dr sanja filipovid - university of belgradew3.ekof.bg.ac.rs/nastava/ekonomija_men_energetike... ·...

dr Sanja Filipovid dr Gordan Tanid

IZAZOVI NA TRŽIŠTU ELEKTRIČNE ENERGIJE

Beograd, 2010. godine

dr Sanja Filipovid dr Gordan Tanid

IZAZOVI NA TRŽIŠTU ELEKTRIČNE ENERGIJE

RECEZENTI prof. dr Jurij Bajec, Ekonomski fakultet

prof. dr Milorad Filipovid, Ekonomski fakultet prof. dr Miomir Jakšid, Ekonomski fakultet

IZDAVAČ

Ulica kralja Milana br. 16, Beograd, Srbija

Tel. + 381 11 3613 – 047; Email: [email protected]

ZA IZDAVAČA Aleksandar Vlahovid, direktor Ekonomskog instituta

ŠTAMPA MPR, www.mpr.rs

Tiraž – 300 primeraka

CIP - Каталпгизација у публикацији Нарпдна библиптека Србије, Бепград 341.217.02(4-672EU:497.11) 338.4:621.31(4-672EU) 339.13:621.311(4-12) ФИЛИПОВИЋ, Саоа, 1976- Izazovi na tržištu električne energije / Sanja Filipovid, Gordan Tanid. - Beograd: Ekonomski institut, 2010 (Ruma: MPR). - 202 str. : graf. prikazi, tabele; 25 cm Tiraž 300. - Napomene i bibliografske reference uz tekst. - Bibliografija: str. 197-202. ISBN 978-86-7329-083-6 1. Танић, Гпрдан, 1956- *аутпр+ a) Еврппска унија - Придруживаое – Србија b) Електрппривреда - Рефпрма - Земље Еврппске уније c) Електрична енергија - Tржиште - Југпистпчна Еврппа COBISS.SR-ID 177774604

Izdavanje ove monografije finansiralo je

Ministarstvo nauke i tehnološkog razvoja Republike Srbije.

mailto:[email protected]

http://www.mpr.rs/

Ukoliko nismo spremni da se suočimo sa izazovima, ved smo unapred izgubili. Neki de nam ukazati na zablude, a neki da moramo biti još istrajniji.

Sadržaj

UVODNE NAPOMENE ........................................................................................... 1

1 REFORMA ELEKTROENERGETSKOG SEKTORA ............................................... 5

1.1 Specifičnosti elektroenergetskog sektora ................................................. 5

1.2 Restrukturiranje elektroprivrede kao preduslov otvaranja tržišta .......... 14

1.3 Osnovni modeli organizacije tržišta električne energije ......................... 18

1.4 Regulacija ............................................................................................... 25

1.5 Privatizacija ............................................................................................ 32

1.6 Iskustva u sprovođenju reforme elektroenergetskog sektora ................ 39

2 CENA ELEKTRIČNE ENERGIJE ....................................................................... 49

2.1 Osnovni pojmovi vezani za cenu električne energije ............................... 49

2.2 Teorijske osnove regulacije elektroprivrede ........................................... 53

2.3 Osnove za utvrđivanje cena električne energije ..................................... 60 2.3.1 Utvrđivanje cena na bazi istorijskih troškova ................................. 62 2.3.2 Utvrđivanje cena na bazi marginalnih troškova ............................. 70 2.3.3 Tržišno utvrđivanje cena električne energije .................................. 78

2.4 Tarifne strukture ..................................................................................... 83

3 POLITIKA ZAŠTITE UGROŽENIH POTROŠAČA ............................................... 91

3.1 Definicija ugroženog potrošača .............................................................. 91

3.2 Kriterijumi utvrđivanja ugroženih potrošača .......................................... 94

3.3 Načini zaštite ugroženih potrošača......................................................... 98

4 DEREGULACIJA TRŽIŠTA ELEKTRIČNE ENERGIJE U EVROPSKOJ UNIJI ......... 107

4.1 Regulatorni okvir Evropske unije .......................................................... 107

4.2 Rezultati započete liberalizacije tržišta ................................................. 112

4.3 Novi EU regulatorni okvir - tredi energetski paket direktiva ................. 122

5 REGIONALNO TRŽIŠTE ELEKTRIČNE ENERGIJE ........................................... 133

5.1 Osnovni energetski indikatori zemalja Jugoistočne Evrope .................. 133

5.2 Karakteristike nacionalnih tržišta električne energije ........................... 143

5.3 Liberalizacija tržišta električne energije u zemljama regiona ............... 149

6 NACIONALNO TRŽIŠTE ELEKTRIČNE ENERGIJE........................................... 165

6.1 Proces regulatornog i institucionalnog približavanja Evropskoj uniji ... 165

6.2 Osnovne karakteristike elektroenergetskog sistema Srbije .................. 169

6.3 Reforma elektroenergetskog sistema Srbije ......................................... 173

6.4 Regulacija cena električne energije u Srbiji........................................... 178

6.5 Stvaranje uslova za održivi razvoj elektroenergetike u Srbiji ................ 186

ZAKLJUČNA RAZMATRANJA ............................................................................. 193

LITERATURA ..................................................................................................... 197

Spisak tabela Tabela 1. - Karakteristike različitih proizvodnih kapaciteta ...................................... 8 Tabela 2. - Komparacija elektroprivredne delatnosti i telekomunikacija ............... 14 Tabela 3. - Reforma tržišta električne energije....................................................... 15 Tabela 4. - Osnovne karakteristike modela organizacije tržišta ............................. 18 Tabela 5. - Osnovni ciljevi ekonomske regulacije ................................................... 26 Tabela 6. - Investicije u elektroprivredu u periodu 1990-2008. godine, mlrd. USD 35 Tabela 7. - Komparativna analiza regulatorne reforme po zemljama .................... 46 Tabela 8. - Ukupni, prosečni i granični troškovi ...................................................... 72 Tabela 9. - Prihvatljivo učešde troškova u ukupnim prihodima domadinstva, u % . 95 Tabela 10. - Troškovi el. energije u ukupnim prihodima domadinstva, u % ........... 96 Tabela 11. - Pomod energetskim potrošačima u zemljama EU .............................. 98 Tabela 12. - Pomod energetskim potrošačima u zemljama regiona ....................... 99 Tabela 13. - Period pre 1996. godine i zahtevi EU Direktiva................................. 108 Tabela 14. - Oblici razdvajanja u delatnosti prenosa i distribucije u EU-15 .......... 114 Tabela 15. - Uvođenje konkurencije na tržište ..................................................... 115 Tabela 16. - Deset najvedih elektrokompanija po ostvarenom prihodu .............. 116 Tabela 17. - Ekonomski profil regiona .................................................................. 134 Tabela 18. - Osnovni energetski podaci za region ................................................ 136 Tabela 19. - Privatizacija elektrodistribucije i proizvodnje u zemljama regiona... 152 Tabela 20. - Institucionalni i zakonodavni okvir u Rumuniji ................................. 155 Tabela 21. - Institucionalni i zakonodavni okvir u Bugarskoj ................................ 156 Tabela 22. - Institucionalni i zakonodavni okvir u Hrvatskoj ................................ 157 Tabela 23. - Institucionalni i zakonodavni okvir u Albaniji.................................... 158 Tabela 24. - Institucionalni i zakonodavni okvir u Makedoniji ............................. 160 Tabela 25. - Institucionalni i zakonodavni okvir u Bosni i Hercegovini ................. 161 Tabela 26. - Institucionalni i zakonodavni okvir u Crnoj Gori ............................... 162 Tabela 27. - Instalisana snaga elektrana na pragu prenosa u MW ....................... 169 Tabela 28. - Prosečna starost instalisanih kapaciteta ........................................... 170 Tabela 29. - Proizvodnja, uvoz i izvoz el. energije u Srbiji u 2009. godini, GWh ... 171 Tabela 30. - Statistički podaci o distributivnoj mreži Srbije u 2009. godini .......... 171 Tabela 31. - Tehničke karakteristike prenosnog sistema Srbije u 2009. godini .... 172 Tabela 32. - Prosečne cene el. energije po kategoriji potrošnje, RSD/kWh ......... 184 Tabela 33. - Prosečne cene el. energije, EUR centi/kWh ...................................... 184 Tabela 34. - Iznos popusta u ceni električne energije .......................................... 185 Tabela 35. - Procenjene investicije u nove proizvodne kapacitete, mil. EUR ....... 190 Tabela 36. – Procenjene investicije za revitalizaciju i modernizaciju, mil. EUR .... 192

Spisak slika Slika 1. - Prosečni troškovi proizvodnje električne energije ..................................... 9 Slika 2. - Osnovna šema modela sa jednim kupcem ............................................... 19 Slika 3. - Osnovna šema modela veleprodajnog tržišta .......................................... 23 Slika 4. - Razdvajanje elektroenergetskih delatnosti .............................................. 25 Slika 5. - Predmet regulacije elektroenergetske delatnosti .................................... 26 Slika 6. - Rast cene na Kalifornijskom veleprodajnom tržištu, USD/MWh .............. 44 Slika 7. - Model elektroprivrede nakon restrukturiranja ........................................ 45 Slika 8. - Prirodni monopol ..................................................................................... 54 Slika 9. - Subaditivnost, ekonomija obima i opadajudi granični troškovi ................ 55 Slika 10. - Prosečni i marginalni troškovi ................................................................ 72 Slika 11. - Dijagram ponude i tražnje ...................................................................... 73 Slika 12. - Kratkoročni marginalni troškovi ............................................................. 75 Slika 13. - Dugoročni marginalni troškovi ............................................................... 76 Slika 14. - Učešde prosečnog mesečnog izdatka za el. energiju sa PDVom u minimalnoj zaradi ................................................................................................... 97 Slika 15. - Primer rastude blok tarife..................................................................... 101 Slika 16. - Proces liberalizacije na tržištu električne energije ............................... 113 Slika 17. - Trend rasta cena el. energije za domadinstva ...................................... 118 Slika 18. - Trend rasta cena el. energije za industriju ........................................... 119 Slika 19. - Cena el. energije za domadinstva na kraju 2009. godine ..................... 120 Slika 20. - Ukupna ponuda primarne energije (mtoe) i uvozna zavisnost regiona 135 Slika 21. - TPES/GDP, toe/1000USD ...................................................................... 137 Slika 22. - TPES po stanovniku, toe/br.stanovnika ............................................... 137 Slika 23. - CO2/GDP, kg/USD ................................................................................. 138 Slika 24. - CO2 po stanovniku, t/br.stanovnika ..................................................... 138 Slika 25. - Trend proizvodnje električne energije u regionu, GWh ....................... 139 Slika 26. - Trend potrošnje električne energije u regionu, GWh .......................... 139 Slika 27. - Potrošnja električne energije po stanovniku, kWh .............................. 140 Slika 28. - Neto uvoz el. energije u periodu 2000 – 2007. godine, GWh .............. 141 Slika 29. - Struktura proizvodnih kapaciteta u regionu i EU ................................. 142 Slika 30. - Potrošnja el. energije po sektorima u regionu i EU .............................. 142 Slika 31. - Struktura proizvodnje u Rumuniji ........................................................ 143 Slika 32. - Struktura potrošnje u Rumuniji ............................................................ 143 Slika 33. - Struktura proizvodnje u Bugarskoj ....................................................... 144 Slika 34. - Struktura potrošnje u Bugarskoj .......................................................... 144 Slika 35. - Struktura proizvodnje u Hrvatskoj ....................................................... 145 Slika 36. - Struktura potrošnje u Hrvatskoj ........................................................... 145

Slika 37. - Struktura proizvodnje u Albaniji ........................................................... 146 Slika 38. - Struktura potrošnje u Albaniji .............................................................. 146 Slika 39. - Struktura proizvodnje u Makedoniji ..................................................... 147 Slika 40. - Struktura potrošnje u Makedoniji ........................................................ 147 Slika 41. - Struktura proizvodnje u BiH ................................................................. 148 Slika 42. - Struktura potrošnje u BiH ..................................................................... 148 Slika 43. - Investicije u energetiku u periodu 1990 – 2008. godine, mil. USD ...... 151 Slika 44. - Napredak u regulatornoj reformi na tržištu el. energije ...................... 154 Slika 45. - Elektroenergetski kapaciteti Srbije....................................................... 174 Slika 46. - Oblasti regulacije elektroenergetske delatnosti .................................. 175 Slika 47. - Formiranje cena za tarifne i kvalifikovane kupce ................................. 176 Slika 48. - Model tržišta električne energije u Srbiji ............................................. 177 Slika 49. - Struktura novog sistema regulacije cena električne energije .............. 178 Slika 50. - Procedura određivanja cena za električnu energiju ............................. 179 Slika 51. - Struktura maksimalno odobrenog prihoda kod cene el. energije ........ 180 Slika 52 - Struktura troškova električne energije .................................................. 183 Slika 53. - Pregled cena el.energije za domadinstva u Srbiji i EU 2009. godine .... 188 Slika 54. - Pregled cena el. energije za industriju u Srbiji i EU 2009. godine ........ 189

Izazovi na tržištu električne energije

Predgovor Tržište električne energije je relativno nov fenomen koji je izazvao veliku pažnju u naučnoj javnosti. Lansiranje ideje o trgovini električnom energijom na veleprodajnom tržištu datira s početka 1980-tih godina, a nakon toga mnoge zemlje su započele reformu koja je podrazumevala restrukturiranje elektroprivrede, deregulaciju i liberalizaciju tržišta, odnosno privatizaciju segmenta u kome je mogude uvoditi konkurentske uslove poslovanja. Paralelno s tim, došlo je do novih tehničko tehnoloških rešenja koja su zajedno sa započetom reformom izmenile dotadašnji oblik organizacije i funkcionisanja tržišta električne energije. Mada je u poslednje dve decenije napisano dosta radova na ovu temu, sam proces liberalizacije se odvija u izuzetno dinamičnom okruženju i kao takav nosi brojne izazove. Pitanje je kakav de dugoročni efekat imati liberalizacija tržišta. Kakve posledice de imati na cene električne energije, obezbeđenje sigurnog i pouzdanog snabdevanja uz istovremeno ispunjavanje sve strožijih zahteva zaštite životne sredine? Pravi odgovor na ova pitanja može dati samo vreme. Za autore ove monografije, motiv je bio da na osnovu analize međunarodnih iskustava damo naš kritički osvrt na rezultate dosadašnje reforme i da ukažemo na izazove koji tek predstoje u ovoj oblasti. Ova problematika je od izuzetnog značaja u kontekstu sagledavanja promena koje tek predstoje u okviru nacionalnog elektroenergetskog sektora. U Beogradu, jul 2010. godine

Autori


1

UVODNE NAPOMENE Elektroprivreda je mlada privredna grana, koja je puni zamah ostvarila u prvoj polovini XX veka, a danas je doživela određenu zrelost. Zahvaljujudi tome, električna energija ima status esencijalnog proizvoda bez koga se teško može zamisliti savremeni način života. Širok socio-ekonomski značaj električne energije imao je za posledicu da se ovaj proizvod u široj javnosti posmatra kao javno dobro, a da se elektroprivreda kao grana dugi niz godina tretira kao monopolska delatnost. Međutim, ovakvo poimanje električne energije nije ispravno, a elektroenergetski sektor je vremenom doživeo brojne transformacije. Proizvodnja električne energije je delatnost od opšteg interesa, ali sam proizvod se ne može poistovedivati sa javnim dobrima iz više razloga. Prvo, električna energija je industrijski proizvod čija proizvodnja zahteva ogromna kapitalna ulaganja. Drugo, problem javnih dobara (eksternalije i besplatni korisnik), učinili bi da troškovi nastali neracionalnim trošenjem električne energije, uveliko prevazilaze koristi koje društvo ima po osnovu upotrebe električne energije. Postojanje prirodnog monopola, potreba za visokim kapitalnim ulaganjima, uticala je na to da se država aktivno uključi u ovu oblast bilo direktno kao investitor, odnosno vlasnik ili posredno kao regulator koji de pokušati da ispravi sve nepravilnosti tržišta i na taj način zaštiti interes potrošača i društva uopšte. Stoga se može zaključiti da su interesi potrošača, proizvođača i države u oblasti elektroprivrede često protivrečni. Otuda se često postavlja pitanje koji je optimalni nivo cene električne energije koji bi obezbedio sigurno i pouzdano snabdevanje po najnižim mogudim troškovima za potrošače i u isto vreme bio stimulativan za investitore? Politika cena električne energije, naročito u zemljama u tranziciji, često je služila kao jedan od makroekonomskih instrumenata uz pomod koga je država vodila određene ekonomske, razvojne i socijalne politike. Na osnovu cene električne energije štitio se standard stanovništva, stimulisao razvoj određenih industrijskih grana, podizala konkurentska pozicija privrede i slično. U ovim zemljama, kao i u zemljama u razvoju, bilo je neophodno pronadi rešenje za privlačenje investicija u


2

elektroenergetski sektor. Razvijene industrijske zemlje su ved dostigle nivo potpune elektrifikacije i njihovi motivi za pokretanje reforme su bili drugačiji. S druge strane, pouzdanost snabdevanje električnom energijom podrazumeva više karakteristika, ali sa stanovišta potrošača mogu se izdvojiti četiri glavna aspekta: kvalitet, raspoloživost, kontinuitet i troškovi. Imajudi u vidu potrebu za postizanjem kompromisa između kontradiktornih interesa, uvek je postojala zainteresovanost države ili regulatora da na neki način bude uključena u regulisanje ove strateške delatnosti. Najčešdi i najjednostavniji model koji je to omogudavao, svodio se na sklapanje neke vrste regulatornog ugovora o isporuci električne energije sa integrisanim elektroprivrednim subjektom. U suštini, ugovorni odnos podrazumeva obavezu elektroprivrednog preduzeda da snabdeva potrošače električnom energijom, za šta zauzvrat dobija razumnu nadoknadu, zaštitu od konkurencije kao i pravo da radi obavljanja svoje delatnosti preduzima određene radnje i mere zaštite. Kako postojeda rešenja nisu mogla da obezbede istovremeno zadovoljavanje interesa svih zainteresovanih strana, postalo je jasno da je neophodno tražiti nove modele. Napuštanje tradicionalnih modela, baziranih na principima ekonomije obima, bilo je mogude tek nakon osvajanja novih tehničko-tehnoloških procesa i rešenja. Prodor privatnog kapitala u ovu oblast, pojava nezavisnih proizvođača električne energije, nova tumačenja vezana za teoriju prirodnog monopola i drugo, uticali su na to da se tradicionalne troškovne teorije, koje su do tada bile dominantne, sve više odbacuju u korist teorija konkurencije. Suština svih teorijskih preispitivanja je insistiranje na ekonomskoj efikasnosti, odnosno na traženju novog mesta i uloge države u oblasti energetike. Talas privatizacije, u kome je prisutan sistematičan transfer aktivnosti od strane javnog ka privatnom sektoru, pokazuje znake široke rasprostranjenosti i podržan je od strane najznačajnijih međunarodnih finansijskih institucija kao što su Svetska banka i Međunarodni monetarni fond. Liberalizacija tržišta električne energije smatra se jednom od najradikalnijih ekonomskih promena nakon stvaranja jedinstvenog tržišta Evropske unije. Iako skoro dvadeset godina traje “eksperiment” liberalizacije tržišta električne energije, ovaj proces još uvek nije u potpunosti zaživeo i u svojoj implementaciji suočava se sa nizom problema i izazova. Štaviše, pojedine zemlje koje su među prvima započele otvaranje tržišta električne energije (npr. Kalifornija), vradaju se na regulaciju ovog sektora. Promene u dinamičnom okruženju kao i kontinuirani proces tehničko-tehnološkog razvoja svakako de uticati na dalju putanju razvoja elektroenergetskog tržišta. U ovoj monografiji, autori su pokušali da ukažu na aktuelnosti u ovoj oblasti i da sagledaju implikacije istih na nacionalno tržište električne energije.

3

I poglavlje

REFORMA ELEKTROENERGETSKOG SEKTORA


5

1 REFORMA ELEKTROENERGETSKOG SEKTORA 1.1 Specifičnosti elektroenergetskog sektora Elektroprivreda kao grana industrije ima izuzetan značaj za svaku nacionalnu ekonomiju, kako po osnovu strukturnog udela u makroekonomskim agregatima tako i po osnovu brojnih direktnih i indirektnih efekata na ostale privredne sektore i ukupan socijalno-ekonomski razvoj zemlje. Elektroenergetski sektor je kompleksan sistem bududi da se sastoji od više delatnosti koje moraju biti visoko sinhronizovane kako bi se obezbedilo pouzdano i sugurno snabdevanje električnom energijom. Elektroenergetski sektor obuhvata sledede delatnosti: - proizvodnja električne energije, - prenos električne energije, - distribucija električne energije i - snabdevanje krajnjih potrošača. Proizvodnja električne energije uključuje proizvodne kapacitete koji se baziraju na različitim tehnologijama koje pretvaraju toplotnu (sadržane u različitim vrstama goriva), atomsku, kinetičku i razne oblike obnovljive energije (vetar, sunce, plima, geotermalni izvori i sl.) u električnu energiju. Po osnovu energije koju koriste, elektrane se dele na hidroelektrane (HE), termoelektrane (TE), nuklearne elektrane (NE) i geotermalne elektrane (GE) koje u statistikama obuhvataju i elektrane na obnovljive izvore. Delatnost prenosa podrazumeva prenos električne energije od proizvođača do distributera ili krajnjih potrošača putem visokonaponske mreže. Standardni naponski nivoi u prenosnoj mreži su 380 KV i 220 KV. Visina naponskog nivoa i presek provodnika zavise od udaljenosti mesta potrošnje od mesta proizvodnje kao i od snage koja treba da se prenese. Otuda u zemljama čija je teritorijalna površina velika i gde postoji znatna udaljenost izvora od centara potrošnje, koriste se naponski nivoi i od 750 KV i 1.000 KV. Distribucija električne energije podrazumeva prenos električne energije putem nisko naponske i srednje naponske mreže do krajnjih potrošača. Granica u naponskim nivoima između prenosa i distribucije nije striktno definisana, ved zavisi od dogovorenih odnosa u svakom pojedinačnom elektroenergetskom sistemu. Standardni naponski nivoi distributivne mreže u Srbiji su 110 KV, 35 KV, 20 KV, 10 KV i 0,4 KV. Snabdevanje krajnjih potrošača je tek odnedavno prepoznat kao zaseban segment i obuhvata sve aktivnosti vezane za prodaju električne energije i pružanje usluga krajnjim potrošačima. U sistemima u kojima su delatnost distribucije i snabdevanje odvojeni, obaveza distribucije je da izvrši povezivanje potrošača i prenese električnu energiju, dok snabdevanje mogu da obavljaju i treda lica koja za to dobiju licencu.


6

Proizvodnja električne energije se obavlja na osnovu konverzije primarnih oblika energije u električnu energiju. Svaki oblik konverzije energije podrazumeva i određene gubitke. Odnos između električne energije koja je proizvedena u elektrani i primarne energije koja se koristi kao gorivo pokazuje nivo efikasnosti proizvodnog kapaciteta. Efikasnost energetskih kapaciteta se može izraziti kroz toplotnu efikasnost ili kroz eta faktor, dok se energija izražava u džulima (J). Snaga označava „rad“ po jedinici vremena i izražava se u vatima (W), odnosno 1W=1J/s. Snaga koja se stvara jednaka je proizvedenoj energiji u određenom vremenu, odnosno snaga po satu Wh (Wat x sat). Snaga po satu Wh se najčešde koristi kao jedinična mera električne energije.

1W=1J/s što dalje znači 1J/(1/360h)=3600J/h, odnosno 1W=3600J/h

Vede jedinice mere su: 1kWh=1000 Wh, 1MWh=1000 kWh, 1GWh=1000 MWh, 1TWh=1000 GWh. U zavisnosti od tehnologije proizvodnje varira nivo efikasnosti i troškovi proizvodnje. Efikasnost termoelektrana krede se u intervalu 40-45%, kombinovanih gasno parnih turbina (CCGT) 60%, efikasnost gasnih turbina je na nivou od 40%, nuklearnih reaktora 33-36%, hidroelektrana 90-95%, a vetrogeneratora 35%. Ukupni troškovi proizvodnje električne energije se mogu podeliti na tri kategorije: - troškovi kapitala, - troškovi primarnih energenata i - operativni troškovi. Troškovi kapitala podrazumevaju troškove inicijalne investicije, kamate za vreme perioda izgradnje i troškove zatvaranja elektrane, koji su naročito značajni kod nuklearnih elektrana. Evidentno je da najvede troškove izgradnje imaju nuklearne elektrane i hidroelektrane, što ove proizvodne kapacitete kvalifikuje troškovno efikasnim samo za velike obime proizvodnje. Značajan elemenat u strukturi troškova svake elektrane predstavljaju troškovi goriva. Cena goriva zavisi od vedeg broja faktora: vrsta goriva, procenjene rezerve energenata, transportni troškovi, razni geopolitički faktori, geografska raspoređenost resursa, tražnja za pojedinim energentima, itd. Tako je cena obnovljivih izvora niska, cena uranijuma i uglja je relativno stabilna, dok je cena gasa i sirove nafte podložna znatnim oscilacijama na svetskom tržištu. Kako troškovi goriva predstavljaju varijabilnu komponentu, to u zavisnosti od njihove veličine, elektrane bivaju angažovane od strane dispečera. Tokom vremena


7

uspostavlja se određeni stepen do koga se pojedine elektrane koriste tzv. faktor korišdenja ili časovno korišdenje elektrana (load factor) i on u velikoj meri opredeljuje ekonomiju pojedine elektrane. Otuda, tekudi i bududi troškovi goriva po kWh predstavljaju ključan elemenat svake investicione odluke. Pri tome, iz strateških razloga, zbog mogudih poremedaja u ceni kao i raspoloživosti pojedinih energenata, mora se voditi računa o diversifikovanosti kapaciteta. Iskustvo sa naftom i gasom dovoljno ukazuje na ovu potrebu. Troškovi goriva kod nuklearnih elektrana kao i kod termoelektrana na ugalj učestvuju sa manjim procentom u ukupnim troškovima proizvodnje električne energije, što je između ostalog i glavni razlog što se ove elektrane koriste za tzv. osnovno opteredenje (base load). Na osnovu podataka iz studije

1, pri diskontnoj

stopi od 10%, u ukupnim proizvodnim troškovima, troškovi gasa učestvuju sa 65%, troškovi uglja iznose oko 40%, a troškovi nuklearnog goriva imaju učešde od 15%. Promocija određenih vrsta pogonskog goriva uglavnom je rezultat nacionalnih politika i strategija koje najčešde polaze od toga da ostvare određenu sigurnost u snabdevanju električnom energijom, podstaknu razvoj određenih regiona ili industrija, uravnoteže spoljnotrgovinski bilans, promovišu ili destimulišu određene tehnologije i investicije, utiču na životnu sredinu i dr. Tako su na primer Francuska i Japan kroz izgradnju nuklearnih elektrana stimulisali razvoj nuklearnog programa, dok su Engleska i Nemačka uticali na privatna preduzeda da koriste domadi ugalj čija cena je daleko veda od tržišne. Operativni troškovi se odnose na troškove zaposlenih, troškove održavanja, troškove zaštite životne sredine (emisije gasova staklene bašte, razne ekološke takse i naknade). Troškovi zaštite životne sredine predstavljaju sve značajniju stavku u strukturi ukupnih troškova proizvodnje električne energije i naročito su izraženi kod termoelektrana na ugalj koje imaju visok procenat emisije gasova staklene bašte, ali i kod nuklearnih elektrana koje pladaju takse za nuklearni otpad. Operativni troškovi i troškovi održavanja predstavljaju relativno predvidiv elemenat ukupnih troškova. Iako ovi troškovi mogu da rastu tokom životnog veka elektrane, oni to čine po predvidivoj progresiji, pogotovu ako je reč o tehnologijama koje su duže vreme u upotrebi. Izvesne tehnologije koje su novijeg datuma, kao što su CCGT i one koje se koriste kod obnovljivih izvora energije, nemaju tu pogodnost, pošto ne postoji dovoljno iskustvo u njihovom korišdenju. Za razliku od njih, kod nuklearnih elektrana troškovi održavanja beleže takvu progresiju u poslednjih nekoliko godina, tako da pojedine kompanije u SAD razmišljaju o njihovom prevremenom zatvaranju.

1 _, (1993), Projected Costs of Generating Electricitu, OECD, Paris.


8

Tabela 1. - Karakteristike različitih proizvodnih kapaciteta

NE TE-ugalj TE-gas Vetrogen.

Snaga (MWe) 1.250 500 400 1

Efikasnost (%) 37 42 58 -

Vek trajanja (godine) 40 25 25 20

Troškovi investiranja (EUR/KWe) 1.900 860 600 1.100

Kamatna stopa (%) 5 5 5 5

Godišnji troškovi investicija (EUR/MWe)

110.729 61.019 42.571 88.267

Godišnji fiksni operativni troškovi (EUR/MWe)

28.500 17.200 12.000 22.000

Fiksni troškovi (EUR/MWhe) 2,70 13,10 23,45 -

Varijabilni operativni troškovi i troškovi održavanja (EUR/MWhe)

3,63 18,34 25,45 0

CO2 emisija (kg/MWhe) - 811 346 -

Dozvole za emisiju (EUR/t CO2) - 10-100 10-100 -

Izvor: Coppens, F, Vivet, D. (2004), Liberalisation of Network Industries: Is Electricity an Exception to the Rule?, National Bank of Belgium.

Imajudi u vidu navedene troškove, interesantno je napraviti komparaciju prosečnih troškova (troškovi po satu proizvodnje) za različite proizvodne kapacitete. Kombinovane gasno parne turbine (CCGT) imaju najniže prosečne troškove za proizvodnju do 3.400 sati godišnje, ali ukoliko nivo proizvodnje prelazi 4.500 sati CCGT više nisu konkurentne. Za nivo proizvodnje od 3.400 do 5.300 sati godišnje, najjeftinija je proizvodnja iz termoelektrana na ugalj, dok je za proizvodnju iznad 5.300 sati rada godišnje, daleko najoptimalnija proizvodnja iz nuklearnih elektrana. Kod vetrogeneratora treba imati u vidu da su njihovi proizvodni kapaciteti ograničeni na 2.200 sati rada, tako da do izražaja ne dolazi kriva opadajudih troškova. Finansijski posmatrano, vetrogeneratori nisu konkurentni nuklearnim elektranama koje su u proseku aktivne od 7.000 do 8.000 sati godišnje, svodedi prosečne troškove na oko 25 EUR/MWh, što je približno jednako polovini troškova vetrogeneratora. Stoga se može izvesti zaključak da, vetrogeneratori koji inače imaju visoke investicione troškove uprkos tome što nemaju varijabilne troškove, mogu biti dobro rešenje samo za mali broj sati rada, odnosno mogu se koristiti u vreme vrhova potrošnje. Međutim, ovde treba imati u vidu da tzv. „zelena energija“ čija je proizvodnja stimulisana i ima prioritet uključivanja u elektro prenosnu mrežu, ima veliko tehničko ograničenje jer zavisi od raspoložive snage vetra.


9

Slika 1. - Prosečni troškovi proizvodnje električne energije bez troškova CO2 emisije sa troškovima CO2 emisije

Izvor: Coppens, F, Vivet, D. (2004), Liberalisation of Network Industries: Is

Electricity an Exception to the Rule?, National Bank of Belgium.

Pored proizvodnje električne energije, elektrane imaju ulogu održavanja normalnog rada prenosne mreže i celokupnog elektroenergetskog sistema. U cilju obezbeđenja pouzdanog i sigurnog snabdevanja električnom energijom, neophodno je ispuniti sledede funkcije: - održavanje konstantnog napona u prenosnoj mreži što se postiže

proizvodnjom određene količine reaktivne energije; - održavanje konstantne frekvence, odnosno količine proizvodnje po jedinici

koja je pod direktnom digitalnom kontrolom; - angažovanje elektrana u periodima van vršnog opteredenja (off-peak

proizvodnja) radi obezbeđenja ekonomičnog rada baznih elektrana (pumpno akumulacione elektrane npr.);

- obezbeđenje raspoložive snage koja je u stanju da se odmah upotrebi (rotirajuda rezerva);

- podešavanje angažovane snage kako bi se obezbedila ravnoteža proizvodnje i potrošnje i izbegla kolebanja u sistema (regulaciona proizvodnja) i

- sposobnost proizvodne jedinice da radi u uslovima ispada vedih proizvodnih jedinica ili raspada elektroenergetskog sistema (black start), što čini osnovu za ponovno podizanje elektroenergetskog sistema.

Zahvaljujudi specifičnim fizičkim i tehničkim karakteristikama elektroenergetskog sistema, dugi niz godina obavljanje elektroenergetske delatnosti je organizovano u vidu jedinstvenog vertikalno integrisanog monopola koji je zbog zahteva ekonomije obima bio organizovan kao monopolska delatnost. Tehnološki napredak, pre svega, pronalazak novih tehnologija proizvodnje kao što su kombinovane gasno parne turbine (CCGT) i termoelektrane-toplane (CHP), doveo je do radikalnih promena u organizacionoj i vlasničkoj transformaciji segmenta proizvodnje električne energije. Ovde de biti navedene osnovne karakteristike električne energije kao proizvoda i određene specifičnosti koje daju poseban tretman elektroprivredne delatnosti.


10

Električna energija danas ima status esencijalnog proizvoda i snabdevanje električnom energijom se posmatra kao univerzalna usluga kojoj svaki potrošač mora imati slobodan pristup pri razumnim cenama. Na liberalizovanom tržištu, promene u tražnji imaju za posledicu promene u cenama. U slučaju električne energije, raspon kretanja cena znatno se razlikuje u zavisnosti od proizvodnih kapaciteta. Tako su varijacije u ceni električne energije znatne na relaciji proizvođač – snabdevač, dok od snabdevača do krajnjeg potrošača nestabilnost nije izražena. Cenovni rizik za snabdevače u vertkalno integrisanim sistemima je sveden na minimum, što je često u literaturi navođeno kao argument za integraciju delatnosti. Bitno obeležje elektroenergetske delatnosti je rigidnost ponude i tražnje za električnom energijom. Električna energija gotovo da nije cenovno elastična na kratak rok jer je ograničen broj njenih supstituta. Fizičke karakteristike elektromreže zahtevaju da ponuda i tražnja budu stalno u ravnoteži. Potrošnja ima visok nivo oscilacija, kako u toku dana tako i tokom godine, što ima direktan uticaj na proizvodnju. Dnevne i sezonske promene u tražnji za električnom energijom namedu specifične zahteve u okviru samog elektroenergetskog sistema. Za funkcionisanje elektroeneregetskog sistema neophodno je obezbediti komplementarnost između proizvodnje i prenosa električne energije, odnosno sinhronizovano povezivanje lokacijski udaljenih proizvodnih jedinica u stabilnu mrežu. Električna energija pripada retkoj grupi proizvoda, gde se proizvodnja i potrošnja odvijaju gotovo istovremeno. Usled brojnih fizičkih ograničenja u proizvodnji i prenosu, postizanje ravnoteže između ponude i tražnje električne energije zahteva intenzivnu sistemsku koordinaciju. Trenutni disbalans u prenosnoj mreži može izazvati oštedenja za ceo sistem. Preopteredenost pojedinih delova mreže ili ograničenost kapaciteta prenosne mreže predstavlja barijeru za pristup mreži. Imajudi u vidu ove specifičnosti, sektor električne energije zahteva posebno dizajniran pristup i regulatorni mehanizam o čemu de biti reči o posebnim poglavljima. Dnevne i sezonske promene u tražnji za električnom energijom, kao i neophodnost kontinuiranog održavanja ravnoteže između ponude i tražnje, zahtevaju da se u vrhovima tražnje u pogon stave i rezervni proizvodni kapaciteti. Otežavajuda okolnost je da se dodatni kapaciteti uključuju na svega nekoliko sati godišnje i da u uslovima potpuno liberalizovanog tržišta u proizvodnju se mogu uključiti samo oni proizvođači koji ispunjavaju tržišne uslove poslovanja. Teorisjki posmatrano, u vreme vrhova tražnje cena električne energije raste što dalje stimuliše investicije u nove proizvodne kapacitete. Međutim, cenovni signali mogu dovesti do prekomernih investicija i preterane izgradnje kapaciteta, što u srednjem roku može rezultovati pad cena. Ravnotežni nivo između ponude i tražnje može biti dostignut tek nakon brojnih cenovnih oscilacija. Na slobodnom tržištu, tražnja se kontroliše na osnovu cenovnog mehanizma tako da potrošači pladaju višu cenu u vrhovima proizvodnje. Ovde treba imati u vidu da je prodajna cena regulisana i da je najčešde u primeni model regulacije (cost plus metod) koji


11

investitoru pruža povradaj investiranog kapitala koji raste u skladu sa rastom investicija. Pa i ovaj model regulacije, kako se pokazalo u praksi, može imati za posledicu prekomerni rast kapaciteta. Zagovornici liberalizacije smatraju da de tek otvaranje tržišta i uvođenje konkurencije dovesti do pada cena električne energije. Uključivanje rezervnih kapaciteta na par sati u vreme tzv. vrhova potrošnje je vrlo skupo zbog visokih fiksnih troškova proizvodnje. U toku perioda niske tražnje, fiksni troškovi proizvodnje su preneti na velik broj proizvodnih sati i tada su proizvodni kapaciteti sa visokim fiksnim troškovima najefikasniji. Praktično to znači da se u vreme niske tražnje koriste nuklearne elektrane i hidroelektrane, dok se u vreme vrhova potrošnje u pogon uključuju elektrane na gas i ugalj. Velike razlike u troškovima proizvodnje ukazuju i na velike varijacije u cenama između vrhova proizvodnje i uobičajnog režima proizvodnje. Visoki fiksni troškovi proizvodnih kapaciteta koji se koriste van vrhova proizvodnje ukazuju na neophodnost postojanja ekonomija obima, odnosno ograničavanja slobodnog ulaska na tržište. Pored ekonomije obima, drugi bitan faktor koji ide u prilog regulisanog tržišta su sigurnosni i bezbednosni razlozi. Ovo je naročito bitno u slučaju nuklearnih kapaciteta, koji su po pravilu u državnom vlasništvu. Ove činjenice nikako ne idu u prilog tezi zagovaranja slobodnog tržišta. Stoga je uvođenje konkurencije razumljivo samo u segmentima proizvodnje koji se uključuju u vrhovima tražnje. Proizvodni kapaciteti koji imaju mešovite pogone imaju znatnu prednost jer izborom proizvodnog kapaciteta utiču na cenu proizvodnje. Investicije u elektroenergetski sektor su specifične, ne samo obzirom na činjenicu da se radi o kapitalno intenzivnoj delatnosti nego i zbog činjenice da su investicije povezane sa rizicima vedeg broja faktora kao što su: dug period izgradnje kapaciteta koji u proseku traje od 2 do 7 godina, dug vek trajanja kapaciteta, fluktuacije cene goriva, troškovi eksternalija, promene cene električne energije, sloboda izbora snabdevača, itd. Zbog navedenih karakteristika, cena električne energije pored istorijskih troškova mora u sebi da anticipira i neke budude troškove izgradnje koji su u funkciji zadovoljena potrošnje električne energije koja se očekuje. Zato je izbor diskontne stope od značaja za utvrđivanje cene električne energije jer u velikoj meri može da opredeli iznos tih troškova. Da bi se prilagodile procene prihoda i troškova koji se dešavaju u različitim vremenskim periodima, i na taj način se dobile uporedive vrednosti koje bi mogle da posluže za ocenu opravdanosti pojedinih investicionih ulaganja, koristi se diskontna stopa. Postoji veliki broj pristupa izboru diskontne stope koji u najvedoj meri zavisi od svrhe investicionog ulaganja. Stoga, utvrđivanje diskontne stope može biti u funkciji željene politike, tako da visoke stope imaju za cilj da podstaknu investiciona ulaganja, dok njihove umerene vrednosti mogu biti uzrokovane namerom da se uspostavi određena harmonija u skladu sa proklamovanim društvenim, ekonomskim ili političkim ciljevima, i takva praksa je više imanentna u situacijama kada postoji državno vlasništvo ili pak kontrolisani monopol nad


12

elektroprivrednom delatnošdu. Alternativno, diskontna stopa može imati ekonomsku ili finansijsku osnovu koja je više karakteristična za uslove kada postoji konkurentsko tržište. Diskontna stopa može se zasnivati na: - oportunitetnim troškovima kapitala u periodu investicione aktivnosti koja je

određena prihodom koji se može ostvariti ukoliko se kapital uloži u neke alternativne delatnosti sa sličnim stepenom rizika;

- realnim troškovima investicionih fondova ili kamatnom stopom koja se obično koristi za ulaganja u elektroprivrednu delatnost;

- društvenoj preferencijalnoj stopi koja odražava značaj investicione aktivnosti za budude generacije;

- na miksu nekih prethodno navedenih koncepata. Diskontna stopa od 8-10% godišnje se uglavnom koristi za velike investicione projekte u uslovima postojanja konkuretskog okruženja i zasnovana je na oportunitetnim troškovima kapitala. Prosečna godišnja realna stopa povradaja na uloženi kapital, se u poslednjih nekoliko godina u najvedem broju OECD zemalja kretala u rasponu od 6-8% godišnje. Iskustvo i podaci iz zemalja članica OECD-a ukazuju na to da diskontne stope koje se koriste u drugim industrijskim granama su vede od onih koje se koriste u elektroprivrednoj delatnosti. Stope povradaja na angažovani akcionarski kapital su vede nego nego na pozajmljena sredstva jer je i nivo rizika viši. Naime, kako elektroprivredno preduzede dividende svojim akcionarima ispladuje na osnovu ostvarenih rezultata poslovanja, to se ono suočava sa daleko vedim stepenom rizika i to pre svega sa: - regulatornim rizikom – regulator može da smanji odobrenu stopu povradaja

ispod one koju određuje tržište, kao što može i da neodobri pokride određenih troškova te na taj način direktno utiče na rezultate poslovanja. Takođe, promenom regulatorne politike i uvođenjem dodatnih obaveza za elektroprivredno preduzede (pogotovu onih koje se tiču zaštite životne sredine), povedavaju se troškovi, odnosno rizik poslovanja.

- ekonomskim rizikom - uspešnost poslovanja energetskih subjekata uslovljena je opštim ekonomskim i demografskim faktorima, kao i određenim specifičnostima vezanim za pojedine grane kao što su tehnološki progres i konkurencija;

- poslovnim rizikom – elektroenergetski subjekti su tokom poslovanja izloženi uticaju više sile, promenljivoj hidrologiji, iznenadnim kvarovima, izmenama u obimu i strukturi prodaje usled tehnoloških inovacija i sl.

- finansijskim rizikom - ovaj rizik zavisi od ukupnog stepena zaduženosti kao i od valutne strukture duga.

Za najvedi broj tradicionalno vertikalno integrisanih eletroprivreda, njihova monopolska pozicija kao i cenovna regulacija, omoguduje im da umereni rast proizvodnih troškova prenesu na potrošače i da na taj način obezbede zaradu koja bi im omogudila prihvatljivu stopu povradaja na uložena sredstva. Odsustvo konkurencije, niska cenovna elastičnost potražnje za električnom energijom, značaj koji električna energija ima kao esencijalni proizvod, priroda cenovne regulacije, omoguduje im da investicione rizike koji mogu da se jave, ne snose oni sami ved im je pružena mogudnost da je prenesu na potrošače, obveznike poreza


13

ili neku kombinaciju ova dva. U takvim uslovima, prirodno je da elektroprivredne kompanije koriste diskontnu stopu oslobođenu rizika za ocenu vrednosti investicija koja se krede u rasponu od 3 - 5%, i koja automatski signalizira na to da postoji ili jako državno zaleđe ili monopolska pozicija preduzeda. Izbor diskontne stope može imati značajne efekte kod opredeljivanja između alternativnih investicija u kapacitete čiji period izgradnje je različit. Iako se podizanje diskontne stope odražava na rast ukupnih proizvodnih troškova, taj odraz je slabiji kod manje kapitalno intenzivnih opcija koje u principu imaju vede operativne troškove, u odnosu na one koje su kapitalno intenzivnije. Tako na primer, visoke diskontne stope smanjuju troškove ulaganja u TE na gas u poređenju sa TE na ugalj ili nuklearnim elektranama.


14

1.2 Restrukturiranje elektroprivrede kao preduslov otvaranja tržišta Elektroenergetski sektor u poslednje dve decenije karakterišu krupne promene koje se odnose ne samo na tehničko - tehnološke inovacije, nego obuhvataju promene u tržišnim, ekonomskim, zakonodavnim i institucionalnim aspektima poslovanja. Dodatni podsticaj za pokretanje reformskih procesa u elektroenergetskom sektoru evropskih zemalja je bila potreba za liberalizacijom i otvaranjem energetskog tržišta, a sve u cilju kreiranja jedinstvenog tržišta energije Evropske unije. Liberalizacija elektroenergetskog sektora je motivisana naporima da se poveda efikasnost, što bi u skladu sa teorijskim modelom perfektnog konkurentskog tržišta dalje dovelo do smanjenja cene električne energije. U prilog tome, u praksi se često navodi primer uspešno sprovedene deregulacije sektora telekomunikacija gde je uvođenje konkurencije dovelo do unapređenja kvaliteta usluge i redukovanja cene. Mada obe delatnosti imaju mrežnu strukturu i baziraju se na tehnološkom razvoju, između telekomunikacija i elektroenergetike ima dosta razlika. Pre svega, telekomunikacije su isključivo uslužna delatnost koja ne podrazumeva segment proizvodnje. Kako je elektroenergetski sektor kompleksniji i sam proces implementacije procesa liberalizacije je daleko zahtevniji.

Tabela 2. - Komparacija elektroprivredne delatnosti i telekomunikacija

Elektroprivreda Telekomunikacije

Proizvodnja -

Prenos Mrežna infrastruktura

Distribucija Lokalna mreža

Regulator Regulator

Nezavisni sistem operator -

Snabdevanje Usluge

Regulisane cene Regulisane cene

Sve do početka 1980-tih godina, elektroprivredna delatnost je kao i druge mrežne delatnosti (telekomunikacije, železnički saobradaj, snabdevanje vodom i prirodnim gasom) bila organizovana kao vertikalno i horizontalno integrisan monopol koji je najčešde bio u državnom vlasništvu. Takav oblik organizacije je odgovarao poslovanju zasnovanom na principima ekonomije obima i racionalizacije troškova. Složenost procesa planiranja, razvoja i upravljanja elektroenergetskim sistemom, kao i činjenica da je komercijalne veze između privrednih subjekata lakše zameniti internim rukovođenjem, uticali su na izbor centralizovanog upravljanja poslovanjem. Tradicionalni oblik organizacije i vlasništva u elektroprivredi se dugi niz godina argumentovao stavom da država jedino na taj način može da štiti javni interes u strateškoj grani privrede. Razvojem novih rešenja u ekonomskoj teoriji, nastupio je


15

trend uvođenja konkurencije u segmentu proizvodnje i snabdevanja električnom energijom što je dovelo do dramatičnih promena u stavovima ne samo oko oblika vlasništva, nego i načina organizacije i regulacije elektroprivredne delatnosti.

