Obnovljivi izvori energije u Hrvatskoj - danas i sutraref.ba/PDF/02_01_Ranko_Goic_REF_2016.pdf · Tuzla, 26-27.04.2016. Regionalni energetski forum, Tuzla, April 2016 Obnovljivi izvori

Tuzla, 26-27.04.2016.

Regionalni energetski forum, Tuzla, April 2016

Obnovljivi izvori energije u Hrvatskoj - danas i sutra

Izv.prof. dr.sc. Ranko Goić, dipl.ing.el. Sveučilište u Splitu, Fakultet elektrotehnike, strojarstva i brodogradnje

Sadržaj

1

1) Trenutno stanje izgrađenih i planiranih kapaciteta OIE u RH

2) Nova regulativa za obnovljive izvore energije (OIE) u Hrvatskoj – Zakon o OIEIVUK

• Opde informacije

• Model poticanja tržišnom premijom (feed-in premium)

• Proizvodnja el.en. za vlastite potrebe

3) Pogled unaprijed

• Može li se i kada očekivati proizvodna cijena iz OIE koja de biti konkurentna na tržištu električne energije?

• Aktualno stanje i procesi u EU - tržište el.en. i sektor OIE

• Izazovi u povedanju udjela proizvodnje el.en. iz varijabilnih OIE

• Ima li prostora u bududnosti za nove konvencionalne elektrane?

Trenutno stanje OIE u RH: izgrađeni kapaciteti i sklopljeni ugovori o otkupu (1)

2

• Izgrađene elektrane (sa aktiviranim ugovorom o otkupu), početak 2016.g.

Broj

postrojenja

Instalirana

snaga [MW]f.a. [%]

Godišnja

proizvodnja [GWh]

Struktura

[%]

Vjetroelektrane 19 418.0 26% 951.9 67.6%

Sunčane elektrane 1213 44.0 13% 50.1 3.6%

Hidroelektrane 8 3.0 60% 15.7 1.1%

Elektrane na biomasu 10 24.6 75% 161.5 11.5%

Elektrane na bioplin 18 20.9 85% 155.9 11.1%

Elektrane na dep. plin 2 5.5 65% 31.3 2.2%

Kogen. postrojenja 5 13.3 35% 40.8 2.9%

Geotermalne elektrane 0 0.0 80% 0.0 -

Ukupno 1275 529.2 - 1407.2 100%

VE68%

SE 4%

MHE 1%

BIO_m 11%

BIO_p 11%

Dep_p2%

Kogen3%

Pretpostavka

8.3% bruto potrošnje el.en. u RH

Izvor: HROTE + vlastita obrada


3

• Neizgrađene elektrane sa ugovorima o otkupu el. en.

Broj

postrojenja

Instalirana

snaga [MW]f.a. [%]

Godišnja

proizvodnja [GWh]

Struktura

[%]

Realizacija

[%]

Godišnja

proizvodnja [GWh]

Struktura

[%]

Vjetroelektrane 10 326.0 26% 742.5 42.6% 70% 519.7 48.7%

Sunčane elektrane 16 11.0 13% 12.5 0.7% 80% 10.0 0.9%

Hidroelektrane 10 4.9 60% 25.9 1.5% 80% 20.7 1.9%

Elektrane na biomasu 57 95.3 75% 626.4 35.9% 50% 313.2 29.4%

Elektrane na bioplin 37 35.7 85% 266.1 15.3% 50% 133.0 12.5%

Elektrane na dep. plin 0 0 65% 0 - - 0 -

Kogen. postrojenja 0 0 35% 0 - - 0 -

Geotermalne elektrane 1 10.0 80% 70.1 4.0% 100% 70.1 6.6%

Ukupno 131 483.0 - 1743.5 100% - 1066.8 100%

Realizacija 100% Reducirana realizacija

VE43%

SE 1%MHE 1%

BIO_m 36%

BIO_p 15%

Geot 4%

VE49%

SE 1%MHE 2%

BIO_m 29%

BIO_p 12%

Geot 7%




4

• Ukupno izgrađene + neizgrađene elektrane s ugovorima o otkupu el. en.

