore

Ø Pravilnik o odredivanju garantovanog minimuma

Ø Pravilnik o tarifama za elektricnu energiju

Ø Kodeksi mreže (Službeni list 13/2005)

Ø Zakon o šumama

Ø Zakon o putevima

Ø Zakon o planiranju i uredenju prostora (2005.)

Ø Pravilnik o tarifama za elektricnu energiju

Dokumentacija koja nije bila dostupna

Ø Rezultati mjerenja na slivu Lima

Priprema strategije MHE mn lektoris 14mar...UNDP LO Podgorica Beogradska 24b 81000 Podgorica, Crna...

Documents

Transcript of Priprema strategije MHE mn lektoris 14mar...UNDP LO Podgorica Beogradska 24b 81000 Podgorica, Crna...