Tabela 3. - Reforma tržišta električne energije

Restrukturiranje Vertikalno razdvajanje proizvodnje, prenosa, distribucije i snabdevanja krajnjih potrošača

Horizontalno razdvajanje proizvodnje i snabdevanja

Reorganizacija Uvođenje konkurencije u segment proizvodnje i snabdevanja Kreiranje tržišta veleprodaje i maloprodaje

Regulacija mrežnih delatnosti

Formiranje nezavisnog regulatornog tela

Pristup trede strane mreži

Podsticajna regulativa za prenosnu i distributivnu mrežu

Privatizacija Osnivanje novih privatnih kompanija

Privatizacija postojedih kompanija u državnom vlasništvu

Izvor: Jamasb, T., Pollitt M. (2005), Electricity Market Reform in the EU – Review of Progress towards Liberalisation and Integration, University of Cambridge, Working Paper 66. Pre započinjanja sektorske reforme, elektroprivreda se dugi niz godina tretirala kao grana sa karakteristikama prirodnog monopola. Elektroprivreda je gotovo u svim zemljama imala monolitičnu organizaciju, što je podrazumevalo jedno vertikalno integrisano preduzede koje je istovremeno bilo zaduženo za obavljanje svih energetskih delatnosti. Često je bio slučaj da u sastavu tog preduzeda budu uključeni i rudnici uglja. Elektrodistribucije su bile organizovane ili kao sastavni deo jedinstvene kompanije ili kao zavisna pravna lica sa odvojenom upravom. Ukoliko su elektrodistribucije bile odvojena pravna lica, najčešde su imale formu javnih preduzeda u državnom vlasništvu ili vlasništvu lokalnih samouprava. Oblik organizacije elektroprivrede u velikoj meri je uslovljen određenim fizičkim i ekonomskim karakteristikama koje ograničavaju obim do koga tržišni mehanizmi mogu zameniti tradicionalni oblik vertikalne (između segmenata/funkcija) i horizontalne integracije (između preduzeda u okviru istog segmenta). Pored specifičnosti delatnosti, organizaciona struktura je rezultat delovanja i velikog broja drugih faktora. Tako npr. ukoliko su organizacione promene diktirane tehničko-tehnološkim i ekonomskim razlozima, onda one imaju evolutivni karakter. Međutim, ukoliko nastaju kao posledica političkih odluka (npr. odluka o nacionalizaciji) tada ne samo da dolazi do promene vlasništva, nego se po pravilu insistira na višem stepenu integracije. Nekoliko faktora ide u prilog integracije elektroenergetskih delatnosti. Prvo, zajedničko vlasništvo omogudava minimizaciju troškova u daleko vedoj meri nego što je to slučaj kada su delatnosti razdvojene. Drugo, vertikalno integrisana proizvodnja i prenos uprošdavaju komercijalnu vezu između investicionih ulaganja


16

u proizvodne kapacitete i povradaja uloženih sredstava. Ovde dolazi do izražaja specifičnost ulaganja, što ukazuje na činjenicu da postoji visok nivo neizvesnosti povradaja sredstava i da se radi o usko specijalizovanim investicijama koje nisu u stanju da menjaju svoju namenu. Usled toga investitori imaju interes da ulažu samo ukoliko imaju obezbeđene investicije, bilo u vidu dugoročnog ugovaranja isporuke ili modela jedinstvene kompanije.

2

U slučaju proizvodnje i distribucije, postoje dva dodatna faktora koja idu u prilog integracije, a to su: investiciono planiranje i hitne intervencije oko snabdevanja potrošača. Uprkos navedenim prednostima koje sobom nosi integracija ova dva segmenta, postoji nekoliko razloga za dezintegraciju proizvodnje i distribucije električne energije: - uspostavljanje transparentnosti poslovanja čime se eliminiše mogudnost

skrivene neefikasnosti i prelivanja troškova; - pritisak na smanjenje distributivnih troškova; - pritisak na smanjenje proizvodnih troškova; - postojanje prirodnog monopola u delu distributivne funkcije što nije slučaj sa

proizvodnom.3

Trend liberalizacije je u velikoj meri uticao da vedina zemalja postepeno pristupi dezintegraciji, odnosno da izvrši izdvajanje segmenata (proizvodnja i snabdevanje krajnjih potrošača) u kojima je mogude uvesti konkurenciju. U mrežnim delatnostima, uvođenje konkurencije ne bi imalo smisla jer su troškovi ulaganja izuzetno visoki, a dupliranje mreže ne bi doprinelo efikasnijem korišdenju mreže. Usled karakteristika prirodnog monopola, prenos je i dalje ostao regulisana delatnost u potpunom državnom vlasništvu. Međutim, evidentno je da u praksi postoje i primeri gde je zadržan visok stepen integracije. Na primer, u Francuskoj je država zadržala učešde od 84,7% vlasništva u kapitalu nacionalne elektroprivrede EdF, u Grčkoj vlasništvo države u Public Power Corp je oko 52%, itd. U svakom slučaju, organizaciona struktura elektroenergetskog sektora mora biti dizajnirana tako da bude prilagođena specifičnostima svake nacionalne elektroprivrede. Primera radi, isti model ne može se primeniti na Francusku koja proizvodnju bazira na nuklearnim kapacitetima kao i na Norvešku čija je proizvodnja gotovo u potpunosti bazirana na hidropotencijalu. Razdvajanje proizvodnog segmenta od mrežnih delatnosti može imati nekoliko različitih oblika: - funkcionalno razdvajanje, - razdvajanje računovodstvenih računa, - pravno razdvajanje ili - razdvajanje vlasništva, što je ujedno i krajnji cilj restrukturiranja.

2 Tanid, G. (2001), Električna energija i tržište, Mod prirode, Beograd. 3 Ibidem.


17

Razdvajanje horizontalnih integracija u proizvodnji i prodaji ima za cilj povedanje broja tržišnih učesnika čime se sprečava monopolsko ponašanje proizvođača i omogudava nediskriminatorni pristup trede strane mreži. S druge strane, u literaturi se često kao prednost horizontalne integracije navodi pojednostavljivanje mehanizama za obezbeđenje dovoljnog broja kapaciteta i postizanje ekonomije obima. Međutim, ekonomija obima se može postidi i nezavisno od integracije. Tako u praksi postoje tri alternativna modela, koja ne podrazumevaju horizontalnu integraciju: - kooperativni model gde se upravljanje i dispečing odvijaju na nacionalnoj

osnovi (Belgija i Holandija), - regionalni model gde se upravljanje sistemom poverava regionalnim

elektrodistribucijama (Nemačka) ili regionalnoj prenosnoj kompaniji koja koordinira rad dezintegrisanih proizvodnih preduzeda (npr. Danska, Luksemburg) i

- tržišni model gde se koordinacija i centralno upravljanje odvija kroz proces konkurencije između proizvodnih kompanija (npr. Engleska i Vels).


18

1.3 Osnovni modeli organizacije tržišta električne energije U teoriji postoje tri osnovna modela organizacije tržišta električne energije: - model vertikalno i horizontalno integrisanog monopola; - model jednog kupca (single buyer); - tržišni model koji ima dva modaliteta:

- model tržišta na veliko (wholesale competition) i - model tržišta na malo (retail competition).

Ovi modeli organizacije elektroenergetskog tržišta su u praksi doživljavali izvesne modifikacije ukazujudi time na činjenicu da je organizacija i sam razvoj tržišta električne energije kontinuiran proces koji se prilagođava tehničkim, ekonomskim i zahtevima liberalizacije.

Tabela 4. - Osnovne karakteristike modela organizacije tržišta

Monopol Model jednog

kupca Model tržišta

na veliko

Model maloprodajnog

tržišta

Vedi broj proizvođača

ne da da da

Izbor za prodavce na

malo ne ne da da

Izbor za kupce ne ne ne da

Izvor: Kessides, I. N. (2004), Reforming Infrastructure – Privatization, regulation and Competition World Bank, Oxford University Press.

Model vertikalno i horizontalno integrisanog monopola podrazumeva da u okviru jednog preduzeda u vlasništvu države, budu integrisani svi segmenti elektroprivredne delatnosti između kojih ne postoje komercijalni odnosi. Poslovanje ovog preduzeda je strogo regulisano, pogotovo u delu cena, tarifa i investicione politike. Mada su glavni argumeti za izbor integrisanog modela organizacije bili korišdenje prednosti ekonomije obima i jedinstvenog procesa upravljanja, planiranja i razvoja, praksa je pokazala da je diskutabilan nivo stvarne realizacije ovih prednosti. Osnovna zamerka organizacije elektroprivrede po modelu monopola je da ne podstiče efikasnost, pre svega, zbog netransparentnosti poslovanja i postojanja latentne mogudnosti prevaljivanja troškova između segmenata ili prevaljivanja troškova na krajnje potrošače. Najbolji primeri za funkcionisanje ovog modela u praksi imaju Francuska, Italija, Češka i Grčka. Model jednog kupca podrazumeva postojanje vedeg broja proizvođača koji na osnovu ugovora svu proizvedenu električnu energiju prodaju jednom kupcu. Najčešde ulogu jedinog kupca na tržištu ima prenosna kompanija u državnom vlasništvu koja ima monopolski položaj. Prenosna kompanija se u dispečingu proizvodnih kapaciteta pridržava principa ekonomskog redosleda (na osnovu


19

kratkoročnih marginalnih troškova) i može favorizovati proizvođače sa određenih lokacija ili one koji koriste različite vrste goriva. U ovom modelu je dozvoljeno postojanje nezavisnih proizvođača. Konkurencija se uvodi kroz periodične tendere za nove proizvodne kapacitete, dok pobednici na tenderu zaključuju dugoročne ugovore sa prenosnom kompanijom, odnosno jedinim kupcem na tržištu. Model jednog kupca može funkcionisati kao vertikalno integrisan subjekat koji uključuje delatnost proizvodnje i elektrodistribucije, dok je prenos električne energije organizovan kao odvojeno preduzede. Preduzede zaduženo za prenos kupuje električnu energiju od proizvođača i prodaje je elektrodistribucijama po regulisanim tarifama. Isto tako, u praksi se srede situacija kada je deo koji obavlja otpremanje električne energije (dispatch unit) izdvojen kao zasebna celina od dela koji se bavi prenosom električne energije.

Slika 2. - Osnovna šema modela sa jednim kupcem

Izvor: Kessides, I. N. (2004), Reforming Infrastructure – Privatization, Regulation and Competition, World Bank, Oxford University Press.

Model jednog kupca može imati nekoliko varijacija: aktivni kupac, glavni kupac i pasivni kupac. U ekstremnom obliku ovog modela, jedan kupac kupuje svu električnu energiju na tržištu i on je jedini autorizovni prodavac koji samostalno odlučuje kada, od koga i pod kojim uslovima obavlja kupovinu. Bududi da preuzima celokupan tržišni rizik, ovaj modalitet se u literaturi označava kao „aktivni kupac“ (activ single buyer). Drugi modalitet osnovnog modela sa jednim kupcem, podrazumeva situaciju kada pored jednog velikog i dominantnog kupca koji kupuje najvedi deo proizvedene električne energije, postoji i nekoliko manjih. Glavni kupac prodaje električnu energiju elektrodistribucijama po regulisanim tarifama i ovaj modalitet centralizovane kupovine je u literaturi poznat kao „glavni kupac“ (principal buyer). Tredi modalitet predstavlja relativno noviji oblik centralizovane kupovine i podrazumeva situaciju kada kupac u isto vreme deluje kao koordinator za nabavku


20

električne energije za elektrodistribucije. U ovom slučaju, on snosi manju odgovornost i ne preuzima kreditni i tržišni rizik, pa se stoga u literaturi nalazi pod imenom „pasivni kupac“ (passive buyer). Model jednog kupca inicira u određenoj meri uvođenje konkurencije među proizvođačima električne energije koji su podstaknuti da, zarad zaključivanja dugoročnih ugovora sa jedinim kupcem na tržištu, daju što bolje uslove prodaje. Inicijativa za smanjenje troškova je uvedena na taj način što se priznaju standardizovani troškovi, a ne aktuelni koje kompanije ostvaruju. Uvođenje tendera za zaključivanje dugoročnih ugovora sa proizvođačima je preduslov za privlačenje privatnih investicija za izgradnju novih proizvodnih kapaciteta, a da se pri tome ne zahteva korenito restrukturiranje. Ovakav ili sličan model bio je zastupljen u Mađarskoj, Holandiji, Belgiji, Danskoj, Španiji.

Model jednog kupca u Mađarskoj

Restrukturiranje mađarske elektroprivrede po modelu jednog kupca je otpočelo krajem 1995. godine. Neposredno pre toga izvršena je privatizacija sedam kompanija u proizvodnji, privatizovane su sve elektrodistribucije i manjinski deo prenosa. Cilj privatizacije je bio da se ostvare prihodi kako bi se finansirao narasli budžetski deficit. Preduzede zaduženo za prenos električne energije koje je bilo u vedinskom državnom vlasništvu je i dalje zadržalo monopolsku poziciju u prodaji i kupovini električne energije. Sklapani su dugogodišnji ugovori sa proizvođačima električne energije u kojima su definisani uslovi pladanja i metodologije za utvrđivanje cene električne energije. Izbor najboljih ponuda za sklapanje dugoročnih ugovora se odvijao putem tendera. Na ovaj način je unet izvestan stepen konkurencije koji je doveo do toga da su gotovo prepolovljeni troškovi izgradnje novih proizvodnih kapaciteta.

Model jednog kupca ima određenih tehničkih, ekonomskih i institucionalnih prednosti: - prilično je privlačan za potencijalne investitore jer ih štiti od tržišnih rizika, - efikasno balansira celokupan sistem zahvaljujudi poverenoj funkciji

koordinacije između proizvodnje i distribucije i - ne zahteva značajne promene i strukturne reforme.

S druge strane, model jednog kupca podrazumeva značajne rizike i u praksi je pokazao nekoliko slabosti: - ukoliko jedini kupac na tržištu u isto vreme ima vlasništvo u proizvodnji, javlja

se problem u uspostavljanju nediskriminatornih i konkurentskih pravila u odnosu na druge proizvođače,

- ukoliko na tržištu postoji samo jedan kupac (active single buyer) tada on na sebe preuzima celokupan finansijski rizik,

- postupak donošenja tendera često nije transparentan, pa je prisutan problem korupcije i malverzacija,


21

- finansijska nedisciplina - usled nepostojanja direktne veze između proizvođača i distribucione kompanije, nastaje problem naplate potraživanja i

- usled svoje rigidne strukture ovaj model predstavlja kočnicu za dalje sprovođenje reformi.

Neuspeh modela jednog kupca u Jugoistočnoj Aziji

Finansijka kriza u regionu Jugoistočne Azije dovela je u pitanje opravdanost strategije brzog otvaranja nacionalne elektroprivrede za privatne investicije. Problem je postao naročito izražen u uslovima kada na tržištu postoji samo jedan kupac električne energije u državnom vlasništvu. Zemlje ovog regiona su krajem 1980-tih godina, usled brzog ekonomskog rasta enormno povedale tražnju za električnom energijom. Tako je usled povedanja potrošnje električne energije u Maleziji bilo neophodno investirati 40 mlrd. USD. Pošto nisu bile u mogudnosti da samostalno finansiraju ove kapitalno intenzivne projekte, mnoge od njih su videle rešenje u privlačenju privatnih investicija. Vlade ovih zemalja su ohrabrivale ulazak investicija u proizvodnju, garantujudi investitorima dugoročne ugovore sa jedinim kupcem na tržištu koji je bio u državnom vlasništvu. Ugovori su zaključivani u USD uz obaveznu vladinu garanciju (neizvršenje obaveza prema državi nije bilo dozvoljeno). Strategija privlačenja investicija je bila uspešna. U periodu 1990-1997. godine, region je privukao 54,5 mlrd. USD što je za 40% više nego u drugim zemljama u razvoju i zemljama u tranziciji. Čak je i region Latinske Amerike, koji je do tada bio lider u privlačenju investicija, u tom periodu bio na drugom mestu sa 49,6 mlrd. USD. Azijska finansijska kriza koja je započela u 1997. godini, imala je dramatične posledice na devizni kurs, stope rasta i indirektno na tražnju za električnom energijom. Slom deviznog kursa udvostručio je troškove proizvodnje, dok je država zauzela pasivan stav u rešavanju odnosa na relaciji privatni investitori – kupac u vlasništvu države. Sve to zajedno sa padom tražnje električne energije, izazvalo je jak pritisak na privatne investitore koji su izgubili svako poverenje. Ispostavilo se da je ovaj oblik privatne investicije zapravo bio skup strani dug. Vlade nekih zemalja su pokušale da se odreknu duga, dok su druge pokušale da izvrše reprogram dugovanja. U svakom slučaju, pokazalo se da privlačenje privatnih investicija u proizvodne kapacitete nije najbolje rešenje ukoliko na tržištu postoji samo jedan kupac koji je u državnom vlasništvu.

Tržišni model predstavlja drugu krajnost u odnosu na monopolsku organizaciju tržišta. U tržišnom modelu prioritet je unapređenje efikasnosti poslovanja u segmentima u kojima postoji mogudnost uvođenja potpune konkurencije. Stoga, kao izrazito profitno motivisan, ovaj model ne nudi dovoljne garancije koje bi osigurale pouzdanost i sigurnost snabdevanja. Model je prvobitno primenjen u


22

Engleskoj i Velsu, da bi ga nakon toga implementirale i druge zemlje (Norveška, Čile, Novi Zeland). Tržišni model se u velikoj meri razlikuje u odnosu na model sa jednim kupcem jer ga karakterišu sledede osobenosti: - insistira na slobodnom pristupu po nediskriminatornim uslovima prenosnoj i

distributivnoj mreži, tako da svi potrošači mogu direktno ili indirektno na osnovu distribucije ili prodavaca na malo da dođu u kontakt sa proizvođačima;

- usled povedanja broja aktera na tržištu, tržište se usložnjava što nosi viši nivo transakcionih troškova zbog razgranatih informacionih, ugovornih i obračunskih relacija;

- vertikalnu strukturu i dugoročne ugovore zamenjuju komercijalni ugovori; - funkcija dispečinga je jasno odvojena od funkcije prenosa, s tim što se

dispečing uvodi na bazi cenovnih ponuda proizvođača umesto na osnovu marginalnih troškova proizvodnje;

- sprečava se mogudnost da dominantni proizvođač formira cene na način koji ne odgovara samim troškovima proizvodnje;

- ukida monopolska prava za snabdevanje određenih grupa potrošača; - uvodi privatno vlasništvo u proizvodnji i distribuciji; - insistira na jačanju uloge regulatora.

Tržišni model ima dva podmodaliteta: - model veleprodajnog tržišta (wholesale competition) gde slobodu izbora

snabdevača imaju elektrodistribucije i veliki industrijski potrošači, odnosno kvalifikovani potrošači i

- model tržišta na malo (retail competition) gde slobodu izbora imaju svi krajnji potrošači.

Model veleprodajnog tržišta može biti organizovan kao: - tržište dugoročnih ugovora (vedinski deo veleprodajnog tržišta) na kome se

trguje kapacitetima, u smislu da se sklapaju ugovori između potrošača i proizvođača kojima se garantuje tržište za proizvedene količine i

- spot tržište (pool) na kome se trguje električnom energijom, a ne kapacitetima. Cena na spot tržištu se formira na bazi najviše ponuđene cene od strane proizvođača, dok se kod pool-ova operiše sa troškovima (zbog čega oni ne predstavlju formu konkurencije), što je ujedno i osnovna razlika između njih.


23

Slika 3. - Osnovna šema modela veleprodajnog tržišta

Izvor: Kessides, I. N. (2004), Reforming Infrastructure – Privatization, Regulation and Competition, World Bank, Oxford University Press.

Tržišni model uvodi konkurenciju na strani ponude (supply-side competition) jer funkcioniše po principu najbolje ponude. Elektrodistribucije dobijaju ekskluzivno pravo da na određenoj teritoriji pružaju svoje usluge. Mada krajnji potrošači kod veleprodajnog tržišta (za razliku od tržišta maloprodaje), nemaju mogudnost da biraju izvor snabdevanja, veliki industrijski potrošači i distribucije mogu kupovati električnu energiju direktno od proizvođača. Dozvoljavajudi velikim potrošačima da kupuju električnu energiju direktno od proizvođača po povoljnijim uslovima, ovaj model je u odnosu na model sa jednim kupcem dosta dinamičniji i unosi viši stepen konkurencije na tržište. Da bi model veleprodajnog tržišta uspešno funkcionisao neophodno je da bude ispunjeno nekoliko preduslova: - formirana berza ili spot tržište na osnovu kojih se odvija trgovina fjučersima;

4

- dovoljan broj tržišnih učesnika koji mogu da izdrže pritisak konkurencije i da imaju aktivno učešde na tržištu;

- zaokružen zakonodavni okvir i efikasne institucije koje mogu da obezbede doslednu primenu regulative i da sankcionišu svaku tržišnu diskriminaciju;

- razvijene tehničke karakteristike celokupnog sistema, prevashodno pouzdana i dobro razvijena prenosna mreža;

- tržišne cene koje stimulišu ulazak na tržište. Glavni nedostatak i česta zamerka modelu veleprodajnog tržišta je njegova netransparentnost. Činjenica da je uspostavljen centralni sistem pladanja, ostavlja širok prostor za malverzacije i predstvalja opasnost za naplatu potraživanja. Isto tako, mogu i dalje ostati cenovne distorzije i subvencije za pojedine grupe potrošača. Dalje, u odsustvu nadmetanja na strani tražnje mogu se dešavati izvesne netržišne pojave npr. da su marginalni troškovi viši od marginalnih koristi.

4 Ugovori koji se sklapaju po unapred dogovorenim cenama redukuju rizik promenljivih cena i podstiču tržišne učesnike na aktivno nadmetanje. Međutim, uspostavljanje savremenog tržišta podrazumeva visoke investicije u nove informacione sisteme, softvere, razne tehnologije i dr. Tako je npr. formiranje tržišta električne energije u Kaliforniji koštalo 250 mil. USD.


24

Formiranje berze u Ukrajini

Reforma elektroprivrede u Ukrajini je započela vertikalnim razdvajanjem proizvodnje, prenosa i distribucije. Slededi korak je bio uvođenje organizovanog trgovanja električnom energijom na berzi gde je formirana posebna institucija (Energomarket) koja kupuje svu proizvedenu električnu energiju i zatim je prodaje nezavisnim kupcima i industrijskim potrošačima. Svi tržišni učesnici vrše kontinuirano usklađivanje sa centralnim administrativnim sisitemom (Settlement System Administrator, SSA), koji nakon revizije ograničenja za prenos, utvrđuje jediničnu vrednost električne energije. Međutim, u praksi se ovaj oblik organizacije tržišta nije najbolje pokazao. Prvo, električna energija se nije isporučivala u skladu sa principima troškovne efikasnosti. Drugo, sistem naplate nije bio transparentan jer se naplata obavljala po barter aranžmanima ili menicama. Negativne posledice su bile brojne: ugrožen je kontinuitet proizvodnje, mnogi proizvodni kapaciteti su zaustavljeni zbog neodržavanja i nedostatka inputnih goriva, smanjeno je interesovanje privatnih investitora, odnosno zaustavljen je proces privatizacije.


25

1.4 Regulacija U najširem smislu, regulacija podrazumeva skup mera ekonomske politike i mehanizama za njeno sprovođenje koji su institucionalno kontrolisani. Potreba za uvođenjem ekonomske regulacije se javlja u situaciji kada ne postoji mogudnost za stvaranjem konkurentskih uslova na tržištu (prirodni monopol, javna dobra, nepostojanje tržišta i dr.) i kada treba sprečiti zloupotrebu tržišne modi od strane monopoliste ili dominatnog igrača na tržištu. Drugim rečima, uvođenje ekonomske regulacije je neophodno kako bi se omogudila kontrola poslovanja kompanija na tržištima gde je nemogude osloniti se na tržišne snage koje proizilaze iz konkurentskih uslova poslovanja. Povod za uvođenje konkurencije u pojedinim segmentima elektroprivrede bilo je napuštanje dotadašnjeg stava ekonomske teorije da elektroprivredu na nivou grane treba posmatrati kao prirodni monopol. Ovaj preokret u ekonomskoj teoriji je doveo do toga da su u segmentu proizvodnje i snabdevanja (maloprodaja i veleprodaja) uvedeni konkurentski uslovi poslovanja, dok su mrežne delatnosti (prenos, distribucija i sistemske operacije) i dalje ostale regulisane delatnosti.

Slika 4. - Razdvajanje elektroenergetskih delatnosti

Regulacija mrežnih delatnosti u elektroprivredi, kao oblik državne intervencije, mora biti tako uspostavljena da istovremeno obezbeđuje zaštitu interesa potrošača i investitora. Da bi se postigla nezavisnost i transparentnost procesa, osnivaju se regulatorna tela koja treba da na nepristrasan način uređuju odnose između svih zainteresovanih strana i da dosledno primenjuju metode ekonomske regulacije. Regulatorna tela su u postupku usvajanja ekonomske regulacije suočena sa dvostrukim izazovom. Sa jedne strane, regulatorno telo treba da zaštiti potrošače od previsokih cena monopolskih usluga uz zadovoljavajudi kvalitet usluge. Sa druge strane, regulator treba da štiti prava investitora, obezbeđujudi im razuman povradaj na uložena sredstva. Efikasna ekonomska regulacija podrazumeva uspostavljanje ravnoteže između troškova (troškovi administracije, ograničavanje slobode za regulisane subjekte) i koristi regulacije (redukovanje cene, unapređenje kvaliteta, uvođenje konkurencije). Pored toga, pojava novih formi i mehanizama regulacije ukazuje da cilj regulacije postaje i zaštita širih društvenih interesa, što uključuje i kontrolu eksternih ekoloških efekata. Stoga sledi da je, bez obzira na uvođenje tržišnih


26

mehanizama, ekonomska regulacija nužna za rešavanje imperfekcija na tržištu električne energije.

Tabela 5. - Osnovni ciljevi ekonomske regulacije

Podsticanje efikasnosti

Utvrđivanje nivoa ekonomski opravdanih troškova

Utvrđivanje podsticajnih mera i mehanizama za unapređenje efikasnosti poslovanja

Uspostavljanje finansijske održivosti

Utvrđivanje stope povradaja koja de biti podsticajna za privlačenje novih investicija

Unapređenje sistema naplate potraživanja

Sprečavanje diskriminacije

Između kategorija potrošača

Podsticanje konkurencije stvaranjem prostora za postojede i nove energetske subjekte

Izvor: Filipovid, S. (2008), Održivi razvoj energetike – uporedna iskustva i preporuke za Srbiju, doktorska disertacija, Ekonomski fakultet, Beograd

Predmet ekonomske regulacije su strateški parametari poslovanja: - cene; - kvalitet usluga i - tržišni uslovi poslovanja.

Regulacija cena podrazumeva definisanje inicijalnog nivoa prihoda, utvrđivanje dinamike usklađivanja cena, kao i procenu troškovne efikasnosti i dr. Regulacija kvaliteta pruženih usluga podrazumeva definisanje standarda kvaliteta koji uključuju kontinuitet snabdevanja, komercijalne i brojne tehničke parametre. Regulacija tržišnih uslova poslovanja podrazumeva uspostavljanje transparentnih tržišnih pravila i ugovora, uvođenje sistemskih i mrežnih pravila, pradenje rada tržišta i korektivne mere.

Slika 5. - Predmet regulacije elektroenergetske delatnosti


27

Regulacija cena treba da istovremeno stimuliše investitore da ulažu i ostvaruju zaradu, ali i da vodi računa da cena usluga ne bude previsoka. Drugim rečima, cena usluge treba da obezbedi da investiranje u regulisane delatnosti bude profitabilno, odnosno da obezbedi održivo poslovanje uključujudi i nove investicije, ali da potrošači ne budu na gubitku. O regulaciji cena električne energije bide više reči u drugom delu knjige, a ovde de pažnja biti posvedena regulaciji kvaliteta snabdevanja i tržišta električne energije. Regulacija standarda kvaliteta rada i usluga je pođednako važna kao i regulacija cena, jer su cene i kvalitet neodvojivo povezani. Potrošačima je kvalitet usluga pođednako važan kao i cene jer ukoliko standardi usluga opadnu, a cene ostanu iste, potrošači su na gubitku kao i da je došlo do rasta cena. U konkurentnim privredama, nezadovoljni kupac de ili zahtevati niže cene ili de zameniti svog snabdevača. Isto tako, investitori nisu motivisani da investiraju u kompanije koje osciliraju u kvalitetu standardne usluge. Kompanija koja ima položaj monopoliste, sa druge strane, može pokušati da ubira dozvoljeni prihod dok bude smanjivala kvalitet proizvoda i/ili usluge što može izazvati dodatne troškove za potrošače. Iz tog razloga, regulatorna tela moraju reagovati kako bi zaštitili interese potrošača. U nekom trenutku pojavide se optimalni nivo koji podrazumeva zadovoljavajudi kvalitet na osnovu postignutih investicija (cost-benefit). To je situacija kada je marginalna dobiti od kvaliteta jednaka marginalnim troškovima isporučenog kvaliteta. Električna energija kao proizvod je specifična po tome što kupcima usled tehničkih karakteristika mreže nije mogude ponuditi diferenciran kvalitet usluge snabdevanja. Na primer, ukoliko se kao kvalitet usluge analizira pouzdanost, svi kupci u istoj ulici imade isti nivo pouzdanosti ako su priključeni na istog snabdevača električne energije. Tek razlika u ceni pružene usluge bi mogla uticati na izbor kupaca. Ovaj pristup bi, međutim, bio veoma komplikovan i imao bi visoke transakcione troškove. Drugi pristup bi bio da se uvodi kategorija prosečnog kupca čime bi se celokupna dobit maksimizirala, ali bi verovatno postojala velika pojedinačna odstupanja. Isto tako, moguda je kombinacija ova dva pristupa. Kvalitet usluge u snabdevanju električnom energijom ima različite dimenzije koje se mogu podeliti u tri opšte grupe: - komercijalni kvalitet, - kontinuitet snabdevanja i - tehnički kvalitet.

U širem smislu, komercijalni kvalitet uključuje kvalitet svih odnosa između snabdevača i korisnika. Preciznije rečeno, može se praviti razlika između opštih standarada, koji se odnose na obezbeđivanje usluga kao što su: pružena usluga ili minimalni nivo performanse, garantovani standaradi u smislu minimalnog vremena odziva ili pladanje penala u slučaju neispunjavanja obaveza. Kontinuitet snabdevanja (pouzdanost) karakterišu broj i trajanje prekida, koji se dalje mogu diferencirati po planiranim i neplaniranim prekidima ili dužini svakog


28

poremedaja u pružanju usluge. U opticaju je širok spektar indikatora kontinuiteta snabdevanja i oni se uglavnom odnose na učestalost i trajanje prekida. Glavnu razliku predstavlja ponder koji se koristi, a to može biti kupac, potrošnja ili energija. Tehnički kvalitet opisuje fizičke parametre električne energije, a odnosi se na karakteristike kao što su npr. postojanost napona i frekvencije. Pored cena i kvaliteta, predmet regulacije može biti i tržište. Regulacija tržišta podrazumeva aktivnosti koje se odnose na: - definisanje tržišnih i sistemskih pravila, - planiranje i sigurnost sistema, - planiranje proizvodnje i - planiranje mreže.

Glavna funkcija ekonomske regulacije u restruktuiranoj elektroprivredi je da se obezbede pravična i nediskriminatorna tržišna i sistemska pravila koja pružaju pođednake uslove za sve tržišne učesnike. Tržišna i sistemska pravila stvaraju kodifikovane veze između različitih učesnika u privredi. Njihova univerzalna primenljivost i neophodnost zahtevaju regulatornu potvrdu i pradenje njihove realizacije shodno propisima. Zbog toga je donošenje transparentnih tržišnih i tehničkih pravila od fundamentalnog značaja za uspostavljanje funkcionalnog i efektivnog tržišta. Pravila trgovine su obično sadržana u ugovoru. Međutim, kada postoje specifična pravila koja se primenjuju na više strana koje obavljaju različite aktivnosti, efikasnije je i transparentnije da se taj proces reguliše zasebnim dokumentom. Tržišna pravila definišu aspekte komercijalnih poslova i obuhvataju opšte principe koji prate ugovore o trgovini i obračunu. Sistemska pravila definišu tehničke aspekte korišdenja mreže i sistemskih usluga i regulišu tehničke odnose između mreža i priključenih strana. Sistemska pravila bi u slučaju za elektroprivrednu delatnost obuhvatala pravilnik o radu prenosne mreže, pravilnik o radu distributivne mreže, pravilnik o merenju utrošene energije i dr. Regulacija u domenu planiranja i sigurnosti sistema ima za cilj da izbegne ulaganje u višak kapaciteta i da održi koordinaciju u planiranju između različitih elemenata sistema. Stepen analize takvog regulatornog pradenja najviše zavisi od stepena liberalizacije tržišta, odnosno od dozvoljenog nivoa konkurencije. Regulacija, odnosno planiranje izgradnje novih proizvodnih kapaciteta u vertikalno integrisanoj privredi i modelu jedinstvenog kupca ima strateški značaj za razvoj elektrosistema. Uvođenje konkurencije dovodi do skradivanja u trajanju ugovora dopuštajudi pregovore i izmenu ugovornih partnera. Posledice pogrešnog planiranja ne treba da snose samo krajnji potrošači ved taj rizik treba podeliti između svih zainteresovanih strana.


29

Na deregulisanim tržištima ne postoje procedure za centralno planiranje niti su regulisane investicije u konkurentne segmente sistema (npr. proizvodnju). Planiranje je više informativnog nego obaveznog karaktera i na taj način unosi fleksibilnost u razvoj projekata proizvodnje (indikativno planiranje). Indikativni karakter planiranja ne primorava investitore da sprovedu determinisane investicije, ved služe kao informativna osnova što može poslužiti i za prikupljanje sredstava od tredih strana. U slučaju zemalja Južne Amerike finansijske institucije su ocenile da indikativni plan predstavlja dobro pregovaračko sredstvo sa investitorima. Aktivnosti planiranja mreže su neophodne radi sprečavanja zloupotrebe monopolskog položaja. Pradenje strateškog ponašanja i tržišne modi je oblast regulacije koja ima za cilj da unapredi konkurenciju. Regulatori nadležni za konkurenciju imaju najviši rang nadležnosti u pradenju rada tržišta i predlaganju izmena u tržišnim pravilima ili strukturi privrede. U Evropi i Severnoj Americi su uglavnom osnovane posebne specijalizovane agencije (komisije) koje prate rad tržišta i pružaju savetovne usluge regulatorima u preduzimanju korektivnih mera na tržištu. Ove grupe bi se mogle ugraditi u strukturu operatora tržišta ili regulatora, ali mogu biti i eksterni subjekti koji ne učestvuju svakodnevnom radu operatera ili regulatora. Kako bi se eliminisali negativni efekat tržišne pozicije, mogu se primeniti različite mere kao što su npr. horizontalno oduzimanje modi, ograničenja cena na gornjoj vrednosti, forvard ugovaranje, objavljivanje podataka, itd.

Principi dobre regulacije

5

Prema preporukama OECD-a, dobra regulacija bi trebalo da:

- bude usmerena ka jasno identifikovanim ciljevima i da bude efikasna u ostvarivanju tih ciljeva;

- ima zdravu pravnu osnovu; - obezbeđuje da koristi opravdavaju troškove, uzimajudi u obzir i

redistributivne efekte; - minimizira troškove i tržišne distorzije; - promoviše inovacije putem tržišnih olakšica i ciljno zasnovanih pristupa; - bude jasna, jednostavna i praktična za primenu; - bude konzistentna sa drugim propisima i politikama i - što više bude kompatibilna sa politikom konkurencije i investicionom

politikom na domadem i međunarodnom nivou.

Osnovni ciljevi regulacije se mogu svesti na: - zaštitu interesa potrošača, - poštovanje principa finansijske održivosti regulisanog subjekata,

5 Penev, S, Filipovid, S, (2007), Unapređenje procesa reformi ekonomskog zakonodavstva u Republici Crnoj Gori, OECD, GTZ, Ekonomski institut.


30

- garantovanje jednakih i nediskriminatornih uslova poslovanja za sve tržišne učesnike i

- uvođenje tržišnih uslova poslovanja u konkurentskim delatnostima. Pored zadovoljavanja interesa potrošača i regulisanih subjekata, efikasna ekonomska regulacija podrazumeva i uspostavljanje ravnoteže između troškova i koristi regulacije. Regulacija cena u mrežnim delatnostima označava radnje kojima se operaterima ograničavaju cene, prihodi, stopa povradaja, operativni i kapitalni troškovi. Regulatorno telo zaduženo za ekonomsku regulaciju bilo bi nadležno da: - definiše primerenu stopu povradaja

6 čime se omogudava donošenje

strateških odluka o potencijalnim ulaganjima7 u ove delatnosti,

- ocenjuje nivo ekonomski opravdanih troškova8 nastalih obavljanjem

regulisane delatnosti i da omogudi subjektu pokrivanje tih troškova, - omogudi primenu doslednih pravila bez čestih izmena kako bi se zadobilo

poverenje subjekta koji obavlja regulisanu delatnost, - razvija tržišnu utakmicu stvaranjem prostora za postojede i nove tržišne

učesnike, ali i da spreči diskriminaciju između pojedinih kategorija potrošača. Kako je cena električne energije složena kategorija

9 koja treba da obezbedi

relevantne signale za investitore, proizvođače i potrošače, tako je i sam sistem formiranja cena električne energije kompleksan zadatak. Međutim, u praksi se često dešava da se usled davanja podrške razvojnim, socijalnim i drugim ciljevima, cena električne energije formira tako da ne ispunjava osnovne funkcije (informativna, distributivna, alokativna i selektivna). Posledice ovakve politike su izuzetno skupe i po pravilu dovode do preterane i neracionalne potrošnje električne energije i resursa, zagađenja životne sredine i dr. U praksi se koriste tri modela za utvrđivanje cena električne energije: na bazi istorijskih troškova, marginalnih troškova i tržišno utvrđivanje cene električne energije. Utvrđivanje cene na bazi istorijskih troškova omogudava proizvođaču da pokrije svoje troškove uz „pravičnu“ stopu povradaja, ali ne i da ostvari prekomerni profit. Ovaj metod je najviše zastupljen u zemljama u kojima je dominantno privatno vlasništvo i gde ne postoji konkurencija, a u pogledu regulacije varira od veoma detaljne (primer SAD-a) do sasvim površne (Nemačka).

6 Primerena stopa povradaja treba da onemogudava prekomeran, neopravdan profit, ali da obezbedi pouzdan rad i mogudnost zamene delova mreže, njeno proširenje i poboljšanje. 7 Nova ulaganja, ako su prihvadena kao dozvoljeni trošak, uključena su u regulisanu osnovicu sredstava kroz amortizaciju i iznos dozvoljenog povradaja sredstava. Pri tome je mogude da pojedine kompanije dobiju jake podsticaje za podizanje troškova ulaganja iznad onih koje bi snosile u slučaju ulaganja po kriterijumu minimalnih troškova (proces poznat kao ‘gold-plating’). Stoga je potrebno u određenoj meri regulisati i nivo opravdanosti ulaganja kompanije. 8 Ekonomski opravdani troškovi treba da uključe razumne operativne i kapitalne troškove, amortizaciju i povradaj na imovinu. 9 Više o tome videti u Tanid, G. (2001), Električna energija i tržište, Mod prirode, Beograd.


31

Utvrđivanje cene na bazi marginalnih troškova omogudava pokrivanje troškova, ali vedi akcenat stavlja na davanje ekonomski korektivnih signala koji bi rukovodili potrošnjom i investicionim odlukama. Ovaj model je najčešde zastupljen u visoko integrisanim elektroprivredama koje su u državnom vlasništvu kao što je to bio slučaj sa Francuskom i Velikom Britanijom pre privatizacije. Tržišno utvrđivanje cene električne energije počiva na pretpostavci da su proizvodnja električne energije i njene isporuke potpuno liberalizovane, odnosno da se cena formira putem berze ili kroz kupoprodajne ugovore na osnovu zakona ponude i tražnje. Svaki od navedenih modela za formiranje cena ima svoje prednosti i nedostatke. Činjenica je da ni jedan od njih ne uspeva u potpunosti da zadovolji postavljene kriterijume optimizacije koji podrazumevaju minimalne troškove uz maksimalnu pouzdanost sistema. Cilj regulacije cena je da kontroliše i eliminiše ostvarivanje prekomernog profita regulisanog subjekta i da istovremeno podstiče povedanje efikasnosti i smanjivanje troškova.


32

1.5 Privatizacija Kada se govori o privatizaciji elektroprivrede misli se na uključivanje privatnog kapitala u segment proizvodnje i snabdevanja električnom energijom. Privatizacija se može sprovesti na dva načina. Prvi oblik privatizacije podrazumeva prodaju kontrolnog paketa akcija, s tim što ključni proizvodni kapaciteti kao što su nuklearne elektrane ili višenamenske hidroelektrane i brane po pravilu ostaju u vlasništvu države. Drugi oblik privatizacije podrazumeva uključivanje nezavisnih proizvođača putem tendera za izgradnju novih energetskih subjekata (npr. strateško partnerstvo). Ovaj oblik privlačenja privatnih investicija, po pravilu nije toliko zahtevan u pogledu sprovođenja reformi i restrukturiranja elektroprivrede. U oba slučaja, procesu privatizacije bi prethodilo restrukturiranje, odnosno razdvajanje delatnosti u kojima je mogude uvođenje konkurencije od prenosa koji zadržava status regulisane delatnosti i ostaje u vlasništvu države. Drugi preduslov za uspešno sprovođenje privatizacije je da se stvore uslovi za slobodan pristup trede strane prenosnoj mreži i da se obezbedi raspoloživost prenosnih kapaciteta. Da bi privatizacija imala pun efekat u pogledu unapređanja efikasnosti poslovanja, neophodno je uspostaviti tržišne uslove poslovanja i dovoljan broj tržišnih igrača. Kada se postigne saglasnost o svojinskoj transformaciji i ispune svi neophodni preduslovi za njenu uspešnu realizaciju, neophodno je izabrati model privatizacije. U praksi su se izdvojila četiri osnovna modela privatizacije.

10 U izboru konkretnog

modela naročito se mora voditi računa o specifičnostima svake nacionalne elektroprivrede (struktura proizvodnih kapaciteta, stepen njihove razvijenosti, karakteristike i trend potrošnje i dr.) jer od toga u velikoj meri zavisi i uspeh privatizacije. Prvi model podrazumeva privatizaciju vertikalno integrisanog monopola, što praktično znači da privatni monopol zamenjuje državni. Ovakav model privatizacije obično se primenjivao u zemljama u razvoju sa izraženim budžetskim deficitom. Drugi model podrazumeva kombinaciju tradicionalne strukture elektroprivrede gde prenosna mreža ostaje u državnom vlasništvu, a konkurencija se uvodi u segment proizvodnje. U ovom slučaju, ne dolazi obavezno do promene postojede vlasničke strukture, ved se delimično ili u potpunosti ograničava pravo postojedih subjekata nad raspolaganjem novh proizvodnih kapaciteta. Ovaj model se javlja kada zakonodavac želi da stimuliše vedu zastupljenost nezavisnih proizvođača električne energije (tipičan primer su SAD). Tredi model predstavlja razradu drugog modela i podrazumeva uvođenje prava na slobodan pristup prenosnoj i/ili distributivnoj mreži. U ovom modelu uvodi se obaveza subjekta koje je vlasnik i korisnik prenosne i/ili distributivne mreže da stavi na raspolaganje prenosne kapacitete tredoj strani. Prednost ovog modela je u tome što ne zahteva promenu strukture elektroprivrede, mada može

10 Tanid, G. (2001), Električna energija i tržište, Mod prirode, Beograd.


33

podrazumevati odvajanje prenosne od proizvodne i distributivne funkcije (primer Evropske unije). Četvrti model podrazumeva vertikalnu dezintegraciju, s tim što je operator prenosne i distributivne mreže obavezan da pruži uslugu svim kupcima i prodavcima. Na taj način model uvodi konkurenciju u domenu maloprodaje. Druga bitna karakteristika je da uvodi spot tržište sa različitim vrstama finansijskih ugovora koji predstavljaju neku vrstu obezbeđenja i kupcima i prodavcima od dnevnih i sezonskih oscilacija na tržištu. Model dozvoljava elektrodistribucijama integraciju (kroz pravo vlasništva ili raspolaganja) sa proizvodnim kompanijama do nivoa koji obezbeđuje 15% njihovih ukupnih potreba za električnom energijom. Ovaj model je tipičan za Englesku i Vels.

Pivatizacija elektroprivrede – primer Velike Britanije

11

Privatizacija elektroprivrede u Velikoj Britaniji je započela 1990. godine. Usled izraženog regionalizma, metod i način privatizacije u Engleskoj i Velsu se dosta razlikovao u odnosu na Škotsku i Severnu Irsku, gde je privatizacija obavljena bez velikih strukturnih promena. U Škotskoj su nuklearne elektrane ostale u državnom vlasništvu, dok su ostale privatizovane. U Severnoj Irskoj privatizacija je započela 1992. godine prodajom elektrana, dok su prenos i elektrodistribucija (organizovani kao jedinstveno preduzede u državnom vlasništvu) prodati godinu dana kasnije metodom javnog nadmetanja. Privatizacija elektroprivrede u Engleskoj i Velsu se odvijala u okviru kompleksnog programa reforme elektroprivrede koji je podrazumevao prvobitno restrukturiranje. Od 1948. godine, kada je izvršena nacionalizacija, pa do 1990. godine kada je započela privatizacija, elektroprivreda je bila vertikalno integrisana u državnom vlasništvu. Proizvodnja i prenos su bili integrisani u okviru CEGB (Central Electricity Generating Board), dok su distribucija i snabdevanje električnom energijom bili pod kontrolom 12 regionalnih odbora. Vlada je 1988. godine u tzv. Beloj knjizi predložila da se nuklearne elektrane, zajedno sa 60% konvencionalnih elektrana, integrišu u okviru kompanije National Power, a ostatak elektrana u okviru Power Gen-a. Nakon reorganizacije bilo je predviđeno da započne proces privatizacije. Međutim, kako se nuklearke nisu mogle privatizovati, one su izuzete i reorganizovane u okviru posebnog preduzeda Nuclear Electric koje je ostalo u državnom vlasništvu. Prenos je organizovan u okviru NGC (National Grid Company), tako da je CEGB podeljen na 4 kompanije, dok je 12 distributivnih odbora transformisano u regionalne kompanije koje su postale vlasnici NGC-a. Njihova privatizacija je usledila krajem 1990. godine, dok je 60% vlasništva National Power-a i Power Gen-a privatizovano 1991. godine, a ostatak četiri godine kasnije.

11 _, (2006), Reviews of Regulatory Reform - Background Document on Regulatory Reform in OECD countries, OECD, Paris.