Broj

postrojenja

Instalirana

snaga [MW]

Godišnja

proizvodnja [GWh]

Struktura

[%]

Godišnja

proizvodnja [GWh]

Struktura

[%]

Vjetroelektrane 29 743.95 1694.4 53.8% 1471.7 59.5%

Sunčane elektrane 1229 54.98 62.6 2.0% 60.1 2.4%

Hidroelektrane 18 7.919 41.6 1.3% 36.4 1.5%

Elektrane na biomasu 67 119.927 787.9 25.0% 474.7 19.2%

Elektrane na bioplin 55 56.668 421.9 13.4% 288.9 11.7%

Elektrane na dep. plin 2 5.5 31.3 1.0% 31.3 1.3%

Kogen. postrojenja 5 13.293 40.8 1.3% 40.8 1.6%

Geotermalne elektrane 1 10 70.1 2.2% 70.1 2.8%

Ukupno 1406 1012.2 3150.7 100% 2474.0 100%

Reducirana realizacijaRealizacija 100%

VE54%

SE 2%MHE 1%

BIO_m25%

BIO_p 14%Dep_p 1%

Kogen 1%Geot 2%

VE60%

SE 2%

MHE 1%

BIO_m19%

BIO_p 12%Dep_p 1%

Kogen 2%Geot 3%



Bitni elementi Zakona o OIEiVUK (1)

5

1) Nacionalni ciljevi, zajednički projekti

- Transponiranje „baznih” elemenata direktive 2009/28/EZ

2) Natječaji za pravo građenja OIEiVUK na državnom zemljištu

- Natječajni postupak kao isključivi mehanizam ostvarenja prava građenja OIE na državnom zemljištu

3) Registar OIEiVUK

- Novi pristup uspostave i vođenja registra OIEiVUK

4) Stjecanje statusa povlaštenog proizvođača

- Preduvjet za ostvarivanje prava na jamstvo podrijetla (svi OIE) i prava na poticaje (samo OIE koji imaju sklopljen ugovor za poticaje)

5) Mjere za poticanje OIEiVUK

- Poticanje tržišnom premijom (feed-in premium) na sljededim slajdovima detaljnije

- Poticanje zajamčenom otkupnom cijenom (do 30kW instalirane snage)

Bitni elementi Zakona o OIEiVUK (2)

6

6) Prikupljanje i obračun sredstava za poticanje, prodaja el.en. od strane Operatora tržišta

- Nema značajnijih promjena (naknada po potrošenom kWh + prodaja preuzete električne energije)

o Namjenska naknada za poticanje OIEiVUK koju pladaju krajnji kupci

o Prodaja električne energije preuzete od strane HROTE od OIE koji su u postojedem/novom feed-in sustavu

- Visinu naknade određuje Vlada do kraja listopada tekude godine za slijededu godinu: trenutno 3.5 lp/kWh, u idudih nekoliko godina povedanje na cca. 10 lp/kWh

- Od 1.1.2017.g HROTE mora energiju prouzetu od OIE (sa feed-in ugovorima) prodavati na otvorenom tržištu (umjesto dosadašnje „dodjele” opskrbljivačima prema tržišnom udjelu)

7) Preuzimanje viškova el.en. od krajnjih kupaca sa vlastitom proizvodnjom na sljededim slajdovima detaljnije

8) EKO bilančna grupa

- Uvodi se obveza pladanja troškova uravnoteženja za OIE koji su u feed-in sustavu poticanja (postojedi sklopljeni ugovori)

- Voditelj EKO bilančne grupe je HROTE, tj. balansno odgovorna strana

- Dio troškova se socijalizira (HROTE podiruje iz prikupljene naknade), a dio pokrivaju OIE

Poticanje tržišnom premijom (1)

7

Poticanje tržišnom premijom (feed-in premium) – osnovni (EU) zahtjevi:

- Uvjetovano novom EU regulativom, tj. novim EU “Smjernicama o državnim potporama za zaštitu okoliša i energiju za razdoblje 2014-2020.g.