34

Od početka sprovođenja procesa deregulacije elektroprivrede u Evropskoj uniji, zahtevi u pogledu tipa razdvajanja proizvodnje i prenosa vremenom su se menjali. U prvom paketu direktiva iz 1996. godine, zahtevalo se samo formalno razdvajanje. U drugom paketu direktiva iz 2003. i 2004. godine insistiralo se na pravnom razdvajanju. U poslednjem tredem energetskom paketu direktiva, usvojeno je kompromisno rešenje po kome se mogu primeniti tri modela razdvajanja delatnosti: vlasničko razdvajanje, formiranje i izdvajanje nezavisnog sistem operatora (ISO) i formiranje i izdvajanje nezavisnog operatora prenosnog sistema (ITO). Gradacija zahteva po pitanju oblika razdvajanja je razumljiva, obzirom na okolnosti da de u slučaju da prenosna kompanija ima vlasničko učešde u kompaniji koja se bavi proizvodnjom, uvek favorizovati i davati prioritet toj komapaniji čime dolazi do diskriminacije tržišnih uslova poslovanja. Ovaj problem je naročito izražen u slučaju kada se ide u pravcu formiranja konkurentnog veleprodajnog tržišta, a da proces regulacije još uvek nije zaokružen (primer Čilea i Škotske). Problem je manje izražen ukoliko svi proizvodni kapaciteti ulaze u proces tendera, a tržište funkcioniše po principu jednog kupca. Postoje dva načina za uvođenje konkurencije u segment proizvodnje. Prvi se odnosi na kreiranje veleprodajnog pula ili formiranje berze gde proizvođači mogu prodavati direktno elektrodistribuciji ili kvalifikovanim kupcima. Prag za definisanje kvalifikovanog kupca je postepeno snižavan. Ukoliko bi se elektrodistributivne kompanije (oni koji imaju licencu da snabdevaju nekvalifikovane kupce u okviru definisanog regiona) posmatrale kao kvalifikovani kupci, tada bi sva električna energija trebala biti prodata snabdevačima. Ukoliko kvalifikovani kupci električnu energiju kupuju od snabdevača ili proizvođača, neophodno je da postoji organizovano tržište ili berza na kojoj se odvija trgovina. Preduslov je da je osiguran slobodan pristup mreži. Ovi zahtevi su u skladu sa procedurama vezanim za izgradnju novih proizvodnih kapaciteta u okviru kojih su nezavisni proizvođači u obavezi da ispune brojne administrativne zahteve (da poseduju dozvole, ispunjavaju zahteve po pitanju tipa goriva, itd.) Drugi način za uvođenje konkurencije u segment proizvodnje je na osnovu modela tržišta jedog kupca koji kupuje svu proizvedenu električnu energiju na tržištu. Konkurentnost se postiže uvođenjem tenderske procedure za nove kapacitete gde pobednik na tenderu zaključuje dugoročni ugovor o snabdevanju sa jedinim kupcem na tržištu. Model jednog kupca je primenjiv u slučaju da se proces reforme elektroprivrede sprovodi postepeno ili kada distributivne kompanije nisu privatizovane. Standardni model jednog kupca podrazumeva da kupac ugovara kupovinu električne energije od svih proizvođača na tržištu. U ekstremnom slučaju, kupac je jedini autorizovani prodavac električne energije. Kako Evropska unija proklamuje dalju liberalizaciju i otvaranje tržišta, ovaj model više nije zadovoljavajudi. U skladu s tim, definisano je da je kupac u obavezi da proizvođaču plati cenu koja je jednaka


35

ceni koju pladaju potrošači kada se oduzmu troškovi prenosa i distribucije. Ova restriktivna odredba čini model jednog kupca neatraktivnim i u krajnjoj instanci ovaj model više nije poželjan sa aspekta liberalizacije tržišta. Uprkos činjenici da model sa jednim kupcem nije prihvatljiv u Evropskoj uniji, on još uvek postoji u zemljama u razvoju. Njegova prednost se ogleda u činjenici da obezbeđuje tržišnu utakmicu u postupku tendera za zaključivanje dugoročnih ugovora o snabdevanju koji su na neki način finansijski preduslov za investicije, čak iako to nije zvaničan zahtev. Efikasan ugovor o dugoročnom snabdevanju definiše mogudnost pladanja u zavisnosti od cene energenata. U zavisnosti od toga, kupac može da odredi koja ponuda je najbolja sa aspekta cene, odnosno koja je ponuda troškovno najefikasnija. Konkurentnost u procesu tendera u znatnoj meri može redukovati troškove proizvodnje, naročito tokom bilateralnih pregovora između jedinog kupca na tržištu i izabranog proizvođača. Mada direktive Evropske unije ne insistiraju na privatnom vlasništvu, u poslednjih nekoliko godina proces privatizacije je u znatnoj meri zahvatio i elektroprivredu. Trend privatizacije je podržan, pre svega, od strane Međunarodnog monetarnog fonda i Svetske banke, koje su često svoje kredite i finansijsku podršku uslovljavali započinjanjem ovog procesa. Trend privatizacije je naročito bio prisutan u zemljama u tranziciji i zemljama u razvoju. Prema podacima Svetske banke, najvedi priliv ukupnih investicija u elektroenergetski sektor u periodu 1990-2008. godine je imao region Latinske Amerike. Čak 39% ukupno plasiranih investicija u svetu bilo je usmereno u ovaj region, dok je na drugom mestu po prilivu investicija u elektroprivredi bio region Istočne Azije i Pacifika. Posmatrano za 2008. godinu, na drugom mestu je region Evrope i Centralne Azije u koji je bilo plasirano oko 2 mlrd. USD. Generalno, najzastupljeniji oblik investicija su greenfield investicije koje u strukturi ukupnih investicija imaju učešde od 58%. Međutim, posmatrano po regionima tip investicija se razlikuje. Interesantno je još pomenuti da od ukupnih investicija, čak 73% je plasirano isključivo u segment proizvodnje.

Tabela 6. - Investicije u elektroprivredu u periodu 1990-2008. godine, mlrd. USD

Region Koncesije Preuzimanja Greenfield investicije

Lizing ugovori

Ukupno

Istočna Azija i Pacifik 1,73 16,52 74,06 0 92,32

Evropa i Centralna Azija

422 24,86 13,76 12 39,06

Latinska Amerika 808 75,099 48,29 210 124,40

Srednji Istok i Južna Afrika

6,60 120 5,62 0 12,34

Južna Azija 22 4,34 39,37 0 43,74

Sub-Saharska Afrika 1,89 1,29 3,66 5 6,86

Ukupno 11,49 122,24 184,7 227 318,7

Izvor: www.ppi.worldbank.org

http://www.ppi.worldbank.org/


36

Imajudi u vidu značaj i ulogu elektroprivrede, ni jedna vlada nije u potpunosti napustila vlasništvo ili neki drugi oblik kontrole nad svim segmentima u ovoj strateškoj delatnosti. Čak i u zemljama koje su u velikoj meri privatizovale nacionalnu elektroprivredu, neke od formi državnog vlasništva su prisutne bilo u obliku parcijalnog vlasništva ili kroz neke forme regulacije. Tako se u praksi pored vedinskog državnog i privatnog vlasništva u elektroprivrednoj delatnosti, susredu i oblici mešovitog vlasništva. Mešovito vlasništvo je prisutno u organizaciono diverzifikovanim sistemima, gde se dešava da su npr. proizvođači vedinski vlasnici prenosne mreže, a da elektrodistribucije imaju kontrolni paket akcija u proizvodnji kao što je to slučaj u Danskoj i Holandiji. Državno vlasništvo je dominantano u nacionalnoj elektroprivredi Francuske, Italije i Norveške. S druge strane, privatno vlasništvo dominira u svega četiri zemlje OECD-a, s tim što je elektroprivreda Japana, SAD-a i Belgije gotovo uvek bila u pretežno privatnom vlasništvu, dok je Velika Britanija tek 1990-tih godina sprovela privatizacioni program. Najmanji stepen zastupljenosti privatnog kapitala u elektroprivredi imaju Irska i Grčka, u kojima dominira državno vlasništvo u svim segmentima, a privatni kapital je mogud samo u proizvodnji i to ukoliko je elektrana u sastavu nekog industrijskog preduzeda. Nezavisno od oblika vlasništva, evidentno je da svaki od njih ima svojih prednosti i nedostataka. Tako je državno vlasništvo u elektroprivredi poželjnije u situaciji kada je neophodna koordinacija i razvoj, odnosno restrukturiranje. Međutim, i pored određenih prednosti koje nudi, državno vlasništvo ima i negativne efekte koji se, pre svega, manifestuju u pogledu neefikasnosti i neracionalnosti u poslovanju, visokog nivoa gubitaka (tehničkih i komercijalnih), neekonomskih cena, neadekvatnog broja zaposlenih u sistemu, i dr.


37

Privatizacija češke nacionalne elektroprivrede

Do 1990. godine češka elektroprivreda je bila vertikalno integrisano preduzede u državnom vlasništvu (Ceske Energeticke Zavody, CEZ). Restrukturiranje elektroprivrede je započeto početkom 1990- tih godina izdvajanjem osam regionalnih elektrodistribucija koje su postepeno privatizovane. Danas je elektrodistribucija delom u stranom vlasništvu, a delom u vlasništvu ČEZ-a. Proizvodnja i prenos su ostali sastavni deo ČEZ-a sve do 1999. godine, nakon čega je izvršeno razdvajanje tako da je za prenos postala nadležna posebna kompanija CEPS koja deluje kao sastavni deo holdinga. ČEZ je osnovao Nacionalni imovinski fond 1992. godine. Iako je u vedinskom državnom vlasništvu, do sada je bilo nekoliko pokušaja privatizacije. Kompanija je privatizovana po metodu vaučerske privatizacije 1992. i 1994. godine, a 2000. godine je izvršena delimična privatizacija. U strukturi vlasništva učestvuje Imovinski fond sa 67,6%, 22% kapitala pripada investicionim fondovima, a ostatak pojedinačnim investitorima. Pokušaj privatizacije 2002. godine je propao zbog niske ponude. ČEZ je holding koji u svom sastavu ima oko 90 kompanija, od kojih su 24 strane. U sastavu ČEZ-a posluju 2 NE, 15 TE u zemlji i 3 u inostranstvu, 34 HE i 3 elektrane na vetar i solarnu energiju. Od 2006. godine ČEZ je jedini vlasnik rudnika uglja Bohemia. ČEZ Group je nastao 2003. godine spajanjem nekoliko regionalnih kompanija za elektrodistribuciju i tako je postao najvede preduzede koje se bavi proizvodnjom i prodajom električne energije u Centralnoistočnoj Evropi. U toku poslednjih nekoliko godina ČEZ je investirao u nekoliko regionalnih elektroprivreda:

- 2004. godine ČEZ je postao vedinski vlasnik tri bugarske (Elektrorazpredelenie Pleven EAD Sofia Oblast EAD i Stolichno EAD) i jedne rumunske elektrodistribucije (Electrica Oltenia S.A.);

- krajem 2005. godine potpisan je ugovor sa Elektroprivredom Republike Srpske o izgradnji dve nove TE u Gackom i Ugljeviku i u međuvremenu se odustalo od tog projekta;

- početkom 2006. godine ČEZ je postao vlasnik dve poljske TE (Elektrownia Skawina S.A. i Elektrociepłownia Chorzów Sp. zoo.) i bugarske Varne;

- u decembru 2008. godine ČEZ i MOL sklapaju stratešku alijansu; - početkom 2009. godine planirano je investiranje u izgradnju dve TE u

Srbiji (Kolubara B i TENT-B3), ali se i od tog projekta odustalo. U aprilu 2010. godine, uprava ČEZ-a donela je odluku o privremenoj obustavi investiranja na Balkanu, sa ciljem da raspoloživa sredstva plasira u Češku i Slovačku. Trenutno je ČEZ zainteresovan za dogradnju dva bloka NE Temelin (investicija vredna 20 mlrd. EUR) koji bi trebalo da budu pušteni u pogon 2019. i 2020. godine.


38

S druge strane, privatno vlasništvo se u praksi pokazalo kao uspešan način za unapređenje efikasnosti poslovanja. Međutim, privatizacija nailazi na značajne političke i institucionalne prepreke kao što su: ekonomski nacionalizam, suprostavljanje upravljačkih struktura u državnim preduzedima i sindikalnim organizacijama, nepostojanje zakonodavne osnove, opravdana zabrinutost široke populacije za sigurnost snabdevanja i sl. Kako je transformacija vlasništva kompleksna i politički osetljiva tema, rešenje se često vidi u korporatizaciji kao prelaznom procesu koji zadržava dominantno državno vlasništvo, ali istovremeno uvodi elemente konkurencije. Novo konkurentsko okruženje treba da podstakne kompaniju da preduzme mere ka unapređenju efikasnosti poslovanja koje uključuju: smanjenje troškova i broja zaposlenih, povedanje produktivnosti, promenu poslovne prakse i dr. Korporatizacija u cilju unapređenja efikasnosti, podrazumeva sprovođenje slededih mera: - razdvajanje proizvodnje od mrežnih delatnosti, - podsticanje konkurencije u proizvodnji putem dezintegracije na vedi broj

proizvodnih kompanija, - formiranje veleprodajnog tržišta na kome de konkurisati vedi broj

proizvođača, - privlačenje privatnih investicija u nove proizvodne kapacitete, - slobodan pristup prenosnoj mreži.

Korporatizacija podrazumeva uvođenje upravljačkih i obračunskih struktura koje de olakšati i pripremiti teren za privatizaciju. Primer EdF-a koji je 1991. godine transformisan u akcionarsko društvo i ENEL-a koji je istu transformaciju sproveo godinu dana kasnije, poslužio je kao model koji je najčešde korišden u mnogim zemljama u tranziciji.

Dugoročni kupoprodajni ugovori kao kočnica privatizacije

12

U Poljskoj, kao i u mnogim drugim zemljama u tranziciji, nakon restrukturiranja elektroprivrede su sklopljeni novi ugovori o kupoprodaji sa pojedinačnim proizvođačima nastalim nakon razdvajanja jedinstvenog sistema. Ovi ugovori su služili kao osnova za zaduživanje kako bi se započela obnova zastarelih kapaciteta. U Poljskoj je kao rezultat sprovedenog restrukturiranja elektroprivrede formiriano 18 proizvodnih subjekata, 24 termoelektane-toplane, 33 elektrodistribucije i 1 kompanija za prenos koja je ujedno bila i jedini kupac na tržištu električne energije. Obnova proizvodnih kapaciteta se finansirala putem nepovoljnih kredita koji su bili osigurani dugoročnim kupoprodajnim ugovorima. Čak polovina proizvodnih kapaciteta 1999. godine je bila pokrivena dugoročnim ugovorima što je u velikoj meri usporilo proces privatizacije koji je usledio.

12 Kennedy, D. (1999), Competition in the Power sectors of Transition Economies, Working Paper No. 41, EBRD, London.


39

1.6 Iskustva u sprovođenju reforme elektroenergetskog sektora Reforma elektroenergetskog sektora je u globalnim okvirima inicirana početkom 1980-tih godina. Osnovni motiv za započinjanje reforme je bio da se pronađu nova sistemska rešenja koja bi s jedne strane stimulisala priliv investicija u ovaj sektor uz istovremeno zadovoljavanje opštih javnih interesa i interesa potrošača. Drugim rečima, kako je tadašnji sistem elektroprivrede pokazao brojne manjkavosti i nedostatke, pokrenut je proces reformi koji je trebao da istovremeno omogudi unapređenje efikasnosti poslovanja i obezbeđenje sigurnog i pouzdanog snabdevanja potrošača. Pored toga, ne treba zanemariti uticaj tehnoloških dostignuda koja su unapredila efikasnost proizvodnje i omogudila napuštanje vertikalno integrisanog modela elektroprivrede zasnovanog na principima ekonomije obima. Nezavisno od modaliteta reforme, očekivanja u pogledu realizacije reformskih ciljeva su u svim zemljama bila gotovo identična. Potrošači i vlade su od reforme očekivale da putem uvođenja konkurencije u segment proizvodnje i snabdevanja, obezbedi smanjenje cena električne energije i slobodan izbor snabdevača, da stimuliše investicije i principe društveno odgovornog poslovanja. Interesantno je pomenuti Norvešku, kao zemlju sa razvijenim ekološkim standardima, gde je reforma elektroprivrede bila podržana motivima za unapređenje zaštite životne sredine. Generalno posmatrano, reforma tržišta električne energije je imala za cilj da obezbedi: - snižavanje cene električne energije, - uspostavljanje stabilnog i pouzdanog snabdevanja električnom energijom, - stimulisanje efikasne upotrebe resursa od strane proizvođača i potrošača, - unapređenje efikasnosti i - poštovanje principa zaštite okruženja.

U praksi se pokazalo da sprovođenje reforme često dovodi u koliziju ispunjenje pojedinih ciljeva. Tako na primer regulisana tržišta više insistiraju na postizanju stabilnosti i pouzdanosti u snabdevanju, a manje su profitno motivisana. S druge strane, prednost uvođenja konkurencije je u tome što insistira na poštovanju principa efikasnosti poslovanja, ali zato sigurnost snabdevanja i zaštita okruženja često mogu biti dovedeni u pitanje. Na osnovu analize sprovedene reforme u raznim zemljama, može se zaključiti da je generalno reformski proces mogude sprovesti na dva načina. Prvi način podrazumeva direktno uvođenje konkurencije u segment proizvodnje i snabdevanja potrošača električnom energijom. Ovaj model sprovođenja reforme je podrazumevao vertikalno razdvajanje delatnosti i obezbeđenje sigurnog pristupa mreži. Drugi oblik reforme je podrazumevao sprovođenje regulatorne reforme unutar postojede tržišne strukture ili u okviru mrežnih delatnosti. I u ovom slučaju išlo se u pravcu zamene tradicionalnog modela regulacije sa


40

podsticajnim modalitetima koji imaju za cilj povedanje efikasnosti i poboljšanje kvaliteta usluga. U praksi su se najčešde implementirali tzv. hibridni modeli reformi koji su imali obeležja i jednog i drugog osnovnog oblika. Uz to, proces reformi je morao biti prilagođen specifičnostima nacionalne elektroprivrede. Uspeh sprovedene reforme može se sagledati po nekoliko kriterijuma. Radi pojednostavljenja analize, ovde de se uzeti u obzir tri osnovna parametra koja su ujedno i prioriteti reforme: - uspostavljanje konkurentnog tržišta, - uspostavljanje tržišnih zakonitosti i - uključivanje marginalnih troškova u cenu električne energije.

Uspostavljanje konkurentnog tržišta podrazumeva uklanjanje barijera za ulazak na tržište što bi trebalo da poveda broj tržišnih igrača i spreči formiranje tržišnih koncentracija i formiranje tržišne modi. Ukoliko ne bi bilo tržišnih nepravilnosti, konkurencija bi trebala da obezbedi da tržišne cene pokrivaju marginalne troškove i obezbede efikasnu alokaciju resursa. Analiza rezultata sprovedene reforme u svetu, ukazuje da u praksi još uvek ne postoji potpuno konkurentno tržište električne energije. Prisustvo tržišne modi i zloupotreba dominantnog položaja je naročito izražena u situacijama kada dolazi do preopteredenja prenosne mreže. Tržište bi funkcionisalo ukoliko bi tržišni učesnici svoje odluke o kupoprodajnim transakcijama bazirali na osnovu transparentnih informacija, što bi omogudilo redukovanje transakcionih troškova, alokaciju rizika i donošenje racionalnih investicionih odluka. Osnovni faktori koji mogu uticati na funkcionisanje tržišta su: nedostatak instrumenata za smanjenje rizika, loši cenovni signali, otežan ulazak na tržište, loša organizacija tržišta i dr. Norveška se može uzeti kao dosta dobar primer organizacije tržišta, dok je u slučaju Kalifornije loš dizajn tržišta imao katastrofalne posledice u implementaciji reforme. Čini se da su nerealna očekivanja da bi restruktuiranje moralo dovesti do perfektne konkurencije i efikasnog funkcionisanja tržišta. Uspostavljanje konkurencije i kreiranje tržišnog ambijenta se može pre očekivati, a to bi dalje trebalo da obezbedi uslove za formiranje cena koje bi mogle da pokriju marginalne troškove. Na osnovu analize dosadašnjih rezultata započete reforme, može se zaključiti da ova očekivanje još uvek nisu ispunjena. Pored toga, bitno je još navesti i neke pouke: - uspešno sprovođenje reforme mogu ugroziti slededi faktori: mali broj tržišnih

učesnika i postojanje tržišnih koncentracija koje omogudavaju zloupotrebu dominantnog položaja od strane nekoliko najvedih proizvođača (naročito u slučaju ograničenja u prenosnoj mreži), nedostatak proizvodnih i prenosnih kapaciteta u uslovima rastude tražnje, asimetrija informacija i pogrešni cenovni signali, nizak obim trgovine na berzi, nepostojanje trgovine derivatima i


41

- brze i radikalne reforme u sektoru elektroprivrede nisu dobrodošle, jer mogu da izazovu ozbiljne neželjene efekte. Zato se zemljama koje imaju ograničene kapacitete za rast proizvodnje električne energije i manjak domadih energenata, savetuje da izberu model sprovođenja regulatorne reforme u okviru postojede strukture tržišta, a da se uvođenje konkurencije vrši postepeno.

U nastavku je ukratko predstavljeno nekoliko primera reformi i ostvarenih rezultata. U javnosti je najviše pažnje izazvao primer reforme u Velikoj Britaniji i Kaliforniji. Reforma elektroprivrede u Norveškoj često se navodi kao primer dobre prakse, dok se slučaj Kanade (Alberta) često navodi kao metod gde se reformi pristupilo sa dosta opreza. Često su predmet analize bili reformski procesi u Argentini, Čileu i drugim zemljama Latinske Amerike koji se često navode kao pioniri sektorske reforme. Pioniri sektorske reforme – zemlje Latinske Amerike.

13 Sprovođenje sektorske

reforme u zemljama u razvoju je bilo motivisano neophodnošdu da se zadovolji brzo rastuda tražnja koja se javila usled ubrzane industrijalizacije i rasta populacije u tim zemljama. Otežavajudi faktor je što ove zemlje dugi niz godina nisu investirale u elektroprivredu tako da je njihov energetski sistem bio na rubu održivosti. U uslovima visoke inflacije i jakog budžetskog pritiska, depresirane cene električne energije nisu mogle da obezbede ni sredstva za redovno održavanje, a planovi o investicijama u nove kapacitete nisu bili realno ostvarljivi. Od zemalja Latinske Amerike, Čile je prvi započeo sektorsku reformu još 1982. godine, da bi taj put kasnije sledila Argentina (1992), Peru (1993), Bolivija i Kolumbija (1994) i dr. Prvi korak reformskog procesa u Čileu bio je uspostavljanje zakonodavnog okvira sa posebnim naglaskom na svojinska prava. Nakon toga je usledilo restrukturiranje sa ciljem da se izvrši vertikalno i horizontalno razdvajanje kompanija, uvođenje konkurencije u segment proizvodnje i snabdevanja i formiranje berze. Sve to je bio preduslov za otpočinjanje procesa privatizacije koja je tekla oprezno i bez žurbe, izbegavajudi tako zamke podcenjivanja kapitala i pokušaje političkog pritiska i manipulacije. Mada je do 1991. godine, elektroprivreda bila reorganizovana na 11 kompanija za proizvodnju, 21 kompaniju za distribuciju i 2 integrisane kompanije, do 2000. godine došlo je do koncentracije kapitala tako da se segment proizvodnje sveo na svega 3 kompanije koje su činile tadašnjih 90% proizvodnih kapaciteta. Najveda kompanija Endesa je posedovala 58% proizvodnih kapaciteta i vlasništvo nad najvedom elektrodistribucijom koja je dugo vremena bila zadužena i za prenos električne energije. Proces razdvajanja segmenta proizvodnje od prenosa trajao je punih 18 godina. Druge zemlje u regionu povedene lošim praksom unakrsnog vlasništva, pokušale su da izbegnu problem nekonkurentnog tržišta kroz izričite zabrane međusobnog vlasništva. U cilju razvoja što konkurentnijeg veleprodajnog tržišta električnom energijom, Argentina je zakonom sankcionisala tržišno učešde

13 Kessides, I. N. (2004), Reforming Infrastructure – Privatization, regulation and Competition World Bank, Oxford University Press.


42

vede od 10% i tako je razvila tržište koje je činilo 40 proizvođača i 20 distributera električne energije. Velika Britanija. Radikalna reforma elektroprivrede u Velikoj Britaniji je možda najtrasparentniji i najčešde analiziran primer u svetu koji je često uziman kao mera i šablon za reforme koje su sledile u drugim zemljama. Osnovni elemeti reforme elektroprivrede u Velikoj Britaniji su: - razdvajanje vertikalno integrisane elektroprivrede na četiri posebna

segmenta - proizvodnja, prenos, distribucija i snabdevanje električnom energijom;

- deregulacija segmenata u kojima se uvodi konkurencija (proizvodnja i snabdevanje);

- regulacija mrežnih delatnosti (prenos i distribucija) i uvođenje slobodnog pristupa mreži;

- formiranje tržišta za trgovinu električnom energijom u fizičkom i finansijskom smislu;

- formiranje nezavisnog operatera zaduženog za upravljanje prenosnom mrežom u okviru prenosne kompanije.

Pre započinjanja procesa restrukturiranja, elektroprivreda Velike Britanije je funkcionisala kao vertikalno integrisani monopol. Rezultat restrukturiranja je bio razdvajanje osnovnih delatnosti i stvaranje tri sektora koja su se nalazila u privatnom vlasništvu: prenosna mreža, regionalne distributivne mreže i proizvodnja gde su svi kapaciteti izuzev nuklearnih bili podeljeni u dve kompanije. Vertikalna integracija je bila dozvoljena, ali je bila strogo nadgledana kako bi se sprečila zloupotreba monopolskog položaja. Do marta 2001. godine tržište je bilo organizovano u vidu berze tj. poola koji je bio obavezujudeg karaktera. U prvih deset godina funkcionisalo je samo finansijsko tržište za ugovaranje ostvarenih razlika u proizvodnji. U prvoj godini poslovanja berze, viškovi su u proseku činili 80-90% trgovine, da bi njihovo učešde u ukupnoj trgovini kasnije opalo na 50%. Nakon 2001. godine u trgovanje su se mogli uključiti i derivati, odnosno opcije i fjučersi. Konkurencija na maloprodajnom tržištu je postepeno uvođena u zavisnosti od veličine potrošača. Krajnji potrošači su imali slobodu da izaberu da li de električnu energiju kupovati od distributera, direktno od proizvođača ili na berzi. Proizvođači su bili u obavezi da podnose ponude za svoju proizvodnju (u početku samo viškove), a berza je funkcionisala na bazi dnevnih aukcija gde su proizvođači podnosili svoje ponude i cene dan unapred. Kupci su radili procene tražnje na svakih pola sata i podnosili zahteve za naredni dan. Kompanija zadužena za upravljanje prenosnom mrežom je bila zadužena da se prenos električne energije obavlja u skladu sa minimizacijom troškova. Proizvođačima je pladana cena električne energije uvedana za marginalne troškove, dok je prodajna cena na berzi bila formirana tako da još uključuje i troškove naknade. U vreme inicijalnog restrukturiranja 1989. godine, proizvodnja je bila poverena dvema kompanijama koje su kontrolisale 80% proizvodnje. Konkurencija u


43

proizvodnom segmentu je postepeno uvođena tako da vremenom ni jedan proizvođač u ukupnim kapacitetima nema vede učešde od 25%. Na rast konkurencije u segmentu proizvodnje uticalo je nekoliko faktora: na tržište su ušli nezavisni proizvođači, povedan je uvoz električne energije iz Francuske i Škotske, došlo je do promene vlasničke strukture itd. Pa ipak, na tržištu postoji još uvek značajna koncentracija koja ima za posledicu zloupotrebu dominantnog položaja. Najočiglednija zloupotreba tržišne modi je u oblasti cena gde su se koristile razne manipulativne metode. Uprkos uvođenju konkurencije ispostavilo se da postoji nizak stepen korelacije između promene cene u zavisnosti od tražnje za električnom energijom. Isto tako, cena električne energije se nije bitnije menjala mada je došlo do znatnog pada ukupnih troškova proizvodnje usled pada cena fosilnih goriva, uvođenja novih tehnologija (gasno-parne turbine), rasta efikasnosti i produktivnosti, itd. Norveška. Pre započinjanja restrukturiranja, elektroprivreda Norveške je imala vertikalno integrisanu organizaciju. Nakon restrukturiranja došlo je do razdvajanja prenosne mreže u zasebnu kompaniju koja je ostala u potpunom državnom vlasništvu. Funkcionalno razdvajanje obezbedilo je postepeno uvođenje konkurencije u segment proizvodnje i snabdevanja, dok su mrežne delatnosti i dalje ostale regulisane delatnosti. Tržište je organizovano u vidu zajedničke berze (Nord pool) gde svaka članica (Norveška, Švedska, Finska i Danka) ima svog sistemskog operatora. Berza je osnovana 1996. godine prvo za tržište Norveške i Švedske i trenutno je u vlasništvu prenosnih kompanija ove dve zemlje. Finska se pridružila berzi 1998. godine, a zapadna Danska 2000. godine. Nord pool je učestvovao u stvaranju berze električne energije u Lajpcigu koja je danas deo EU berze (European Energy Exchange). Danas je Nord pool najveda berza derivatima i druga po veličini berza za trgovinu dozvolama za emisiju u Evropskoj uniji. Berza je bila organizovana na dobrovoljnom pristupu i omogudavala je sklapanje bilateralnih ugovora, trgovinu fjučersima i opcijama. Berza funkcioniše kao spot tržište, gde zemlje članice podnose izveštaje za ponudu i tražnju za svaki sat narednog dana. Na osnovu zaključenih ugovora, odnosno ponude i tražnje formiraju se cene električne energije. Ovde nije postojao centralni operator, a raspored proizvodnje i prenosa se usklađivao sa ugovorenim obavezama i postignutom cenom na tržištu. Za Norvešku elektroprivredu je karakteristično da proizvodne kapacitete gotovo isključivo čine hidrocentrale i da ima izuzetno rigorozne ekološke standarde. Nakon inicijalnog restrukturiranja na tržištu je postojao veliki broj proizvođača, ali su četiri velike kompanije činile 44% ukupnih proizvodnih kapaciteta. Uprkos velikom broju tržišnih igrača, dolazilo je do zloupotrebe tržišne modi. Tome su naročito doprinela ograničenja u prenosnoj mreži usled čega je došlo do stvaranja nekoliko manjih koncentrisanih tržišta. Visoko fragmentisana struktura tržišta onemogudila je primenu principa troškovne efikasnosti što je dalje rezultovalo velike disparitete u cenama električne energije u različitim delovima zemlje. Usled


44

visokog rizika za investitore i rigidnih ekoloških standarda, investicije u nove proizvodne kapacitete su bile skromne, a cene se imale tendenciju rasta. Kalifonija. Elektroprivreda Kalifornije je, pre započinjanja deregulacije 1996. godine, bila vertikalno integrisana. Deregulacija je najavljivana kao istorijska reforma koja de redukovati cene električne energije, ojačati privredu i poslužiti kao primer za druge države. Međutim, reforma je doživela potpuni slom i izazvala astronomski rast cena i opšte prekide u snabdevanju. Mnoge elektrokompanije su bankrotirale, država se pojavila u ulozi kupca, a tržišne institucije su rasformirane. Kriza na kalifornijskom tržištu električne energije je započela u leto 2000. godine, da bi u januaru 2001. godine zbog nedostatka kapaciteta bilo proglašeno vanredno stanje. Cena je dostigla svoj istorijski vrh od 250 USD/MWh, što je oko deset puta više nego u januaru prethodne godine.

Slika 6. - Rast cene na Kalifornijskom veleprodajnom tržištu, USD/MWh

Izvor: What Can Be Learned from California’s Electricity Crisis?, Public Policy

Institute of California, 2003.

Najveda zamerka kalifornijskom tržištu jeste kompleksnost organizacije tržišta, a uz to prisutne tržišne manipulacije, mali obim trgovine, nepostojanje instrumenata za smanjenje rizika, i dr. Deregulacija je bila neefikasna jer je dolazilo do preklapanja nadležnosti između različitih agencija i organa što je rezultovalo konfliktne situacije i dvosmislenost u primeni zakona i samim tim povedalo rizik za investicije. Na narednoj slici je predstavljen primer različitih modela organizacije elektroprivrede nakon njenog restrukturiranja. Organizacija po modelu veleprodajnog tržišta podrazumeva da nema direktne trgovine između proizvođača i maloprodavaca, odnosno elektrodistribucije kupuju električnu energiju na berzi ili zaključivanjem bilateralnih ugovora, a zatim je prodaju krajnjim potrošačima. U slučaju razvoja konkurentnog maloprodajnog tržišta,


45

potrošači imaju pravo da biraju između snabdevača, odnosno elektrodistribucija, ili da električnu energiju kupuju direktno od proizvođača.

Slika 7. - Model elektroprivrede nakon restrukturiranja

Kalifornija je jedna od retkih zemalja koja je izabrala da odmah uvede model maloprodajnog tržišta. Druge zemlje su bile dosta sistematičnije i po pravilu su prvo formirale veleprodajno tržište, a zatim posetepeno uvodile elemente za formiranje konkurentnog maloprodajnog tržišta. U Velikoj Britaniji prvo je formirano veleprodajno tržište koje su činile elektrodistribucije koje su snabdevale kvalifikovane potrošače sa potrošnjom iznad 1MW, da bi u narednih osam godina postepeno bilo uvedeno maloprodajno tržite na koje su bili uključeni svi potrošači. U Kanadi elektrodistributivne kompanije su snabdevale sve potrošače sve do 1999. godina da bi nakon toga veliki industrijski potrošači mogli da kupuju električnu energiju direktno od proizvođača, a od 2001. godine maloprodajno tržište je bilo za sve potrošače. I dok su još uvek aktuelne debate oko uzroka krize na kalifornijskom tržištu, sigurno je da je vedi broj faktora tome doprineo: - slabosti u planiranju proizvodnih i prenosnih kapaciteta - prenosna mreža je

bila neadekvatno razvijena, a proizvodni kapaciteti nisu bili diverzifikovani ved uglavnom bazirani na postrojenjima koja kao pogonsko gorivo koriste gas;

- eksterni faktori – nagli rast cena prirodnog gasa na svetskom tržištu, visoke cene dozvola za zagađenje, sušne vremenske prilike;

- propusti u regulativi su ostavili prostor za razne vrste manipulativnih radnji od strane trgovaca čija pozicija je ojačala zbog ograničenih proizvodnih kapaciteta;

- kalifornijsko veleprodajno tržište se u velikoj meri oslanjalo na spot tržište umesto na dugročne ugovore;

- razdvajanje nadležnosti na saveznom nivou i nivou država dovelo je do nepotrebnog administrativnog preklapanja i konfuzije u primeni zakonodavstva.


46

Na osnovu kalifornijskog iskustva mogu se izvudi određene preporuke: - ne sme se podceniti kompleksnost elektro tržišta, gde dizajn mora biti

prilagođen specifičnostima nacionalne elektroprivrede jer to može izazvati značajne i neočekivane negativne posledice;

- neophodno je ojačati forme upravljanja tražnjom (Demand Side Management) koje treba da obezbede redukovanje troškova, unapređenje efikasnosti i pouzdanosti sistema;

- neophodno je razviti investicioni plan koji bi pratio zahteve tržišta; - dosledna implementacija zakona i efikasna državna administracija su

neophodni preduslovi za uspešno sprovođenje reformi. Kanada. Pre započinjanja restrukturiranja, elektroprivreda Kanade je bila vertikalno integrisana, s tim da su lokalne samouprave bile zadužene za snabdevanje kupaca na svojoj teritoriji. Rezultat restrukturiranja je bilo funkcionalno razdvajanje proizvodnje, prenosa i elektrodistribucije. Segment proizvodnje je postepeno otvaran za konkurenciju, dok su mrežne delatnosti ostale regulisane. Formiran je nezavisan sistem operator koji koordinira regionalnom prenosnom mrežom. Distribuciju i snabdevanje su obavljale kompanije u vlasništvu lokalnih samouprava. Tržište je organizovano u formi berze gde je članstvo bilo obavezno. Berza je funkcionisala kao spot tržište. U skladu sa Zakonom o energetskim subjektima iz 1995. godine, postojedi proizvodni kapaciteti su mogli proizvedenu električnu energiju da prodaju na berzi po ceni koja je proizvođačima garantovala pokrivanje fiksnih troškova proizvodnje. Ove transakcije su smanjile rizik investitorima i činile su i do 85% obavljenih transakcija na berzi. Trgovina finansijskim derivatima je bila minorna što je ograničavalo alokaciju rizika. Učesnici berzanske trgovine su podnosili svoje ponude za kupovinu i prodaju na svakih sat vremena. Na osnovu podnetih ponuda rađene su prognoze cena. Konačna cena na berzi formirana je kao prosek cena u toku sat vremena da bi se izbalansirao sistem. Nakon 2001. godine hedžing transakcije su zamenili kupoprodajni ugovori, što je povedalo broj učesnika na tržištu i obim prometa, a nakon toga je uvedena konkurencija u segmentu maloprodaje.

Tabela 7. - Komparativna analiza regulatorne reforme po zemljama

Velika Britanija Norveška Kanada Kalifornija

Koncentracija tržišta √ - √ √

Slobodan pristup mreži √ √ √ √

Niski transakcioni troškovi - - - -

Transparentnost tržišta √ √ √ -

Cenovni signali - √ - -

Upravljanje mrežom

Jednostavan ulazak na tržište √ - √ -

47

II poglavlje

CENA ELEKTRIČNE ENERGIJE


49

2 CENA ELEKTRIČNE ENERGIJE 2.1 Osnovni pojmovi vezani za cenu električne energije Cena proizvoda ili usluge ima niz funkcija. Cena koja se zaračunava potrošaču (korisniku proizvoda/usluge) predstavlja osnovu za formiranje prihoda kojim investitor treba da pokrije troškove proizvodnje/pružanja usluge i da ostvari određenu dobit. Visina prihoda je ujedno motiv za investiranje u određenu delatnost. Pored toga, cena predstavlja i poseban način sporazumevanja između proizvođača i potrošača jer ukazuje na raspoloživost određenog proizvoda ili usluge. Ove funkcije cena su relevantne za električnu energiju kao i za sve ostale proizvode i usluge. Međutim, električna energija ima i neke specifičnosti koje treba uzeti u obzir prilikom formiranja njene cene. Velika kapitalna ulaganja, dug period izgradnje i korišdenja energetskih kapaciteta, uz esencijalnu prirodu ovog proizvoda, namede potrebu za takvim sistemom formiranja cena koji bi davao adekvatne signale investitorima, proizvođačima i potrošačima, u cilju formiranja jedne zdrave nacionalne ekonomije. Cena električne energije mora biti tako formirana da postiže kompromis između različitih interesa i očekivanja. U kojoj meri de taj kompromis biti postignut zavisi od mogudnosti prepoznavanja zajedničkih interesa i od mogudnosti merenja i upoređivanja svih relevantnih faktora koji doprinose njihovom ostvarivanju. Održavanje cena ispod nivoa troškova zbog socijalnih i industrijskih razloga, nije bio samo čest slučaj u zemljama u razvoju nego i u pojedinim zemljama OECD-a. Posledice ovakve politike su izuzetno skupe i ogledaju se pre svega u preteranoj i neracionalnoj potrošnji električne energije, prekomernom trošenju nacionalnih resursa kao i u nastanku šteta usled povedanog zagađenja životne sredine. Sa druge strane, posledice nerealno postavljenih cena električne energije mogu se negativno odraziti na konkurentsku mod industrije kao i na lišavanje stanovništva ovog esencijalnog dobra. Otuda, uspostavljanje ravnotežnog nivoa cena električne energije u praksi nije ni najmanje jednostavno ostvariti pošto utvrđivanje cena električne energije u suštini predstavlja određeni kompromis između različitih interesa i ciljeva više zainteresovanih strana. Ukoliko se analiziraju potrošači, lako se dolazi do zaključka da je njihov interes da plate što manje za standardni nivo kvaliteta proizvoda/usluge. Opšti društveni interesi mogu pođednako imati uticaja i na položaj potrošača i proizvođača. Često je cenovna struktura električne energije u praksi bila instrument za sprovođenje nacionalne ekonomske, energetske, socijalne ili industrijske politike. Takođe, u nameri da se izbalansira nacionalni budžet, ili budžete lokalnih vlasti, mogu biti uvedene razne takse ili druge obaveze na cenu električne energije ili inpute koji se koriste u njenoj proizvodnji, što može dovesti do poremedaja na tržištu energenata i narušiti međusobne paritete energenata. Energetski subjekti, kao


50

treda zainteresovana strana, imaju svoje ekonomske interese, ali oni zbog specifičnosti delatnosti i postojanja prirodnog monopola moraju biti regulisani. Nivo cene električne energije, odnosno tarifna struktura mora predstavljati kompromis između različitih očekivanja i ciljeva. U kojoj meri de taj kompromis biti postignut zavisi od mogudnosti prepoznavanja respektivnih interesa kao i od merenja i upoređivanja svih relevantnih faktora. Međutim, postavlja se pitanje kako meriti i međusobno upoređivati različite faktore koje treba uzeti u obzir. Teškoda potiče od toga što se raznorodni zahtevi ne mogu meriti zajedničkom merom, te stoga nije ni mogude izraziti njihovu “sumu”. Pored toga, uvek je teže kvantitativno proceniti uslugu, uz koju su uglavnom vezani apstraktni pojmovi o kvalitetu, sigurnosti i redovnosti, nego proizvode koji se mogu brojati, klasifikovati, vagati. Razmatranja o upotrebnoj vrednosti jedne usluge ili robe ne daje odgovor na pitanje da li ta vrednost treba da bude odlučujuda za utvrđivanje cena električne energije. Uvažavanje opšteg interesa ili interesa potrošača koje treba zadovoljiti, u najvedoj meri nije dovoljno jasna kategorija, a uz to treba još proceniti i izraziti stepen zadovoljenja. Na primer, bilo bi sasvim pogrešno zaključiti da se stepen zadovoljenja usluge meri količinom kWh koji su isporučeni, jer niko se ne bi zadovoljio kada bi mu ponudili grejanje usred leta ili kuvanje posle ponodi. Sa druge strane, može se postaviti pitanje, da li optimum kome se teži u kratkom roku odgovara opštem interesu na dugi rok. Ukoliko želimo da naglasak stavimo na interese potrošača, moramo se zapitati da li istu važnost treba dati svakoj potrošnji, ili onoj koja predstavlja faktor proizvodnje i čini sastavni deo ekonomskog ciklusa? Pronalaženje ekonomskog optimuma podrazumeva obezbeđivanje efikasnog poslovanja elektroenergetskih subjekata uz zadovoljavanje opštih interesa i zaštite interesa potrošača. Sa stanovišta ekonomske nauke postizanje optimuma je mogude jedino na osnovu ekonomski utvrđene cene. Ekonomska cena električne energije ima nekoliko ključnih funkcija: - informiše proizvođače i potrošače o stvarnim troškovima proizvodnje, kako bi

oni mogli donositi racionalne odluke (informativna funkcija), - obavlja raspodelu prihoda tako da se zadovolje zadati kriterijumi u primarnoj

raspodeli (distributivna funkcija), - omogudava pravilnu alokaciju proizvodnih faktora (alokativna funkcija) i - rangira energetske subjekte prema uspešnosti poslovanja (selektivna

funkcija). Navedene četiri funkcije cena predstavljaju teorijski idealan slučaj koordinacije ekonomske aktivnosti kroz tržišno utvrđene cene. Međutim, u praksi postoje brojna ograničenja pune realizacije svih funkcija. Stoga treba težiti ka ceni električne energije koja u najvedoj mogudoj meri zadovoljava sve navedene funkcije.


51

Cena električne energije je složena kategorija i da bi se izbegli eventualni nesporazumi, potrebno je definisati i razjasniti njene osnovne pojmove. Cene mogu biti slobodne ili regulisane. Slobodne cene se formiraju na tržištu. Regulisane cene se uglavnom primenjuju u delatnostima u kojima postoji prirodni monopol i njih formiraju energetski subjekti u skladu sa odobrenim metodologijama i tarifnim sistemima. Saglasnost na tako utvrđene cene daju odgovarajude institucije kao što su regulatorna tela ili nadležna ministarstva, odnosno Vlada. Kod regulisanih cena, osnovna podela je na tzv. “ulaznu” i na “izlaznu” cenu električne energije. Ulazna cena predstavlja količnik određenog nivoa stvarnih, odnosno standardizovanih ili priznatih troškova proizvodnje, prenosa, distribucije i prodaje električne energije na određenoj teritoriji i određenom vremenskom periodu i proizvedenih, prenetih ili isporučenih količina. U zavisnosti od organizacione strukture elektroprivrede, odnosno od toga na kom se nivou isporuka posmatra, razlikujemo: - proizvodnu cenu pojedinačne elektrane ili grupe elektrana ukoliko one

pripadaju istoj organizacionoj celini, - cenu prenosa, - cenu distribucije i - cenu za krajnjeg potrošača koja u sebi sadrži i sve prethodno navedene cene

kao i troškove maloprodaje. Velikoprodajna cena (ili kako se ranije nazivala „cena na pragu prenosa”) može u sebi da sadrži pored troškova proizvodnje i troškove prenosa električne energije i na taj način predstavlja mesto isporuke sa koga se snabdevaju svi potrošači (direktni - velika industrijska preduzeda i distributivna preduzeda, odnosno trgovci na malo). Nakon preuzimanja električne energije sa praga prenosa, u distributivnim preduzedima, ona trpi transformaciju do nižih naponskih nivoa i transportuje se do krajnjih potrošača. Otuda cena krajnjeg potrošača, pored troškova nabavke električne energije sadrži u sebi i troškove transformacije, transportovanja i troškove usluga prodaje električne energije. Transformacijom “ulazne” cene kroz tarifni sistem dobijamo “izlaznu” cenu električne energije. Tarifni sistem utvrđuje kriterijume preraspodele ukupne prosečne ulazne cene na pojedine kategorije potrošnje, kao i njenu dalju razradu po tarifnim elementima i tarifnim stavovima. Osnovni princip utvrđivanja tarifnih stavova polazi od pretpostavke da se nivo ulazne cene, odnosno ukupno odobreni troškovi, preraspodeljuju prema tarifnim elementima (nosiocima troškova ili cost drivers) kao i po kategorijama potrošnje u zavisnosti od troškova izazvanih ponašanjem potrošača na mestu preuzimanja električne energije. Potrošač kupuje električnu energiju na određenom naponskom nivou (koji određuje kategoriju potrošnje) i plada nabavljene količine po tarifnim stavovima određenim za taj nivo. U zavisnosti od mesta na kome preuzima električnu energiju, i od načina i perioda u kome tu energiju koristi (snaga, energija, doba dana, sezona i dr.), potrošač ostvaruje svoju prosečnu individualnu cenu, koja u zavisnosti od strukture korišdenja može biti različita za svakoga ponaosob. Količnik ostvarenog prihoda od


52

prodaje električne energije i isporučenih količina predstavlja prosečnu prodajnu ili izlaznu cenu električne energije. Osnovna načela ili principi koje treba uzeti u obzir prilikom regulacije cena električne energije su: - ekonomska efikasnost, - povradaj troškova, - efikasna regulacija, - javnost i jednostavnost procesa, - princip nediskriminacije zainteresovanih strana.