- Dosadašnji, u svijetu dominantni feed-in sustav poticanja, nije dozvoljen osim za elektrane do 500 kW, demonstracijske projekte i vjetroelektrane manje od 3 MW ili do 3 proizvodne jedinice (primjenjeno u Zakonu samo za elektrane do 30 kW)

- Operativni poticaj za sve ostale projekte može biti samo premija koja se dodjeljuje za energiju izravno prodanu na tržištu električne energije

- OIE podliježu standardnim odgovornostima za uravnoteženje, osim ako ne postoji likvidno tržište za energiju uravnoteženja (izuzetak nije primjenjen u Zakonu)

- Ne može se dobiti poticaj za vrijeme kad je cijena električne energije na tržištu negativna

- Od 1.1.2017.g. potpore za OIE dodjeljuju se samo temeljem konkurentnog natječajnog postupka

- Iznimke za konkurentni natječajni postupak mogu biti elektrane na OIE do 1 MW, demonstracijski projekti i vjetroelektrane do 6 MW instalirane snage ili do 6 jedinica (nije primjenjeno u Zakonu)


8

U Zakonu je predviđen model sa promjenljivom premijom, tj. uvjetno “fiksnim” ukupnim prihodima)

Feed-in Promjenjiva Fiksna premija Fiksna premija

premija gornjom/donjom

granicom

Poticaji

Tržišna cijena

Potpuna zaštićenost od rizika tržišnih cijena

Ograničena zaštita od rizika tržišnih cijena

Potpuna izloženost riziku tržišnih cijena

Indirektna integracija na tržište

(npr. u HR preko HROTE, u EU najčešće preko TSO) Direktna prodaja na tržištu


9

• Model promjenjive tržišne premije u Zakonu o OIEiVUK:

◦ Tržišna premija (TPi) za svako pojedino proizvodno postrojenje ili proizvodnu jedinicu u obračunskom razdoblju i računa se kao:

TPi = RV – TCi

◦ TCi: referentna tržišna cijena el.en. u obračunskom razdoblju (kn/kWh),

◦ RV: referentna vrijednost el.en. utvrđena ugovorom o tržišnoj premiji (kn/kWh)

• Operator tržišta utvrđuje referentne tržišne cijene (TCi) na mjesečnoj bazi, temeljem metodologije koja de biti definirana u Pravilniku (prosjek sa referentnih tržišta)

• Predviđeno je da se Pravilnikom utvrdi način uvažavanja dodatnog operativnog troška prodaje el.en. na tržištu (dodatni troškovi u odnosu na feed-in model)

• Tržišna premija se ne ispladuje u razdobljima kad su referentne tržišne cijene negativne

• Poticanje je omoguden i za rekonstrukciju postojedih postrojenja OIE

• Operator tržišta godišnje utvrđuje iznose maksimalnih referentnih vrijednosti (RV_max) ovisno o vrstama, snagama i tehnologijama proizvodnih postrojenja

• Konkretna RV za svaku pojedinačnu elektranu utvrđuje se na natječaju, nepromjenjiva je za vrijeme trajanja ugovora o tržišnoj premiji (uz godišnje indeksiranja s inflacijom)


10

- Tržišna cijena određuje se na temelju prosječnih tržišnih cijena na referentnom tržištu el.en. u razdoblju za koje se obračunava premija, neovisno o cijeni po kojoj je proizvođač stvarno prodao električnu energiju (na burzi el.en. ili bilateralno)

- Proizvođač mora aktivno sudjelovati na tržištu, na način da direktno proda ukupno proizvedenu električnu energiju, po cijeni koja može biti manja ili veda od referentne tržišne cijene

kn/k

Wh

FIT

TC

TP

P1

TP

P2

TP

Feed-In tarifa

Tržišna premija

Ukupna cijena u slučaju:P1 > TC

Ukupna cijena u slučaju:P2 < TC

TC – Srednja tržišna cijena u promatranom perioduTP – Tržišna premija za promatrani periodPC – Proizvodna cijenaP1 – Prodajna cijena 1P2 – Prodajna cijena 2

P1>TC

P2>TCPC

+

-

RC

Rizik nastupa na tržištu:

- Proizvodna cijena (referentna cijena) najčešde se određuje kao i u feed-in tarifi, tj. može se smatrati da odgovara iznosu feed-in tarife u modelu poticaja zajamčenom cijenom (samo se mora izlicitirati na natječaju ! )


11

Problem novih kvota za poticanje:

- Veliki broj izgrađenih projekata OIE u sustavu poticaja (cca. 1400 GWh godišnje)

- Veliki broj neizgrađenih projekata OIE koji imaju sklopljen ugovor (feed-in) o otkupu el.en. (cca. 1700 GWh u slučaju 100% realizacije, realno je za očekivati cca. 1000 GWh)

- Potrebno je značajno povedanje naknade za OIE do 2020.g. (cca. 3x) za pokrivanje postojedih feed-in ugovora

- Nove kvote za poticanje OIE zahtijevati de i daljnje povedanje navedene naknade, osim u slučaju značajnih promjena cijena na tržištu električne energije

Problem tržišne integracije:

- proizvođač mora električnu energiju prodati na tržištu (tzv. “direct marketing” – nema obveznog otkupa kao u feed-in modelu poticaja), bilateralno ili na burzi el.en.

- do uspostave likvidnog domadeg i/ili regionalnog tržišta (burze) el.en., to je vrlo opdenito teško izvedivo, pogotovo za male proizvođače/elektrane

- dodatan rizik i u slučaju postojanja likvidnog tržišta: kako prodati el.en. na tržištu po prosječnoj tržišnoj cijeni, pogotovo za varijabilne OIE

- djelomična “zaštita” je predviđena Zakonom: pri izračunu referentnih tržišnih cijena uvažiti de se operativni trošak (i rizik) prodaje el.en. na tržištu

- svakako su nužni su odgovarajudi instrumenti osiguranja (hadging), što također košta


12

Problem varijabilnih OIE:

- vjetroelektrane imaju manju relativnu tržišnu vrijednost (veda proizvodnja VE utječe na smanjenje cijena na tržištu, pa tako i na prihode za VE)

- sunčane elektrane mogu imati vedu relativnu tržišnu vrijednost (isti “negativni” efekt ako kod VE, koji se poništava “pozitivnim” efektom proizvodnje u dnevnom dijelu dijagrama opteredenja kad su cijene na tržištu vede:

Primjer: relativne tržišne vrijednosti proizvodnje el.en. za različite vrste elektrana u Njemačkoj 2015.g. (izvor: Fraunhofer ISE, EPEX)

Preuzimanje viškova el.en. od kupaca sa vlastitom proizvodnjom (‘prosumers’) (1)

13

Modeli net metering/net-billing/self consuption u EU (2014.g.)

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 h

Snag

a(k

W)

Višak proizvodnje -

prodaja u mrežu

Vlastita proizvodnja -uštede u potrošnji

Potrošnja iz mrežePotrošnja

iz mreže

Električna mreža

Proizvodnja Potrošnja

Brojilo 1 Brojilo 2

Električna mreža

Proizvodnja - Brojčanik 1

Potrošnja - Brojčanik 2

Jedno dvosmjerno brojilo

Dva jednosmjerna brojila

„zajednički” priključak

„zajednički” priključak

Net billing: jedan priključak na mrežu, odvojeno mjerenje isporučene i preuzete el.en., financijska kompenzacija


14

Prema Zakonu o OIEiVUK:

- Reguliraju se uvjeti pod kojim opskrbljivači moraju preuzimati viškove električne energije od krajnjih kupaca s vlastitom proizvodnjom električne energije, te na odgovarajudi način financijski kompenzirati preuzetu električnu energiju sa isporučenom električnom energijom

- Vrijedi za elektrane do 500kW priključne snage

- Definirani su minimalni komercijalni uvjeti koje opskrbljivač mora osigurati, a opskrbljivač može ponuditi i povoljnije uvjete

o Kompenzacija u vrijednosti 90% prosječne prodajne cijene ako je ukupno isporučena el.en. od strane kupca manja od ukupno preuzete el.en. u obračunskom razdoblju

o Ako je isporučena električna energija veda od preuzete, vrijednost se smanjuje u omjeru preuzete/isporučena el.en.

- Nisu potrebni operativni poticaji, opskrbljivači preuzimaju el.en. po cijeni koja je maksimalno 90% prosječne cijene po kojoj prodaju el.en.