Pored toga, često se u literaturi navodi da prilikom regulacije cena električne energije treba obezbediti njihovu stabilnost u određenom vremenskom periodu i postidi fleksibilnost u odnosu na promene faktora od značaja. Implementacija svih navedenih principa i njihovo međusobno usklađivanje, potvrđuje kompleksnost procesa transformacije ulazne cene kroz tarifni sistem i ukazuje na brojne probleme u procesu implementacije. Neki od njih su vezani za alokaciju troškova i sveobuhvatnost troškova, razne pritiske zainteresovanih strana i dr. Problem alokacije troškova proizilazi iz same prirode i specifičnosti elektroprivrednog sistema gde se troškovi električne energije ne mogu direktno preneti na neposrednog potrošača. Problem alokacije troškova se najbolje može sagledati na slededem primeru. Ukoliko je u jednom trenutku uključeno više elektrana u pogon, gde svaka od njih ima svoju strukturu kapitalnih i operativnih (proizvodnih troškova), nemogude je te troškove direktno prevaliti na krajnjeg potrošača koji ih najčešde nije ni svestan. Pored toga, jedan deo troškova je neophodno pokriti radi održavanja integrisanosti sistema, a to uključuje troškove za održavanje frekvence i napona, rotirajudu rezervu, upravljanje reaktivnom energijom i dr. Zbog toga ne postoji jedinstven način za alokaciju ovih zajedničkih troškova, tako da različiti pristupi njegovom rešavanju mogu imati pođednako opravdane rezultate. Problem uključivanja svih troškova u cenu je izražen čak i kada bi se mogli utvrditi precizni troškovi za isporuke električne energije svakom konkretnom potrošaču ili grupi potrošača, jer ovi troškovi variraju kako u toku dana tako i u toku godine. Troškovna komponenta cene se sastoji iz fiksnog i iz varijabilnog dela, koji se određuju kroz cenu za angažovanu snagu, odnosno utrošenu energiju. Za male potrošače, koji čine ogromnu vedinu, veoma je teško utvrditi cene koje adekvatno odražavaju ove varijacije u troškovima zbog izuzetno visokih administrativnih troškova merenja. Neke varijacije u troškovima (npr. između pojedinih regiona u zemlji, između gradskih i seoskih područja) mogu se odraziti na cenu, ali to nije opravdano ako se ima u vidu da je u pitanju javna usluga. Problemi tzv. političke prirode proizilaze iz činjenice da u praksi postoje sukobi interesa i shodno tome lobiranje različitih interesnih grupa. Cena električne energije se često koristi da bi se postigli određeni dugoročni ciljevi (npr. promocija obnovljivih izvora energije ili izgradnje nuklearnih kapaciteta), što sve zajedno


53

može dovesti do udaljavanja od striktnog utvrđivanja cene električne energije na bazi troškova.

2.2 Teorijske osnove regulacije elektroprivrede Postoje brojni razlozi, ekonomske i neekonomske prirode, koji ukazuju na potrebu regulacije elektroprivredne delatnosti. Kao argument za regulaciju često se navodi činjenica da su izvori primarne energije (ugalj, gas, nafta) prirodna bogatstva i kao takvi moraju biti kontrolisani od strane države. Kako pomenuti oblici primarne energije predstavljaju pogonsko gorivo za proizvodnju električne energije, to se ovaj stav proširio i na nju. Pored ovog argumenta, čije je izvorište vezano za pitanje suvereniteta, postoji grupa ekonomskih faktora koji opravdavaju poseban tretman elektroprivrede. Naime, tu se polazi od činjenice da su tržišne strukture u elektroprivredi na strani ponude monopolske, dok se na strani tražnje javlja veliki broj malih potrošača, što zahteva određene oblike regulacije kako bi se zaštitio njihov i opšti društveni interés. Pod pojmom “regulacija” podrazumeva se postojanje institucija uz čiju pomod država direktno interveniše (dakle isključuje se indirektni uticaj uz pomod antimonopolskih ili sličnih zakona) na izabranom tržištu u jednom dužem vremenskom periodu. Na osnovu toga, regulaciju možemo definisati kao skup mera ekonomske politike i mehanizama za njeno sprovođenje koji su institucionalno kontrolisani. Država na taj način može da kontroliše cene, ulazak i izlazak preduzeda iz pojedinih industrijskih grana, standarde kvaliteta usluga, obračunske metode, zaštitu životne sredine i sl. Regulacija postoji da bi se potrošači zaštitili od zloupotrebe monopolskog položaja. Jedan od oblika monopolskog položaja, predstavlja prirodni monopol koji se javlja u situaciji kada ukupna proizvodnja nekog proizvoda može da se obavi po najnižim troškovima samo ukoliko postoji jedan proizvođač, tako da ne postoji mogudnost da neko drugo preduzede ravnopravno konkuriše onoj prvoj. Monopolska pozicija na strani ponude može da nastane kao veštački monopol, kada država dozvoljava postojanje samo jednog preduzeda ili kao prirodni monopol, kada je jedno preduzede rezultat delovanja tržišta. U tom slučaju, zakonskim barijerama se sprečava ulazak u granu novim proizvođačima, pošto delovanje tržišta može uticati na stvaranje suboptimalnih tržišnih struktura, kada ekonomija obima odnosno subaditivnost funkcije troškova

14 nisu dovoljno

izraženi. Pojam prirodnog monopola bio je dugo u ekonomskoj teoriji kontroverzan. Sve do početka 1980-ih godina, opadajudi troškovi (ekonomija obima) bili su osnova za definisanje postojanja prirodnog monopola. Smatralo se da, ukoliko opadajudi

14 Subaditivnost funkcije troškova postoji kada jedan proizvođač ima niže prosečne troškove u odnosu na dva ili više proizvođača. Postojanje subaditivnosti funkcije troškova ukazuje da se radi o prirodnom monopolu.


54

troškovi postoje pri svakom obimu proizvodnje koji tržište može da prihvati, tada nastaju uslovi koji mogu dovesti do stvaranja prirodnog monopola. To znači, da jedno preduzede može da zadovolji bilo koju tražnju sa nižim i stalno opadajudim jediničnim troškovima nego dve ili više firmi. Otuda je prisustvo opadajudih troškova u nekoj grani bio kriterijum za državnu intervenciju i uvođenje ekonomske regulacije.

Slika 8. - Prirodni monopol

Definicija prirodnog monopola na osnovu koncepta opadajudih troškova, podrazumeva da prirodni monopol postoji kada pri svakom obimu proizvodnje prosečni troškovi po jedinici proizvoda opadaju.

15 Granični troškovi potrebni za

proizvodnju dodatne jedinice proizvoda stalno su niži od prosečnih, što uslovljava da se kriva graničnih troškova (GT) nalazi ispod krive prosečnih troškova (PT) za svaki obim proizvodnje. Situacija monopola razdvaja krivu tražnje (ili krivu prosečnog prihoda PP, odnosno granične korisnosti GK) od graničnog prihoda

16, na

način da su granični prihodi stalno manji od prodajne cene. Kao i svaki proizvođač kome je maksimizacija profita cilj, monopolista izjednačava granične prihode i granične troškove (tačka E), što odgovara proizvodnji QE i ceni PE. Međutim, uslov da se društveno blagostanje maksimizira

17 je da se izjednače granična korisnost

(GK) odnosno cena i granični troškovi (GT). Presek ove dve krive je u tački C kojoj odgovara obim proizvodnje Q1 i cena P1. Ovaj obim proizvodnje odgovarao bi maksimalnom društvenom blagostanju u smislu Pareto-a, ali bi monopolista imao gubitak, jer je cena P1 nedovoljna da pokrije prosečne troškove (AC>0). U slučaju izjednačavanja graničnih troškova i cene (pravilo za maksimizaciju blagostanja), monopolista bi imao gubitak, što bi moglo dovesti do napuštanja proizvodnje. Ovakav slučaj dovodi do aktiviranja tzv. drugog najboljeg rešenja. Jedno od njih podrazumeva da država subvencioniše gubitak monopolisti ili da izvrši

15 Opadanje prosečnih troškova sa rastom obima proizvodnje posledica je nedeljivosti resursa koji se koriste u proizvodnji. 16 Nejednakost graničnih troškova i prodajne cene dovodi do gubitka blagostanja, jer u slučaju monopolskog ponašanja, proizvodnja je ispod optimalne. 17 Stanje u kome nikom ne može biti bolje nego ranije, a da istovremeno nekom nije gore nego što mu je bilo.


55

nacionalizaciju i iz budžeta pokriva ovu razliku.18

Ukoliko država ne želi da subvencioniše ili nacionalizuje energetski subjekat, cena treba da bude određena tako da profit ne bude negativan, odnosno da obim proizvodnje bude između QE i Q2 (tačka u kojoj se cena izjednačava sa prosečnim troškovima - granica rentabiliteta). Određivanje cene, odnosno obima proizvodnje u ovom slučaju obavide se po Ramsay pravilu, po kome de blagostanje biti maksimizirano ukoliko je odstupanje cene od graničnih troškova obrnuto proporcionalno cenovnoj elastičnosti tražnje. Ukoliko je visoka cenovna elastičnost tražnje (kriva tražnje blago nagnuta), odstupanje cene od graničnih troškova ne treba da bude veliko, pa je opravdano primeniti neka od drugih najboljih rešenja, a pogotovu ukoliko se drugo najbolje rešenje može postidi određenim oblicima konkurencije. Tokom 1980-tih godina, definisanje prirodnog monopola na osnovu opadajudih troškova, podrvrgnuto je rigoroznom preispitivanju. Razlozi su bili praktične prirode. Neefikasnost državnih preduzeda, kao i nezadovoljavajuda efikasnost ekonomske regulacije, doveli su u sumnju shvatanje da opadajudi troškovi mogu precizno indentifikovati prirodni monopol. Posmatranje troškova koji imaju paraboličnu putanju (u obliku slova U), pokazuje da jedno preduzede može zadovoljavati ukupnu tražnju uz niže troškove nego što to mogu dva ili više preduzeda, ali da njegovi prosečni troškovi ne moraju uvek biti opadajudi. Na slededem grafikonu prikazan je takav slučaj. To znači, da u nekoj grani prirodni monopol može biti prisutan i pored delimičnog odsustva ekonomije obima.

Slika 9. - Subaditivnost, ekonomija obima i opadajudi granični troškovi

Postojanje opadajudih graničnih troškova (kriva MC za obim proizvodnje između 0 i y1) dovodi do opadanja prosečnih troškova (kriva AC). Međutim, važno je uočiti da za obim proizvodnje od y1 do y2 granični troškovi rastu, prosečni i dalje opadaju, dok u segmentu od y2 do y3 prosečni troškovi rastu, ali su i dalje niži od prosečnih troškova dva ili više preduzeda. Funkcija troškova je subaditivna za obim proizvodnje od y2 do y3. U ovom slučaju, prirodni monopol postoji ukoliko tražnja ne premašuje obim proizvodnje y3.

18 Jovanovid P. (1992), Uloga države u savremenoj privredi, Ekonomski institut, Beograd.


56

Koncept subaditivnosti funkcije troškova

19 polazi od poređenja troškova u

slučajevima postojanja jednog ili više preduzeda na nivou grane, pri čemu je obim proizvodnje u grani konstantan. Subaditivnost postoji ako su troškovi proizvodnje jednog preduzeda C(y) niži od zbira troškova proizvodnje dva ili više preduzeda koja ostvaruju isti obim proizvodnje y:

C(y) < C(yi), Po ovom konceptu prirodni monopol postoji samo u slučaju ako je funkcija troškova preduzeda subaditivna za sve nivoe proizvodnje koje namede tražnja. Koncept subaditivnosti može se definisati za grane sa jednim proizvodom, kao i za slučajeve kada u grani postoji više proizvoda. Kriterijum subaditivnosti funkcije troškova doprineo je preciznoj definiciji prirodnog monopola. Iako je time teorijski proširena mogudnost pojave prirodnog monopola i na situacije rastudih troškova, u praksi se bitno smanjio broj grana koje treba regulisati. Istovremeno, počinje da preovladava stav da postojanje prirodnog monopola više nije dovoljan razlog za intervenciju države. Primenom koncepta subaditivnosti postaje moguda situacija rastudih graničnih troškova (koji su istovremeno vedi od prosečnih), što znači da monopolista koji određuje cenu na bazi graničnih troškova ne mora da ostvaruje gubitak. Uz to, dovođenje cena na nivo prosečnih troškova može, u zavisnosti od grane, biti izvedeno i putem konkurencije, što ukazuje da državna intervencija nije neophodna. U pojedinim granama u kojima postoji prirodni monopol, mogu se javiti i neki specifični oblici konkurencije. Razlikujemo tri osnovna oblika konkurencije koji mogu da se primene u uslovima postojanja prirodnog monopola: franšiza, konkurentsko tržište i konkurencija supstituta. Franšiza podrazumeva pravo snabdevanja nekog tržišta specifičnom robom u određenom periodu. Ima mišljenja

20 da ukoliko nije moguda konkurencija više

subjekata na jednom tržištu, tada treba omoguditi konkurenciju za dobijanje prava snabdevanja tog tržišta. Ukoliko su ispunjeni određeni uslovi (široko dostupna tehnologija, dovoljan broj konkurenata, neisplativost tajnih sporazuma), konkurencija sprečava budude monopolsko ponašanje onoga ko putem aukcije dobije franšizu za snabdevanje određenog tržišta, koju po pravilu, dodeljuju lokalne vlasti. Zadatak lokalnih vlasti je da izabere način konkurisanja, verifikuje kandidate i da nakon aukcije garantuje zabranu ulaska drugog konkurenta na određeno tržište u dogovorenom periodu. Empirija je pokazala da je franšiza bila uspešna uglavnom u granama koje karakteriše jednostavna tehnologija (saobradaj, vodosnabdevanje), dok u granama koje se odlikuju brzim tehnološkim napredkom, primena franšiza

19 O definicijama prirodnog monopola preko subaditivnosti funkcije troškova videti Sharkey W. (1982): The Theory of Natural Monopoly, Cambridge University Press, Cambridge i Tirole J. (1988), The Theory of Industrial Organization, MIT Press, Cambridge. 20 Demsetz H. (1968): Why Regulate Utilities, Journal of Low and Economics, No.11 April.


57

nije bila efikasna. U elektroenergetskom sektoru i telekomunikacijama, franšizni model nije bio dobro rešenje, pre svega, zbog pojave tajnih sporazuma između konkurenata i problema prenosa imovine na novog nosioca franšize. Teorija konkurentnog tržišta tržišta

21 podrazumeva postojanje stvarne ili

potencijalne konkurencije, koja primorava monopolsko preduzede da se efikasno ponaša i da cenama pokriva prosečne troškove. To znači da se monopolista nede ponašati monopolski, odnosno da monopol ne treba regulisati. Ova teorija zahteva ispunjenje dve pretpostavke. Prva, da postoji sloboda ulaska novih preduzeda u granu, i druga, da ne postoje nepovratni (sunk) troškovi.

22 Naglasak na brzini

ulaska i izlaska preduzeda iz grane porazumeva da je ova teorija pogodna za ona tržišta gde nema nepovratnih troškova ili su oni niski. U idealnom slučaju, prema ovoj teoriji, monopolista koga karakterišu opadajudi prinosi, težide da izjednači prosečne troškove i prosečne prihode. To znači da se nede ponašati monopolski (posluje na granici rentabiliteta) pa prema tome nema ni potrebe za regulacijom. Konkurencija supstituta postoji u slučajevima kada se raznovrsni oblici usluga bore za isto tržište. Ukoliko se proizvodi ili usluge lako međusobno supstituišu, smatra se da cena teži prosečnim troškovima, odnosno da je državna intervencija nepotrebna. Tri pomenuta načina konkurencije nemaju pođednak značaj za elektroprivredu. Složena tehnologija proizvodnje, prenosa i distribucije električne energije uslovljava da primena franšiza u elektroprivredi nije česta. Uvođenje ekonomske regulacije u elektroprivredi vezuje se za loše rezultate koje je konkurencija za franšize imala u SAD. Osnovni razlog napuštanja franšiza u elektroprivredi je bila korumpiranost organa vlasti koji su odlučivali o nosiocu franšize

23 što je stvaralo

nepotreban rizik za privatna preduzeda. Uvođenje regulacije podrazumevalo je davanje monopola na nekoj teritoriji na neodređeno vreme što je olakšalo finansiranje razvoja.

24 Otuda, ni kasnija zalaganja za franšizu nisu imala u vidu

elektroprivredu, ved pre svega komunalije i lokalni saobradaj. Za elektroprivredu je od značaja pojava teorije kontestabilnog tržišta. Naglašavanje slobodnog ulaska u granu i dostupnost sličnih tehnologija, doprinelo je uklanjanju zakonskih barijera, pogotovo u delu proizvodnje električne energije. Problem nepovratnih troškova nije karakterističan za elektroprivredu, jer vedina mehanizama regulacije štiti investicije. Teorija kontestabilnog tržišta je insistiranjem na mogudem ulasku u granu uticala da se segment proizvodnje i

21 Baumol W., Panzar J., Willing R. (1982), Constetable Markets and the Theory of Industry Structure, Harcourt Brace Jovanovich, New York. 22 Nepovratni (sunk) troškovi su oni troškovi koje preduzede ne može da nadoknadi nakon prestanka obavljanja neke delatnost. Videti u Sutton J. (1991), Sunk Costs and Market Structure: Price Competition, Advertising and the evolution of Concentration, MIT Press, Cambridge. 23 Pojedina preduzeda su putem lobiranja, veza i podmidivanja sve češde konkurisala na političkom polju ne bi li sebi stvorili prostor za formiranje monopolskog položaja. 24 Jarrell G. (1987), The Demand for State Regulation of the Electric Utility Industry, Journal of Low and Economics, Vol 21.


58

donekle snabdevanja počnu posmatrati kao potencijalno konkurentni, što je brzo dovelo do stvarnog ulaska novih preduzeda u pomenute segmente. Konkurencija između supstituta prisutna je kod električne energije jedino u domenu krajnje potrošnje kod zagrevanja prostorija. Za ostale namene za koje se koristi električna energija ona nije od značaja, tako da se može konstatovati da primena ovog oblika konkurencije nije od posebne važnosti za elektroprivredu, iako se ne može i zanemariti.

25.

Dosadašnja empirijska istraživanja bila su uglavnom usmerena na ispitivanje rezultata, odnosno kvaliteta regulacije elektroprivrede, a manje na ispitivanje karaktera monopola u elektroprivredi. Razlog tome je višegodišnje poistovedivanja prirodnih i zakonskih monopola na nivou elektroprivrede. Regulacija prirodnog monopola podrazumeva direktnu državnu intervenciju kojom se utiče na poslovanje privatnog preduzeda koje je u poziciji prirodnog monopola. To se čini radi povedanja društvenog blagostanja kao i radi sprečavanja monopolskog ponašanja. Postoje dva osnovna vida regulacije prirodnog monopola. Prvi je kontrola profita koji prisvaja monopolista i to putem utvrđivanja tzv. pravedne profitne stope (stope prinosa), dok drugi način podrazumeva direktnu državnu intervenciju kod određivanja cene proizvoda monopoliste. Ovakav način regulacije nastao je u SAD, gde je doveo i do jednog neočekivanog efekta. Naime, preduzeda koja su u poziciji ovako regulisanog prirodnog monopola, počela su da investiraju iznad stvarnih potreba za kapacitetima kako bi povedali masu angažovanog kapitala pa samim tim i masu prisvojenog profita. Ovako ponašanje monopolista naziva se Averch-Johnsonov efekat.

26. Bez obzira na

nepoželjne efekte koje ovakvo ponašanje monopolista izaziva po društvo kao celinu, uspostavljanje (propisivanje) pravedne profitne stope još uvek je dominantan oblik regulacije prirodnog monopola u SAD. Pored navedenog metoda regulacije monopola, koji barem načelno podrazumeva mogudnost slobodnog formiranja cena, često se koriste i metodi koji se baziraju na državnoj intervenciji u domenu cena, tj. državnom određivanju visine cena. Ovakav način regulacije cena, podrazumeva i spremnost države da radi održavanja proizvodnje subvencioniše, odnosno nadoknadi monopolisti eventualnu razliku koja može da nastane u slučaju kada nivo utvrđenih cena nije u stanju da pokrije troškove poslovanja. U praksi se dešavalo da državne vlasti procene da ni jedan od metoda regulacije prirodnog (privatnog) monopola nije efikasan, odnosno da ne može da obezbedi povedanje društvenog blagostanja. U tim slučajevima, polazedi od toga da državi

25 Značaj konkurencije supstituta prevashodno zavisi od učešda električne energije u ukupnoj toplotnoj vrednosti koja se koristi za zagrevanje. 26 Navedeni efekat su prvi uočili Averch i Johnson (1962) u slučaju regulacije telekomunikacija i isporuke gasa putem gasovoda. Uzimajudi u obzir doprinos koji je ovom razmatranju dao Wellisz (1963), ovaj efekat se ponekad naziva i Averch-Johnson-Welliszov efekat (skradeno AWJ efekat).


59

nije cilj maksimizacija profita, ona pristupa nacionalizaciji, odnosno prisilnoj transformaciji privatnog u državno vlasništvo. Istraživanja o karakteru monopola u elektroprivredi nisu tako česta, ali daju zaključke koji se međusobno mnogo ne razlikuju. Za razliku od drugih infrastrukturnih grana, vedina empirijskih istraživanja vršena su po pojedinim segmentima elektroprivredne delatnosti, a ne po vertikalno inegrisanim preduzedima. Ovakav pristup omogudio je donošenje relativno preciznijih zaključaka, pošto prirodni monopol nastaje kao posledica primene određenih tehnologija u vršenju pojedinih funkcija i ne mora se ispoljavati u celoj grani. Istraživanja veze između veličine elektrana i prosečnih troškova,

27 pokazala je da

opadajudi troškovi nisu toliko izraženi u proizvodnji električne energije i da postoje granice ekonomije obima u uslovima tadašnjih tehnologija. Istraživanja veza različitih tehnologija proizvodnje električne energije i karaktera funkcije troškova

28

dovelo je do određivanja veličine pojedinih elektrana pri kojima se pojavljuju opadajudi troškovi. Tako su za termoelektrane na ugalj ved pri veličini od 600 MW po bloku iscrpljeni efekti ekonomije obima, dok je ta veličina za nuklearne elektrane 1000 MW po bloku. U domenu prenosa i distribucije, empirijska istraživanja pokazuju da se savremena tehnologija u ovim segmentima karakteriše opadajudim troškovima i da postoji subaditivnost funkcije troškova.

29

Kao rezime ovih istraživanja, može se konstatovati da je poistovedivanje elektroprivrede kao grane sa prirodnim monopolom pogrešno. Razvoj elektroprivrede u poslednjih nekoliko godina, gde je na konkretnim slučajevima dokazano da je uspostavljanje i održavanje konkurencije u pojedinim njenim segmentima mogude i izvodljivo, u velikoj meri potvrđuje ovakav zaključak. Promena u stavu oko prirodnog monopola u elektroprivredi dovela je do napuštanja dugogodišnje politike forsiranja institucionalnog (zakonskog) monopola na nivou grane, odnosno na zamenu ekonomske regulacije konkurencijom u onim segmentima gde je ona moguda.

27 Steward J. (1979), Plant Suze, Plant Factor and the Shape of the Average Cost Function in Electric Power Generation, Bell Journal of Economics, Autumn. 28 Joskow P. (1987): Productivity Growth and Tehnical Change in the Generation of Electricity, Energy Journal Vol 8. 29 Baldick R., Kahn E. (1993): Network Costs and the Regulation of Wholesale Competition in Electric Power, Journal of Regulatory Economics, Vol 5 No 4.


60

2.3 Osnove za utvrđivanje cena električne energije Kod vedine dobara i usluga kod kojih postoji konkurencija, delovanje tržišnih zakona bi dovelo do cene koja bi izbalansirala ponudu i tražnju i obezbedila proizvođaču razuman profit na uložena sredstva. Tradicionalalno shvatanje, da elektroenergetska delatnost de facto i de jure predstavlja monopol, poslednjih godina je doživelo značajne transformacije. Razdvajanjem elektroprivredne delatnosti na njene osnovne komponente (proizvodnja, prenos, distribucija i prodaja), stvorene su pretpostavke da se u delu proizvodnje i prodaje uvede konkurencija dok prenos i distribucija predstavljaju prirodni monopol i zbog mogudnosti zloupotrebe tog položaja, oni su predmet regulacije cena. Obzirom da je proces liberalizacije i otvaranja tržišta električne energije postepeno tekao i da njegova implementacija podrazumeva niz dodatnih aktivnosti, to je podrazumevalo razvijanje niza različitih modela i pristupa koji bi omogudili adekvatnu zamenu za tržišnu cenu. Tek nedavno, kako je deregulacija uzela maha, preduzeti su određeni koraci ka uspostavljanju tržišta na kome bi se cene formirale kroz međusoban kontakt prodavaca i kupaca. Regulacija cena u delatnosti prenosa i distribucije obavlja se u skladu sa principima ekonomske efikasnosti, stimulacije racionalne potrošnje, nediskriminacije i minimizacije administrativnih troškova. Ekonomska efikasnost se ostvaruje kroz kontrolu opravdanosti troškova energetskih subjekata (tehnička efikasnost) i optimalnu strukturu tarifnih sistema (alokativna efikasnost). Tehnička efikasnost podrazumeva da se energetska delatnost obavlja uz minimalne troškove, odnosno postizanje maksimalnih efekata uz što manje troškove. Alokativna efikasnost podrazumeva da cene istovremeno daju realne ekonomske signale i potrošačima za optimalno korišdenje električne energije i investitorima za investicije u održavanje postojede i izgradnju nove infrastrukture. Alokativna efikasnost ima za cilj maksimizaciju društvenog blagostanja, odnosno optimalni odnos blagostanja potrošača i ekonomskog profita energetskog subjekta. Odstupanja od principa alokativne efikasnosti (npr. kroz unakrsno subvencionisanje) neminovno dovodi do smanjenja društvenog blagostanja. Jedan od ciljeva regulacije cena električne energije je da se stimuliše racionalna potrošnja, što podrazumeva ravnomernu dnevnu potrošnju i racionalnu mesečnu/godišnju potrošnju električne energije. Princip nediskriminacije podrazumeva jednak položaj svih korisnika u pogledu načina određivanja cena (bez obzira na veličinu, vlasništvo ili druge faktore) i izbegavanja postupaka kao što su prelivanje troškova (unakrsno subvencionisanje). Svaki kupac električne energije ili korisnik prenosnog i distributivnog sistema mora da plada za isporučenu energiju ili pruženu uslugu srazmerno troškovima koje,


61

zavisno od mesta priključenja na sistem, količine i načina potrošnje, izaziva u sistemu. Princip efikasne regulacije podrazumeva minimizaciju administrativnih troškova regulatorog tela, kao i troškova koji padaju na teret regulisanog subjekta prilikom usklađivanja sa zahtevima regulacije cena. Posmatrano kroz duži vremenski period mogu se indentifikovati tri pristupa koja su se najčešde koristila za utvrđivanje cena električne energije: - utvrđivanje cena na bazi istorijskih troškova, - utvrđivanje cena na bazi marginalnih troškova i - tržišno utvrđivanje cena električne energije.

Utvrđivanje cena na bazi istorijskih troškova ima za cilj da zadovolji, pre svega, informativnu funkciju, odnosno da omogudi proizvođaču da pokrije svoje troškove uz “pravičnu” stopu povradaja na angažovana sredstva, što podrazumeva ostvarivanje „razumnog“ profita. On je najčešde zastupljen u zemljama u kojima elektroprivreda još uvek nije dostigla punu zrelost i gde nisu stvorene pretpostavke za uvođenje elemenata konkurencije. Utvrđivanje cena na bazi marginalnih troškova stavlja vedi naglasak na distributivnu funkciju cena. Posmatrano na dugi rok, troškovi električne energije moraju biti pokriveni. Ovaj pristup davanja ekonomski korektnih signala, kao osnova za definisanje optimalne potrošnje i investicionih odluka, je najčešde zastupljen u visoko integrisanim elektroprivredama koje su u državnom vlasništvu kao što je to bio slučaj sa Francuskom i Velikom Britanijom pre privatizacije. Tržišno utvrđivanje cena električne energije počiva na delovanju tržišnih zakona, odnosno zasniva se na dve osnovne pretpostavke: - da postoji institucionalni i regulatorni okvir koji bi omogudio da proizvodnja

električne energije i prodaja postanu potpuno liberalizovani, tako da se putem berze ili kroz kupoprodajne ugovore električna energija može kupovati i prodavati po tržišnoj ceni i

- da postoji dovoljan broj proizvodnih kapaciteta, odnosno viškova električne energije kao i da ne postoje ograničenja u prenosnom i distributivnom sistemu.

Teorijski posmatrano, tržišne cene se u uslovima postojanja perfektne konkurencije izravnavaju sa marginalnim troškovima. Tokom vremena, one de težiti da se izjednače sa dugoročnim marginalnim troškovima. Na ovaj način zastupnici teorije dugoročnih marginalnih troškova pokušavaju da repliciraju zagovornicima tržišnih cena. Međutim, veoma je teško nadi potvrdu za ovakvu tvrdnju, barem što se tiče električne energije, pošto svi sistemi, pa i oni najliberalizovaniji, imaju određene karakteristike koje im ne omogudavaju poslovanje u uslovima kakvi postoje na perfektno konkurentnom tržištu.


62

Svaki od tri navedena pristupa za formiranje cena ima svoje prednosti i nedostatke i ni jedan od njih ne uspeva u potpunosti da zadovolji osnovne kriterijume optimizacije koji podrazumevaju minimalne troškove uz maksimalnu pouzdanost sistema. Cilj regulacije cena je da kontroliše i eliminiše ostvarivanje prekomernog profita regulisanog subjekta i da istovremeno podstiče na povedanje efikasnosti i smanjivanje troškova. U nastavku de biti dat kritički osvrt na svaki od navedenih modela regulacije.

2.3.1 Utvrđivanje cena na bazi istorijskih troškova Utvrđivanje cena električne energije, koji u osnovi počiva na istorijskim troškovima, čine dva osnovna oblika regulacije: - Regulacija stopom povrdaja (Rate of Return Regulation) i - Podsticajna regulacija (Incentive Based Regulation).

U okviru podsticajne regulacije postoji nekoliko modaliteta: 1. Regulacija maksimalnih veličina (Cap Regulation) u okviru koje se razlikuje: - Regulacija maksimalne cene (Price Cap Regulation) - Regulacija maksimalnog prihoda (Revenue Cap Regulation)

2. Regulacija pokazatelja (Performance Based Regulation) 3. Komparativna regulacija (Yardstick Regulation) Regulacija stopom povradaja. Utvrđivanje cena na bazi istorijskih troškova predstavlja tradicionalni pristup formiranja cena električne energije na bazi klasične kalkulacije cene koštanja električne energije. Ovaj model regulacije se često u praksi naziva i Cost plus model, a ovo poistovedivanje je pogrešno. Naime, Cost plus model pored pokrida opravdanih troškova i troškova amortizacije podrazumeva i određeni iznos sredstava za investicije. Model stope povradaja, pored opravdanih troškova i amortizacije, obuhvata i određeni prinos na angažovana sredstva bez obzira da li de ona biti korišdena za investicije ili ne. On je zasnovan na logici da svaki angažovani kapital ima svoju cenu i da oni treba da bude sastavni deo ukupnih troškova koji se priznaju i nadoknađuju kroz krajnju cenu. Primer pojednostavljene formula za određivanje cena metodom stope povradaja prikazana je u nastavku:

Prihod t = troškovi t-1 sa inflacijom + prinos na kapital

Formula prikazuje da je dozvoljeni prihod u datoj godini t, postavljen da bude jednak ostvarenim troškovima u prethodnom periodu korigovanom za stopu inflacije (uglavnom su to operativni troškovi, troškovi održavanja i amortizacija), plus iznos koji bi trebao da bude jednak „fer“ stopi na angažovani kapital. Radi pojednostavljenja u formuli koristimo prihod. Kod regulacije metodom stope povradaja, gornja granica se, međutim, često primenjuje na cene, što je suprotno


63

prihodu. Gornja granica regulisane cene može se dobiti tako što se dozvoljeni prihod deli sa projektovanim brojem prodatih jedinica. Osnovni kriterijum od koga se polazi je da cene moraju biti pravedne i razumne i da ne smeju biti diskriminatornog karaktera. Maloprodajne cene ili cene za tarifne kupce, su regulisane od strane regulatornih tela. Praksa po zemljama je različita, ali je pravilo da operativni troškovi i amortizacija budu nadoknađeni direktno iz cene, dok se kapitalni troškovi pokrivaju na osnovu odobrene vrednosti angažovanih sredstava (rate base) i na osnovu odobrene vrednosti stope povradaja (rate of return) koja se može priznati kao trošak. Knjigovodstvena vrednost sredstva se ne uključuju automatski u cenovnu osnovicu (rate base). Mnoge zemlje zahtevaju da se investiciona ulaganja korektno utvrde, odnosno da se ustanovi da li su ona korisno upotrebljena pre nego što se odobri da uđu u osnovicu za formiranje cena. U nekim zemljama se to čini još za vreme izgradnje elektrana, dok je u drugim zemljama to mogude tek kada elektrana uđe u pogon.

30

Ovaj način utvrđivanja cene ima nekoliko prednosti: - relativno je precizan jer je zasnovan na istorijskim troškovima, - podrazumeva nizak rizik za proizvođače i shodno tome i nisku stopu

povradaja na uložena sredstva, - relativno je jednostavan za primenu i transparentan.

Zahvaljujudi tome, ovaj metod utvrđivanja cena je bio široko zastupljen u praksi ali je pokazao i izvesne slabosti. Jedan od glavnih nedostataka je sklonost ka povedanju kapitalne intenzivnosti (Averch – Johnson efekat), odnosno stvaranje pretpostavki koje mogu da dovedu do preizgrađenosti kapaciteta. U tim okolnostima se postavlja pitanje da li troškove investicija koje nisu bile neophodne treba prevaliti na potrošače? Slična situacija se javlja i u slučaju nuklearnog programa gde se postavlja pitanje da li prekomerni troškovi zbog dugih rokova izgradnje ili obustavljene investicije treba da budu predmet povradaja putem cene? Osnovna mana istorijskog pristupa je u tome što ne pruža korektne ekonomske signale u situaciji kada su marginalni troškovi viši od prosečne cene. Primera radi, to je situacija kada je nova elektrana zbog inflacije ili zbog uvedenih ekoloških standarda skuplja od postojedih. Isto tako, iskrivljeni signali se dobijaju i kada se u sistem uvede elektrana koja ima vedu efikasnost od postojedih.

30 Iako je uključivanje novih elektrana kao i objekata i opreme iz delatnosti prenosa i distribucije električne energije u kapitalnu osnovu bila stvar rutine i retko se dešavalo da, u uslovima rastude tražnje za električnom energijom, neka komisija odbije takav zahtev, sa povedanim učešdem nuklearnih elektrana u strukturi proizvodnje i nedovoljnom sigurnošdu nuklearnih tehnologija, početkom 1980-ih godina došlo je do niza otkazivanja i zaustavljanja izgradnje ovih elektrana. U periodu 1983-1988. godine, oko 10 mlrd. USD investicija u elektroprivredu SAD nije dobilo dozvolu regulatornih komisija za uključivanje u kapitalnu bazu. Neuključivanje izgrađenih elektrana u kapitalnu bazu dovelo je do porasta rizika ulaganja u elektroprivredu, te samim tim i do povedanja stope povradaja. Videti u Oak Ridge National Laboratory (1989), Prudence Issues Affecting the U.S. Electricity Utility Industry: Update, 1987 and 1988 Activities, Oak Ridge, TN.


64

Nedostatak je i u tome što su propisane, normirane vrednosti obračunskih troškova po pravilu potpuno različite od troškova koji su relevantni za efikasnu alokaciju resursa. Ovakav pristup predstavlja ex post pogled na troškove i stvara iluziju kod potrošača da su troškovi proizvodnje (pa time i resursi) isto toliko jeftini kao što je to bio slučaj u prošlosti, odnosno da su resursi u istoj meri raspoloživi kao što je to nekad bilo. Naime, u slučaju kada su cene usmerene na pokrivanje ostvarenih prosečnih troškova, one ne ostvaruju svoju alokativnu funkciju u smislu da potrošačima daju signal koliki su dodatni troškovi proizvodnje neophodni za zadovoljenje dopunske potrošnje. Ovaj argument važi i u suprotnom smislu. Ukoliko potrošači smanjuju potrošnju, tada su potrebe za dodatnim kapacitetima smanjeni, a samim tim i troškovi. Ukoliko su cene u korelaciji sa troškovima, smanjenje troškova pojedinačih potrošača električne energije de odražavati uštedu resursa do koje je došlo. Konačno, nizak rizik za proizvođača, podrazumeva visok rizik za potrošača koji u krajnjoj instanci kroz račun plada za sve počinjene greške kako proizvođača tako i regulatora. Svi ovi nedostaci mogu se donekle otkloniti efikasnijom regulativom, ali po cenu pravljenja kompromisa sa autonomijom energetskog subjekta. Stoga su u poslednje vreme učinjeni koraci u pravcu uvođenja vede fleksibilnosti, bilo kroz tržino orijentisano određivanje cena, bilo kroz uvođenje podsticajnog regulisanja cena električne energije. Podsticajna regulacija, ima za cilj da oslabi vezu između troškova i cene električne energije, vezujudi ih za inflaciju umanjenu za stopu rasta produktivnosti, podstičudi na taj način, sa jedne strane smanjenje tarifa, a sa druge strane stimulišudi energetske subjekte na vedu efikasnost kako bi mogli da ostvare vede profite. Metodologija primene ovog modela se sastoji iz serije dobro definisanih koraka koji u krajnjoj instanci, kroz jedan administrativni postupak dovode do formiranja cene električne energije. U tom postupku, regulatorno telo prvo određuje kapitalnu osnovu, koja se definiše kao iznos sredstava na koje elektroprivredni subjekat ima pravo da obračuna stopu povradaja. Nakon toga se utvrđuju operativni troškovi i amorizacija za tako angažovana sredstva i na kraju se određuje stopa povradaja u vidu procentnog iznosa koje elektroprivredni subjekat može da primeni na kapitalnu osnovu. Regulator je dužan da sagleda i odobri sve troškove elektroprivrednog subjekta koji nastaju u procesu zadovoljavanja potreba potrošača, bilo da se oni odnose na sopstvene proizvodne troškove, bilo da je u pitanju trošak nastao po osnovu kupovine električne energije od strane drugih kompanija ili je on posledica primene programa koji treba da stimuliše racionalno korišdenje električne energije. Da bi odobrio sve troškove, regulator mora da utvrdi da li su oni “razumno” određeni. Kod utvrđivanja šta je to “razumno”, regulator se rukovodi time da li je onaj koji donosi odluke, na osnovu informacija kojima je raspolagao ili kojima je morao da raspolaže, mogao da donese takve odluke. Prilikom utvrđivanja kapitalnih troškova, regulator je dužan da ustanovi da li se oni odnose na sredstva koja se nalaze u neposrednoj i svrsishodnoj ulozi. To


65

podrazumeva, da se ne dozvoli zarada na kapital koji je uložen u sredstva koja nisu u neposrednoj funkciji obavljanja energetske delatnosti kao i da sredstva koja su dobijena kroz donacije budu isključena. Takođe, kapital koji je uložen u projekte koji su u toku izgradnje najčešde nije predmet obračuna, a u pojedinim slučajevima iz kapitalne osnove se isključuje višak kapaciteta koji nije u neposrednoj funkciji zadovoljenja potreba potrošača i koji prevazilazi potrebe rezervne margine (neophodna rezerva električne energije za funkcionisanje sistema). Kontrola operativnih (proizvodnih) troškova predstavlja najjednostavniji deo posla regulatora. Operativni troškovi uključuju troškove goriva, plate i nadnice menadžera i radnika, materijalne i nematerijalne troškove, troškove održavanja, porezi i sl. Jednostavnost kontrole ovih troškova počiva na transparentnosti njihovog formiranja. Najvedi deo operativnih troškova je van kontrole elektroprivrednog subjekta – nivo poreza definiše država, cene energenata se formiraju na svetskom tržištu, nadnice se utvrđuju na bazi kolektivnih ugovora i dr. Otuda problem kontrole operativnih (proizvodnih) troškova može nastati u situacijama relativno visoke inflacije ili naglog rasta cene goriva. Tako je npr. nakon dva naftna udara (1973. i 1979. godine) uvedeno pravilo da se porast cena goriva automatski odražava na cene električne energije. Iako uključivanje amortizacije u ukupne priznate troškove (koji se moraju pokriti kroz cenu električne energije) nije predmet rasprava, način njenog izračunavanja može biti sporan. Iznos amortizacije određuje se konvencijom pa su česti sporovi koji se tiču osnovice za njen obračun, vek trajanja sredstava kao i metod otpisivanja. Primera radi, vek trajanja hidroelektrana krede se u rasponu od 40-60 godina, termoelektrana od 20-30 godina dok se vek prenosnih i distributivnih kapaciteta krede od 30-40 godina. Ovako dug vremenski period trajanja elektroenergetskih kapaciteta direktno utiče i na visinu stope amortizacije koja se primenjuje u obračunu. Dug vek trajanja energetskih kapaciteta potencira niske amortizacione stope i favorizuje potrošače, dok kratak vek trajanja dovodi do visokih amortizacionih stopa i favorizuje investitore. Daleko najvedi problem za regulatora predstavlja određivanje kapitalne osnove i stope povradaja, jer njihov proizvod određuje profit subjekta. Za izračunavanje kapitalne baze može se koristiti nekoliko metoda: - vrednovanje sredstava na osnovu njihove istorijske (knjigovodstvene)

vrednosti, - vrednovanje sredstava na osnovu reproduktivne (zamenske) vrednosti

(kupovina istog postrojenja po sadašnjim cenama), - vrednovanje sredstava na osnovu njihove prinosne vrednosti.

Regulatori obično koristi istorijsku (knjigovodstvenu) vrednost za utvrđivanje kapitalne osnove, jer je to najjednostavnije. Iako je ovaj metod dosta nepovoljan za regulisani subjekat, njegovi nedostaci se mogu kompenzovati prilikom određivanja stope povradaja.


66

Jednom kada je utvrđena kapitalna osnova, prelazi se na utvrđivanje strukture kapitala iz koje se ona sastoji. Slično kao i kod drugih kompanija, struktura izvora sredstava se sastoji iz kratkoročnih i dugoročnih zajmova, akcijskog kapitala i sopstvenih sredstava. Regulator utvrđuje odnos pozajmljenog i sopstvenog kapitala (gearing), kao i iznos dozvoljene stope povradaja. Metodologija za izračunavanje dozvoljene stope povradaja na sopstvena sredstva (Capital Asset Price Model) je zasnovana na proceni rizika sa kojim se kompanija suočava u poslovanju. Regulacija putem modela interne stope povradaja danas je relativno zastarela, ali je i pored toga bila dosta zastupljena, pogotovo u elektroprivredi SAD gde energetski subjekti u privatnom vlasništvu zahtevaju da sve njihove investicije odobrene od strane regulatora nose dogovorenu stopu povradaja.

31 Ipak, ovaj

model se polako napušta pošto ne stvara dovoljno podsticaja za smanjenje troškova. Ima mišljenja da ovakav mehanizam utvrđivanja cena električne energije nagrađuje preduzede za učinjene troškove, a ne za performanse,

32 tako da je

sklonost ka povedanju kapitalne intenzivnosti (Averch-Johnson efekat) njegova stalna karakteristika. Takođe, usled toga što se ovaj model regulacije bazira na istorijskim troškovima, on često zahteva povedanje stope povradaja usled rasta cena, tako da one sa svoje strane mogu da daju negativne signale za potrebne investicije u ovu granu.

33

Iako ovaj model regulacije postepeno gubi značaj u razvijenim industrijskim zemljama, on se još uvek primenjuje u zemljama u razvoju jer u uslovima nedostatka kapitala za razvoj elektroprivrede, garantovanje određene stope povradaja na uloženi kapital predstavlja način da se privuku strani investitori. Nesklad između potreba za elektroenergetskim kapacitetima i raspoloživog kapitala, uticao je na to da su stope povradaja na strane investicije za u zemljama u razvoju relativno visoke i kredu se do 16% u zavisnosti od kreditnog rejtinga zemlje.

34

Podsticajni modeli regulacije. U okviru podsticajnih oblika regulacije, regulacija maksimalnih veličina je dominantan oblik u oblastima gde postoji prirodni monopol. Price cap regulacija je prvi put primenjena 1989. godine od strane američke Savezne agencije za telekomunikacije (Federal Communications Commission), a nakon toga model je primenjen u sektoru elektroprivrede i gasa. U početku, regulacija putem podsticaja uglavnom se svodila na vezivanje pojedinih troškova za određene parametre kao što su raspoloživost elektrana ili stepen

31 Da bi dopustila promenu forme regulacije, elektroprivredna kompanija koja snabdeva električnom energijom Rhode Island, zahtevala je nadoknadu oko 1 milijarde dolara. 32 Gilbert R. Kahn E. (1993): Competition and Institutional Change in US Electric Power Regulation, PWR 011, University Energy Research Group and USD Institute of Governmental Affairs, Barkeley. 33 Smatra se da je usled primene ovog modela regulacije cena električne energije u SAD došlo do preinvestiranja u kapacitete za proizvodnju koja se procenjuje na oko 10%. 34 Slučaj u Bugarskoj prilikom privatizacije Sofijske distribucije.


67

korišdenja kapaciteta. Prema empirijskim istraživanjima35

ovakav vid podsticajnih mehanizama se nije pokazao efikasnim. Stoga se on pre može smatrati kao dopuna regulacije putem stope povradaja nego kao zaseban oblik regulacije. Napredniji oblik ovog modela regulacije predstavlja odobravanje delimičnog porasta cena u slučaju porasta troškova na koje kompanija ne može da utiče. Na ovaj način samo deo porasta troškova se prenosi na cene (taj deo se određuje na bazi ranijih performansi ili performansi sličnih kompanija), a time se stimuliše efikasnije i racionalnije ponašanje kompanija u delu koji je pod njegovom kontrolom. Veliki broj ekonomista

36 veruje da de price cap model poboljšati ekonomske

performanse i pokrenuti inicijativu u pravcu efikasnijeg poslovanja u daleko vedoj meri nego što je to bio slučaj u uslovima primene modela interne stope povradaja. Ovo je ujedno pomak u pravcu uvođenja konkurencije u okviru elektroprivrednog tržišta. Suštinu price cap regulative čini price cap formula koja determiniše dozvoljeni stepen promene prosečne cene u propisanom ili dogovorenom periodu. Price cap formula integriše uticaj inflacije, promenu stope produktivnosti kao i uticaj egzogenih faktora (takse, porezi i dr.). Regulacija ograničenjem cene/prihoda podrazumeva da se cene ili prihodi, postavljaju unapred, obično za period od 3-5 godina, koji dopuštaju kompaniji da ima dobiti od uštede troškova koji su nastali u tom periodu, ali koje se preračunavaju u određenim intervalima radi usklađivanja sa troškovima. Ograničenje se odnosi na gornju granicu na koji se cene i prihodi postavljaju, otuda termin „ograničenje cene“ odnosno „ograničenje prihoda“. Dok postoji svega nekoliko primera, pre svega iz SAD prakse, ovaj model je prvi put primenjen na britanski Telekom 1984. godine. Regulacija ograničenjem je tako osmišljena da kompaniji da jak podsticaj da smanji troškove, odnosno tako što se odobre cene ili prihod nezavisno od troškova koje kompanija napravi u tom periodu. Kompanija može da zadrži dobiti ili barem deo, od svakog poboljšanja efikasnosti u pretpostavljenom obimu poboljšanja. Da bi se uzele u obzir nepredvidive stope inflacije, režim regulacije ograničenjem dozvoljava kompaniji da menja cene u zavisnosti od nivoa inflacije. Nivo cene se koriguje sa procentom „X“ koji, između ostalog, reflektuje stvarnu promenu troškova za koju regulator pretpostavlja da je objektivna. Formula, koja se može primeniti na ograničenje cene ili prihoda je:

37

R t = R t-1 (1 + CPI - X)

35 Berg S., Jeong J. (1991), An Evaluation of Incetive Regulation for Electric Utilities, Journal of Regulatory Economics, Vol 3. 36 Braeutigam, Panzer, Brown, Einhorn i Vogelsang i dr. 37 Ponekad se javlja pod drugim nazivom, uobičajeno je označeno sa “Y”, dodaje se na desnu stranu jednačine da bi se predstavili troškovi koje regulisano preduzede može da „prenese“ direktno kupcu, uglavnom zato što su to troškovi koje regulisano preduzede ne može da kontroliše.


68

gde je: Rt – granica cena, ili prihoda CPI – stopa rasta opšteg indeksa cena X – faktor koji odražava pretpostavljenu stopu rasta produktivnosti i druge relevantne faktore t – indeks godine. Formula pokazuje da je gornja granica prihoda ili cena u tekudoj godini t, postavljena da bude jednaka gornjoj granici u prethodnoj godini, odnosno da uključuje inflaciju (CPI) i unapređenje neto efikasnosti efekta ostalih faktora (X).

Osnovna razlika između regulacije metodom stope povradaja i metodom ograničenja je što se kod regulacije metodom stope povradaja gornja granica cena ili prihoda izvodi direktno iz troškova u prethodnoj godini. Dok je kod regulacije metodom ograničenja granica uobičajeno postavljena u skladu sa granicom u prethodnoj godini. Zbog toga se dozvoljene cene/prihodi određuju nezavisno od prošlogodišnjih stvarnih troškova, a preduzede je u mogudnosti da zadrži sve uštede na troškovima čime se podstiče efikasnost. Slabljenjem veza između stvarnih troškova i regulisanih cena, regulacija ograničenjem minimizira mnoge nedostatke regulacije metodom stope povradaja. Izbegava potrebu za postavljanjem regulisanih stopa svake godine i obezbeđuje vedu stabilnost cena. Smanjenje troškova, međutim, ne treba postizati limitirajudim regulatornim aranžmanima koji investitorima ne bi dozvolili da zarade prikladnu stopu povradaja. Prilikom određivanja ograničenja, regulator treba da osigura da njihov nivo može pokriti ne samo troškove efikasnog rada i održavanja, ved da može da obezbedi i adekvatnu stopu povradaja na nasleđeni kapital i nove investicije. Uprkos navedenim prednostima, ne može se redi da je regulacija metodom ograničenja savršena. Kao osnovni nedostaci modela ograničenjem navode se oni vezani za: - kvalitet snabdevanja, - teškode prilikom određivanja faktora X, - prekomerni povradaji ili gubici.

Jedna od verovatno najznačajnijih nenamernih posledica je što jak podsticaj za smanjenjem troškova ima tendenciju da na kraju dovede do manjeg kvaliteta usluge. Teorija i praksa pokazuju da regulacija ograničenjem bez primene dodatnih mera na kraju degradira pouzdanost i druge aspekte u kvalitetu snabdevanja. Razlog tome je što snažan podsticaj da se postigne efikasnost (a koji je vođen podsticajem da stvori profit) može imati izopačen efekt da na srednjoročne i dugoročne staze podstakne razvijanje pouzdanosti ispod standardnog nivoa. Prema tome, u sistemima regulacije ograničenjem, uključivanje elemenata za regulaciju kvaliteta snabdevanja je imperativ. Često se koristi sistem finansijskih penala (standarda kvaliteta) za ne ispunjenje specifičnih ciljeva. Pored toga


69

cenovna formula može obuhvatati i parametar koji povezuje ograničenje prihoda/cene sa specifičnom merom za performanse kompanije, odnosno ciljanog nivoa kvaliteta. Mehanizam ograničavanja, zbog svog jakog podsticaja za smanjenjem troškova, možda i nije najbolji izbor za kapitalno intenzivne delatnosti. Još jedan nedostatak je što je teško odrediti pouzdanu procenu obima uštede regulisane kompanije tokom perioda regulacije.

38 Uspeh regulacije ograničenjem zavisi od toga koliko je

dobra procena ograničenja efikasnog nivoa troškova.39

Prekomerni povradaji ili gubici su još jedan nedostatak regulacije ograničenjem. Regulisani subjekat tokom perioda regulacije može ostvariti gubitke i/ili imati obavezu na prekomerni povradaj. Razlog tome može biti asimetrija u informacijama između preduzeda i regulatora. Kompanija de verovatno bolje poznavati svoje troškove i načine uštede i iskoristide tu prednost da obezbedi relativno nisko ograničenje. Vremenom de regulatori imati više informacija o radu drugih kompanija i u skladu s tim de se smanjivati asimetrija u informacijama. Regulacija zasnovana na performansi utvrđuje režim nagrada i penala za kompanije koje premaše ili ne dostignu izvestan broj prethodno utvrđenih indikatora poslovanja. Poslovni indikatori se uobičajeno ne odnose na finansijske kategorije – gubici, kvalitet, raspoloživost, itd. Njihova administracija je relativno složena i ne slaže se u potpunosti sa konceptom nenametljive regulacije. Regulacija po poređenju se ne zasniva na proceni troškova pojedinačnih preduzeda, nego na poređenju cena ili troškovnih kategorija i troškovnih determinanti između kompanija. U ovom mehanizmu preduzedima nije dozvoljeno da napladuju po cenama vedim od neke statističke srednje cene koja se računa za sva preduzeda, osim ako je opravdano njihovim „specijalnim radnim uslovima“.

38 Široko zastupljeno mišljenje u SAD-u, o ispravnom izvođenju X u RPI – X vrsti ograničenja cena, potiče iz jedne veoma značajne studije, Bernsteina i Sappingtona (1999). Cilj regulatora je da cene održi što je mogude nižim da bi obezbedio nula ekonomskog profita. U RPI-X vrsti ograničenja cena, faktor X, koji obezbeđuje da uslovi u privredi u pogledu nula profita ispunjavaju funkciju razlike između stope po kojoj rast TFP-a u privredi premašuje rast TFP-a u celokupnoj ekonomiji, dodaje se stopa po kojoj rast ulaznih cena premašuje rast ulaznih cena za celokupnu ekonomiju. Stoga, prema Bernsteinu i Sappingtonu, ispravna definicija faktora X je diferencijal diferencijala. U Evropi je Littlechild uveo X u vreme prvih privatizacija u Velikoj Britaniji 1980-ih godina. Prema Littlechildu originalne namere su bile da X odrazi kako cene treba da budu u odnosu na celokupnu ekonomiju, odnosno, kako stvarne izlazne cene u industriji treba da se menjaju. Jedna od fundamentalnih ideja ograničenja cena takođe je bilo da se izbegnu razvučene regulacije metodom troškova usluge i metodom stope povradaja koje su se pokazale neefikasnim. 39 Uključivanje pretpostavke o efikasnom dobitku u podsticajnu regulaciju cena, omoguduje, da se dobit od efikasnog poslovanja, koju je kompanija realizovala do pretpostavljenog nivoa, prenese na potrošača tokom perioda regulacije. Ako regulacija ograničenjem ne obuhvata pretpostavke o dobiti od efikasnog poslovanja, tada de regulacija i dalje zadržati osobine podsticaja i podstadi kompaniju da ima uštede, ali se one nede preneti na potrošača do slededeg regulatornog perioda.


70

2.3.2 Utvrđivanje cena na bazi marginalnih troškova Podsticajno utvrđivanje cena električne energije se bazira na inicijativi za povedanjem stope povradaja. Kao takvo, podsticajno utvrđivanje cena je primenjivo samo ukoliko postoji privatno vlasništvo. Ukoliko je elektroprivreda u državnom vlasništvu, vlasnici i potrošači predstavljaju istu grupu kojoj maksimizacija profita nije prvenstveni cilj. Otuda je u tim zemljama daleko više naglašena orijentacija ka ekonomski racionalnijem utvrđivanju cena zasnovanom na optimalnoj alokaciji resursa i slanju adekvatnih cenovnih signala. Utvrđivanje cena na bazi marginalnih troškova je model koji bi prevashodno bio orijentisan ka tim ciljevima. U načelu, marginalni troškovi predstavljaju troškove dodatne proizvodnje, odnosno troškove koje ostvaruju novi kapaciteti za podmirenje dodatne potražnje za električnom energijom. U slučaju proizvodnje električne energije problematika marginalnih troškova je dosta kompleksna i stoga zahteva da se bliže analiziraju pojedini aspekti i struktura marginalnih troškova. U tom kontekstu neophodno je istadi par činjenica. Prvo, tražnja za električnom energijom nije ravnomerno raspoređena tokom godine. Ciklusi kretanja potrošnje električne energije mogu biti dnevni, nedeljni ili godišnji. Proizvodnja se mora konstantno održavati u skladu sa ovim varijacijama kao i sa postojedim ograničenjima u elektroenergetskom sistemu. Drugo, postoje periodi kada je potreba za električnom energijom niža od mogude proizvodnje raspoloživih kapaciteta, odnosno periodi za koje možemo da konstatujemo da postoji višak električne energije. Dodatna potrošnja tada se može momentalno zadovoljiti, bez potrebe za povedanjem postojedih kapaciteta. U tom slučaju, marginalni troškovi nisu ništa drugo do "proporcionalni", odnosno varijabilni troškovi koji odgovaraju troškovima goriva koje je potrebno utrošiti u postojedim elektranama da bi se zadovoljila dodatna potrošnja. Trede, postoje periodi tokom kojih je potrošnja izuzetno visoka i tada se može desiti da proizvodni kapaciteti, usled krajnje nepovoljnih uslova (npr. nemogudnost nabavke električne energije od drugih elektroenergetskih sistema), ne mogu zadovoljiti postojedu potrošnju. Rizik od ovakve situacije mora se svesti na takve okvire u kojima bi njegova materijalizacija izazvala minimalnu štetu za društvo u celini. Četvrto, rastuda tražnja za električnom energijom povedava rizik zadovoljenja potreba. Podmirenje rastude potrošnje podrazumeva da energetski subjekat kako bi održao kvalitet svoje usluge mora idi na povedanje raspoloživih kapaciteta ili na instalisanjem nove mreže. Marginalni troškovi za dodatnu potrošnju su u tom slučaju jednaki troškovima proširenja kapaciteta. Ukoliko potražnja za električnom energijom konstantno raste, onda se povedanje raspoloživih kapaciteta može posmatrati kao investicija za kojom bi se potreba ukazala nešto kasnije. Polazedi od ovakvog stava, možemo posmatrati marginalne troškove kao troškove


71

prevremene potrebe za povedanjem kapaciteta, odnosno kao odnos rasta troškova zbog rasta potrošnje. Posmatrano na godišnjem nivou, ovi troškovi mogu se razdvojiti na dve komponente: - varijabilni troškovi koji odgovaraju iznosu dodatnih troškova goriva tokom

godine; - investicione troškove koji korespondiraju sumi finansijskih troškova,

amortizacije i fiksnih operativnih trokova koji de se pojaviti tokom prve godine korišdenja novih kapaciteta.

U uslovima rastude potrošnje, elektroenergetski subjekat ima dve mogudnosti. Jedna je da odmah izgradi dodatnu jedinicu sa kojom bi zadovoljilo potrošnju. Marginalni troškovi u tom slučaju bili bi jednaki troškovima instalacije u prvoj godini plus troškovi goriva tokom godine. Ovako definisani troškovi poznati su kao dugoročni marginalni troškovi, odnosno troškovi koji nastaju kada proizvođač povedava obim svojih kapaciteta. S druge strane, ukoliko pretpostavimo da elektroprivredni subjekat nije u stanju da poveda svoje proizvodne kapacitete, odnosno kada ne postoji mogudnost da se pojavi nedostajuda proizvodnja, marginalni troškovi su jednaki troškovima goriva utrošenom u kapacitetima koji su zadovoljili tu dodatnu potrošnju. Tokom perioda kada postoje izgledi da potrošnja prevaziđe raspoloživu proizvodnju, dodatnu proizvodnju je mogude ostvariti po troškovima koje izaziva prestanak isporuke novom korisniku. Troškovi koji se pripisuju izgubljenom kWh su proporcionalni, odnosno odgovarajudi troškovima štete koju je pretrpeo potrošač pogođen ovim merama. Ovi troškovi se definišu kao troškovi nestašice prouzrokovane dodatnim zahtevima sa proizvodnjom. U odsustvu bilo kakvih investicionih ulaganja, kratkoročni marginalni troškovi predstavljaju sumu troškova goriva i troškova nestašica nastalih tokom godine. Dugoročni i kratkoročni marginalni troškovi se razlikuju po strukturi i kompoziciji, ali njihovim upoređivanjem možemo dodi do optimalne veličine proizvodnih kapaciteta. Ekonomski optimum podrazumeva da mora biti uspostavljena dugotrajna ravnoteža između precenjenosti i podcenjenosti proizvodnih kapaciteta. Kako se proizvodnja koja de zadovoljiti potrošnju ne može u potpunosti proceniti, ravnotežna tačka predstavlja minimum troškova koje de društvo imati. Mera te ravnotežne tačke, odnosno minimuma troškova za društvo dobija se kada se sa jedne strane saberu troškovi elektroprivrede (zbir godišnjih operativnih i investicionih troškova za dodatnu proizvodnju), a sa druge strane sagledaju štete za društvo nastale usled nestanka električne energije. Teorija marginalnih troškova počiva na radovima Depuit-a

40 i nakon njega

Hotellinga,41

koji su na početku XX veka prvi započeli istraživanja na ovu temu. Razvoj terorije, posebno njene primene u elektroenergetskom sektoru, doživeo je snažan podstrek u radovima Boiteux-a

42, Stainer-a

43 i drugih autora tokom 1950-

40 Depuit, P. (1932), De l Utilite et de Sa Mesure, La Reforma Sociale, Turin. 41Hotelling, H. (1938), The General Welfare in Relation to Problems of Railway and Utility Rates. 42Boiteux, M. (1949), La tarification des Demandes en Pointe, Revue General da l`Electricite, vol. 58.


72

tih godina. Naknadni radovi na ovu temu, doveli su do daljeg razvoja sofisticiranijih modela koji su omogudili analitičarima da dublje prodru u strukturu marginalnih troškova. Osnovne postavke iz koje se izvodi teorija marginalnih (graničnih) troškova može se najbolje videti na osnovu primera i njegove grafičke interpretacije.

Tabela 8. - Ukupni, prosečni i granični troškovi

Nivo proizvodnje

Ukupni troškovi

Prosečni troškovi

Troškovi diferencijacije

Granični troškovi

200 1.000.000 5.000 - -

400 1.380.000 3.450 380.000 1.900

600 1.620.000 2.700 240.000 1.200

800 1.760.000 2.200 140.000 700

1000 1.850.000 1.850 90.000 450

1200 1.980.000 1.650 130.000 650

1400 2.240.000 1.600 260.000 1.300

1600 2.800.000 1.750 560.000 2.800

1800 3.780.000 2.100 980.000 4.900

Na osnovu podataka iz prethodne tabele skiciran je dijagram koji prikazuje trend prosečnih i graničnih (marginalnih) troškova.

Slika 10. - Prosečni i marginalni troškovi

43

Steiner, P. (1957), Peak Loads and Efficient Pricing, Quarterly Journal of Economics.


73

Na osnovu grafičkog prikaza se vidi da granični troškovi u celoj zoni degresije leže ispod prosečnih troškova. Povedanjem proizvodnje, počevši od najnižeg stepena korišdenja kapaciteta, prosečni troškovi opadaju do određenog nivoa usled smanjenja učešda fiksnih troškova po jedinici proizvoda, da bi svoj minimum dostigli u tački gde se fiksni i varijabilni troškovi izjednačavaju. Marginalni troškovi opadaju pri povedanju proizvodnje, ali dosežu svoj minimum pre minimuma prosečnih troškova. U toj poziciji, oni se sastoje samo iz proporcionalnih troškova. Sa daljim rastom proizvodnje, usled povedanja stepena reagibilnosti kod pojedinih vrsta i grupa varijabilnih troškova, dolazi i do rasta graničnih troškova, koji su još uvek niži od prosečnih troškova. Tačka u kojoj se izjednačavaju prosečni i marginalni troškovi naziva se tačka optimalnih troškova, i u toj situaciji kompanija na najbolji način iskorišdava svoje proizvodne kapacitete. Razlog za utvrđivanje cena koje bi bile jednake marginalnim troškovima može se prikazati na dijagramu ponude i tražnje.

Slika 11. - Dijagram ponude i tražnje

Neka je EFGD kriva tražnje koja determiniše potrebu za električnom energijom u baznoj godini pri različitim nivoima prosečne cene. AGS je kriva ponude, i ona je determinisana marginalnim troškovima proizvodnje dodatne jedinice proizvoda. Pri ceni p i proizvodnji Q, ukupan prihod od ostvarene potrošnje (reprezentovana spremnošdu potrošača da plate ovu cenu) može se predstaviti površinom ispod krive tražnje obeležene tačkama OEFJ. Troškove proizvodnje koji su adekvatni za zadovoljenje ovakve tražnje predstavlja površina ispod krive ponude oivičena tačkama OAHJ. Otuda, neto dobit, iskazana kao ukupan prihod minus ukupni troškovi, jednaka je površini oivičenoj tačkama AEFH. Maksimalna dobit se ostvaruje (površina AEG) kada je cena električne energije jednaka marginalnim troškovima u tački G u kojoj se ostvaruje optimalno tržišno rešenje pri ceni p0 i proizvodnji Q0 .


74

Matematički iskazano, maksimalna neto dobit (ND) je određena slededim izrazom:

ND =

p

dQQp0

)( -

q

dQQMC0

)(

gde p(Q) i MC(Q) prestavljaju funkcije tražnje, odnosno ponude respektivno. Maksimiziranjem ND dobijamo: d(ND)/d(Q)=p(Q) - MC(Q)=0 Na osnovu ovog izraza može se zaključiti da tačka u kojoj se seku kriva tražnje i kriva marginalnih troškova predstavlja optimalnu tačku u kojoj se postiže maksimum funkcije (p0 i Q0). Posmatrana analiza je do sada imala statičan karakter. Ukoliko bi se u nju uključila dinamička komponenta, u smislu da se pretpostavi da de u odnosu na baznu godinu, naredne godine dodi do rasta potrošnje, onda bi se i kriva tražnje pomerila sa nivoa D0 na nivo D1. Ukoliko bi se u narednoj godini zadržala bazna optimalna cena p0, tada bi višak tražnje za električnom energijom iznosio GK. U idealnom slučaju, proizvodnja bi morala da poraste na nivo Q1 da bi se uz cenu p1 uspostavila nova tačka optimuma L. Raspoložive informacije koje se odnose na novu tražnju D1 mogu biti nekompletne, odnosno mogu stvoriti problem u pokušaju lociranja nove tačke optimuma. Iz tog razloga, analitičarima je neophodno da do ove tačke dolaze kroz nekoliko iteracija. Stoga bi prvi korak bio da se ponuda poveda do nivoa od Qž, a cena do nivoa pž. Postojanje daljeg viška tražnje MN ukazuje da je neophodno da proizvodnja i cene dalje rastu. Ukoliko bi se u tome preteralo, i ukoliko bi došlo do više raspoložive proizvodnje nego što je to neophodno u datom trenutku, onda bi se moralo sačekati dok rast tražnje ne dostigne nivo mogude proizvodnje. Usled stalnog rasta potrošnje električne energije, kao i zbog činjenice da u delu proizvodnje nije mogude fino podešavanje i usklađivanje zbog specifičnosti proizvodnih kapacitete i težnje da njihova veličina bude što veda, dostizanje optimalne tačke može predstavljati skoro nerešiv problem. Pretpostavimo da u baznoj godini maksimalna proizvodnja iz raspoloživih kapaciteta iznosi Q, dok je optimalna tačka dostignuta pri proizvodnji Q0 i ceni p0 koji odgovaraju tražnji D0 i krivi kratkoročnih marginalnih troškova SRMC. Ukoliko u narednom periodu dođe do rasta tražnje sa nivoa D0 na nivo D1, da bi se uspostavili tržišni odnosi na kratak rok, cena mora da poraste do nivoa p1 pošto su kapaciteti fiksni. Pomeranjem krive tražnje do nivoa D2 i cene na nivo p2, javlja se potreba za uvođenjem novih kapaciteta za proizvodnju električne energije Q. Nakon toga, kada ti novi kapaciteti postanu operativni, kriva kratkoročnih marginalnih troškova teži da se vrati na prvobitni trend, tako da bi nova optimalna cena bila p3 koja bi odgovarala tražnji D3.


75

Slika 12. - Kratkoročni marginalni troškovi

Ovako velike cenovne oscilacije koje nastaju usled stalnog rasta potrošnje i primene kratkoročnih marginalnih troškova, su neprihvatljive sa stanovišta potrošača. Ovaj problem može se prevazidi ukoliko bi se kratkoročni marginalni troškovi zamenili sa dugoročnim, pri čemu je neophodno da se ujedno izvrši i diferencijacija cena električne energije. Uprošden grafički prikaz modela dugoročnih marginalnih troškova čine dve krive tražnje za električnom energijom - Dpk koja odgovara tražnji u časovima vršnog opteredenja i Dop koja odgovara tražnji kada je potrošnja mala ili umerena. Kriva ponude, iskazana kao a kroz kratkoročne marginalne troškove, je pojednostavljena tako da nivo a odgovara troškovima goriva, proizvodnje i održavanja. Kriva ponude je konstantna, dok kriva dugoročnih marginalnih troškova koji odgovaraju troškovima dodatnog kapaciteta, je data kroz konstantni nivo b. Statički dijagram je dat kako bi se ukazalo da pritisak na izgradnju novih kapaciteta nastaje usled potrošnje u periodima vršnog opteredenja Dpk, i da potrošači koji se nalaze u okviru potrošnje Dop ne treba da snose dodatne troškove izgradnje novih jedinica. Iz tog razloga, i model utvrđivanja optimalne cene mora da uzme u obzir ovu okolnost, te se cena mora razdvojiti na dve komponente u zavisnosti od doba dana korišdenja električne energije, odnosno na vršni period ppk=a+b, i vanvršni period pop=a


76

Slika 13. - Dugoročni marginalni troškovi

Lako je ustanoviti da razlika između ova dva marginalna troška je prosta razlika između godišnjeg troška izvođenja investicionog projekta i troškova očekivanja određenog datuma. Ukoliko su dugoročni i kratkoročni marginalni troškovi u ravnoteži tada je postignuta optimalna konfiguracija proizvodnog sistema. Ovakav pristup zasnovan na ravnoteži dugoročnih i kratkoročnih marginalnih troškova ima određenih prednosti. Prvo, kada su cene i cenovni odnosi između potrošača dugoročno narušeni raznim državnim intervencijama i stimulacijama potreban je objektivan i efikasan metod da se ti odnosi poprave (primer Italije i Grčke). Drugo, uvođenje ovog pristupa je jako bitno kada dolazi do značajnih promena u troškovnoj strukturi proizvodnje električne energije. Ilustrativan je primer Francuske prilikom uvođenja nuklearnog programa. U režimu prosečnih troškova, uvođenje u pogon nuklearne elektrane koju karakterišu visoki kapitalni i niski operativni troškovi, uprkos njenim sveukupnim nižim troškovima, imade za posledicu povedanje cena u prvih nekoliko godina zbog visokog učešda kapitalnih troškova u cenovnoj osnovi. U takvoj situaciji, ekonomski je opravdano da se od samog početka krene sa dugoročnim marginalnim troškovima, pošto potrošači u suprotnom ne bi imali stabilne ili precizne cenovne signale koji bi mogli da utiču na njihovo ponašanje u uslovima kada dolazi do izmene strukture proizvodnje. Problemi primene metoda marginalnih troškova. Ekonomska teorija je zasnovana na pretpostavkama i preduslovima, od kojih mnogi, u praksi samo delimično mogu da se ostvare. Problemi implementacije modela proizilaze iz iz kontradikcije između šematske strukture tarifnih stavova i kompleksne prirode koncepta marginalnih troškova u stvarnoj ekonomiji. Ovde de biti ukazano samo na neke od njih kao što su: ekonomsko okruženje, problemi neusklađenosti, slučajnost i neizvesnost, nekonzistentnost prilikom transformisanja marginalnih troškova u tarife, budžetska ravnoteža i dr.


77

Prodaja po ceni koja odgovara marginalnim troškovima ne predstavlja konačnu cenu koja u potpunosti pogađa direktnog korisnika sve dok ostali učesnici u lancu kreiranja konačne cene električne energije ne definišu svoj cenovnik. U praksi, do te konačne cene je veoma teško dodi, pogotovo na tržištu energenata. Problem predstavlja i činjenica da se pojedini troškovi ne uzimaju pođednako u obzir (npr. ekološki troškovi). I pored toga, treba idi u pravcu što racionalnijeg prilaza u smislu da se uticaj ekonomskog okruženja što više neutrališe. Potrošnja električne energije ima trend linearnog rasta dok se proizvodnja krede skokovito. Ovakvi trendovi dovode do situacije u kojima se smenjuju predimenzionirani i podcenjeni kapaciteti, te samim tim dolazi i do adekvatne fluktuacije marginalnih troškova. Otuda, cena električne energije treba da odgovara nepravilnom kretanju marginalnih troškova iz godine u godinu, odnosno, tarifna struktura mora odgovarati dugoročnom trendu troškova razvoja mreže i instalacija. Potreba da se stalno razmišlja o bududem razvoju, dovodi nas do drugog paradoksa - cene moraju biti pouzdane i poznate za najmanje nekoliko godina unapred, dok su marginalni troškovi na kojima počivaju te cene promenljivi i podložni uticaju slučajnih i nepredvidivih događaja. Ukoliko svemu ovome dodamo i nemogudnost kontrolisanja i preciznog predviđanja događaja u okruženju, praktična primena principa ekonomskog optimuma u smislu povedanja pouzdanosti planiranja bududih događaja, podrazumeva uvođenje neizvesnosti kroz spajanje različitih faktora rizika čija verovatnoda pojave može biti predmet procene. Otuda, marginalni troškovi predstavljaju matematičko očekivanje bududih događaja sa velikim rizikom za proizvođača. Pretvaranje marginalnih troškova u tarife predstavlja dodatni problem. Po svojoj konstrukciji, marginalni troškovi su kompleksni pođednako i u svojoj strukturi i u sadržini, i pored toga su ekstremno diversifikovani. Na primer kada bi se precizno utvrđivali troškovi snabdevanja, ne bi postojala dva potrošača koji bi imali iste troškove. Sa druge strane, tarife moraju biti u saglasnosti sa osnovnim načelima i moraju biti šematski date. Kako je njihov osnovni cilj da putem određenih signala utiču na odluke potrošača, one moraju biti prepoznatljive i razumljive potrošačima kojima su upudene. Pokušajem da se tarife što vernije približe troškovima i da se obezbedi što veda njihova tačnost, umanjio bi se efekat poruke sa jedne strana, a sa druge povedali bi se troškovi merenja i administriranja koji bi opet bili nespojivi sa prednostima koji proističu iz vede tačnosti. Za svaku kategoriju potrošača, najprihvatljiviji nivo tarifnih stavova predstavlja određenu vrstu kompromisa, koji može biti definisan kao ravnotežna tačka između: - prednosti koje nudi fino podešavanje korisnikovog izbora i - krajnjih granica brige o potrošaču zajedno sa troškovima merenja i

administriranja koje bi takva tarifna struktura proizvela. Gledano striktno, po računovodstvenim pravilima, prodaja po marginalnim


78

troškovima ne mora neminovno da obezbedi i ravnotežu prihoda i rashoda, odnosno budžeta. Analiza operativnih tekudih prihoda i rashoda ukazuje na to da ne mora postojati nikakva veza između prosečnih ekonomskih troškova i knjiženih troškova. Razlog tome je uticaj različitih faktora kao što su: inflacija, izmena kamatnih stopa i deviznih kurseva kao i raznih pravila koji se tiču amortizacije sredstava (revalorizacije). Ovo je razlog zašto prodaja po marginalnim troškovima sasvim retko proizvede prihode koji se očekuju iz primene tarifnih stavova. Shodno tome, ravnoteža budžeta de se uspostaviti samo prilagođavanjem dugoročnih troškova za svaku kategoriju potrošnje. Stoga model marginalnih troškova ni u jednoj zemlji nije primenjen samostalno ved je on ugrađen u pojedine delove cenovnog sistema. Imajudi u vidu navedene nedostatke može se konstatovati da nije uvek mogude u potpunosti eliminisati političko uplitanje niti zanemariti potrebu za pokridem istorijskih troškova. Stoga, implementacija marginalnih troškova kod utvrđivanja cena električne energije može imati različite oblike i može se primenjivati samo na delovima cenovnog sistema. Razlog tome leži u činjenici da ukoliko se želi ostvariti ekonomski racionalan i efikasan pristup, struktura cena (tarifni sistem) je od pođednake važnosti kao i sam nivo cena električne energije. Utvrđivanje cene električne energije na bazi dugoročnih marginalnih troškova ima prednosti sa stanovišta ekonomske efikasnosti, ali je dosta komplikovano za implementaciju. Po svojoj prirodi, dugoročne marginalne troškove je daleko teže utvrditi nego one koji su se ved desili u prošlosti, pošto su oni uglavnom procenjuju. Dugoročni marginalni troškovi, kao i svi drugi troškovi, trpe promene tokom vremena. U stabilnim uslovima i okvirima za donošenje odluka, ovo ne mora da predstavlja problem, ali se javlja rizik da jedan preterano krut pristup može dovesti do promena u tržišnim uslovima, kao i rizik da ovaj pristup može pružiti pogrešne signale posmatrano na kratak rok. Imajudi u vidu problem “drugog najboljeg rešenja”, odnosno evidentnu mogudnost da ni cene ostalih proizvoda nisu određene na realnom nivou, narušava se efikasna alokacija resursa. Pošto dolazi do iskrivljivanja vrednosti parametara, može se postaviti pitanje o relevantnosti dobijenih optimuma metodom marginalnih troškova. Međutim, problem “drugog najboljeg rešenja” nije samo specifikum ovog metoda ved i svih drugih načina obračuna najefikasnije upotrebe resursa. On se uvek javlja kada cene pojedinih roba odstupaju od njihove ekonomske vrednosti, odnosno kada se informativna funkcija cena deformiše usled njihove nepodudarnosti sa indeksima retkosti određenih proizvoda, te na osnovu toga i izvedenih indeksa retkosti angažovanih proizvodnih faktora.

2.3.3 Tržišno utvrđivanje cena električne energije Tredi mogudi pristup utvrđivanju optimalnih cena električne energije počiva na delovanju tržišnih zakona. Ovaj pristup je relativno nov i tek od nedavno je počeo da se primenjuje uz veoma primetnu akceleraciju. Proces liberalizacije proizvodnje


79

povedao je prostor za delovanje konkurencije i tržišnih zakona. Ovaj trend su prvo započele Velika Britanija i Norveška. Iako svaka od njih ima dosta svojih specifičnosti, ono što im je zajedničko, to je postojanje jednog centralnog mesta, poola - berze, na kome se utvrđuju cene električne energije. U Norveškoj, nacionalna kompanija za prenos električne energije Statnet Marked, operiše i kao pool poznatiji kao Power Exchange. Na tom mestu se ne obavlja celokupna kupoprodaja električne energije ved jedan veliki deo se razmenjuje na osnovu bilateralnih sporazuma između samih elektroprivrednih subjekata. Na berzi, električna energija može se kupiti po tri različita osnova: - dnevno (spot) tržište gde se cene utvrđuju za svaki naredni dan; - nedeljno tržište na kome postoje dva tipa ugovora, jedan koji se odnosi na

baznu snagu (snagu u bandu) i drugi koji se odnosi na dnevnu snagu;44

- regulaciono tržište ima funkciju balansiranja proizvodnje i potrošnje i njegove

regulacije u slučaju ispada i kvarova u sistemu.

Kada se utvrde cene i količine na dnevnom tržištu, Statnet Marked poziva učesnike da daju svoje ponude za povremene isporuke koje bi služile za regulaciju proizvodnje i potrošnje na gore ili na dole. Kada se te ponude dostave, cena za energiju koja služi za regulaciju se određuje na nivou najskuplje ponude za određeni sat. Statnet Marked pravi obračune za svaki sat za sve nezavisne subjekte sa kojima kompanija razmenjuje električnu energiju. Sva razlika između proizvodnje plus ugovorene kupovine elektroprivrednog subjekta i njegove potrošnje plus ugovorene isporuke definiše se kao kupovina i prodaja regulacione energije. Nezavisno od regulacionog tržišta, cene se utvrđuju na osnovu ponuda svakog elektroprivrednog subjekta za određeno vreme. Kompanija može dati ponude za kupovinu ili za prodaju električne energije (npr. kupovina određene količine električne energije ispod utvrđene cene i nalog za prodaju iznad te cene). Sve ponude se sabiraju i cena se balansira na nivou gde su kupovina i prodaja jednake. Ukoliko se pojave uska grla u prenosnom sistemu, mogu da se zatražiti posebne ponude za različite delove sistema. Zbog monopolskih karakteristika koje imaju prenos i distribucija električne energije, cena za ove funkcije nije predmet utvrđivanja na tržištu, ved se ona određuje na bazi troškovnog pristupa. Razdaljina nije jedan od elemenata tarifa za prenos koje napladuje Statnet, ali se zato naplata obavlja prema mestu konekcije na prenosni sistem kao i za aktuelne energetske tokove. Posebna cena za energiju, podeljena u 5 tarifnih grupa (plus šesta za izvoz) odražava troškove gubitaka u prenosu i određuje se prema cenama na spot tržištu. Ovde se mogu zaračunati i

44 Cene se određuju svake nedelje za slededih 3 do 7 nedelja kao i za 5 blokova po 4 nedelje, tj. za 23 do 27 nedelja unapred. Bazna snaga podrazumeva fiksnu, konstantnu isporuku za 168 sati nedeljno, dok dnevna snaga podrazumeva konstantnu dnevnu isporuku u periodu od 7 do 22 h za prvih 5 dana u nedelji, odnosno 75 h nedeljno.


80

drugi izdacikao što su npr. novi priključci na mrežu. Pored glavne prenosne mreže koja je u vlasništvu Stannet-a, postoje i regionalne i distributivne mreže. Norveško tržište električne energije ima niz specifičnosti. Skoro celokupna proizvodnja oslonjena je na hidrokapacitete uz prisustvo značajnih viškova jer su uprkos opštoj deregulaciji, zadržana neka ograničenja koja se odnose na izvoz električne energije. Postojedi viškovi, uticali su na smanjenje cena (pogotovo za velike potrošače i za kupovinu na veliko), kao i na smanjenje pritiska na proizvodne troškove. Najvedi broj proizvođača, postojedom cenom pokriva samo kratkoročne marginalne troškove (koji su inače kod hidroproizvodnje izuzetno niski) i amortizaciju (koja je usled velike starosti kapaciteta značajno podcenjena), tako da aktuelni kapitalni troškovi ne predstavljaju značajnu stavku u strukturi cene. Tržište električne energije u Engleskoj i Velsu je pored velikoprodajnog tržišta sastavljeno i od tržišta dugoročnih ugovora (na kome se trguje kapacitetima), spot tržišta (na kome se trguje energijom) i maloprodajnog tržišta na kome se odvija konkurencija kod krajnjih potrošača (retail competition). Spot tržište predstavlja najradikalniji deo reforme koja je izvedena u Engleskoj i Velsu. Na njemu se sučeljavaju ponuda i tražnja za električnom energijom u smislu da svako jutro proizvođači moraju da prijave koje de elektrane i blokovi biti raspoloživi za naredni dan sa odgovarajudom cenom,

45 dok istovremeno svi

potrošači za taj isti period moraju da prijave procenjene potrebe za električnom energijom po naponskim nivoima na kojima je preuzimaju. Cene i količine koje se nude utvrđuju se za svakih pola sata. Na osnovu ovako dobijenih podataka, dispečeri u okviru NGC (National Grid Company) minimiziraju sistemske troškove proizvodnje za naredni dan. Usled zagušenosti prenosne mreže, može se javiti situacija da neka elektrana bude angažovana iako je njena cena veda od cene neke druge elektrane, te je usled toga neophodna revizija prvobitnog spiska angažovanja. Na osnovu revidovanog spiska, kalkuliše se cena za svakih pola sata, tzv. sistemska marginalna cena (SMP)

46 koja je jednaka ceni 1 MWh najskuplje

elektrane koja je u pogonu. Način utvrđivanja cena na spot tržištu može se najbolje videti na slededem primeru.

47

Ako postoje četiri ponude (1, 2, 3 i 4 penija/kWh) dispečeri odlučuju da se prihvate tri najniže, tako da je SMP jednaka 3 penija po kWh za pola sata. Sva tri proizvođača čije su ponude prihvadene dobijaju po 3 p/kWh. Uz ovu cenu, bez obzira da li su se kvalifikovali ili ne, proizvođači dobijaju naknadu za svaku

45 Proizvođač ne može direktno isporučiti električnu energiju na zahtev potrošača, ved mora biti pozvan da to učini od strane dispečera. 46 Naziv „sistemska marginalna cena“ (SMP) je dat zbog toga što sistem označava da ponude daju svi proizvođači, dok marginalna označava to da se računa najviša (granična) usvojena ponuda, i cena zato što su u pitanju cene a ne marginalni troškovi koji su uobičajeni za dispečersku funkciju. Ipak, može se konstatovati da ceo ovaj sistem podstiče proizvođače da svoje ponuđene cene što više približe marginalnim troškovima, jer ukoliko su one više, šanse da budu odbijeni su vede i obratno, ukoliko su niže javlja se opasnost da ostvare gubitak. 47 Hunt S. (1991), Competition in the Electricity Market: the England and Wales Privatisation, National Economic Research Associates, Topics 2 London.


81

elektranu koja je pogonski spremna. Na taj način, u cenu je uveden element kapaciteta koji se računa po formuli: EC = LOLP x (VOLL - max. SMP) gde je: EC (Element of Capacity) - element kapaciteta; LOLP (Loss of Load Probability) - mogudnost prekida snabdevanja ukoliko potražnja bude veda od raspoloživih kapaciteta. Ukoliko je rizik visok tada je LOLP jednak 1, i obratno u slučaju postojanja viška kapaciteta LOLP je jednak 0. VOLL (Value of Lost Load) - vrednost izgubljenog snabdevanja koja u uslovima kada tržište nije u potpunosti zaživelo predstavlja administrativno utvrđenu vrednost koja treba da simulira nivo maksimalne cene koju su kupci spremni da plate za dodatni kWh. Cena koju spot tržište plada proizvođačima PPP (Pool Purchase Price) dobija se na osnovu formule:

PPP = SMP x (1-LOLP) + VOLLx LOLP

Cene po kojoj spot tržište prodaje energiju PSP (Pool Selling Price) veda je od PPP za prosečne gubitke prenosa za tih pola sata kao i za troškove održavanja stabilnosti sistema. Teorijski posmatrano ovakva cenovna struktura se suočava sa mnogobrojnim problemima. Ona treba pođednako da odražava kratkoročne marginalne troškove (na osnovu sistemske marginalne cene) i dugoročne kapitalne potrebe (kroz elemente kapaciteta). Cene prenosa su uglavnom zasnovane na troškovnom principu i bazirane na tarifama za pristup prenosnoj mreži, pri čemu razdaljina nije presudan elemenat, a efikasnost je stimulisana kroz primenu RPI-X modela. Ekonomski rezon, na kome počiva ovakva orijentacija zasnovan je na želji za pružanjem što efikasnijih cenovnih signala, kao i na težnji da se kroz cenu priključka na prenosnu mrežu ustanovi gde postoje lokalna uska grla, te na taj način stimuliše izgradnja novih proizvodnih kapaciteta kako bi se smanjili sistemski troškovi. Osvrdudi se na sveukupnu cenovnu situaciju, koja je bila prisutna u V.Britaniji, javila su se i izvesna ograničenja, koja se posebno ogledaju u sposobnosti tržišnih snaga da deluju neometano. Proizvodnjom u Engleskoj i Velsu, u tom periodu dominirao je duopol Powergen i National Power, dok su regionalne distributivne kompanije imale monopolsku poziciju na njihovom franšiznom području, tako da su bile u stanju da sve troškove kupovine električne energije prevale na potrošače. Konačno, za razliku od Norveške berze, u V.Britaniji samo prodavci mogu da se pojavljuju na berzi sa svojim ponudama, dok je kupcima onemogudeno učešde i ostavljena im je mogudnost samo da izraze svoju spremnost da kupe ili ne kupe električnu energiju.


82

Uz sva ova nerešena pitanja, nije iznenađujude što se berzanska cena ne ponaša uvek u skladu sa teorijskim pretpostavkama odražavajudi marginalne troškove. Potrebno je još jednom naglasiti da, i pored toga što funkcionisanje pool-a u velikoj meri ima sličnosti sa klasičnim dispečingom u kome se redosled angažovanja elektrana određuje na bazi kratkoročnih marginalnih troškova, ono nije zasnovano na troškovnom nego na tržišnom principu, odnosno na sistemu ponuda. Cene u ponudama mogu, ali ne moraju da odgovaraju proizvodnim troškovima, i postoje mišljenja da se u uslovima duopola one mogu u velikoj meri zloupotrebiti. Isto tako, cene za isporuke električne energije potrošačima van franšiznog područja, nisu direktno regulisane, i mnogi proizvođači koriste ovu mogudnost kako bi kroz direktne ugovore sa kupcima izbegli fluktuacije cena na berzi. Sveukupni efekat tržišnog pristupa formiranju cena na potrošače je dosta teško utvrditi. U Velikoj Britaniji je inicijalno započeta debata oko toga da li su ikakve koristi imali potrošači od ovakve promene. Rezultat te debate, zbog postojanja konfliktnih interesa, u velikoj meri zavisi od posmatranog vremenskog perioda kao i od izbora grupe potrošača koja se posmatra.


83

2.4 Tarifne strukture Iako se u ovoj knjizi bavimo problemom utvrđivanja opšteg nivoa cena električne energije i faktora od značaja za njeno formiranje, ne može se zanemariti tarifni sistem koji je od izuzetne važnosti kada je reč o cenama električne energije. Prilikom razrade tarifnog sistema, analiza potrošnje predstavlja jednu od najbitnijih faza. Prvi korak u toku izrade tarifnog sistema je analiza potražnje i njene osetljivosti na cene, bududi da su na tu potrošnju po svoj prilici ved jako uticale tarifna struktura i cene koje su bile na snazi pre uvođenja nove tarife, kao i komercijalna politika koju je vodio elektroprivredni subjekat. Sama osetljivost na cene usko je povezana sa mogudnošdu supstitucije, odnosno postojanja oblika energije koji mogu zadovoljiti tražnju. Ukoliko ne postoje supstituti, ograničeni prihodi potrošača određuju maksimalni nivo cene iznad koje bi njihova potrošnja prestala ili bi barem bila vrlo ograničena. Idealna analiza potražnje trebala bi da utvrdi koju upotrebnu vrednost ima isporuka za potrošača ili grupu potrošača i kako se menja upotrebna vrednost u zavisnosti od potrošene količine. Drugim rečima, ona bi trebala predstavljati mrežu krivih tražnje različitih postojedih i mogudih potrošača. Analiza potražnje nekog proizvoda obično nailazi na brojne teškode zbog prisustva velikog broja faktora koje treba posmatrati kako bi se potražnja okarakterisala i odmerila na ispravan način. Analiza tražnje za električnom energijom se dodatno komplikuje jer se istom fizičkom jedinicom mere raznovrsni proizvodi (kWh isporučeni različitog kvaliteta), koji pripadaju različitim tržištima i koji se ravnaju po različitim zakonima. Za svaki od ovih proizvoda potražnja zavisi od niza uslova: cene, komercijalne aktivnosti, cene aparata, cene konkurentskih oblika energije, kupovne modi stanovništva. U takvim uslovima poželjno je razlikovati ove proizvode pre nego što se istraže faktori na koje oni reaguju, jer je jasno da analiza ukupne potrošnje i uticaja srednjeg nivoa cene na tu potrošnju ne bi odgovarala cilju tarifnog sistema, koji treba da razlikuje pojedine kategorije potrošnje te shodno tome i odredi cenu za svaku od njih. Uticaj cena drugih proizvoda, i teškoda koju on stalno uvlači u studiju potražnje, bide vrlo jasan ako se uzme u obzir priroda i karakter električne energije kao proizvoda. Potrošača ne interesuje električna energija sama po sebi, nego usluga koju ona može pružiti u vidu svetla, toplote, pogona, zvuka, slike i dr. Potrošač se može koristiti tim uslugama samo ako poseduje potrebne aparate. Potražnja električne energije je usko vezana za potražnju aparata, koja je opet vezana za njihovu cenu. Potražnja električne energije ima isto tako posredni karakter i na području industrije i trgovine, pa je razumljivo da zavisi od odgovarajude potražnje konačnog proizvoda.


84

Za zadatu kategoriju potrošača, kriva potražnje predstavlja varijaciju cena koju prihvata tržište u zavisnosti od preuzetih količina. Ona se može razvrstati na niz "stepenica" koje pri zadatoj ceni odgovaraju pojavi novih primena električne energije kod kojih ona zamenjuje neki drugi oblik energije. Visina svake "stepenice" određena je cenom konkurentnog oblika energije. Svaka od ovih stepenica nede biti stvarno horizontalna, jer različiti potrošači ne prosuđuju "ekvivalentnost" na isti način, te stoga treba očekivati da de se uzduž krive potražnje električne energije naidi na nagle promene elastičnosti. Proučavanje područja koja čine pojedinu stepenicu je od izuzetne važnosti, jer mogu dati odgovor na pitanje koliku je cenu potrošač spreman da plati radi zadovoljenja svoje potrebe, odnosno šta je on sve u stanju da učini umesto da se priključi na distributivnu mrežu. Kod ovih analiza ne sme se zanemariti i uticaj države koja putem intervencije (direktne ili indirektne subvencije potrošnje radi zadovoljenja nekih od društvenih ciljeva), dovodi do promena u ekonomskoj strukturi nezavisno od onih koje bi dala neposredna analiza tržišta. Da bi se projektovao racionalan tarifni sistem, koji predstavlja odraz troškova i uvažava zahteve proračuna prihoda i rashoda kao i izvesnu jednakost tretmana s obzirom na karakteristike traženih isporuka, moraju se odrediti kategorije potrošača, koje daju osnovu za postojanje različitih tarifnih stavova. Da bi se utvrdile kategorije potrošača ili "parcijalna tržišta" mora se podi od više kriterijuma kao što su: primena električne energije, karakteristike opteredenja, geografske zone, količina potrošnje i dr. Primena električne energije kao kriterijum za klasifikaciju je bio popularan u vreme kada je kod jednog potrošača bilo mogude predvideti odvojene tarife za osvetljenje, snagu, kuvanje, grejanje i sl. Povedanje broja primene električne energije za različite namene je uticalo da se ovaj kriterijum napusti i da se kategorizacija potrošača izvrši na osnovu karakteristika vremenskih varijacija opteredenja koje potrošač namede mreži. Klasifikacija prema karakteristikama opteredenja se može koristiti za razlikovanje potrošača u industriji, trgovini, domadinstvima, poljoprivredi i sl. Detaljnija analiza potrošnje, ukazade na potrebu formiranja i podkategorija pa se tako npr. u okviru kategorije koje se odnosi na primenu u trgovini može postaviti razlika između rasvete i grejanja koje izaziva znatne potrebe za snagom u vreme vršnog opteredenja cele mreže. Podela tržišta prema geografskoj zoni, uključujudi i podelu na seoske i gradske zone, polazedi od činjenice da potrošači nemaju ni iste navike, ni iste potrebe ni iste krive opteredenja.