- U idealnom slučaju (npr. sunčana elektrana, s tehničkim rješenjem koje rezultira kompletnom proizvodnjom koja se troši za vlastite potrebe), sa trenutnim cijenama opreme, u HR može biti isplativo u dugom roku (15-20 godina), za kradi rok su potrebni investicijski poticaji


15

Prihodi u slučaju izgradnje SE za vlastite potrebe - izbjegnuti troškovi po dvije osnove:

- izbjegnuti troškovi za el.en. koja se koristi za pokrivanje vlastite potrošnje: mrežarina, naknada za OIE i ostale naknade koje se obračunavaju po preuzetom kWh iz mreže

- izbjegnuti troškovi po osnovi umanjenja troškova za el.en. na račun isporuke viška proizvedene el.en. koju je preuzeo opskrbljivač: obračunavaju se po cijeni koja je uvijek niža od cijene preuzete el.en. (10% manja u idealnom/teoretskom slučaju)

kn/k

Wh

ENERGIJA

MREŽARINA

OIE

OSTALO

ENERGIJA

Vrijednost „kWh” proizvodnje koji se iskoristi za pokrivanje vlastite potrošnje

Vrijednost „kWh” proizvodnje koji se isporuči u mrežu

„zarada” opskrbljivača

Krajnja cijena el. en. za kupca

Vrijednost viška proizvedene el.en.

isporučene u mrežu

0

5

10

15

20

25

30

35

40

13 14 15 16 17 18 19 20Dani u mjesecu

Kolovoz

ProizvodnjaPotrošnja

Vikend

Oblačni dani

+

-

kW

Može li se i kada očekivati proizvodna cijena iz OIE koja de biti konkurentna na tržištu električne energije? (1)

16

• Ne tako skoro…

• Tržišne cijene u okruženju se kredu oko 40 €/MWh (početkom 2016.g. i manje)

• Proteklih nekoliko godina tržišne cijene stagniraju (u regiji) ili su u padu (generalno u EU)

• Kratkoročno (1-2 god) se i dalje očekuje stagnacija, ali dugoročno ipak rast tržišnih cijena

• S druge strane, primarno daljnjim razvojem tehnologije, očekuje se daljnji pad cijena opreme za OIE, posebno za fotonapon, te dugoročno (5-10 god) približavanje proizvodne cijene OIE tržišnim cijenama, primarno za vjetroelektrane i fotonaponske elektrane

Ilustracija: Day-ahead cijene el.en. na susjednim tržištima, base load (puna boja), peak load (crtkano)

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

Slovenija Mađarska Slovačka Češka Njem/Aust Italija

€/M

Wh

2013 2014 2015

Može li se i kada očekivati proizvodna cijena iz OIE koja de biti konkurentna na tržištu električne energije? (2)

17

• Primjer: Nivelirani troškovi proizvodnje električne energije za fotonaponske elektrane u RH:

• Primjer: Nivelirani troškovi proizvodnje električne energije za VE (40 MW) u RH:

Aktualno stanje i procesi u EU - tržište el.en. i sektor OIE (1)

18

Najvažnije teme i ciljevi EU u 2016.g.:

• Izrada paketa prijedloga za zimu 2016 (studeni/prosinac) – “Winter Package”, što uključuje nacrte novih direktiva za:

• Direktiva za uređenje tržišta

• Direktiva za obnovljive izvore energije

• Direktiva za energetsku efikasnost

• Uređenje tržišta električne energije primarno podrazumijeva harmonizaciju tržišnih pravila na EU razini, što uključuje i harmonizaciju pravila za uravnoteženje, te harmonizaciju (eventualnog) mehanizma pladanja kapaciteta

• Posebna strategija za grijanje i hlađenje

• Sigurnost opskrbe (primarno za plin)

Osnovni ciljevi do 2030.g. su još uvijek u razmatranju, primarno po pitanju mehanizama ostvarenja istih (npr. EU/regionalna/nacionalna razina):

• 27% udjela OIE u ukupnoj neposrednoj potrošnji energije

• 40% manje emisije CO2

• 27% energetska učinkovitost

• 15% prosječni kapaciteti razmjene el.en. među državama (u odnosu na vlastite proizvodne kapacitete)

Aktualno stanje i procesi u EU - tržište el.en. i sektor OIE (2)

19

Novo europsko tržište energije:

- Usklađenje mrežnih pravila na EU razini (priprema ENTSOe, očekuje se usvajanje i stupanje na snagu svih dijelova u sljededih cca. 1,5 godinu)

- Povedan razvoj prekograničnih kapaciteta unutar EU

- Tržište energije (MWh), uz sigurnu opskrbu

- Uspostava tržišta energije uravnoteženja

- Povezivanje unutar-dnevnih tržišta od 2017. nadalje

- Visoke (neograničene) vršne cijene kao poticaji za investicije

- Integracija OIE u tržište kroz:

• Poticajne modele u skladu s tržištem

• Odgovornost OIE za odstupanje

• Po uspostavi novog modela tržišta napustit de se model prioritetne isporuke iz elektrana na OIE

- Jednak tretman za upravljanje potrošnjom i proizvodnju

- Zabrana poticanja za elektrane u gubicima, čisti tržišni pristup

- Zabrana nacionalnih tržišta kapaciteta kako ne bi utjecali na uređenje EU tržišta

- Postepeno napuštanje sustava poticanja

Izazovi u povedanju udjela proizvodnje el.en. iz varijabilnih OIE (1)

20

Osnovni izazovi: Fleksibilna proizvodnja/potrošnja i odgovarajudi tržišni mehanizmi

• Smanjenje tržišnih cijena el. en. + smanjenje broja sati rada konvencionalnih elektrana

• Smanjenje poticaja za nove investicije + povedanje potrebe za fleksibilnom proizvodnjom

• Opasnost nedostatnosti i neadekvanosti proizvodnih kapaciteta u bududnosti

• Potreba za reorganiziranjem tržišta: capacity market/energy-only market ?


21

Izazovi za konvencionalne elektrane (opdenito EU):

- Daljnji pad faktora angažiranja

- Proizvodnja za vrijeme tržišnih cijena koje su ispod varijabilnih proizvodnih troškova

Primjer - Njemačka 2015.g.: faktori angažiranja klasičnih elektrana ovisno o day-ahead cijenama na burzi

Izvor: Fraunhofer ISE/EEX


22

Primjer - Njemačka 7.tjedan 2016.g., rekacija na visoku proizvodnju VE tijekom vikenda

Izvor: Fraunhofer ISE/EEX

Prva slika: sve elektrane Druga slika: TE na lignit Treda slika: NE

Ima li prostora u bududnosti za nove konvencionalne elektrane? (1)

23

• U Zapadnoj/središnjoj/sjevernoj Europi vrlo teško u sljededih 5 godina:

• Višak proizvodnih kapaciteta Niske cijene el.en. na tržištu

• Daljnje poticanje OIE

• Proizvodni troškovi novih termoelektrana (plin i ugljen) na razini su proizvodnih cijena novih elektrana na OIE (vjetar, solar), sa znatno vedom nesigurnosti povedanja varijabilnih troškova (cijene plina/ugljena, troškovi CO2)

• Možda u sljededem desetljedu, zbog izlaska iz pogona vedeg broja postojedih TE/NE i prestanka subvencioniranja OIE

Primjer: Neto promjena (izgradnja – dekomisija) proizvodnih kapaciteta u EU, 2000-2015.g.

Izvor: EWEA


24

Primjer: Novi proizvodni kapaciteti i dekomisija postojedih u EU, 2015.g.

Primjer: struktura novih proizvodnih kapaciteta izgrađenih u EU 2015.g.

Izvor: EWEA


25

U Hrvatskoj i regiji ipak DA:

• nije za očekivati značajnije promjene u cijenama na tržištu el.en. uslijed povezivanja tržišta (market coupling) zbog ograničenja u prijenosnim kapacitetima na granicama Austrije/Slovačke prema Mađarskoj/Sloveniji, te prema Italiji

• Nema viška proizvodnih kapaciteta cijene el.en. na tržištu su cca. 1/3 vede (Italija 2/3) od cijena u središnjoj/zapadnoj/sjevernoj Europi

• Ograničeni prijenosni kapaciteti dugoročno sprečavaju integraciju tržišta i harmonizaciju cijena

• Zastarjeli proizvodni kapaciteti dekomisija (ili potpuna rekonstrukcija) velikog broja TE/NE u sljededih 10-tak godina dovesti de do daljnjeg manjka električne energije

• Nije za očekivati poticanje OIE na razini središnje/zapadne/sjeverne Europe

Izvor: ENTSOE

Documents

Obnovljivi izvori energije u Hrvatskoj - danas i sutraref.ba/PDF/02_01_Ranko_Goic_REF_2016.pdf · Tuzla, 26-27.04.2016. Regionalni energetski forum, Tuzla, April 2016 Obnovljivi izvori