85

Razlikovanje kategorija potrošača po količini potrošnje bilo po godišnjem volumenu preuzetih količina i/ili maksimalno izazvanom opteredenju ili naponom snabdevanja koji je opet u uskoj vezi sa prethodna dva kriterijuma. Posmatrano sa stanovišta potražnje, bilo bi idealno kada bi se kod svake kategorije potrošača mogla definisati potrošnja u zavisnosti od svih promenjljivih veličina koje mogu na nju uticati. Međutim, veoma je teško postidi takav stepen opštosti i preciznosti ali se barem mogu istražiti podaci kako bi se došlo do saznanja o predznaku i redu veličine neke varijable. Elastičnost potražnje je definisana sa nekoliko faktora. Prvo, potražnja je u onoj meri manje elastična koliko potrošači smatraju tu potrebu neophodnijom. Iz ovoga proizilazi da je elastičnost veda kada postoje proizvodi ili usluge koji su u stanju da zamene električnu energiju po približnim cenama. Supstitucija električne energije gasom, lož uljem, ugljem i drvetom, povedava elastičnost potrošnje u termičke svrhe, a putem nje i elastičnost ukupne potrošnje kod kategorije domadinstvo. Isto tako, konkurencija kapaciteta za proizvodnju električne energije povedava elastičnost potražnje kod grupe industrijskih potrošača, čija bi potrošnja mogla opravdati izgradnju novih kapaciteta. Drugo, na elastičnost potrošnje električne energije utiču i karakteristike aparata (cena, potreban prostor, lakoda rukovanja i dr.). Trede, potrošačev budžet utiče na stepen elastičnosti, tako da ukoliko je taj izdatak zanemariv, elastičnost potražnje je slaba i obrnuto. To isto važi i za jednog industrijskog potrošača kod koga učešde troškova električne energije u ukupnom prihodu opredeljuje stepen elastičnosti potražnje u odnosu na cenu. Troškovi isporuke električne energije neprestano variraju i razlikuju se od potrošača do potrošača. Stoga je uobičajno, da se kroz tarifni sistem identifikuju glavne troškovne kategorije i da se one raspodele kroz tarifne stavove na određene grupe potrošača koji imaju izvesne zajedničke karakteristike. Tri glavna troškovna elementa koji se najčešde valorizuju su: - troškovi potrošača (fiksni troškovi ili troškovi konekcije) nastaju samim

priključkom potrošača na mrežu i oni nisu zavisni od vremena isporuka ili od nivoa potrošnje ved se odnose na troškove pružanja usluga, kao što su održavanje i očitavanje brojila, slanje računa i dr;

- troškovi angažovane snage su vezani za iznos fiksnih kapitalnih troškova sistema (proizvodnje, prenosa i distribucije) koji su nastali da bi se zadovoljila željena potrošnja u bilo kom trenutku;

- troškovi energije su vezani za varijabilne troškove proizvodnje, prenosa i distribucije električne energije koji direktno zavise od nivoa potrošnje i primarno se odnose na troškove goriva i na varijabilne proizvodne troškove.

Potrošački troškovi često predstavljaju jedan od elemenata višedelnog tarifnog sistema. Obično, troškovi koji su vezani za pružanje usluga određenoj grupi potrošača odražavaju prosečne troškove koje plada svaki pojedinačni potrošač, mada u određenim slučajevima, kada su ti troškovi visoki (kao što su to troškovi priključka za udaljenog potrošača), oni mogu biti direktno nadoknađivani, dok se


86

specijalne usluge (npr. dirigovano upravljanje, posebno merenje i sl.) nadoknađuju kroz specijalne tarife sa vedim fiksnim iznosom. Snaga se obično meri i predstavlja poseban elemenat trodelne tarife. U pojedinim zemljama, maksimalna snaga koja se angažuje može se limitirati pomodu posebnih uređaja tzv. limitatora, i takva praksa se posebno primenjuje za kategoriju domadinstava. U tom slučaju, potrošači imaju izbor između različitih nivoa maksimalne snage, koji podrazumevaju i vedi tarifni stav za vedi iznos angažovane snage. U velikom broju zemalja, potrošači iz kategorije domadinstvo se susredu sa dvodelnom tarifom koja se sastoji iz dela cene za snagu i dela cene za energiju. Čest je slučaj postojanja i specijalne nodne tarife koja odražava manje troškove energije u periodima slabog opteredenja sistema. Troškovi snage i energije variraju tokom dana i godine. Sistem alokacije troškova obično pokušava da klasifikuje elektroenergetske troškove po pojedinim elementima i po pojedinim kategorijama potrošača. U kojoj meri to može precizno da se uradi zavisi od raspoloživih mernih uređaja kao i od složenosti tarifnih struktura. Praktično, to je veoma teško pošto se u sistemu javlja simultana, istovremena potražnja za energijom velikog broja potrošača, pa je skoro nemogude indentifikovati ko i u kolikoj meri učestvuje u takvoj potrošnji te shodno tome i pripisati mu adekvatne troškove. Na ova ograničenja praktične prirode nadovezuju se i socijalni kao i određni ekonomski ciljevi, koji u velikoj meri doprinose tome da tarifa i njeni stavovi ne odražavaju troškove koje su potrošači izazvali svojim ponašanjem. Primeri za takvu situaciju su brojni. Da bi se obezbedio minimum potrošnje za kategorije sa niskim primanjima uvode se posebni blokovi u okviru kojih je cena niska i obično se ne napladuje deo koji se odnosi na snagu. U daljem razvoju ovog koncepta, za potrošače iz kategorije domadinstva, postoje sukcesivni blokovi potrošnje koje u najvedem broju slučajeva karakteriše degresivna cena za energiju i progresivna cena za angažovanu snagu. Od razvijenih zemalja, jedino Japan i Italija imaju progresivnu blok tarifu i za energiju i za snagu. Usled svega toga, kao i zbog postojanja unakrsnih stimulacija i različitih troškovnih struktura pojedinih sistema, relativni isto kao i apsolutni nivo cena električne energije značajno varira od zemlje do zemlje. Na primer, statistički podaci Evropske unije pokazuju da je cena za male potrošače u Dizeldorfu dva puta vede nego što je evropski prosek odnosno tri puta veda od nivoa koji je u Holandiji, dok odnos između cena za male i velike potrošače varira u rasponu od 1 do 4 puta. Iako se jedan deo ovih razlika može objasniti različitom strukturom pogonskog goriva kao i proizvodnih troškova, najvedi deo ovih efekata je posledica regulacije. Stoga je i cilj deregulacije da putem slobodnog pristupa prenosnoj i distributivnoj mreži dovede do vedeg obima razmene i na osnovu toga do ujednačavanja cena za


87

različite grupe potrošača, kao i do ujednačavanja relativnih odnosa cena između grupa potrošača u različitim zemljama. Usled svega toga, kao i zbog postojanja unakrsnih stimulacija i različitih troškovnih struktura pojedinačnih sistema, relativni i apsolutni nivo cena električne energije značajno varira od zemlje do zemlje. Iako se jedan deo ovih razlika može objasniti različitom strukturom pogonskog goriva i proizvodnih troškova, najvedi deo ovih efekata je posledica regulacije. Stoga je i cilj deregulacije da putem slobodnog pristupa prenosnoj i distributivnoj mreži dovede do vedeg obima razmene i na osnovu toga do ujednačavanja cena za različite grupe potrošača, kao i do ujednačavanja relativnih odnosa cena između grupa potrošača u različitim zemljama. Da li de ovakva orijentacija dovesti do promena u tradicionalnim tarifnim strukturama zasnovanim na uprosečavanju troškova po pojedinim kategorijama potrošača nije dovoljno jasno. Veliki potrošači, zbog mogudnosti utvrđivanja cene kroz pojedinačne ugovore i usled raspoloživosti sofisticiranih mernih uređaja, nalaze se u povoljnijem položaju od malih i za njih je ova orijentacija izvesnija. Štaviše, ugovaranjem cene električne energije kroz direktne pregovore, oni mogu da uzmu u obzir i određene posebne elemente (kao što je časovno korišdenje npr.) a ne samo prosečne troškove. Za male potrošače, zbog regulatornih i praktičnih razloga, verovatnije je da de se zadržati postojede tarifne strukture, uz očekivanje da de, sa razvojem mernih uređaja, dodi do daleko razvijenijih i raznovrsnijih tarifnih elemenata zasnovanih na time-of-day principu. Jedan od osnovnih principa na kojima se baziraju tradicionalni tarifni sistemi i od kojih polazi regulator prilikom njihovog formiranja je da se izbegne nepotrebna diskriminacija. Pod tome se podrazumeva da: - tarife za sve potrošače iz iste grupe moraju biti jednake i - tarife po svojoj strukturi, kao i opšti nivo cena za pojedine grupe potrošača,

moraju da odražavaju troškove vezane za tu grupu potrošača.

Sve dok postoje značajne praktične teškode u razdvajanju pojedinih potrošača u okviru iste kategorije, tenzije između ova dva principa de biti male. Ali kada, zahvaljujudi razvoju savremenih mernih uređaja, detaljna diferencijacija između pojedinih malih grupa potrošača postane moguda i praktična sa stanovišta troškova, koncept zasnovan na ova dva principa postaje nepotreban. Razdvajanjem distributivne delatnosti na transport i prodaju električne energije, stvaraju se pretpostavke za uvođenje konkurencije među isporučiocima električne energije i osnove za deregulaciju cena, čime bi ova dva principa, na kojima je počivala sadašnja regulacija, izgubili donekle na značaju.

89

III poglavlje

POLITIKA ZAŠTITE UGROŽENIH POTROŠAČA


91

3 POLITIKA ZAŠTITE UGROŽENIH POTROŠAČA 3.1 Definicija ugroženog potrošača Skok cena energenata i liberalizacija tržišta energenata, su sa dva različita aspekta doveli do toga da se rešavanje pitanja zaštite socijalno ugroženog stanovništva stavi na listu prioriteta. Skok cena električne energije doveo je do toga da veliki deo stanovništva nije u stanju da izmiri račune za utrošenu energiju. Sa druge strane, liberalizacija tržišta energenata je uticala da se ovom pitanju priđe na sasvim drugi način od tradicionalnog pristupa po kome se stanovništvo štiti kroz socijalne tarife ili kroz odobravanje popusta ugroženim kategorijama potrošača. Uvođenje konkurencije u domenu proizvodnje i prodaje energije kao i stvaranje mogudnosti da kupci biraju najpovoljnijeg snabdevača energijom, nametnuli su potrebu da se ovom pitanju priđe na sasvim drugi način. Regionalizacija i globalizacija tržišta energije isto tako namede određene zahteve. Obzirom na razlike u drušveno-ekonomskom bogatstvu kao i na specifičnosti svake zemlje u pogledu raspoloživosti energenata i mogudnosti njihove supstitucije, ovaj problem je prepoznat kao ključan za sprovođenje opšteg koncepta liberalizacije. Analize i studije koje su rađene na ovu temu uočile su da postoji začajna razlika između zemalja ne samo u načinu i obimu zaštite ugroženih potrošača, nego i u samoj definiciji i kriterijumima za utvrđivanje pripadnosti ovoj kategoriji potrošača. U cilju zaštite interesa potrošača neophodna je intervencija države na osnovu regulatornih tela i nadležnih institucija. To se, pre svega, odnosi na zaštitu prava i interesa potrošača koji su manje interesantni za tržišno orijentisane energetske subjekte kao što su: zabačena naselja i domadinstva, mali potrošači ili domadinstva sa niskim primanjima. U tom smislu, neophodno je definisanje nacionalne politike koja bi bila usmerena na redukovanje energetskog siromaštva i promovisanje mera energetske efikasnosti. Pored ovih aktivnosti, regulatorno telo i država bi trebali da energetskim kompanijama nametnu određeni način ponašanja prema potrošačima koji se nalaze u posebno otežanim okolnostima, odnosno da definišu i javno publikuju jedinstvena pravila ponašanja. Ova pravila bi definisala odnos prema potrošačima sa posebnim socijalnim statusom (bolesni, invalidi, stari), ali i prema potrošačima koji redovno ne izmiruju svoje obaveze. Za kontrolu primene pravila bila bi nadležna regulatorna tela ili nadležni državni organi u zavisnosti od toga kako je nacionalno zakonodavstvo regulisalo ovu oblast. U uslovima liberalizovanog tržišta, zaštita potrošača se može posmatrati u širem ili užem smislu. Širi pristup zaštiti potrošača podrazumeva jasno i transparentno utvrđivanje: - međusobnih obaveza potrošača i snabdevača, - definisanje kvaliteta isporuke energenata i - zaštitu posebno ugroženih kategorija potrošača.

Kada su u pitanju međusobne obaveze potrošača i snabdevača, domen zaštite može se posmatrati kroz: pravo pristupa mreži, način utvrđivanja troškova priključka na mrežu, vrstu i tip ugovora, način pladanja računa, procedure prilikom


92

kašnjenja u pladanju računa, procedure prilikom isključenja sa mreže, tretman krađe energije i tzv. komercijalnih gubitaka i rešavanje sporova. Opšti uslovi isporuke, kojima se definiše kvalitet isporučene energije, postali su standardizovani u vedini zemalja EU, dok je u zemljama regiona proces njihovog definisanja još uvek u toku. Uži pristup zaštiti potrošača se odnosi samo na tretman posebno ugroženih kategorija. U daljem tekstu, posebno demo se osvrnuti na načine zaštite ugroženih potrošača u užem smislu kao i na oblike koji se primenjuju u njihovoj zaštiti. Prvi korak u definisanju politike zaštite siromašnih potrošača u okviru kategorije ugroženih potrošača jeste njihovo identifikovanje. Identifikovanje se obavlja na bazi opšte prihvadenog kriterijuma, za koji se najčešde uzima visina mesečnih primanja. Taj kriterijum može biti dat u formi vladine odluke o minimalnoj zaradi ili kao neki drugi fiksan iznos koji je u neposrednoj vezi sa primanjima i socijalnim statusom. Na primer, u Evropi se kao “relativno siromaštvo” definiše prihod koji je ispod 60% prosečnog nacionalno raspoloživog prihoda po stanovniku (nakon što se izvrši raspodela socijalnih transfera ugroženom stanovništvu). Da bi se obezbedila adekvatna zaštita potrošača, neophodno je prethodno definisati kriterijume na osnovu kojih se utvrđuje njihov status. Pri tome, neophodno je utvrditi da li se ti kriterijumi posmatraju na individualnom nivou ili na nivou domadinstva. Bitno je definisati da li se primenjuje prihodni ili troškovni pristup, odnosno da li se posmatra prihod po pojedincu ili domadinstvu ili se kao kriterijum uzima učešde pojedinačnog troška u ukupnoj korpi troškova. Kao najčešdi indikatori koji se koriste za određivanje ugroženih potrošača u uslovima liberalizovanog tržišta energenata su: potrošači koji nisu u stanju da izaberu svog snabdevača, prava i mogudnosti potrošača u uslovima kada je njegov snabdevač bankrotirao, siromašni potrošači, potrošači sa finansijskim problemima, hendikepirana lica ili lica sa ozbiljnim zdravstvenim problemima, stara lica i penzioneri, potrošači koji žive u zabačenim krajevima, potrošači izloženi slabim kvalitetom usluge i dr. U praksi postoji nekoliko različitih definicija ugroženog potrošača što u velikoj meri usložnjava ovaj problem. Grupa evropskih regulatora za električnu energiju i gas (ERGEG) definiše ugroženog potrošača kao „potrošača koji na osnovu nacionalnog zakonodavstva ima pravo da bude zaštiden u odnosima sa snabdevačima energije“. U skladu s tim, ovoj grupi potrošača pripadaju: nemodni, hronično bolesni, penzioneri, domadinstva sa niskim primanjima, stanovnici u udaljenim ili slabo naseljenim krajevima. Ovakvu ili slične definicije u određenim nijansama sredemo kod velikog broja zemalja. Pri tome neke zemlje razlikuju energetsko siromaštvo od opšteg siromaštva. Tako na primer u Velikoj Britaniji za granicu energetskog siromaštva se uzima učešde troškova za energiju iznad 10% ukupnog prihoda domadinstva. U Mađarskoj postoji slična definicija, s tim što je ona nešto razrađenija i prilagođena


93

lokalnim uslovima. Energetsko siromaštvo se definiše kao učešde troška za energiju iznad 35% ukupnog mesečnog prihoda domadinstva. Po drugim kriterijumima, u Mađarskoj kategorija siromašnih uključuje domadinstva čiji mesečni troškovi grejanja prevazilaze 20% ukupnih mesečnih prihoda, odnosno domadinstva čiji prihod po glavi domadinstva ne prelazi dvostruki iznos najniže penzije. Iako postoji dosta preklapanja između energetskog siromaštva i socijalne ugroženosti, ova dva pojma nisu sinonimi. Socijalno ugroženo stanovništvo je mnogo širi pojam i obuhvata sve kategorije stanovništva koje nisu u stanju da sebi ili članovima svog domadinstva obezbede egzistencijalni minimum. U ovu kategoriju se ubrajaju: stariji od 60 godina, invalidi, porodice sa malom decom i niskim prihodima, bolesni kojima je neophodno dugoročno lečenje, domadinstva koja se nalaze u statusu primanja državne socijalne pomodi. Zajedničko svim definicijama je da ugroženi potrošač nije u stanju da plati utrošenu energiju zbog objektivne finansijske oskudice koja može biti permanentnog i privremenog karaktera. Permanentna oskudica se javlja kada potrošač zbog različitih objektivnih okolnosti nije u stanju da obezbedi dovoljne prihode te shodno tome prima stalnu pomod. Privremena oskudica se javlja usled naglih promena životnih uslova (ostanak bez posla, smrt u porodici, zdravstveni problemi, neočekivani gubici i sl). Ovakvi potrošači zahtevaju vedu fleksibilnost prilikom pladanja što može podrazumevati produženje roka pladanja, pružanje jednokratne pomodi ili posebne uslove pladanja. Na osnovu navedenog, ugroženi potrošač se može definisati kao osoba koja usled objektivnih okolnosti, koje su posledica socijalnih ili ličnih faktora na koje oni nisu mogli da utiču, nije u stanju da izmiri svoje obaveze za utrošenu energiju. Usled takve situacije, ove osobe su izložene riziku da usled nepladanja budu isključene sa mreže.


94

3.2 Kriterijumi utvrđivanja ugroženih potrošača

Definisanje nivoa minimalne potrošnje, odnosno potrebe za energijom je jedan od kriterijuma koji se koristi kako bi se sprečilo rasipanje energije. Utvrđivanje nekog opšteg prihvaljivog nivoa minimalne mesečne potrošnje električne energije po domadinstvu je složeno, obzirom na lokalne razlike i specifičnosti koje postoje u svakoj zemlji. Utvrđivanje minimalne količine električne energije se utvrđuje na osnovu sagledavanja količine koja je neophodna za zadovoljavanje osnovnih potreba domadinstva (električna energija za osvetljenje, kuvanje, zagrevanje vode, upotrebu osnovnih električnih aparata). Energija za grejanje i kuvanje se može obezbediti iz drugih energenata kao što su ugalj, drvo, nafta, LPG, solarni paneli i sl. Ukoliko ne postoji alternativa električnoj energiji kao toplotnom izvoru, ovo pitanje se može tretirati odvojeno kroz uvođenje sezonskih količinskih kriterijuma. Kao reper se uvek uzima reprezentativno domadinstvo koje se može posmatrati diferencirano prema broju članova domadinstva, odnosno prema specifičnostima regiona. Jedno od bitnih pitanja koje je blisko vezano sa definisanjem kategorije ugroženih potrošača jeste definisanje platežne sposobnosti stanovništva. Osnovna premisa na kojoj počiva platežna sposobnost je da su domadinstva sposobna da zadovolje određene potrebe za električnom energijom izdvajanjem jednog dela svojih godišnjih prihoda koji je društveno prihvatljiv. Ovakav pristup može biti od pomodi za utvrđivanje opšteg nivoa cena električne energije u smislu pružanja odgovora na pitanje da li i koliki je procenat od ukupnog broja domadinstava u stanju da izmiri svoje račune za električnu energiju. U nastavku pozabavidemo se nešto više ovim pitanjem obzirom na njegov značaj za analizu krajnje cene električne energije i njenog uticaja na najsiromašnije strukture stanovništva, odnosno za sagledavanje koliko i koji potrošači nisu u stanju da obezbede minimum potreba za električnom energijom. Platežna sposobnost se može definisati kao sposobnost potrošača ili potrošačkih grupa da plate egzistencijalni minimum potreba za električnom energijom ili nekim drugim proizvodom. Platežna sposobnost se može iskazati kao procentualni iznos mesečnih prihoda domadinstva koji se troši za određene namene (u ovom slučaju za električnu energiju). Alternativno, platežna sposobnost se može iskazati kao procentualno učešde troška na ime električne energije u ukupnim mesečnim troškovima domadinstva. Utvrđivanje tog procentualnog iznosa zavisi od komponenti koje se uzimaju za sagledavanje ukupnog troška domadinstva odnosno od veličine i strukture potrošačke korpe. Sa druge strane i samo učešde troška na ime električne energije može se posmatrati po nameni korišdenja (npr. za grejanje). Prilikom definisanja donje granice učešda pojedinačnog troška u ukupnim troškovima, pojedine vlade kao i međunarodne institucije i organizacije su razvile ad hoc pravila za određivanje prihvatljivog učešda troška električne energije u ukupnim mesečnim primanjima domadinstva. U slededoj tabeli su prikazani primeri kako su pojedine međunarodne organizacije ocenile društveno prihvatljiv


95

nivo učešda troškova električne energije i drugih komunalnih usluga (centralno grejanje, voda i dr.) u ukupnim prihodima domadinstva.

Tabela 9. - Prihvatljivo učešde troškova u ukupnim prihodima domadinstva, u %

Električna energija

Centralno grejanje

Voda Svi komunalni računi

Word Bank (2002) 10 – 15 3 – 5

WHO (2004) 10

IPA Energy (2003) 10 20

UN/ECE 15

UK government 10 3

US government 6 2.5

Asian Development Bank

5

Ukraine Government 20

Izvor: Frankhauser S, Tepic S. (2005), Can poor consumers pay for energy and water? An affordability analysis for transition countries. Working Paper No. 92. EBRD. Kao dodatna referentna tačka za utvrđivanje prihvatljivog učešda pojedinačnog troška u ukupnim prihodima/troškovima domadinstva, može poslužiti učešde tih troškova u raznim zemljama. Neki autori ovakav pristup nazivaju tekuda platežna sposobnost, obzirom da se ona izračunava na osnovu tekudeg učešda ovog troška u mesečnim prihodima prosečnog domadinstva. Međutim, ovaj pristup ne uzima u obzir da pojedina domadinstva ne izmiruju redovno svoje obaveze ili to ne čine u punom iznosu, što je ujedno i jedan od nedostataka ovog pristupa. Sa druge strane, korišdenje podataka o platežnoj sposobnosti u drugim zemljama u sebi krije zamku jer postoji mogudnost da je cena električne energije podcenjena pa je samim tim podcenjeno i učešde ovog troška u ukupnim troškovima. Iz tog razloga, u zemljama u tranziciji učešde električne energije u ukupnim troškovima domadinstva je znatno manje nego što su međunarodne institucije koristile.


96

Tabela 10. - Troškovi el. energije u ukupnim prihodima domadinstva, u %

Jugoistočna Evropa Centralnoistočna Evropa

Zajednica Nezavisnih Država

Albanija 4.2 Češka 4.2 Jermenija 6.2

BiH 5.4 Estonija 3.2 Azerbejdžan 1.8

Bugarska 7.3 Mađarska 5.3 Belorusija 2.2

Hrvatska 3.9 Letonija 2.2 Gruzija 2.8

Makedonija 5.3 Litvanija 2.8 Kazahstan 1.7

Rumunija 4.8 Poljska 4.5 Kirgizija 2.2

SCG 5.5 Slovačka 3.5 Moldavija 3.5

Slovenija 4.5 Rusija 1.6

Tajdžikistan 1.4

Turkmenistan 0.1

Ukrajina 2.1

Uzbekistan 1.7

Prosek 5.2 Prosek 3.8 Prosek 2.3

Izvor: Frankhauser S, Tepic S. (2005), Can poor consumers pay for energy and water? An affordability analysis for transition countries. Working Paper No. 92. EBRD. Objašnjenje za ovako nisko učešde troška električne energije, pored navedenog, može biti i iznos potrošnje električne energije, odnosno raspoloživost i zastupljenost drugih oblika energenata u zadovoljenju potreba domadinstava. Kao interesantan i metodološki konzistentniji podatak, može da posluži učešde troška električne enerije u minimalnoj zaradi. Naime, vlade svih zemalja utvrđuju za svaku godinu iznos minimalnih zarada. Stavljanjem u odnos iznos troška za električnu energiju obračunat u skladu sa metodologijom EUROSTAT-a (tipski potrošač iz kategorije domadinstvo koji troši 3.500 kWh godišnje od čega 1.300 kWh u nižoj tarifi), sa minimalnom zaradom, dobijaju se odnosi koji su međunarodno daleko uporediviji i koji omogudavaju njegovo stalno pradenje. Nedostatak ove metode je taj što je ovako definisana tipska potrošnja domadinstva prilagođena uslovima Evropske unije u kojoj je zbog zastupljenosti drugih izvora energije (posebno gasa i daljinskog grejanja) prosečna potrošnja značajno manja (oko 200 kWh mesečno), dok u Srbiji prosečna potrošnja iznosi oko 400 kWh mesečno.


97

Slika 14. - Učešde prosečnog mesečnog izdatka za el. energiju sa PDVom u minimalnoj zaradi

48

3%

3%

4%

4%

4%

5%

5%

6%

7%

7%

7%

8%

10%

11%

12%

12%

13%

13%

13%

14%

16%

17%

18%

20%

21%

0% 5% 10% 15% 20% 25%

Francuska

Luksemburg

Irska

Velika Britanija

Holandija

Belgija

Grčka

Srbija

Malta

Španija

Slovenija

Hrvatska

Estonija

Poljska

Litvanija

Federacija Bosna

Portugalija

Letonija

Češka

Herceg Bosna

Republika Srpska

Mađarska

Slovačka

Rumunija

Bugarska

Izvor: Eurostat Yearbook 2009.

48 Minimalna zarada u Srbiji je data prema podacima od 27.08.2009. godine koji su objavljeni u Službenom glasniku RS 70/2009.


98

3.3 Načini zaštite ugroženih potrošača Na osnovu analize međunarodne prakse, može se konstatovati da su mnogo češdi slučajevi da zaštita ugroženih potrošača ne uključuje posebne podsticajne šeme koje se odnose specifično na energetski ugrožene potrošače, ved one uglavnom predstavljaju deo opštih socijalnih mera koje se primenjuju za zaštitu određenih socijalno ugroženih grupa stanovništva.

Tabela 11. - Pomod energetskim potrošačima u zemljama EU

Zemlje

Električna energija Gas

Da Ne Da Ne

Austrija X X

Belgija X X

Bugarska X X

Češka X X

Danska X X

Finska X X

Francuska X X

Nemačka X X

Grčka X X

Hrvatska X X

Mađarska X X

Irska X X

Italija X X

Letonija X X

Litvanija X X

Luksemburg X X

Holandija X X

Norveška X - -

Poljska X X

Portugalija X X

Rumunija X X

Slovačka X X

Slovenija X X

Španija X X

Švedska X X

V. Britanija X X

Izvor: ERGEG, Status Review of the Definitions of Vulnerable Customers, Default Supplier and Supplier of Last Resort, September 2009. Pomod siromašnim potrošačima se može obezbediti na više načina: putem odobravanja besplatne potrošnje energije do određenog nivoa, odobravanjem popusta u ceni električne energije pa do transferisanja određenog iznosa novca za ove namene. U svakom slučaju, neophodno je obezbediti sredstva koja bi pokrila troškove snabdevača električnom energijom. Fondovi za ove namene mogu se


99

obezbediti na nekoliko načina: prelivanjem troškova između različitih kategorija potrošača, sredstvima iz državnih i lokalnih budžeta ili iz drugih izvora kao što su donacije, dobrovoljni prilozi, dobročinstva i sl. U nastavku de se razmotriti prva dva načina obezbeđenja sredstava, obzirom da je tredi način u praksi retko zastupljen i ne rešava problem, pogotovo ne na duže staze.

Tabela 12. - Pomod energetskim potrošačima u zemljama regiona

Zemlje/ Električna energija Gas

teritorije Da Ne Da Ne

Albanija X X

Bosna i Hercegovina X1 X

2

Hrvatska X X

FRJ Makedonija X X

Crna Gora X X

Srbija X X

UNMIK X X

Napomena: 1Republika Srpska, Brčko Distrikt

2Sarajevo kanton gde se nalazi oko

93.8% distributivnih potrošača prirodnog gasa. Izvor: ECRB, Vulnerable Household Customers - An ECRB Contribution to a Common Understanding, November 2009. Zaštita ugroženih potrošača može se ostvarivati na osnovu opšte socijalne zaštite stanovništva, kroz direktnu pomod i kroz tarifne sisteme uvođenjem posebnih beneficiranih cena (socijalnih tarifa). Zaštita potrošača kroz opštu socijalnu politiku ne posmatra samo energetsku ugroženost potrošača ved obuhvata sve domene ugroženosti. Ovakav način zaštite podrazumeva da se na osnovu nacionalno ustanovljenih kriterijuma za koje se najčešde uzima minimalni prihod po glavi domadinstva, odobravaju iznosi pomodi koji nisu striktno namenjeni za energetske potrebe. Ovaj vid zaštite se primenjuje u Nemačkoj, skandinavskim zemljama, SAD i drugima. Slična situacija je i u Srbiji (videti poslednje poglavlje) gde se opšta socijalna zaštita obezbeđuje na osnovu izdvajanja posebnih sredstava iz budžeta. Sredstva koja su namenjena za socijalno ugrožene kategorije stanovništva, nisu striktno namenjena za pokrivanje troškova utrošene električne energije. Drugi oblik zaštite ugroženih potrošača podrazumava direktnu pomod koja se može ostvariti kroz nekoliko modaliteta: - direktna novčana pomod, - pomod putem vaučera/garantnog pisma i - kroz uvođenje socijalne komponente u tarifni sistem.

Direktna novčana pomod energetski siromašnim potrošačima, koja se primera radi koristi u Austriji, ima nedostataka jer ne postoji nikakva garancije da de ta sredstva biti iskorišdena za pladanje računa za utrošenu energiju. U tom smislu, izdavanje vaučera predstavlja znatno prihvatljivije rešenje jer se ta sredstva koriste strogo namenski.


100

U slučaju vaučera novčana sredstva se upladuju na račun energetskih kompanija koje pružaju usluge na određenoj teritoriji na kojoj se nalaze socijalno ugroženi potrošači. Ovakav pristup podrazumeva da energetska kompanija vodi registar socijalno ugroženih potrošača i da oni po osnovu tog statusa ostvaruju pravo na određenu količinu energije. Na računu potrošača se iskazuje ukupan iznos utrošene energije i iznos koji se od njega oduzima. Metod vaučera, kao oblik indirektnog pladanja na račun energetske kompanije, ograničava mogudnost zloupotrebe pomodi, odnosno smanjuje se rizik od nenapladene realizacije energetskim kompanijama. Međutim, uspešna implementacija metoda vaučera zahteva transparentnost i kontinuirano sprovođenje kontrole korišdenja sredstava koja se dodele energetskim kompanijama. Finansiranje putem vaučera može dati snažan podstrek konkurenciji da redukuju cene, obzirom da postoji realna inicijativa na strani siromašnih potrošača da izaberu najjeftinijeg snabdevača jer bi na taj način za isti iznos pomodi mogli da obezbede vedu količinu energije. Izdavanje garantnog pisma omogudava da se određeni procenat računa za utrošenu električnu energiju finansira iz opšteg socijalnog programa. Obezbeđenje državne pomodi za ove namene ostvaruje se iz poreza i taksi putem posebno utvrđenog mehanizma izračunavanja koji se dobija kao proizvod količine električne energije koja se subvencioniše i iznosa razlike između prosečne cene i socijalne cene za domadinstva. Ovako dobijeni iznosi, mogu biti transferisani snabdevačima kako bi bili u stanju da ponude socijalne tarife ispod stvarnih troškova ili potrošačima kako bi bili u stanju da obezbede određenu količinu električne energije po realnim cenama. Tradicionalno najčešdi vid pomodi energetski ugroženim potrošačima je na osnovu tarifnih sistema, bilo uvođenjem posebnih socijalnih tarifnih stavova bilo odobravanjem popusta na tarifne stavove za socijano ugrožene kategorije stanovništva. Socijalne tarife omogudavaju kategoriji siromašnih potrošača da za utvrđenu količinu električne energije pladaju nižu cenu od realne. Socijalna tarifa predstavlja deo ukupnog tarifnog sistema sastavljenog od više blokova potrošnje u okviru koga računi potrošača zavise od količine utrošene električne energije u posmatranom periodu (najčešde mesec dana). Za potrošnju u prvom bloku, vrednost tarifnih stavova je niža (najčešde ispod opravdanih troškova) kako bi se omogudilo zadovoljenje osnovnih potreba za električnom energijom. Vrednost tarifnih stavova u narednim blokovima su iznad opravdanih troškova za iznos koji predstavlja razliku između opravdanih i priznatih troškova u prvom bloku. Na slededoj slici je prikazan način formiranja cene električne energije u dvotarifnom sistemu.


101

Slika 15. - Primer rastude blok tarife

Ovakav pristup rešavanju problema siromašnih potrošača se bazira na pretpostavci da su domadinstva sa niskim primanjima mali potrošači električne energije, te da svoje potrebe za električnom energijom mogu podmiriti u okviru prve blok tarife. Očekuje se da potrošači sa višim primanjima troše više električne energije, pa de na taj način kroz pladanje viših računa nadoknađivati troškove nastale u okviru prvog bloka. Među zemljama postoji velika razlika oko nivoa definisanja prve blok tarife, tako da se ona krede u intervalu od 50 do 200 kWh mesečne potrošnje električne energije i veoma često je pradena ograničenjem maksimalno angažovane snage (najčešde od 3 – 6 KW).

49

U vezi utvrđivanja graničnog nivoa potrošnje za prvu blok tarifu namede se nekoliko problema. Prvo, bez obzira što su subvencije namenjene potrošačima koji imaju najniži nivo potrošnje, srednje dohodovne grupe de imati viši nivo subvencija. Na primer, ukoliko granični nivo potrošnje za prvu tarifu iznosi 300 kWh mesečno, tada de domadinstva sa niskim primanjima u apsolutnom iznosu primiti manji iznos subvencija nego domadinstva koja npr. troše 350 kWh mesečno. Što je viši prag za prelazak iz prve u drugu blok tarifu, to je veda verovatnoda da de se to i desiti. Drugi problem je vezan za činjenicu da što je viši prag to je vedi podsticaj za malverzacije. Pošto se usluge distribuiraju na osnovu mernih uređaja, u praksi se dešava da subvencije nisu alocirane na najbolji način. Veliki potrošači mogu upotrebom vedeg broja mernih instrumenata u domadinstvu ostvariti pravo za prvu blok tarifu, dok de siromašna domadinstva koja žive u velikoj zajednici ili stanu sa jednim mernim uređajem potpasti u višu blok tarifu. Primena socijalne tarife može imati brojne neželjene efekte. To se pogotovo odnosi na utvrđivanje kategorije stanovništva koje imaju pravo na njenu primenu. Na primer, siromašno domadinstvo koje je kvalifikovano za korišdenje socijalne tarife zbog neefikasnosti u potrošnji može pladati više račune nego što bi to bilo stvarno potrebno. Sa druge strane, invalidi koji žive sami i koji se mogu smatrati

49 U Belgiji i Italiji, u kojima postoji socijalna tarifa kao oblik pomodi socijalno ugroženim potrošačima, ona važi za mesečnu potrošnju do 50 kWh/mesečno i angažovanu snagu do 3 kW. U Albaniji postoji socijalna blok tarifa i ona se odnosi na potrošnju do 300 kWh mesečno.


102

ugroženom kategorijom stanovništva, zbog visine prihoda mogu se pokazati nekvalifikovani za primenu socijalne tarife. Određivanje i primena socijalne tarife može se pokazati kao ekstremno kompleksna i skupa intervencija u uslovima liberalizovanog tržišta koja može destimulisati primenu drugih inovativnih i prihvatljivih oblika pružanja pomodi ugroženim domadinstvima. Primena socijalne tarife može ograničiti koristi koje imaju ugroženi potrošači eliminacijom prednosti izbora snabdevača koju uživaju ostali potrošači. Eliminacija takve pogodnosti predstavlja fundamentalnu prepreku implementacije konkurentskog tržišta. Drugo, visoki troškovi primene socijalnih tarifa mogu uticati na snabdevače da odustanu od primene ostalih rešenja koja imaju za cilj pomod ugroženim potrošačima. Praktično, primena socijalnih tarifa de dovesti do izazova koji između ostalog podrazumevaju traženje odgovora na brojna pitanja. Prvo, kako identifikovati korisnike koji imaju pravo na socijalnu tarifu? Koji su kriterijumi za sticanje statusa ugroženog potrošača? Koliki su dodatni troškovi identifikacije i komunikacije sa potrošačima koji se kvalifikuju kao korisnici socijalne tarife? Koja institucija bi bila nadležna za pradenje i utvrđivanje pomodi? Da li de mogudnost korišdenja socijalne tarife onemoguditi potrošača da zameni snabdevača? Socijalna blok tarifa može se primeniti samo ukoliko je potrošač zadovoljio određene kriterijume podobnosti. Kao kriterijum podobnosti može se koristiti nivo primanja domadinstva ili neki drugi kriterijum (npr. postojanje socijalne pomodi po nekom drugom osnovu). Da bi neki kriterijum bio primenjen, on mora biti jasno definisan i podložan proveri i permanentnoj kontroli od strane nadležnih institucija. U meri u kojoj je ovakav pristup zaštite siromašnih potrošača bio mogud u prošlosti, njegova primena u uslovima liberalizovanog tržišta može izazvati poremedaje na tržištu, naročito kada se broj socijalno ugroženih potrošača razlikuje od snabdevača do snabdevača. U takvim uslovima, snabdevači nede biti u stanju da ponude iste cene, što može dovesti do “prebega” potrošača kod snabdevača koji se nalazi u boljem položaju i koji nude atraktivniju cenu usluge. U ekstremnim slučajevima, ovakav način zaštite siromašnih potrošača može dovesti do situacije da socijalno ugroženi potrošači ostanu kod jednog snabdevača, a da svi ostali pređu kod drugih kod kojih je ovakav vid zaštite manje prisutan ili nije mnogo izražen. Prelaskom potrošača, smanjuje se mogudnost prelivanja troškova na kategorije koje su u stanju da finansiraju račune socijalno ugroženih. Ovakva situacija je posebno izražena u Engleskoj koja je najdalje otišla u procesu liberalizacije tržišta i uvođenja konkurencije u delatnostima proizvodnje i snabdevanja potrošača. Uvođenje socijalnih tarifa obično podrazumeva postojanje jednog snabdevača električnom energijom, odnosno postojanje ograničenja da potrošač ne može menjati snabdevača. U suprotnom, to bi imalo za posledicu da potrošači zbog toga što pladaju viši iznos računa, žele da promene snabdevača kod koga ne postoji


103

socijalna tarifa ili su iznosi troškova niži. Rešenje može biti u uvođenju posebnih šema pružanja pomodi koji su kompatibilni sa tržišnim uslovima poslovanja. Primer takvog pristupa je uvođenje posebne takse na korišdenje prenosnog sistema iz čega se finansira pomod ugroženim potrošačima. Takođe, mogude je i kroz tendersku proceduru izabrati jednog snabdevača koji bi imao obavezu snabdevanja siromašnih potrošača. Da bi se obezbedilo da svi snabdevači električnom energijom imaju isti položaj u pogledu finansiranja siromašnih potrošača, neophodno je obezbediti jedinstven kompenzacioni mehanizam. Kompenzacioni mehanizam bi podrazumevao da se snabdevačima obezbeđuju sredstva iz centralnog administrativnog fonda u zavisnosti od broja siromašnih potrošača i iznosa pomodi koju dobijaju. Poremedaji u tržišnoj poziciji snabdevača i proizvođača eletričnom energijom mogu biti izbegnuti ukoliko se socijalne tarife finansiraju od strane države ili lokalne samouprave. Na ovaj način, snabdevači dobijaju direktnu pomod od države u cilju pružanja pomodi siromašnim potrošačima. Kao alternativno rešenje država može siromašnim potrošačima izdavati vaučere za pladanje obaveza po osnovu utrošene energije. Socijalna blok tarifa može se finansirati prelivanjem troškova na ostale kategorije potrošača ili putem direktne pomodi od strane nadležnih institucija pri čemu izvor sredstava za te namene predstavljaju javni prihodi po osnovu poreza i taksi. U tom slučaju, primenjuju se procedure vezane za utvrđivanje i kontrolu ispunjenja kriterijuma podobnosti kako bi se pomod pružila samo onim potrošačima koji stvarno to i zaslužuju. Korišdenje poreske šeme kao mehanizma za obezbeđivanje sredstava, sa stanovišta transparentnosti predstavlja poželjan oblik pružanja pomodi jer se iznos pomodi može pratiti kroz standardnu proceduru usvajanja godišnjih budžeta. Međutim, prilikom utvrđivanja iznosa i pravaca alokacije pružanja pomodi mogu nastati problemi. Da bi se oni izbegli neophodno je iznos pomodi prikazati na računu potrošača (bilo da je u pitanju finansiranje ili primanje pomodi) i ceo proces kontinuirano pratiti i izveštavati. Evropska unija ne preporučuje korišdenje tarifnih sistema za zaštitu potrošača, jer se na taj način ugrožava konkurentnost tržišta i obavlja se diskriminacija između potrošača, odnosno dolazi do prelivanja troškova između pojedinih kategorija potrošača. Međutim, socijalne tarife nisu ni izričito zabranjene tako da ih jedan broj zemalja ipak primenjuje. Socijalna tarifa ili prelivanje troškova između različitih kategorija potrošača (cross-subsidies) se najčešde primenjuje u zemljama regiona. Očigledno je da u novonastalim uslovima, tradicionalni oblici zaštite potrošača moraju da dožive promene i da se usklade sa zahtevima liberalizovanog tržišta. Različiti oblici i modaliteti primene socijalne blok tarife, popusta na cene i sl. mogu se tretirati kao prihvatljivo rešenje samo na kratak rok, dok tržište električne


104

energije ne zaživi u punom smislu reči. U uslovima, kada se ono potpuno liberalizuje i kada konkurencija uzme maha, ovakvi oblici zaštite ugroženih kategorija potrošača treba da se modifikuju i da se usklade sa potrebama kako ne bi postali usko grlo daljem razvoju energetskog sektora. Uloga države, u takvim uslovima, postaje nezamenljiva i njena funkcija zaštite socijalno ugroženih potrošača mora da se proširi i na energetsku sferu.

105

IV poglavlje

DEREGULACIJA TRŽIŠTA ELEKTRIČNE ENERGIJE U EVROPSKOJ UNIJI


107

4 DEREGULACIJA TRŽIŠTA ELEKTRIČNE ENERGIJE U EVROPSKOJ UNIJI 4.1 Regulatorni okvir Evropske unije Napuštanje stava da su delatnost proizvodnje i prodaje električne energije prirodni monopoli, otvorio je prostor za radikalne promene na nivou elektroprivrede kao grane. Regulatorna reforma elektroprivrede je usmerena na povedanje sveukupne efikasnosti putem uvođenja konkurencije u oblast proizvodnje i snabdevanja, odnosno čvrste regulacije u mrežnim delatnostima koje imaju karakteristike prirodnog monopola. U zemljama Evrope, ved dve decenije u toku su regulatorne promene koje su inicijalno pokrenute zamenom posultata ekonomske teorije, ali nezavisno od toga postojao je i dodatni motiv. Naime, zemlje članice Evropske unije su započele proces reformi motivisane idejom stvaranja jedinstvenog energetskog tržišta, te je proces reformi išao u pravcu liberalizacije i stvaranja zajedničkog zakonodavnog okvira. Pored toga, regulatorna reforma na nivou zemalja Evropske unije je u odnosu na druge zemlje imala nekoliko specifičnosti. Prvo, činjenica je da se na nivou Evropske unije podsticao rast učešda privatnog kapitala u delatnosti proizvodnje i snabdevanja električnom energijom, ali nije bilo zahteva da se vrši privatizacija državnog vlasništva. Isto tako, nije bilo zahteva da se vrši vlasničko razdvajanje prenosne mreže kao što je to bio slučaj u drugim delovima sveta. Regulatorne promene u elektroprivredi su započele paralelno sa reformama koje su pojedine zemlje OECD-a sprovodile u drugim infrastrukturnim delatnostima (transport, telekomunikacije i dr.). Politička spremnost pojedinih zemalja da liberalizuju tržište i smanje prisustvo i intervenciju države, dovela je do kritičkog preispitivanja i reevaluacije uloge i značaja regulacije. U ovom poglavlju bide predstavljena evolucija regulatornih funkcija kao rezultat strukturalnih i institucionalnih reformi sprovedenih u Evropskoj uniji. Regulatorna reforma kao skup mera ekonomske politike i mehanizama koji su institucionalno kontrolisani, u praksi se odvijala u vidu deregulacije i reregulacije. Mada se ova dva pojma u literatuturi često poistoveduju i nalaze kao sinonimi, među njima postoje bitne razlike. Deregulacija se javlja kada ved postoji određena regulatorna reforma i ona ima za cilj njihovo svođenje na minimum ili potpuno ukidanje. Reregulacija podrazumeva redizajniranje regulatornih funkcija u smislu da one pokrivaju samo delatnosti u kojima postoji prirodni monopol, dok se ostale funkcije prepuštaju delovanju tržišnih zakona. Liberalizacija i otvaranje nacionalnih tržišta zemalja članica Evropske unije je formalno započela 1996. godine usvajanjem Direktive 96/92 za stvaranje unutrašnjeg tržišta električne energije. Primena ove direktive nedvosmisleno je ukazala na prednosti zajedničkog tržišta, u smislu povedanja produktivnosti, podizanja kvaliteta usluge i konkurentnosti tržišta. Međutim, Evropska komisija je pratedi primenu Direktive 96/92 uočila i nekoliko nedostataka koje je trebalo otkloniti kako bi se, pre svega, obezbedio nediskriminatoran i transparentan pristup mreži i unapredio sistem zaštite prava malih potrošača.


108

Tabela 13. - Period pre 1996. godine i zahtevi EU Direktiva

Pre 1996. EU Direktiva iz 1996 EU Direktiva iz 2003.

Proizvodnja Monopol Autorizacija Tender

Autorizacija

Prenos i distribucija

Monopol Regulacija Pregovori Model jednog kupca

Regulacija

Snabdevanje Monopol Odvajanje računa Pravno odvajanje od prenosa i distribucije

Snabdevanje krajnjih potrošača

Nema izbora dobavljača

Izbor dobavljača važi samo za kvalifikovane kupce

50

Od 2004. izbor imaju industrijski potrošači, a od 2007. i domadinstva

Razdvajanje prenosa i distribucija

Integracija Računovodstveno razdvajanje

Pravno razdvajanje

Trgovina izvan granice EU

51

Monopol Pregovori Regulacija

Regulator Vlada Nije defnisano Nezavisno regularno telo

Izvor: Jamasb, T., Pollitt M. (2005), Electricity Market Reform in the EU – Review of Progress towards Liberalisation and Integration, University of Cambridge, Working Paper 66. Kako bi se ubrzao proces liberalizacije i omogudilo uspostavljanje potpuno otvorenog unutrašnjeg tržišta električne energije, 2003. godine je usvojena nova Direktiva 2003/54

52 koja uvodi zajednička pravila o proizvodnji, prenosu,

distribuciji i snabdevanju električne energije. Ova Direktiva utvrđuje pravila koja se odnose na organizaciju i delovanje elektroenergetskog sektora, definiše pristup tržištu, kao i kriterijume javnog nadmetanja, postupak izdavanja dozvola za izgradnju novih proizvodnih kapaciteta i vođenje sistema. Direktiva 2003/54 unosi nekoliko bitnih novina:

- insistira na pravnom razdvajanju mrežnih delatnosti od delatnosti proizvodnje i snabdevanja,

- promoviše slobodan ulazak u segment proizvodnje, - insistira da pristup mreži mora biti nediskriminatoran, transparentan i po

ekonomski opravdanoj ceni, a kako bi pristup mreži bio slobodan, prenos

50 Kvalifikovani kupac je određen kao svaki kupac koji kupuje energiju za sopstvene potrebe i on po Direktivi iz 1996. godine može slobodno izabrati svog snabdevača električne energije. 51 Uslovi trgovine električnom energijom sa tredom stranom, izvan granice EU je dodatno regulisano Uputstvom o prekograničnoj razmeni br. 1228/2003. 52 Tekst Direktive je dostupan na http://europa.eu.int

http://europa.eu.int/


109

i distribuciju moraju obavljati zakonski odvojena pravna lica ukoliko su preduzeda vertikalno integrisana,

- napušta se pregovarani pristup trede strane i uvodi se samo regulisani pristup mreži i

- naglašava se potreba za uspostavljenjem nezavisnog regulatornog tela zaduženog za primenu regulative.

Ukratko, moglo bi se zaključiti da Direktiva 2003/54 insistira na restrukturiranju vertikalno integrisanih kompanija i na jačanju uloge regulatornih tela. Iz tog razloga de se detaljnije analizirati odredbe koje se odnose na ove prioritete. Restrukturiranje vertikalno integrisane elektroprivrede. U cilju obezbeđivanja slobodnog pristupa mreži i izbegavanja sukoba interesa, neophodno je odvojiti mrežno poslovanje sa karakteristikama prirodnog monopola od proizvodnje i snabdevanja u kojima postoje uslovi za tržišno poslovanje. Postizanje navedenog odvajanja je definisano posebnim odredbama čiji su elementi slededi:

- pravno razdvajanje operatera prenosnog sistema i distribucije od ostalih aktivnosti koje nisu u vezi s prenosom i distribucijom,

- funkcionalno razdvajanje distribucije u cilju osiguranja samostalnosti unutar vertikalno integrisanog preduzeda i

- računovodstveno razdvajanje koje podrazumeva odvojene račune između operatera prenosa i distribucije.

Zahtevi za razdvajanjem se primenjuju u slučaju kada mrežno poslovanje predstavlja deo vertikalno integrisanog preduzeda. Pod pojmom vertikalno integrisanog preduzeda se smatra svako preduzede koje se istovremeno bavi proizvodnjom ili snabdevanjem električne energije i kada se mrežne delatnosti sprovode unutar iste pravne strukture ili u pravno odvojenoj mrežnoj kompaniji koja je pod nadzorom

53 kompanije za snabdevanje i/ili proizvodnju, ili holdinga u

čijem je sastavu kompanija za snabdevanje/proizvodnju. U slučaju ispunjenja ovih uslova primenjuje se pravno i funkcionalno razdvajanje, tako da je vertikalno integrisano preduzede obavezno da:

- osnuje odvojeno mrežno preduzede, odnosno - ukoliko mrežno preduzede ostaje pod nadzorom preduzeda za

snabdevanje/proizvodnju, ono treba da bude funkcionalno razdvojeno kako bi se osigurala samostalnost u odnosu na matičnu kompaniju.

Krajnji rok za završetak pravnog razdvajanja za operatera prenosne mreže je bio 1. jul 2004. godine, a za operatera distribucione mreže 1. jul 2007. godine. Rokovi pravnog razdvajanja korespondiraju sa krajnjim rokovima za otvaranje tržišta električne energije, tako da je za sve potrošače (sem za domadinstava) rok bio 1. jul 2004. godine, a za domadinstva 1. jul 2007. godine.

53 Kompanija ima nadzor ukoliko poseduje vedinski udeo akcija/glasačkih prava ili ne poseduje vedinu akcija, ali ima nadzor jer su npr. preostale akcije disperzovane na veliki broj malih akcionara.


110

U odnosu na operatere distribucije, države članice imaju mogudnost da, u okviru nacionalnog zakonodavstva, predvide izuzeda od primene pravnog i funkcionalnog razdvajanja vertikalno integrisanog subjekta. Distribucioni operateri koji opslužuju manje od 100.000 korisnika mogu biti izuzeti od zahteva da se izvrši pravno ili funkcionalno razdvajanje. Mogudnost izuzeda nije vremenski ograničena. Vedi operateri koji opslužuju više od 100.000 korisnika, mogli su odgoditi samo pravno razdvajanje do 1. jula 2007, nakon čega je usledilo potpuno otvaranje tržišta. Osnovna poruka ovih odredbi je da prenos i distribuciju treba razdvojiti u odvojena mrežna preduzeda. Međutim, mrežno preduzede ne sme posedovati imovinu mreže, ved mora imati pravo na donošenje odluka u skladu sa zahtevima funkcionalnog razdvajanja. Obaveza osnivanja odvojenog preduzeda odnosi se samo na mrežnu delatnost, dok se snabdevanje i proizvodnja mogu i dalje obavljati u okviru jednog preduzeda. Mrežno preduzede ne sme posedovati akcije pripadajudih preduzeda koja se bave snabdevanjem i proizvodnjom, niti akcije holdinga. Ukoliko mrežno preduzede poseduje akcije ono ima direktni finansijski interes u odnosu na rad podružnice tako da onemogudava njenu samostalnu upravu. Ovo se pravilo ne odnosi na situaciju kada mrežno preduzede obavlja snabdevanje i proizvodnju. U skladu s tim, više nije moguda struktura u kojoj elektrodistribucija poseduje zakonski odvojenu podružnicu za snabdevanje. Međutim, to ne zahteva nužnu promenu vlasništva nad imovinom mreže. Dovoljno je osnovati novo preduzede koje vodi operativne poslove mreže, a da ne poseduje imovinu te iste mreže. Odredbe o računovodstvenom razdvajanju ostaju uglavnom nepromenjene u odnosu na prethodnu Direktivu. Za razliku od pravnog i funkcionalnog razdvajanja, kod računovodstvenog razdvajanja nema izuzeda. Računovodstveno razdvajanje je minimalni uslov za razdvajanje koji bez izuzetka moraju poštovati svi mrežni oprateri. Od ključne je važnosti da stavke na troškovnoj strani budu po delatnostima raspoređene transparentno i precizno. Naročito se mora isključiti iskazivanje previsokih troškova mrežnog poslovanja koji mogu dovesti do prelivanja sredstava u korist snabdevanja, a time se mogu poremetiti konkurentski odnosi. U tom kontekstu, podsticajna regulacija može znatno ograničiti mogudnosti integrisanih preduzeda da presele troškove sa snabdevanja i proizvodnog poslovanja na mrežno poslovanje. Osnivanje nezavisnih regulatornih tela. Jedan od ključnih zahteva Direktive 2003/54 je uspostavljanje nezavisnih regulatornih tela koja de biti zadužena za transparentno sprovođenje koncepta ekonomske regulacije. Direktiva nacionalnim regulatornim telima u nadležnost daje neposrednu kontrolu rada tržišnih aktivnosti i regulaciju prirodnih monopola. U tom smislu, regulatorna tela treba da stvore nediskriminatorne uslove poslovanja i da podstiču konkurenciju kroz:

- zaštitu potrošača od eventualnih zloupotreba monopolskog položaja energetskih subjekata,

- zaštitu energetskih subjekata i investitora od politički motivisanog, a ekonomski neopravdanog depresiranja cena i


111

- promociju efikasnosti poslovanja. Da bi se postigla ravnoteža u zadovoljavanju interesa potrošača, energetskih subjekata i organa vlasti, koji su gotovo uvek različiti, iskustvo govori da je neophodno da regulatorno telo u donošenju odluka bude nezavisno od regulisanih subjekata, političkih struktura i potošača, uz postojanje mehanizama kontrole njegovog rada od strane izvršne i zakonodavne vlasti. Viši stepen samostalnosti i nezavisnosti u radu regulatora se obezbeđuje davanjem dovoljne zakonske snage kao i izborom članova koji su eksperti date oblasti i koji su u svom radu nezavisni od vlade ili regulisanih subjekata. Ključni zadatak regulatornog tela treba da bude odobravanje uslova za pristup prenosnoj i distributivnoj mreži, i utvrđivanje metodologije cena, dok de se cene za proizvodnju i snabdevanje formirati po tržišnim uslovima. Uz te osnovne zadatke, postoje i brojna druga pitanja koja svaka država može staviti u nadležnost regulatornog tela:

- izdavanje licenci za obavljanje energetskih delatnosti, - izdavanje dozvola za izgradnju energetskih objekata, - organizacija, nadgledanje i kontrola postupka javnog tendera za

proizvodnju, - nadgledanje računovodstvenog razdvajanja kako ne bi došlo do mešanja

subvencija između delatnosti proizvodnje, prenosa, distribucije i snabdevanja,

- obezbeđenje transparentnosti i tržišne utakmice, - nadgledanje sigurnosti snabdevanja, - nadgledanje kvaliteta usluge ili - usvajanje mera za zaštitu osetljivih grupa potrošača.


112

4.2 Rezultati započete liberalizacije tržišta

Liberalizacija tržišta električne energije je dugotrajan proces koji se odvija postepeno. Uspostavljanje jedinstvenog tržišta električne energije podrazumeva niz koraka u transformaciji od centralizovane elektroprivrede u državnom vlasništvu, kroz postepeno uvođenje konkurencije, do otvaranja tržišta za industrijske potrošače (1. jul 2004. godine), odnosno do potpunog otvaranja tržišta za sve kategorije potrošača (1. jul 2007. godine). Do 2001. godine pet zemalja Evropske unije (Nemačka, Austrija, Finska, Švedska i Velika Britanija) je u velikoj meri liberalizovalo svoje tržište, a do oktobra 2006. godine taj proces je sprovelo još pet zemalja (Danska, Španija, Irska, Holandija i Portugalija). U narednom delu bide analizirani rezultati do sada sprovedene liberalizacije tržišta električne energije sa četiri aspekta:

- način pristupa prenosnoj mreži, - organizacija operatera prenosnog sistema, - organizacija proizvodnje i prekogranične trgovine električnom energijom i - trend kretanja cena električne energije.

Obezbeđivanje slobodnog pristupa prenosnoj mreži je osnovni uslov za otvaranje tržišta. Sve zemlje su usvajanjem Direktive 54/2003 prihvatile regulisani pristup trede strane kao zajednički model pristupa mreži. Neizostavan korak u stvaranju otvorenog i efikasnog konkurentnog tržišta je razdvajanje tržišno orijentisanih aktivnosti (proizvodnja i prodaja) od delatnosti prenosa i distribucije kao prirodnih monopola. Zalaganju Evropske komisije za odvajanje ova dva segmenta najviše su se protivile Francuska i Nemačka, čiji vertikalno integrisani energetski giganti inače dominiraju evropskim energetskim tržištem. Pre sprovođenja reforme u Francuskoj, elektroprivreda je funkcionisala kao vertikalno integrisano državno preduzede (EdF) nastalo nacionalizacijom više stotina privatnih preduzeda. Organizovano kao javno preduzede, EdF ne samo da je bilo zaduženo za proizvodnju, distribuciju i prenos električne energije, nego je koordinirao rad (dispečing) svih drugih proizvođača, isporučivao električnu energiju nezavisnim distributerima i obavljao uvoz i izvoz električne energije. Pored EdF-a postojala su i mali proizvođači u privatnom vlasništvu kao i jedan broj elektrodistribucija u vlasništvu lokalne samouprave. Za razliku od Francuske, u Nemačkoj je bila prisutna mešovita vlasnička struktura. I pored velikog broja preduzeda (oko 1400, od čega 940 u prodaji, a ostatak u proizvodnji) postojao je visok stepen koncentracije u proizvodnji i prenosu. Tako je devet najvedih energetskih kompanija pokrivalo 85% proizvodnje i posedovalo najvedi deo prenosne mreže. Od 940 elektrodistribucija, 60% je u vlasništvu lokalnih vlasti, a ostali su bili u privatnom vlasništvu.


113

Slika 16. - Proces liberalizacije na tržištu električne energije

Izvor: Europpean Academies Science Advisory Council (2006), Price-setting in the Electricity Markets within EU Single Market, European

Parliament, Brussels.


114

Razdvajanje operatera prenosnog i distributivnog sistema može se izvršiti na nekoliko načina – pravno razdvajanje, računovodstveno, vlasničko i razdvajanje uprave (menadžmenta). U EU-15, bilo je nekoliko slučajeva gde je primenjeno vlasničko razdvajanje, dok je u segmentu distribucije uglavnom primenjen model pravnog i računovodstvenog razdvajanja.

Tabela 14. - Oblici razdvajanja u delatnosti prenosa i distribucije u EU-15

Prenos Distribucija

Austrija pravno pravno

Belgija pravno pravno

Kipar uprava -

Danska pravno pravno

Finska vlasničko računovodstveno

Francuska pravno uprava

Nemačka pravno računovodstveno

Grčka pravno -

Irska pravno uprava

Italija vlasničko pravno

Luksemburg upravno uprava

Holandija vlasničko pravno

Portugalija vlasničko računovodstveno

Španija vlasničko pravno

Švedska vlasničko pravno

Velika Britanija vlasničko pravno

Bivše zemlje u tranziciji

Češka pravno računovodstveno

Estonija pravno pravno

Mađarska pravno računovodstveno

Letonija računovodstveno računovodstveno

Litvanija pravno pravno

Poljska pravno računovodstveno

Slovačka pravno uprava

Slovenija pravno računovodstveno

Izvor: European Academies Science Advisory Council (2006), Price-setting in the Electricity Markets within EU Single Market, European Parliament, Brussels. Mada je krajnji cilj reforme elektroprivrede formiranje jedinstvenog i potpuno liberalizovanog tržišta električne energije Evropske unije i dalje ovaj proces nije u potpunosti završen jer postoje značajne barijere. Veliki problem predstavlja činjenica da je prekogranična trgovina električnom energijom i dalje na niskom nivou tako da se javljaju značajne cenovne razlike među zemljama.


115

Tabela 15. - Uvođenje konkurencije na tržište prodaje i proizvodnje električne energije

Prodaja Proizvodnja

Broj snabdevača sa

tržišnim učešdem iznad 5%

Ukupan broj kompanija

Broj kompanija sa učešdem 5% nacionalne proizvodnje

Broj kompanija

koje čine 95% proizvodnje

Austrija 6 125 4 53

Belgija 3 54 2 3

Kipar 1 1 1 1

Francuska 1 166 1 4

Nemačka 3 940 3 > 450

Grčka 1 4 1 1

Irska 5 9 4 4

Italija 2 430 4 88

Luksemburg 3 11 2 > 12

Malta 1 1 1 1

Holandija 5 32 5 48

Portugalija 1 10 3 59

Španija 6 382 4 na

V. Britanija 7 33 7 17

Danska 7 70 3 > 1000

Finska 3 > 100 4 27

Švedska 3 122 3 14

Bivše zemlje u tranziciji

Bugarska 8 13 5 14

Češka 8 286 1 18

Hrvatska 1 1 2 2

Estonija 1 40 1 2

Mađarska 8 17 3 23

Makedonija 1 1 1 1

Letonija 1 4 1 6

Litvanija 2 7 3 6

Poljska 6 265 5 70

Rumunija 9 40 7 12

Slovačka 5 34 1 6

Slovenija 6 11 2 3

Izvor: Goerten, J, Clement, E. (2007), European electricity market indicators of the liberalisation process, Statistics in focus, Environment and energy 88/2007, Eurostat. Progres ostvarene liberalizacije se može pratiti na osnovu tržišnih koncentracija. U poslednjih nekoliko godina, na tržištu Evropske unije je došlo do značajnih spajanja i preuzimanja, što je doprinelo jačanju tržišne modi. Pored horizontalnih integracija bilo je nekoliko vertikalnih između proizvodnje i segmenta prodaje. Broj


116

kompanija koje se bave proizvodnjom i prodajom električne energije je visoko korelisan nivoom ostvarene liberalizacije i veličine nacionalnog tržišta. Monopolsku strukturu u segmentu prodaje imaju Kipar, Malta, Hrvatska i Makedonija, a u segmentu proizvodnje pored Kipra, Malte, Makedonije i Grčka ima samo jednog proizvođača električne energije. Ono što je karakteristično za tržište električne energije Evropske unije jeste da njime dominira nekoliko velikih kompanija i da postoji trend koncentracije kapitala. U grupi velike četvorke su nemački EoN i RWE, francuski EdF i italijanski Enel. Za ove kompanije je karakteristično da se pored elektroprivrede, bave distribucijom gasa i grejanjem. Pored njih ima još nekoliko velikih igrača, koji često prave alijanse kako bi zajednički olakšali pristup tržištima van Evropske unije.

Tabela 16. - Deset najvedih elektrokompanija po ostvarenom prihodu

Izvor: web sajtovi kompanija i berzi na kojima su kompanije listirane E.ON je nemačka energetska kompanija i trenutno se smatra za najvedeg evropskog investitora u energetskom sektoru. E.ON je nastao 2000. godine spajanjem VEBA i VIAG. E.ON poseduje 6,4% Gazproma. Namera E.ON-a da 2006. godine kupi deo Enela za 10 mlrd. EUR je sprečila Evropska komisija za konkurenciju. Prema podacima s kraja 2009. godine, ukupna tržišna vrednost je procenjena na oko 85.705 mil. USD. EdF je francuska nacionalna elektroprivreda, čija je tržišna vrednost procenjena na preko 96,3 mlrd. USD. Za EdF je karakteristično da je država vlasnik čak 84% kapitala i da je to najvedi evropski proizvođač električne energije iz nuklearnih elektrana. EdF je tokom 2009. godine, putem akvizicije vredne 18 mlrd. USD preuzeo 35,54% vlasništva British Energy koji je najvedi snabdevač električnom energijom u Velikoj Britaniji. U vlasništvu EdF-a je i 45% nemačkog EnBW-a.

Kompanija Država Prihod, mil. USD

Profit, mil. USD

Prihod, mil. USD

Ukupna vrednost akcija na tržištu,

mil. USD

Učešde države u kapitalu

E.ON Nemačka 120,806 1,929 120,806 29,724.604 5,9%

EdF Francuska 88,971 4,706 88,971 3,283.315 84,7%

Enel Italija 82,463 6,994 82,463 45,880.487 14,8%

RWE Nemačka 62,062 - 62,062 29,383.809 0%

Ibedrola Španija 34,875 3,959 34,875 37,920.614 0%

Endesa Spain

Španija 30,075 3,163 30,075 26,164.941 0%

EnBW Nemačka 22,643 1,207 22,643 1,197.691 0%

Vattenfall Švedska 22,414 2,329 22,414 nije listiran 100%


117

Enel je italijanska energetska kompanija koja je nastala 1962. godine nacionalizacijom 1270 privatnih kompanija. Enel je vlasnik Endesa Spain što ga čini velikim igračem i u Španiji, a pored toga posluje u Severnoj i Južnoj Americi. Ukupna tržišna vrednost je procenjena na oko 56.488 mlrd. USD, a 14,8% kapitala je u vlasništvu italijanskog Ministarstva za ekonomiju i finansije. Enel i RWE planiraju da ulože 22 mlrd. EUR u gasovod Južni tok. RWE je nemačka kompanija koja je drugi po veličini proizvođač električne energije u Evropi (nakon EdF). Kompanija je veliki investitor, a tokom 2009. godine je putem akvizicije za 9,3 mlrd. EUR preuzela holandskog distributera Essent i tako postala lider u zemljama Beneluksa. Zbog proizvodnje bazirane na uglju, RWE je prvi na listi najvedih emitera gasova staklene bašte u Evropi (slede Enel i EoN). Ibedrola je španska kompanija koja je poznata kao najvedi evropski proizvođač električne energije iz obnovljivih izvora energije. Posle kupovine Scottishpowera aprila 2007. godin, Ibedrola je ušla na tržište Velike Britanije a planira širenje na tržište Srednje i Južne Amerike. Endesa Spain je filijala Enela iz Italije. U periodu 2006. do 2007. godine za Endesu su se nadmetale E.ON i Enel ali je postignut dogovor da se Endesa proda Enelu dok je E.ON kupio Endesa Italia (filijala Endese u Italiji) i Enelov Viesago. EnBW je nemačka kompanija čijih 45% kapitala je u vlasništvu EDF-a, a Vattenfall je švedska kompanija u potpunom vlasništvu države koja je najviše prisutna u Severnoj i Centralnoj Evropi.

Liberalizacija tržišta električne energije u Rusiji Po količini proizvedene električne energije, Rusija je četvrta zemlja u svetu odmah posle SAD, Kine i Japana. Do 2007. godine elektroprivreda je funkcionisala kao vertikalno integrisani monopol u potpunom vlasništvu države. RAO UES je osnovan 1992. godine kao holding od 70-ak kompanija u čijem sastavu je bilo 40 elektrana, prenosna mreža i niz sporednih delatnosti. Ruski gigant je zbog dugog perioda neinvestiranja nakon 2000. godine imao problem sa zadovoljavanjem rastude potrošnje električne energije. Privlačenje investicija je bio glavni motiv za započinjanje procesa regulatorne reforme.

Reorganizacija RAO UESa je započela 2006. godine, a završena je u julu 2008. godine. U prvoj fazi su iz sastava RAO UESa izdvojene dve kompanije za proizvodnju, a nakon toga i sve ostale sporedne delatnosti. Delatnost prenosa je izdvojena u zasebnu kompaniju (UES FCG) na osnovu spajanja 54 kompanijevza prenos električne energije. Akcijama UES FCG se trguje na berzi, a oko 78% kapitala je u vlasništvu države. Kao rezultat reorganizacije RAO UESa, formirano je više nezavisnih preduzeda među kojima se po značaju izdvajaju: 6 veleprodajnih kompanija za proizvodnju, 14 teritorijalnih proizvođača, posebna kompanija za prenos, sistem operator, Rushydro (druga na svetu najveda hidroelektrana), i dr. Zahvaljujudi sprovedenoj reorganizaciji izvršena je privatizacija elektroprivrede i privučeno je oko 79 mlrd. USD investicija. Na tržište su ušli velike evropske energetske kompanije među kojima se izdvajaju: Fortum (Finska), Enel (Italija), E.ON (Nemačka), CEZ (Češka Republika), RWE (Nemačka) i EdF (Francuska).


118

Redukovanje cena električne energije trebalo bi da bude jedan od glavnih rezultata liberalizacije tržišta. U periodu od 1995 do 2000. godine, zaista je i došlo do izvesnog pada cena električne energije. Pad cena se posebno odnosio na industrijske potrošače. Tako je npr. cena električne energije za industriju (uključujudi sve poreze) u periodu od 1996. do 2000. godine u Nemačkoj opala za 17,3%, dok je cena za domadinstva zabeležila blagi rast od 2,7%. Međutim, nakon 2000. godine, suprotno očekivanjima zagovornika liberalizacije, došlo je do rasta cena. Do 2009. godine cena za domadinstva u Nemačkoj je porasla za 42,8%, a za industriju za čak 81,7%. Cene u Nemačkoj su u velikoj meri zabeležile pomenuti rast usled povedanja ekoloških i drugih taksi. Najvedi rast cena desio se u Velikoj Britaniji, gde su cene za industriju porasle u posmatranom periodu za 120,9%.

Slika 17. - Trend rasta cena el. energije za domadinstva

54

Izvor: http://epp.eurostat.ec.europa.eu

U strukturi formiranja finalne cene za domadinstva i za industrijske potrošače u gotovo svim zemljama EU-15, pored poreza na dodatu vrednost uključene su i druge takse. Ova poreska opteredenja su naročito visoka u Danskoj gde je njihovo učešde u finalnoj ceni za domadinstva čak 56%. U strukturi cene za industrijske potrošače, mnoge zemlje ne uključuju nikakve poreze i takse ili je njihovo učešde minimalno. Najvede poreze i takse ima Holandija gde porezi i takse u strukturi finalne cene za industrijske potrošače učestvuju sa 16,2%. Prema poslednjim raspoloživim podacima s kraja 2009. godine, u strukturi finalne cene električne energije na nivou svih zemalja Evropske unije, troškovi proizvodnje i snabdevanja imaju učešde od 58,7% u ceni domadinstva, odnosno 74,4% u ceni za industrijske potrošače. Troškovi prenosa imaju učešde od 41,3% za domadinstva, odnosno 25,6% za industrijske potrošače.

54 Obuhvadene su zemlje koje su do 2001. godine završile proces liberalizacije tržišta električne energije. Bazna godina je 1996. Od 2007. godine Eurostat primenjuje novu metodologiju računanja cene električne energije. Vrednosti izračunate novom metodologijom označene su zvezdicom. Za 2007. godinu prikazana je vrednost i po staroj i po novoj metodologiji, da bi se prikazao rast cene koji je posledica promene metodologije.

80,0%

100,0%

120,0%

140,0%

160,0%

180,0%

Nemačka Austrija Finska Švedska Velika Britanija

http://epp.eurostat.ec.europa.eu/


119

Slika 18. - Trend rasta cena el. energije za industriju

55


Prosečna cena električne energije za domadinstva u Evropskoj uniji sa svim porezima iznosi 16,38 EUR centi/kWh, odnosno 12,13 EUR centi/kWh. Najviše su cene u Danskoj 25,53 i Nemačkoj 22,94, dok su najniže cene u Bugarskoj 8,18 EUR centi/kWh. Ukoliko se cena posmatra na osnovu indeksa pariteta kupovne modi (Purchasing Power Parity, PPI) električna energija za domadinstva je najskuplja u Mađarskoj 24,69 EUR centi/kWh, a odmah iza slede Slovačka i Poljska. Najniža cena u evrima jednake kupovne snage je u Finskoj, Francuskoj i Grčkoj. Prosečna cena za industrijske potrošače iznosi 10,23 EUR centi/kWh, odnosno 9,11 EUR centi/kWh bez poreza i taksi. Najvišu cenu ima Kipar 14,94 EUR centi/kWh i Slovačka 14,03 EUR centi/kWh, a najnižu Bugarska od 6,39 EUR centi/kWh. Interesantno je primetiti da ukoliko se posmatra cena električne energije bez poreza i taksi, tada je ona najniža u Estoniji gde iznosi 5,75 EUR centi/kWh i Francuskoj 5,99 EUR centi/kWh.

55 Obuhvadene su zemlje koje su do 2001. godine završile proces liberalizacije tržišta električne energije. Od 2007. godine Eurostat primenjuje novu metodologiju za izračunavanje cene električne energije. Vrednosti izračunate novom metodologijom označene su zvezdicom. Za 2007. godinu prikazana je vrednost i po staroj i po novoj metodologiji, da bi se prikazao rast cene koji je posledica promene metodologije.

60%

80%

100%

120%

140%

160%

180%

200%

Nemačka Finska Švedska Velika Britanija



120

Slika 19. - Cena el. energije za domadinstva na kraju 2009. godine


Mada sve zemlje imaju sličnu strukturu cena, postoje određene razlike u njihovoj cenovnoj politici. Prvo, iako nije rasprostranjeno subvencionisanje određenih grupa potrošača, neke zemlje imaju posebne tarife za socijalno ugrožene grupe stanovništva (Belgija, Francuska, Grčka, Litvanija i Portugalija). Drugo, pored

0 0,03 0,06 0,09 0,12 0,15 0,18 0,21 0,24 0,27

Bugarska

Estonija

Litvanija

Rumunija

Grčka

Letonija

Francuska

Finska

Poljska

Slovenija

Češka Rep.

Velika Britanija

Malta

Slovačka

Portugalija

Madjarska

Kipar

Švedska

Španija

Holandija

Irska

Belgija

Luksemburg

Austrija

Italija

Nemačka

Danska

cena u evrima cena u evrima jednake kupovne snage



121

poreza na dodatu vrednost, zemlje EU uključuju i druge oblike oporezivanja, dok ostale zemlje cenu električne energije ne optereduju dodatim porezima. Drugi interesantan aspekt politike oporezivanja je da zemlje Evropske unije daju mogudnost velikim energetski intenzivnim industrijskim potrošačima, da ukoliko investiraju u energetski efikasne tehnologije, imaju pravo na osnovnu cenu bez poreza na dodatu vrednost. Trend pada cena do 2000. godine može se objasniti naporima liberalizacije tržišta, ali je još nekoliko faktora tome doprinelo:

- cena gasa kao bitnog inputa i supstituta je bila znatno niža, - povoljne vremenske prilike naročito u zemljama koje proizvodnju baziraju

na hidropotencijalu, - unapređenje produktivnosti i - uvođenje određenih tehničko-tehnoloških inovacija i dr.

Nezavisno od neuspeha liberalizacije u pogledu redukovanja cena električne energije, trend liberalizacije nije napušten. Štaviše, liberalizacijom tržišta električne energije Evropske unije došlo bi do potpune integracije šest postojedih regionalnih tržišta:

- tržište Zapadne Evrope (Austrija, Belgija, Francuska, Nemačka, Luksemburg, Holandija);

- tržište Iberije (Španija i Portugalija); - Velike Britanije i Irske; - Nordijsko tržište (Danska, Finska, Švedska i Norveška); - Baltičko tržište (Estonija, Letonija i Litvanija); - tržište Istočne Evrope (Češka, Mađarska, Poljska, Slovačka i Slovenija).

Neka od ovih regionalnih tržišta su relativno homogena (Baltički i Nordijski pod-region), dok druga nisu u tolikoj meri integrisana, ali dele slične karakteristike. Između navedenih šest grupa postoje velike razlike, ali su one evidentne i u okviru zemalja koje se nalaze u istoj grupi.

56 Uspostavljanje jedinstvenog tržišta ima još

nekoliko krupnih izazova koji podrazumevaju: - izgradnja prenosnih kapaciteta kako bi došlo do rasta prekogranične

trgovine električnom energijom, - usklađivanje nadležnosti regulatora na nacionalnom nivou i regulatora na

nivou Evropske unije, - poštovanje principa transparentnosti, raspoloživosti i kontinuirane

kontrole informacija.

56 U okviru nordijske grupe zemalja, Švedska u proizvodnji električne energije koristi minimalne količine uglja, dok se Finska i Danska uglavnom oslanjaju na fosilna goriva. Poljska gotovo u potpunosti u proizvodnji električne energije koristi termo kapacitete na ugalj, dok u Sloveniji i Slovačkoj proizvodnja se bazira na nuklearnim elektranama, a Mađarska kao pogonsko gorivo koristi uglavnom gas. Upotreba nuklearne energije je naročito izražena u Francuskoj i Litvaniji, koje oko 80% proizvodnje baziraju na nuklearnim elektranama. Grčka i Malta koriste naftu, dok Češka i Estonija koriste manje od 1% nafte u proizvodnji električne energije. Nekoliko zemalja zbog geografske lokacije ne ulazi u sastav ni jednog od pomenutih regionalnih tržišta (Malta, Grčka, Kipar).


122

4.3 Novi EU regulatorni okvir - tredi energetski paket direktiva Formiranje internog tržišta električne energije EU, koje se progresivno razvija od 1999. godine, imalo je za cilj da obezbedi vedu prekograničnu trgovinu (fizičkim licima i/ili poslovnim subjektima) i doprinese povedanju efikasnosti poslovanja energetskih subjekata, što bi dalje rezultovalo redukovanje cena, unapređenje standarda kvaliteta usluga i sigurnosti u snabdevanju pa samim tim i održivom razvoju energetskog sektora.

Direktiva 2003/54 koja se odnosi na opšta pravila za interno tržište električne energije i Uredba 1228/2003 o uslovima za pristup mreži za prekograničnu razmenu električne energije, značajno je doprinela kreiranju takvog internog tržišta električne energije. Međutim, analizom primene navedene regulative konstatovano je da postoje značajne prepreke prodaji električne energije po jednakim uslovima, bez diskriminacije ili dovođenja u nepovoljniji položaj. Pokazalo se da u svakoj od zemalja članica još uvek ne postoji nediskriminatoran pristup mreži i jednako efektivan i efikasan nivo regulatornog nadzora. Glavne prepreke uspešnom funkcionisanju internog tržišta električne energije, koje su uočene u prethodnom periodu, mogu se svesti na sledede: - postojanje velikog stepena tržišne koncentracije kao i dalje zadržavanje

vertikalne organizacione strukture u energetskom sektoru, - odsustvo tržišne integracije na evropskom nivou koja se prevashodno ogleda

u odsustvu kooperacije nacionalnih operatora prenosnog sistema (Transsmission System Operator, TSO), kao i u postojanju tzv. regulatornog gapa, odnosno razlika u pristupu i ovlašdenjima regulatora koji se odnose na ovu oblast,

- odsustvo transparentnosti, - postojanje razlike i disharmonije u ovlašdenjima i kompetencijama nacionalnih

regulatora Iz tog razloga, pristupilo se donošenju tzv. tredeg energetskog paketa Evropske unije koji ima za cilj da obezbedi: - efektivnije razdvajanje prenosne mreže u smislu vlasničkog razdvajanja

nezavisnih sistemskih (ISO) i prenosnih (ITO) operatora, - formiranje evropske regulatorne agencije (ACER) čija funkcija treba da bude

koordinacija nacionalnih regulatora i ujedno da posluži kao savetodavno telo Komisiji za energiju,

- kooperaciju operatora prenosne mreže (ENTSO) kao i razvoj harmonizovanih pravila pristupu i korišdenju prenosne mreže,

- davanje vedih ovlašdenja nacionalnim regulatorima pogotovo u segmentima nadgledanja i kontrole funkcionisanja tržišta kao i u stvaranju pretpostavki da regulatori mogu da kažnjavaju, odnosno primoravaju učesnike na tržištu da se ponašaju u skladu sa direktivama,

- stvaranje uslova za vedu transparentnost celokupnog procesa, - zaštitu potrošača od zloupotreba monopolskog položaja.


123

Imajudi prethodno navedeno u vidu, Evropski parlament je u julu 2009. godine doneo sledede direktive i uredbe, koje sve zajedno sa direktivama i uredbama koje se odnose na tržište prirodnog gasa, čine tredi paket koji treba da se primenjuje od 3.3.2011. godine:

- Direktiva 2009/72 koja se odnosi na opšta pravila za interno tržište električne energije i kojom se opoziva Direktiva 2003/54,

- Uredba 714/ 2009 koja se odnosi na uslove za pristup mreži za prekograničnu razmenu električne energije i kojom se opoziva Uredba 1228/2003,

- Uredba 713/2009 o osnivanju Agencije za saradnju energetskih regulatora (ACER).

Pored toga, Evropska komisija je u septembru 2008. godine, usvojila paket propisa o klimatskim promenama koji ima za cilj da u odnosu na 1990. godinu: - smanji emisiju gasova sa efektom staklene bašte za 20%, - unapredi energetsku efikasnost za 20% i - poveda učešde obnovljive energije u ukupnoj potrošnji energije EU za 20%. Direktiva o obnovljivoj energiji 2009/28 postavlja obavezujude nacionalne ciljeve i predviđa da de do 2020. godine korišdenje obnovljive energije u transportu (biogoriva, električna energija i vodonik proizveden iz obnovljivih izvora) iznositi najmanje 10% ukupne potrošnje goriva u EU. Za dostizanje obavezujudih nacionalnih ciljeva, omoguduje se fleksibilnost u saradnji među državama članicama i saradnji sa tredim zemljama. Države članice su dužne da usvoje, objave i obaveste Evropsku komisiju o Nacionalnim akcionim planovima za ispunjenje ciljeva Uputstva i da obezbede da procedure za odobrenje, potvrde i dozvole budu pojednostavljene kako bi se otklonile prepreke za razvoj tržišta obnovljive energije. Novo Uputstvo predstavlja pravni akt EU koji se po prvi put poziva na Ugovor o osnivanju Energetske zajednice Jugoistočne Evrope i predviđa mere za saradnju između država članica EU i Ugovornih strana zarad njihove obostrane koristi. Uputstvo omogudava da čak i pre nego što ga Ugovorne strane primene, postoje podsticaji namenjeni državama članicama EU i ugovornim stranama Energetske zajednice za razvoj obnovljivih izvora energije. Članice EU mogu da učestvuju u zajedničkim projektima sa tredim zemljama i da uključe uvezenu obnovljivu energiju u dostizanje nacionalnih obavezujudih ciljeva. U okviru zajedničkih projekata, ugovorne strane Energetske zajednice mogu da računaju na finansijsku, investicionu i druge vrste podrške, dok države članice EU mogu imati koristi od nižeg nivoa troškova i značajnih potencijala za razvoj obnovljive energije u zemljama članicama Energetske zajednice. Pravila koja se odnose na razdvajanje prenosne mreže. U kontekstu implementacije održive politike za klimatske promene, neophodno je obezbediti sigurno snabdevanje električnom energijom i razvijati prekogranične interkonektonektivne kapacitete. Za interno tržište električne energije može se redi da dobro funkcioniše ukoliko obezbeđuje proizvođačima adekvatne podsticaje


124

za investiranje u nove proizvodne kapacitete, uključujudi električnu energiju iz obnovljivih izvora, poklanjajudi pri tome posebnu pažnju najizolovanijim zemljama i regionima na energetskom tržištu. Tržište koje dobro funkcioniše treba da potrošačima obezbedi adekvatne signale za promociju najefikasnije upotrebe energije. Da bi se osigurala konkurencija i obezbedilo snabdevanje električnom energijom po konkurentnim cenama, zemlje članice i nacionalna regulatorna tela treba da olakšaju prekogranični pristup za nove snabdevače i proizvođače električnom energijom iz različitih energetskih izvora. Bez efektivnog razdvajanja mreža od aktivnosti proizvodnje i snabdevanja, postoji nasleđeni rizik diskriminacije ne samo kod poslovanja mrežnih delatnosti ved i kod podsticaja da preduzeda koja su vertikalno integrisana adekvatno investiraju u svoje mreže. Pravila o pravnom i funkcionalnom razdvajanju kako je dato u Direktivi 2003/54 nisu dovela do efektivnog razdvajanja operatora prenosnog sistema od ostalih energetskih aktivnosti. Razdvajanje vlasništva, koje implicira imenovanje vlasnika mreže za operatora sistema i njegova nezavisnost od interesa snabdevanja i proizvodnje, je jasan efikasan i stabilan način rešavanja nasleđenog konflikta interesa i osiguranja sigurnosti u snabdevanju. Iz tog razloga, Evropski parlament je u rezoluciji od 10.7.2007. godine o prospektima za interno tržište gasa i električne energije, uputilo na razdvajanje vlasništva na nivou prenosa kao najefikasnije sredstvo za promociju investicija u infrastrukturu na nediskriminatoran način, fer pristup mreži za nove aktere i transparentnost na tržištu. Putem razdvajanja vlasništva, treba da se osigura da ista osoba ili osobe ne mogu kontrolisati preduzede koje se bavi proizvodnjom ili snabdevanjem i imati kontrolu nad operatorom prenosnog sistema ili samim prenosnim sistemom. Obzirom, da se u diskusiji oko usvajanja direktive koja reguliše ovu oblast, najviše polemisalo, to je na kraju, kao kompromisno rešenje predloženo da se mogu primeniti tri modela po kojima ovo razdvajanje delatnosti može da se izvede:

- vlasničko razdvajanje, - formiranje i izdvajanje nezavisnog sistem operatora (ISO) i - formiranje i izdvajanje nezavisnog operatora prenosnog sistema (ITO).

Na osnovu razdvajanja vlasništva, da bi se osigurala puna nezavisnost u poslovanju mreže od interesa snabdevanja i proizvodnje i da bi se sprečila razmena poverljivih informacija, ista osoba ne može da bude član upravnih odbora kako operatora prenosnog sistema tako i prenosnog sistema i preduzeda koje obavlja funkcije proizvodnje ili snabdevanja. Iz istih razloga, ista osoba ne može biti imenovana za člana upravnih odbora operatora prenosnog sistema ili prenosnog sistema i da istovremeno kontroliše preduzede za proizvodnju ili prenos. Kako u nekim slučajevima, razdvajanje vlasništva zahteva restrukturiranje preduzeda, predviđeno je da zemljama članicama, koje se odluče za


125

implementaciju vlasničkog razdvajanja, treba ostaviti dodatno vreme za primenu relevantnih odredbi. Osnivanje operatora sistema (ISO) ili operatora prenosa (ITO), koji je nezavisan od interesa snabdevanja ili proizvodnje, treba da omogudi vertikalno integrisanom preduzedu da zadrži svoje vlasništvo nad mrežom uz razdvajanje interesa. Da bi se sačuvali interesi akcionara vertikalno integrisanog preduzeda, predviđeno je da zemlje članice mogu da biraju da li de razvajanje vlasništva obaviti na osnovu direktnog oslobađanja ili putem podele akcija integrisanog preduzeda na akcije mrežnog preduzeda i akcije preostalog preduzeda za snabdevanje ili proizvodnju. Puna primenjivost rešenja za nezavisnog operatora sistema ili nezavisnog operatora prenosa treba da se osigura putem posebnih dodatnih pravila. Pravila o nezavisnom operatoru prenosa treba da obezbede adekvatan regulatorni okvir koji bi garantovao fer konkurenciju, dovoljan obim investicija, pristup novih tržišnih učesnika kao i integraciju tržišta električne energije. Potpuno efikasno razdvajanje mrežnih aktivnosti od aktivnosti snabdevanja i proizvodnje se mora primeniti kako na preduzeda iz Zajednice tako i ona koja njoj ne pripadaju. Da bi se osiguralo da mrežne aktivnosti i aktivnosti snabdevanja i proizvodnje budu nezavisni jedni od drugih, regulatornim telima treba da bude omogudeno da odbiju izdavanje certifikata operatorima prenosnog sistema koji ne poštuju pravila razdvajanja. Da bi se osigurala konsistentna primena ovih pravila, regulatorna tela treba da uzmu u obzir mišljenje Komisije kod donošenja odluka o izdavanju potvrde. Da bi se, pored toga, osiguralo poštovanje međunarodnih obaveza Zajednice i solidarnost i energetska sigurnost u okviru Zajednice, Komisija treba da ima pravo da daje mišljenje o potvrdi u vezi sa vlasnikom prenosnog sistema ili operatora prenosnog sistema kojeg kontroliše osoba ili osobe iz trede zemlje ili zemalja. Koperacija operatora prenosne mreže. Da bi se osiguralo optimalno upravljanje prenosnom mrežom i omogudila trgovina i snabdevanje električnom energijom širom Zajednice, predviđeno je osnovanje Evropske mreže operatora prenosnog sistema za električnu energiju (ENTSO). ENTSO treba da sprovode zadatak u skladu sa pravilima za konkurenciju Zajednice koja se i dalje primenjuju na odluke ENTSO za električnu energiju. ENTSO za električnu energiju treba da osigura efikasnost i transparentnost procesa. Kodeksi mreže koje de pripremiti ENTSO nede zameniti nacionalne kodekse mreže za pitanja koja se ne odnose na prekograničnu razmenu. Kako se napredak može postidi jedino zajedničkim putem na regionalnom nivou, operatori prenosnog sistema treba da obezbede regionalne strukture i da rezultati na regionalnom nivou budu kompatabilni sa kodeksima mreže i neobavezujudim desetogodišnjim planovima razvoja mreže na nivou Zajednice. Zemlje članice treba da promovišu saradnju i nadgledaju efikasnost mreže na regionalnom nivou koja treba da bude kompatibilna sa progresom ka konkurentnom i efikasnom internom tržištu električne energije.


126

Svi učesnici tržišta su zainteresovani za rad ENTSO. Stoga je važan efikasan proces konsultacije, a postojede strukture koje su utvrđene u cilju olakšanja i usmerenja procesa konsultacija, kao što je Unija za koordinaciju prenosa električne energije, Nacionalni regulatori ili Agencija treba da igraju značajnu ulogu. Da bi se osigurala veda transparentnost ukupne mreže za prenos električne energije, ENTSO treba da izradi, objavi i redovno ažurira neobavezujudi desetogodišnji plan razvoja mreže na teritoriji Zajednice. U plan razvoja mreže treba da se uključe održive mreže za prenos električne energije i potrebne regionalne interkonekcije, relevantne sa komercijalnog ili stanovišta sigurnosti u snabdevanju. Ova regulacija određuje osnovne principe u pogledu određivanja tarifa i rasporeda kapaciteta, omogudavajudi pri tom usvajanje smernica koje detaljno opisuju relevantne principe i metodologije, kako bi se omogudila brza adaptacija na promenjene okolnosti. Na otvorenom i konkurentnom tržištu operatorima prenosnih sistema trebaju se nadoknaditi troškovi koje su imali usled toga što su bili domadini prekograničnog protoka električne energije na svojim mrežama, i to od strane operatora prenosnih sistema od kojih je prvobitno potekao prekogranični protok i sistema gde ti protoci završavaju. Pri postavljanju nacionalnih mrežnih tarifa moraju se uzeti u obzir isplate i prihodi nastali usled naknada između operatora prenosnih sistema. Stvarni iznos plativ za prekogranični pristup sistemu može značajno varirati zavisno od uključenih operatora prenosih sistema, te kao rezultat razlika u strukturi sistema određivanja tarifa primenjenog u zemljama članicama. Stoga je potreban određeni stepen usklađivanja kako bi se izbegli poremedaji na tržištu. Potreban je ispravan sistem dugoročnih lokacijskih signala, zasnovan na načelu da nivo naknada za pristup mreži treba da odražava ravnotežu između proizvodnje i potrošnje datog regiona, na osnovu razlikovanja naknada za pristup mreži za proizvođače i/ili potrošače. Nije prikladno primeniti tarife koje se odnose na udaljenost, ili ukoliko su postavljeni prikladni lokacijski signali, posebnu tarifu pladaju samo izvoznici i uvoznici pored opšte naknade za pristup nacionalnoj mreži. Preduslov za efikasnu konkurentnost na unutrašnjem tržištu su nediskriminatorne i transparentne naknade za korišdenje mreže uključujudi interkonektivne linije u prenosnom sistemu. Dostupni kapaciteti ovih linija postavljaju se na maksimalne nivoe konsistentno sa sigurnosnim standardima za pouzdan rad mreže. Važno je izbedi poremedaj konkurentnosti koji proizlazi iz različitih normi sigurnosti, delovanja i planiranja koje koriste operatori prenosnih sistema u zemljama članicama. Osim toga, mora postojati transparentnost podataka vezano


127

za dostupne kapacitete prenosa i normi sigurnosti, delovanja i planiranja koje utiču na dostupne kapacitete prenosa. Nadgledanje tržišta koja su do sada sprovela nacionalna regulatorna tela i Komisija pokazalo je da zahtevi za transparentnošdu i pristupu infrastrukturi nisu dovoljni da bi se postiglo efikasno funkcionisanje internog tržišta električne energije. Jednak pristup informacijama o fizičkom statusu i efikasnosti sistema je neophodan da bi se svim učesnicima omogudio pristup sveukupnoj tražnji i snabdevanju i identifikovali razlozi za promene u veleprodajnim cenama. To uključuje preciznije informacije o proizvodnji, snabdevanju i tražnji za električnom energijom uključujudi predviđanja, mrežni i interkonektivni kapacitet, tokove i održavanje, balansiranje i rezervni kapaciteti. U cilju povedanja poverenja na tržištu, tržišni učesnici treba da budu sigurni da oni koji se nedolično ponašaju podležu efikasnim, proporcionalnim i odgovarajudim kaznama. Kompetentna tela treba da budu nadležna za efikasno ispitivanje iskaza o zloupotrebi tržišta. U tom cilju, potrebno je da nadležna tela imaju pristup podacima koji daju informacije o operativnim odlukama kompanija za snabdevanje. Kompetentna tela treba da redovno nadgledaju saglasnost operatora prenosnog sistema sa pravilima. Mali proizvođači koji ne mogu da deformišu tržište treba da se izuzmu iz obaveze. Moraju se formulisati pravila korišdenja prihoda iz procedura upravljanja zagušenjem, osim ukoliko posebne karakteristike interkonektora opravdavaju izuzimanje od ovih pravila. Problemi u vezi sa upravljanjem zagušenjem treba da obezbede korektne ekonomske signale za operatore prenosnog sistema i učesnike tržišta. Kako bi se osiguralo nesmetano funkcioniranje unutrašnjeg tržišta, donosi se odredba za procedure koje omogudavaju usvajanje odluka i smernica u pogledu određivanja tarifa i rasporeda kapaciteta od strane Komisije, kao i uključenja regulatornih tela zemalja članica u ovom procesu. Nacionalna regulatorna tela imaju važnu ulogu u doprinosu ispravnog funkcioniranja internog tržišta električne energije i dužna su da Komisijipružaju relevantne informacije. Tamo gđe je to potrebno, Komisija mora imati mogudnost da direktno zatraži relevantne informacije od odnosnog preduzeda. Zemlje članice trebaju da odrede pravila o kaznama, primenjivim na kršenje odredbi ove Regulacije i osiguraju doslednu implementaciju tih pravila. Sankcije moraju biti delotvorne, primerene i odgovarajude. Jačanje uloge nacionalnih regulatora. Direktiva 2003/54 je uvela zahtev da zemlje članice osnuju regulatore sa posebnim nadležnostima. Međutim, iskustvo pokazuje da je efikasnost regulacije često sputana nedovoljnom nezavisnošdu regulatora od vlade, nedovoljnim modima i diskrecijom.


128

Energetski regulatori treba da su sposobni da donesu odluke u vezi sa svim relevantnim pitanjima ukoliko interno tržište električne energije ne funkcioniše pravilno, i da budu u potpunosti nezavisni od drugih javnih ili privatnih interesa. Ovo ne isključuje sudski pregled niti parlamentarnu superviziju u skladu sa ustavnim pravima zemalja članica. Pored toga, odobrenje budžeta regulatora od strane nacionalnog zakonodavca ne podrazumeva odsustvo budžetske autonomije. Odredbe koje se odnose na autonomiju kod implementacije alociranog budžeta regulatornog tela treba da se primene u okviru definisanih nacionalnih budžetskih zakona i pravila. Kako bi se ojačala nezavisnost nacionalnih regulatornih tela od političkog ili ekonomskog interesa potrebno je implementirati adekvatne šeme rotacije, pri čemu zemlje članice treba da obrate pažnju na raspoloživost ljudskim resursima te shodno tome i na veličinu odbora (saveta). Kako bi se svim tržišnim učesnicima omogudio efektivan pristup, uključujudi i nove aktere, potrebni su nediskriminatorni isplativi balansni mehanizmi. Čim tržište električne energije postane dovoljno likvidno, neophodno je uspostaviti transparentne, tržišno zasnovane mehanizme za snabdevanje i nabavku električne energije. U odsustvu likvidnog tržišta, nacionalna regulatorna tela treba da osiguraju da balansne tarife budu nediskriminatorne i isplative i da istovremeno stimulišu priliv i odliv električne energije sa mreže. Nacionalna regulatorna tela treba da utvrđuju ili odobravaju tarife, ili metodologije koje se koriste za izračunavanje tarifa na osnovu predloga operatora prenosnog sistema ili operatora distributivnog sistema, ili na osnovu predloga koji je dogovoren između ovih operatora i korisnika mreže. Prilikom izvođenja ovih zadataka nacionalna regulatorna tela treba da osiguraju da prenosne i distributivne tarife budu nediskriminatorne i da odražavaju troškove, te da uzmu u obzir dugoročne, marginalne, izbegnute troškove mreže koji potiču od distribuirane proizvodnje i mera za upravlajnje potražnjom. Energetski regulatori treba da izdaju obavezujude odluke u vezi sa energetskim subjektima i da nametnu efikasne, proporcionalne i odgovarajude penale onima koji ne izvršavaju svoje obaveze ili da predlože da im kompetentni sud nametne takve penale. Regulatori treba da donesu odluke, bez obzira na primenu pravila za konkrurenciju, adekvatne mere koje osiguravaju koristi za potrošače na osnovu promocije efikasne konkurencije. Pored toga, regulatori treba da budu u mogudnosti da doprinesu osiguranju visokih standarda usluga u skladu sa otvaranjem tržišta i zaštitom ugroženih potrošača. Transparentnost i zaštita potrošača. Zemlje članice treba da osiguraju da se kupci snabdevaju električnom energijom određenog kvaliteta po jasno uporedivim, transparentnim i razumnim cijenama. Pored transparentnih uslova poslovanja regulatorna tela treba da preduzmu mere kako bi zaštitili osjetljive kategorije potrošača. Takve mere se mogu razlikovati prema posebnim uslovima u zemljama članicama i mogu da obuhvataju posebne mere koje se odnose na pladanje računa za električnu energiju ili na opšte mjere koje se preduzimaju u sistemu socijalne zaštite.


129

Zemlje članice mogu da imenuju garantovanog snabdevača. Taj snabdevač može da bude sektor za prodaju vertikalno integrisanog preduzeda koje obavlja funkciju distribucije, pod uslovom da ono ispunjava zahteve o razdvajanju računa. Ključni aspekt snabdevanja potrošača je pristup objektivnim i transparentnim podacima o potrošnji. Stoga, potrošači treba da imaju pristup podacima o sopstvenoj potrošnji i odnosnim cenama i troškovima usluga tako da mogu da pozovu konkurentne da izvrše aktivnosti na osnovu ovih podataka. Informacije o troškovima energije pružene potrošačima dovoljno često de kreirati podsticaje za uštede energije jer de to potrošačima dati direktne povratne informacije o efektima investicija kod energetske efikasnosti i promene ponašanja. U tom pogledu, puna implementacija Direktive 2006/32 o efikasnosti korišdenja energije od strane krajnjeg korisnika i energetskim uslugama de pomodi potrošačima da smanje svoje troškove energije. Interesi potrošača treba da budu u centru ove Direktive a kvalitet usluga treba da bude centralna odgovornosti energetskih preduzeda. Zaštita potrošača treba da osigura da svi potrošači imaju korist od konkurenog tržišta. Oskudnost energijom je rastudi problem i zato sve zemlje treba da izrade nacionalne akcione planove koji treba da osiguraju potrebno snabdevanje potrošača energijom. Ovde se može koristiti integrisani pristup kao što je okvir socijalne politike, odnosno mere socijalne politike ili poboljšanje energetske efikasnosti za stanbenu izgradnju. Na samom kraju, ova Direktiva treba da obezbijedi nacionalne politike za ugrožene potrošače.

131

V poglavlje

REGIONALNO TRŽIŠTE ELEKTRIČNE ENERGIJE


133

5 REGIONALNO TRŽIŠTE ELEKTRIČNE ENERGIJE 5.1 Osnovni energetski indikatori zemalja Jugoistočne Evrope Region Jugoistočne Evrope obuhvata osam zemalja, od kojih su dve članice Evropske unije (Rumunija i Bugarska), dve zemlje su kandidati za članstvo (Hrvatska i Makedonija), a četiri zemlje su potencijalni kandidati (Srbija, BiH, Crna Gora i Albanija). Ove zemlje se međusobno dosta razlikuju po veličini i broju stanovnika. Rumunija je najveda zemlja regiona po površini teritorije i populacije koja iznosi blizu 22 miliona stanovnika. Sve ostale zemlje regiona broje manje od 8 miliona stanovnika, dok najmanju populaciju ima Crna Gora, oko 600 hiljada. Značajne razlike među zemljama postoje i u stepenu ekonomske razvijenosti. Jedan od osnovnih pokazatelja dostignutog nivoa ekonomskog razvoja je bruto domadi proizvod (BDP) po glavi stanovnika. U 2009. godini on je u proseku iznosio nešto iznad 6.500 USD. Hrvatska se znatno izdvaja iznad proseka regiona sa 14.243 USD, dok Albanija, BiH i Makedonija ne prelaze 4.500 USD. Ukoliko se posmatra BDP po glavi stanovnika izražen u dolarima jednake kupovne snage, prosek regiona je znatno viši i iznosi 10.780 USD, što pokazuje da ostvareni BDP realno vredi za oko 60% više. Prema ovom pokazatelju, kao najrazvijenija privreda takođe se izdvaja Hrvatska, dok su ostale zemlje prilično ujednačene. Nakon perioda ratnih sukoba i ekonomskog kraha koji je usledio početkom 1990-tih godina, neke zemlje Zapadnog Balkana još uvek nisu dostigle nivo proizvodnje iz predtranzicionog perioda. U odnosu na 1989. godinu, nivo BDP u Srbiji je za oko 28% niži, u Bosni i Hercegovini 16%, a u Crnoj Gori 8%. Najvedi rast u regionu od preko 60% zabeležila je Albanija, mada je ona bila i najnerazvijenija zemlja regiona. Albanija je jedina u regionu, koja je uprkos svetskoj ekonomskoj krizi, zabeležila rast BDP-a u 2009. godini od 2,8%. U sprovođenju procesa tranzicije, prema oceni Evropske banke za obnovu i razvoj, najviše uspeha imale su Hrvatska, Bugarska i Rumunija. Sa druge strane, najslabije rezultate pokazale su Srbija, Crna Gora, BiH i Albanija, kojima predstoje značajne privredno – sistemske reforme. Ukoliko se analizira napredak u sprovođenju reforme u elektroenergetskom sektoru, najbolje rezultate imaju Rumunija i Bugarska. Prema podacima Evropske banke za obnovu i razvoj, najvedi stepen reformi u sektoru elektroprivrede su ostvarile upravo ove dve zemlje, koje su 2007. godine postale i članice Evropske unije. Stanje u njihovim sektorima elektroprivrede ocenjeno je sa 3,7

57 dok su

najlošije reformske rezultate ostvarile Srbija i Crna Gora, koje su ocenjene sa 2,3. Ostale zemlje se nalaze na nivou proseka regiona sa ocenom 3,0.

57 Maksimalna ocena je 4,3.


134

Tabela 17. - Ekonomski profil regiona

Zemlja Broj

stanovnika BDP2009 u mil. USD

BDP2009 po stanovniku

u USD

BDP2009 po stanovniku u PPP USD

BDP2008 / BDP1989

BDP2009 / BDP2008

Sumarni tranzicioni

indeks58

Indeks sektorske reforme

Albanija 3,19 12.185 3.824,7 7.163,8 163 102,8 3,1 3

BiH 4,00 17.133 4.278,6 7.361,1 84 96,6 2,8 3

Bugarska 7,57 47.102 6.223,4 11.900,3 114 95,0 3,6 3,7

Hrvatska 4,44 63.188 14.243,0 17.703,3 111 94,2 3,6 3

Makedonija 2,06 9.238 4.482,0 9.170,7 102 99,3 3,3 3

Crna Gora 0,63 4.114 6.540,5 10.393,2 92 93,0 2,8 2,3

Rumunija 21,41 161.521 7.542,5 11.917,3 128 92,9 3,4 3,7

Srbija 7,38 42.879 5.808,9 10.635,4 72 97,1 2,9 2,3

Ukupno 50,68 357.360 6.617,9 10.780,6 3,2 3

Izvor: EBRD, Transition Report 2009; IMF, World Economic Outlook Database 2010

58 Maksimalna vrednost tranzicionog indikatora je 4,3 i on ukazuje da je dostignut standard tržišne privrede.


135

U regionu Jugoistočne Evrope prisutan je nedostatak proizvodnih kapaciteta, izražena je uvozna zavisnost, a prognozira se i porast potrošnje električne energije. Ovakva situacija otvara širok prostor za investicije u energetski sektor, posebno kada se ima u vidu mali kapacitet vodova koji ograničava mogudnost uvoza iz drugih zemalja.

59

Sve zemlje regiona Jugoistočne Evrope su energetski uvozno zavisne. Jedino Rumunija raspolaže značajnijim rezervama nafte i prirodnog gasa, dok se vede rezerve lignita u regionu nalaze u Bugarskoj, Bosni i Hercegovini i na Kosovu i Metohiji. Vedina zemalja regiona više od 50% ukupne ponude primarne energije uvozi, a najvedu zavisnost ispoljava Hrvatska. Rumunija i Bosna i Hercegovina uvoze procentualno najmanje energije, oko 30%. Iza njih odmah sledi i Srbija, koja uvozi oko 40% ukupne energije.

Slika 20. - Ukupna ponuda primarne energije (mtoe) i uvozna zavisnost regiona

60

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

29.2% 50.7%

38.3% 56.5%29.7% 50.4% 51.4%

ponuda primarne energije (mtoe) uvozna zavisnost

Izvor: International Energy Agency, www.iea.org

Posmatrajudi osnovne energetske indikatore u apsolutnim iznosima, Rumunija se izdvaja sa najvedom potrošnjom primarne energije, najvedom domadom proizvodnjom, najvedom potrošnjom električne energije, ali samim tim i najvedom emisijom ugljen-dioksida u regionu. Srbija i Bugarska su prema domadoj proizvodnji rangirane odmah iza Rumunije, sa oko tri puta manjom proizvodnjom. Takođe, u pogledu potrošnje električne energije i emisije ugljen-dioksida, Bugarska i Srbija slede odmah nakon Rumunije, dok ostale zemlje troše mnogo manje električne energije i imaju niži nivo emisije štetnih gasova.

59 Kapacitet dalekovoda između Slovačke i Mađarske je 1.100 MW, između Austrije i Slovenije 450 MW, Austrije i Mađarske 250 MW, a Ukrajine i Mađarske 450 MW. 60 Uvozna zavisnost = 100% - (ukupna domada proizvodnja/ukupna ponuda primarne energije)*100%

http://www.iea.org/


136

Tabela 18. - Osnovni energetski podaci za region61

TPES, mtoe

Domada proizvodnja,

mtoe

Neto uvoz, mtoe

Proizvodnja/ TPES, u %

Potrošnja el. energ,

TWh

CO2 , mt

Albanija 2,17 1,06 1,26 48,6 3,72 4,02

BiH 5,60 3,94 1,65 70,3 9,00 17,99

Bugarska 20,23 9,97 10,57 49,3 34,13 50,24

Hrvatska 9,32 4,05 5,34 43,5 16,58 22,03

Makedonija 3,02 1,50 1,47 49,6 7,71 9,12

Crna Gora62

1,00 0,6 0,4 60,0 4,6563

2,5

Srbija 15,81 9,75 6,05 61,7 30,67 49,71

Rumunija 38,91 27,55 12,09 70,8 52,83 91,93


Međutim, ukoliko se u obzir uzmu relativni pokazatelji, situacija se bitno menja. Nivo energetske intenzivnosti, posmatran kao odnos ukupne ponude primarne energije i ostvarenog BDP, najniži je u Hrvatskoj i iznosi 0,16 toe po 1000 USD ostvarenog BDP-a. Time je Hrvatska veoma blizu proseka Evropske unije od 0,10 toe/1000USD. Iza Hrvatske slede Albanija, Rumunija i Crna Gora, dok je nalošije rangirana Bugarska sa potrošnjom od čak 0,51 toe/1000USD. Srbija troši 0,39 toe/1000USD, što je oko 4 puta manje nego prosečna potrošnja Evropske unije. Sa druge strane, ukoliko se posmatra ukupna ponuda primarne enrgije po stanovniku, sve zemlje regiona troše znatno manje nego što iznosi prosek Evropske unije od 3,55 toe po stanovniku. Najmanju potrošnju ima Albanija 0,68 toe po stanovniku, a za njom slede BiH, Makedonija i Crna Gora. Najvedu potrošnju u regionu ima Bugarska, a iza nje odmah sledi Srbija sa 2,14 toe po stanovniku.

61 Poslednji raspoloživi podaci su za 2007. godinu, osim za Crnu Goru. 62 Izvor podataka za Crnu Goru je izveštaj IEA „Energy in the Western Balkans“, a podaci su iz 2005. godine. 63 Izvor podataka za potrošnju električne energije Crne Gore je UCTE Statistical Yearbook 2008.

http://www.iea.org/


137

Slika 21. - TPES/GDP, toe/1000USD

0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60

EU-27

Hrvatska

Albanija

Rumunija

Crna Gora

BiH

Makedonija

Srbija

Bugarska

0,10

0,16

0,20

0,23

0,27

0,37

0,38

0,39

0,51


Prema poslednjim raspoloživim podacima Međunarodne agencije za energetiku IEA, najvedu emisiju ugljen-dioksida po jedinici BDP-a ostvaruje Bugarska 1,27 kg/USD, što je čak 6 puta više od proseka Evropske unije. Odmah zatim sledi i Srbija, BiH i Makedonija. Najbolje rezultate ostvaruju Hrvatska i Albanija, sa emisijama od svega 0,38 kg/USD.

Slika 22. - TPES po stanovniku, toe/br.stanovnika

0,00 1,00 2,00 3,00 4,00

Albanija

BiH

Makedonija

Crna Gora

Rumunija

Hrvatska

Srbija

Bugarska

EU-27

0,68

1,40

1,47

1,59

1,81

2,10

2,14

2,67

3,55


Ukoliko se posmatra emisija ugljen-dioksida po glavi stanovnika, region se nalazi ispod proseka Evropske unije. Najvedu emisiju ostvaruje Srbija 6,74 t po stanovniku, dok najmanju ima Albanija, svega 1,26 t po stanovniku.

http://www.iea.org/

http://www.iea.org/


138

Slika 23. - CO2/GDP, kg/USD

0,00 0,20 0,40 0,60 0,80 1,00 1,20 1,40

EU-27

Hrvatska

Albanija

Rumunija

Crna Gora

Makedonija

BiH

Srbija

Bugarska

0,23

0,38

0,38

0,54

0,68

1,15

1,18

1,23

1,27


Niske vrednosti energetske intenzivnosti i emisije ugljen-dioksida po jedinici BDP-a u Hrvatskoj se mogu objasniti na osnovu nekoliko ključnih faktora. Pre svega, proizvodnja električne energije se u Hrvatskoj bazira velikim delom na hidroenergetskom potencijalu, dok termoelektrane kao pogonsko gorivo najčešde koriste prirodni gas. Takođe, u Hrvatskoj postoji visok nivo kombinovane proizvodnje električne i toplotne energije. Pored toga, u Hrvatskoj postoji i nizak nivo energetski intenzivnih industrijskih postrojenja. Svi ovi faktori zajedno su doprineli da se Hrvatska u odnosu na region bolje pozicionira.

Slika 24. - CO2 po stanovniku, t/br.stanovnika

0,00 2,00 4,00 6,00 8,00

Albanija

Crna Gora

Rumunija

Makedonija

BiH

Hrvatska

Bugarska

Srbija

EU-27

1,26

3,97

4,29

4,43

4,50

4,96

6,64

6,74

7,92


Ukupna proizvodnja električne energije u regionu je 2007. godine iznosila 165,42 GWh, što predstavlja oko 9% više nego 2000. godine. Prosečna godišnja stopa

http://www.iea.org/

http://www.iea.org/


139

rasta proizvodnje u posmatranom periodu iznosila je 1,24%. Najvedi rast zabeležila je Rumunija 17%, zatim slede BiH i Hrvatska sa oko 12%, dok je Albanija zabeležila pad proizvodnje od oko 35%.

Slika 25. - Trend proizvodnje električne energije u regionu, GWh

0

10

20

30

40

50

60

70

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Albanija

BiH

Bugarska

Hrvatska

Srbija i Crna Gora

Makedonia

Rumunija

Izvor: Austrian Energy Agency, www.enercee.net

Prosečna godišnja stopa rasta potrošnje električne energije u periodu 2000 – 2007. godine je bila nešto veda od rasta proizvodnje i iznosila je 1,55%. Najvedi rast potrošnje zabeležen je u Makedoniji 33% i Hrvatskoj 27%, dok su Albanija, Srbija i Crna Gora zabeležile blagi pad potrošnje električne enrgije. Ukupna potrošnja električne energije u 2007. godini iznosila je 144,38GWh, što je za 11% više nego 2000. godine.

Slika 26. - Trend potrošnje električne energije u regionu, GWh

0

10

20

30

40

50

60

70

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Albanija

BiH

Bugarska

Hrvatska

Srbija i Crna Gora

Makedonia

Rumunija

Izvor: Austrian Energy Agency, www.enercee.net

Specifična potrošnja električne enrgije po stanovniku na nivou celog regiona iznosi oko 3.700 kWh, što predstavlja nešto ispod 60% specifične potrošnje u Evropskoj

http://www.enercee.net/


140

uniji. Razlike između zemalja regiona su velike. Najmanju specifičnu potrošnju po stanovniku ima Albanija, svega 1.168 kWh. Potrošnja je u Srbiji je 4.153 kWh što je 35% ispod proseka Evropske unije, a jedina država regiona koja troši više od proseka Evropske unije je Crna Gora sa 7.401 kWh po stanovniku.

Slika 27. - Potrošnja električne energije po stanovniku, kWh

0 2000 4000 6000 8000

Crna Gora

EU-27

Bugarska

Srbija

Makedonija

Hrvatska

Rumunija

BiH

Albanija

7401

6388

4466

4153

3785

3736

2452

2385

1168


Kretanje neto uvoza električne energije u regionu ukazuje na velike varijacije između zemalja i po posmatranim godinama. Pre 1992. jedino je Albanija bila neto izvoznik, da bi vremenom postala uvoznik električne energije. Danas je najvedi izvoznik u regionu Bugarska, a pored nje električnu energiju kontinuirano izvoze Srbija i BiH. Od 2000. godine pozitivnu vrednost neto uvoza imali su Hrvatska, Rumunija i Albanija, pri čemu je Hrvatska najvedi uvoznik električne energije u regionu.

http://www.iea.org/


141

Slika 28. - Neto uvoz el. energije u periodu 2000 – 2007. godine, GWh

-10

-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Albania Bosnia and Hercegovina BugarskaHrvatska Makedonia RumunijaSrbija i Crna Gora

Izvor: US Energy Information Administration, www.eia.doe.gov U odnosu na 2000. godinu neto uvoz je porastao za oko 40%, čemu je znatno doprineo pad proizvodnje u Bugarskoj koja je godinama izvozila električnu energiju u Grčku, Srbiju, Makedoniju i Rumuniju. Prilikom ulaska u Evropsku uniju Bugarska je bila primorana da ugasi dva reaktora nuklearke Kozloduy koji su označeni kao velika pretnja za bezbednost, što je dosta uticalo na bilans proizvodnje električne energije. U perspektivi se očekuje rast izvoza Bugarske, jer je narednih godina u planu izgradnja novih kapaciteta, pre svega, Marica East i nuklearnih reaktora Belene I i II. Ukupni proizvodni kapaciteti u regionu iznose 51,14 GW, što predstavlja svega 6,5% kapaciteta Evropske unije. Nešto više od 63% čine termoelektrane, koje kao gorivo koriste ugalj, naftu ili gas. Generalno, kapaciteti su stari, tehnološki zastareli i uglavnom ne poseduju sisteme za prečišdavanje, tako da su termoelektrane glavni emiteri štetnih gasova. Oko 24% kapaciteta čine hidroelektrane, a nuklearni kapaciteti u Rumuniji i Bugarskoj čine 13% ukupnih kapaciteta regiona. Korišdenje energije vetra, otpada i biomase je na minimalnom nivou, za razliku od Evropske unije, gde se oko 7% ukupne električne energije dobija iz obnovljivih izvora.

http://www.eia.doe.gov/


142

Slika 29. - Struktura proizvodnih kapaciteta u regionu i EU

3%

66%59% 64%

85%72%

62%55%

63%

97%

34%

7%

36%

15%28%

26%

10%

24%

34%

13%

28%

13%7%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Albanija BiH Bugarska Hrvatska Makedonija Srbija Rumunija EU 27 Region

termoelektrane hidroelektrane nuklearne elektrane obnovljivi izvori


U regionu potrošnja električne energije je ravnomerno raspoređena sa po 38% na stanovništvo i industriju. Međutim, u pojedinim državama, kao što su Albanija, BiH i Srbija, udeo stanovništva u ukupnoj potrošnji električne energije prelazi 50%. U Evropskoj uniji je udeo stanovništva u ukupnoj potrošnji znatno manji, a dominantni potrošači su industrija i uslužni sektor.

Slika 30. - Potrošnja el. energije po sektorima u regionu i EU

57% 53%34% 42% 45% 53%

25% 28%38%

18% 31%

37% 26%36% 25%

56%40%

38%

12%16%

26% 30%18% 20% 14%

27%20%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

stanovništvo industrija komercijalne i javne usluge ostalo


http://www.iea.org/

http://www.iea.org/


143

5.2 Karakteristike nacionalnih tržišta električne energije Tržište električne energije u Rumuniji. Rumunija raspolaže najvedim proizvodnim kapacitetima u regionu ukupne snage 172.000 MW. Termoelektrane čine oko dve tredine ukupnih kapaciteta, sedam hidroelektrana i nekoliko malih hidroelektrana čine 26%, a nuklearna elektrana Cernavoda ima učešde od 12%.

Slika 31. - Struktura proizvodnje u Rumuniji

Slika 32. - Struktura potrošnje u Rumuniji

HE26%

TE na gas19%NE

12%TE na naftu

2%

TE na ugalj41%

industrija56%

stanovništvo25%

uslužni sektor14%

ostalo5%


Ukupna proizvodnja je 2007. godine iznosila 61.673 GWh, od čega je najviše električne energije proizvedeno u termoelektranama na ugalj 25.305 GWh. Rumunija je 2007. godine uvezla 1.269 GWh, dok je izvoz iznosio oko 5% ukupne proizvodnje, odnosno 3.359 GWh. Na taj način, na domadem tržištu ukupno je bilo raspoloživo 59.583 GWh. Ukupni gubici u prenosnoj i distributivnoj mreži su iznosili oko 11% ukupne domade ponude električne energije. Ukupna finalna potrošnja je 2007. godine iznosila 40.974 GWh. Potrošnja električne energije po glavi stanovnika je bila 2.452 kWh, što je znatno niže nego u Evropskoj uniji, gde je prosek potrošnje 6.388 kWh po glavi stanovnika. Za razliku od drugih zemalja regiona, u Rumuniji najvedi potrošač električne energije je industrijski sektor sa učešdem od 56%, dok domadinstava imaju učešde od svega 25%. Na taj način, struktura finalne potrošnje električne energije Rumunije je najbliža strukturi potrošnje u razvijenim industrijskim zemljama. Tržište električne energije u Bugarskoj. Proizvodni kapaciteti u Bugarskoj imaju ukupnu sanagu od 23.300 MW i karakteriše ih visoka diversifikovanost. Bugarski energetski sistem oslanja se na šest termoelektrana, nuklearnu elektranu Kozloduy i tri velike hidroelektrane (Koprinka Dam, Sastrimo, Teshel). U strukturi ukupnih kapaciteta termoelektrane imaju učešde od 47%, nuklearne elektrane 43%, a hidroelektrane svega 10%.

http://www.iea.org/


144

Slika 33. - Struktura proizvodnje u Bugarskoj

Slika 34. - Struktura potrošnje u Bugarskoj

NE34%

HE8%

TE na gas5%

TE na ugalj52%

TE na naftu1%

industrija37%

stanovništvo35%

uslužni sektor

26%

ostalo2%

Izvor: International Energy Agency, www.iea.org U 2007. godini je ukupno proizvedeno 43.297 GWh, od čega najviše u termoelektranama na ugalj 22.463 GWh i nuklearnim elektranama 14.643 GWh. Neznatna količina električne energije proizvedena je pomodu vetra i otpada. Sa izvozom od oko 20% ukupne domade proizvodnje električne energije, Bugarska je najvedi neto izvoznik u regionu. Tokom 2007. godine izvezeno je 7.533 GWh, a uvezeno 3.058 GWh, tako da je ukupna domada ponuda iznosila 38.822 GWh. Ukupni gubici u prenosnoj i distributivnoj mreži iznose oko 12% ukupne domade ponude. Potrošnja električne energije po glavi stanovnika iznosi 4.466 kWh, što je za oko 30% manje nego u Evropskoj uniji. Ukupna finalna potrošnja iznosila je 27.213 GWh. Posmatrajudi strukturu finalne potrošnje primeduje se pođednaka zastupljenost sektora industrije i domadinstva sa oko 35%, a prati ih uslužni sektor sa oko 25%. Tržište električne energije u Hrvatskoj. Hrvatska poseduje proizvodne kapacitete ukupne snage 3.495 MW koje čine 8 termoelektrana i 25 hidroelektrana u vlasništvu Hrvatske elektroprivrede (HEP). Pored toga, električnu energiju u Republici Hrvatskoj proizvode TE Plomin d.o.o., društvo u suvlasništvu HEP-a d.d. i RWE Power, koje upravlja termoelektranom snage 210 MW kao i kapaciteti na obnovljive izvore energije. HEP d.d. je suvlasnik i Nuklearne elektrane Krško u Republici Sloveniji. Prema podacima iz 2007. godine, ukupna proizvodnja je iznosila 12.245 GWh. Termoelektrane na ugalj, gas i naftu su ravnomerno zastupljene i u njima je proizvedeno oko dve tredine električne energije, a ostatak proizvodnje se bazira na hidrokapacitetima. Među termoelektranama najviše je onih koje rade na gas, mada iza njih ne zaostaju ni one kojima je pogonsko gorivo nafta ili ugalj. Hrvatska je u regionu najvedi uvoznik električne energije, jer iz uvoza potiče više od 40% ukupne domade ponude. U 2007. godini uvezeno je 7.812 GWh, tako da je uz izvoz od 1.451 GWh na domadem tržištu bilo ukupno raspoloživo 18.606 GWh električne energije. Ukupni gubici u prenosnoj i distributivnoj mreži su dostigli 2.026 GWh, što predstavlja oko 11% od ukupne ponude električne energije.

http://www.iea.org/

http://www.nek.si/hr/


145

Slika 35. - Struktura proizvodnje

u Hrvatskoj Slika 36. - Struktura potrošnje

u Hrvatskoj

TE na ugalj20%

TE na naftu19%

TE na gas25%

HE36%

industrija26%

stanovništvo42%

uslužni sektor30%

ostalo2%

Izvor: International Energy Agency, www.iea.org Potrošnja električne energije po glavi stanovnika je gotovo upola manja nego u Evropskoj uniji i iznosi 3.736 kWh, dok je ukupna finalna potrošnja iznosila 15.350 GWh. Za Hrvatsku je karakteristično veoma nisko učešde industrije u strukturi finalne potrošnje od 26%, dok je učešde stanovništva 42%, a sektora komercijalnih i javnih usluga 30%. U Hrvatskoj, kao i u Makedoniji i Albaniji, veliki problem predstavlja visok nivo potrošnje električne energije u zimskom periodu. Tržište električne energije u Albaniji. Osnovna karakteristika elektroprivrede Albanije jeste veoma intenzivno korišdenje hidroenergetskog potencijala. Albanija poseduje proizvodne kapacitete ukupne snage 1.684 MW, od čega oko 96% čine hidroelektrane, uglavnom na reci Drim, dok termoelektrane čine svega 4% ukupno instalisanih kapaciteta. Stanje proizvodnih kapaciteta zahteva značajna ulaganja, pa razvoj elektroenergetskog sektora u velikoj meri zavisi od priliva stranih investicija. Pored toga, problem predstavljaju preopteredenja mreže, visok nivo gubitaka, starost i tehnološka zastarelost i otuda nizak nivo pouzdanosti u snabdevanju. Prema podacima iz 2007. godine, ukupno je proizvedeno 2.860 GWh, od čega 2.788 GWh u hidroelektranama, a svega 72 GWh u termoelektranama na naftu. Usled nediversifikovanih proizvodnih kapaciteta, albanska elektroprivreda se u poslednjih nekoliko godina susrede sa hroničnim deficitom električne energije. Od neto izvoznika početkom 1990-tih godina, Albanija je postala značajan neto uvoznik električne energije koji u ukupnoj domadoj ponudi učestvuje sa gotovo 50%. Ukupan uvoz je 2007. godine iznosio 2.828 GWh, tako da je domadem tržištu bilo ukupno raspoloživo 5.688 GWh. Jedan od problema elektroenergetskog sektora Albanije je i visok stepen gubitaka. Ukupni gubici u prenosnoj i distributivnoj mreži su dostigli 1.972 GWh, što je oko 35% ukupne domade ponude u 2007. godini.

http://www.iea.org/


146

Slika 37. - Struktura proizvodnje u Albaniji

Slika 38. - Struktura potrošnje u Albaniji

HE97%

TE na naftu3%

industrija18%

stanovništvo58%

uslužni sektor

12%

ostalo12%


Potrošnja električne energije po glavi stanovnika iznosi 1.168 kWh, što predstavlja tek petinu prosečne potrošnje u Evropskoj uniji. U strukturi finalne potrošnje električne energije, koja je 2007. godine iznosila 3.609 GWh, najvede učešde imaju domadinstva 58%, dok sektor industrije ima učešde od 18%. Kao što je slučaj i sa Makedonijom, jedan od vodedih problema potrošnje električne energije u Albaniji je visoka tražnja u zimskom periodu kada se električna energija troši za grejanje. Tržište električne energije u Makedoniji. Makedonija poseduje proizvodne kapacitete ukupne snage 1.570 MW, od čega oko 70% čine termoelektrane. Hidroelektrane čine 30% ukupno instalisanih kapaciteta, ali ostvaruju tek oko 15% ukupne proizvodnje električne energije. Razlog tome je loše stanje vodenih tokova. Pored termolektrane Bitolj, koja čini skoro polovinu ukupnih kapaciteta (oko 750 MW), aktivne su još dve manje termoelektrane Oslomej i Negotino. Od hidroelektrana najveda je Vrutok, a aktivno je još nekoliko manjih. Makedonija je nasledila kompletnu infrastrukturu energetskog sistema iz SFRJ-a, koja je razvijana 1980-tih godina. Postojede stanje karakteriše starost i tehnološka zastarelost, tako da su neophodne investicije u modernizaciju i revitalizaciju postojedih kapaciteta, ali i izgradnju novih. Iz tog razloga, od prioritetnog značaja je privlačenje investicija u energetski sektor. Za sada je u oblasti elektroprivrede privatizovana samo elektrodistribucija, u čijem vlasništvu se nalazi i deset malih hidroelektrana.

http://www.iea.org/


147

Slika 39. - Struktura proizvodnje u Makedoniji

Slika 40. - Struktura potrošnje u Makedoniji

HE15%

TE na gas7%

TE na ugalj78%

industrija36%

stanovništvo45%

uslužni sektor18%

ostalo1%


Prema podacima iz 2007. godine, ukupno je proizvedeno 6.729 GWh, od čega 5.240 GWh u termoelektranama na ugalj, 479 GWh u termoelektranama na gas i 1.010 GWh u hidroelektranama. U poslednjih nekoliko godina primetan je rast uvoza električne energije, a 2007. godine uvezeno je 2.491 GWh, tako da je domadem tržištu bilo ukupno raspoloživo 9.220 GWh. Elektroenergetski sektor Makedonije karakteriše visok stepen gubitaka. Ukupni gubici u prenosnoj i distributivnoj mreži iznosili su 1.509 GWh, što predstavlja oko 16% ukupne domade ponude. Potrošnja električne energije po glavi stanovnika iznosi 3.785 kWh, što je znatno niže nego u Evropskoj uniji, gde je taj nivo 6.388 kWh. Ukupna finalna potrošnja električne energije iznosila je 6.748 GWh, a u njenoj strukturi najvede učešde od 45% imaju domadinstva. Slede industrija sa 36% i uslužni sektor sa 18%, dok saobradaj i poljoprivreda potroše svega 1% raspoložive električne energije. Jedan od osnovnih problema potrošnje jeste izuzetno visoka tražnja za električnom energijom, naročito u zimskom periodu kada se ona troši za grejanje. Tržište električne energije u Bosni i Hercegovini. Bosna i Hercegovina poseduje proizvodne kapacitete ukupne snage 1.368 MW, od čega dve tredine čine termoelektrane, dok hidroelektrane čine tredinu ukupno instalisanih kapaciteta. Proizvodni kapaciteti broje 13 hidroelektrana i 4 termoelektrane – Gacko, Kakanj, Tuzla i Ugljevik.

http://www.iea.org/


148

Slika 41. - Struktura proizvodnje u BiH Slika 42. - Struktura potrošnje u BiH

HE34%

TE na naftu1%

TE na ugalj65%

industrija31%

stanovništvo53%

uslužni sektor

16%


Prema podacima iz 2007. godine, ukupno je proizvedeno 11.824 GWh, od čega 7.823 GWh u termoelektranama, a 4.001 GWh u hidroelektranama. Obnova kapaciteta i spori rast tražnje su omogudili da Bosna i Hercegovina postane neto izvoznik električne energije. Tako je u odnosu na 2000. godinu izvoz udvostručen. U 2007. godini uvezeno je 3.743 GWh, dok je izvezeno 4.344 GWh, tako da je domadem tržištu ukupno na raspolaganju ostalo 11.223 GWh. Ukupni gubici u prenosnoj i distributivnoj mreži su bili na nivou od oko 2.200 GWh, što čini oko 20% domade ponude. Potrošnja električne energije po glavi stanovnika iznosi 2.385 kWh, što je značajno manje nego u Evropskoj uniji. Najvedi potrošač su domadinstva, koja troše 53%, a povedana potrošnja ovog sektora posebno je izražena u zimskom periodu usled grejanja. Tržište električne energije u Crnoj Gori. Crna Gora ima najmanje proizvodne kapacitete u regionu, ukupne snage od svega 869 MW, od čega dve tredine kapaciteta čine hidroelektrane, a ostatak termoelektrane na ugalj. Crnogorski elektroenergetski sistem se oslanja, pre svega, na dve velike hidroelektrane Perudica i Piva, kao i na veliku termoelektranu Pljevlja. Iako u Crnoj Gori postoje potencijali za izgradnju hidroelektrana koje bi bile u mogudnosti da proizvedu i do 12.000 GWh, u poslednjih 30 godina nije izgrađen ni jedan novi objekat, jer su sve lokacije sporne za izgradnju. Prema podacima iz 2007. godine, ukupno je proizvedeno 2.083 GWh, dok je ukupna potrošnja električne energije iznosila 4.647 GWh. Ovaj podatak ukazuje na to da je Crna Gora veliki uvoznik električne energije, jer čak 55% utrošene energije dolazi iz inostranstva. Nedostajuda količina električne energije za sopstvene potrebe se rešava putem uvoza na raspisanim tenderima za nabavku električne energije, a ugovaraju se uglavnom kvartalne isporuke. Električna energija se uglavnom uvozi iz Bosne i Hercegovine. Crna Gora ima najvedi nivo potrošnje električne energije po glavi stanovnika u regionu koji je za 15% viši od proseka Evropske unije. Vrhovi potrošnje su izraženi u zimskom, ali i u letnjem periodu zbog turističke sezone. Najvedi potrošač

http://www.iea.org/


149

električne energije, jeste topionica aluminijuma iz Podgorice, koja troši čak 43% od ukupne potrošene količine.

5.3 Liberalizacija tržišta električne energije u zemljama regiona Ideja o formiranju regionalnog tržišta energije datira s početka 1990-tih godina. Evropski savet je 1991. godine usvojio Deklaraciju o stvaranju Evropske energetske zajednice (European Energy Charter), nakon čega je donet Ugovor o pristupanju Energetskoj povelji, kao pravno obavezujudi akt koji reguliše međudržavnu saradnju u oblasti energetike. Ugovor o energetskoj povelji pruža najširi važedi multilateralni pravni okvir koji treba da pruži osnovu za uspostavljanje globalne sigurnosti u snabdevanju energijom, zasnovanu na principima otvorenosti, konkurentnosti i održivog razvoja. Ugovor o energetskoj povelji definiše nekoliko ključnih prioriteta u oblasti energetike: - uspostavljanje slobodne trgovine energijom i proizvodima s njom u vezi, u

skladu sa pravilima Svetske trgovinske organizacije, - omogudavanje slobodnog tranzita energije naftovodima, gasovodima i

električnom mrežom, - zaštita i podsticanje stranih investicija u energetiku, - stvaranje mehanizama za rešavanje sporova između država ili između države i

investitora, - redukovanje negativnog uticaja na životnu sredinu i unapređenje energetske

efikasnosti. Stvaranje regionalnog tržišta električne energije u cilju obezbeđenja višeg nivoa sigurnosti i pouzdanosti u snabdevanju, direktno je inicirala Evropska komisija 2000. godine kada je potpisivanjem Memoranduma o razumevanju tržišta energije u Jugoistočnoj Evropi. Rukovođene razvojnim motivima, zemlje regiona su u regionalizaciji videle mogudnost za privlačenje investicija i stoga su se sve složile da usvoje zakonodavstvo Evropske unije iz ove oblasti i da uspostave strukturu za pradenje funkcionisanja tržišta. Ove obaveze su preuzete u februaru 2002. godine potpisivanjem Memoranduma o razumevanju o Regionalnom tržištu električne energije u Jugoistočnoj Evropi, koji je poznatiji kao Atinski memorandum 2002. U martu 2003. godine je doneta odluka da se ovaj dogovor proširi i na područje gasa, tako da je prethodni memorandum izmenjen i u decembru je usvojen Atinski memorandum 2003. Novi memorandum je uzeo u obzir odredbe iz direktiva o električnoj energiji i gasu 54 i 55/2003 i čitav paket direktiva koje se odnose na ekološka pitanja. U grupi zemalja Jugoistočne Evrope koje su potpisnice Atinskog Memoranduma o razumevanju 2003 su: Albanija, Hrvatska, Bosna i Hercegovina, Bugarska, Srbija, Crna Gora, Makedonija, Rumunija i Turska. S obzirom da su Atinski memorandumi 2002 i 2003 bili pravno neobavezujudi dokumenti, zemlje regiona su istakle potrebu da se formira pravno obavezujudi okvir, da se formiraju jake institucije i nadzorno telo koje bi pratilo funkcionisanje regionalnog tržišta energijom. Rezultat ovakvih nastojanja je odluka o otpočinjanju


150

pregovora sa zemljama regiona radi zaključenja pravnog sporazuma koji de u sebi sadržati osnovne postavke iz dva Atinska memoranduma. Evropska unija je u maju 2004. godine donela Odluku o otpočinjanju pregovora sa zemljama regiona (Council Document No. 9531/2004) radi zaključenja pravnog sporazuma o restrukturiranju regionalnog tržišta energije i njegovom uključenju u interno tržište energije Evropske unije. Nakon nekoliko rundi pregovora Ugovor o stvaranju energetske zajednice je potpisan u oktobru 2005. godine, a stupio je na snagu u julu 2006. godine. Osnovni zadaci Energetske zajednice su: - uspostavljanje stabilnog regulatornog i tržišnog okvira u Jugoistočnoj Evropi i

Evropskoj uniji u cilju privlačenja investicija u sektore električne energije i prirodnog gasa, kako bi se omogudilo stabilno snabdevanje energijom, neophodno za ekonomski razvoj i socijalnu stabilnost,

- stvaranje jedinstvenog pravnog okvira za trgovinu električnom energijom i gasom u Jugoistočnoj Evropi i Evropskoj uniji,

- unapređenje sigurnosti snabdevanja obezbeđenjem stabilne investicione klime i jačanjem veza sa drugim regionima Evrope, Afrike i Azije,

- poboljšanje stanja životne sredine, povedanje energetske efikasnosti i upotrebe obnovljivih izvora energije u regionu,

- razvoj konkurentnog tržišta energije i korišdenje prednosti ekonomije obima. Preduslovi za realizaciju ciljeva predviđenih Ugovorom, podrazumevaju usvajanje zakonodavstva usklađenog sa direktivama Evropske unije i formiranje institucionalnog okvira. Poželjan pristup u kreiranju regionalnog tržišta energije podrazumeva potpunu državnu kontrolu nad energetskom politikom zemlje, ali uz uvažavanje regionalne dimenzije. Praktično to podrazumeva formiranje regulatornih tela u svakoj zemlji koja de biti zadužena za implementaciju jedinstvene regulative bazirane na direktivama Evropske unije. Ugovorom o osnivanju Energetske zajednice se osnivaju i regionalne institucije potrebne za funkcionisanje panevropskog tržišta energije- Ministarski savet, Stalna grupa na visokom nivou, Regulatorni odbor Energetske zajednice, Sekretarijat Energetske zajednice, Forum za električnu energiju i Forum za gas. Ovakva struktura preslikava institucije Evropske zajednice (Savet ministara, Evropsku komisiju, Radnu grupu regulatora za električnu energiju i gas- ERGEG i Firentinski i Madridski forum), kojima su, uz uvažavanje principa subsidijarnosti i proporcionalnosti, poverene neke funkcije državne administracije. Da bi se obezbedio regionalni razvoj potrebno je usaglasiti i koordinirati investicione politike zemalja članica. Investicione politike treba da budu usmerene tako da njihovo sprovođenje dovede do redukovanja troškova i da obezbedi podizanje infrastrukture na nivo koji je uporediv sa Evropskom unijom. Ključni preduslov za stvaranje povoljne investicione klime jeste reforma platne i tarifne politike, odnosno povedanje stepena naplate i dovođenje cena energenata na nivo koji omogudava pokrivanje troškova proizvodnje. Drugi preduslov je uspostavljanje


151

kompatibilnosti nacionalnih modela tržišta sa posebnim naglaskom na položaj i reformu elektrodistributivnih kompanija. Proces liberalizacije koji je zahvatio energetski sektor zemalja Evropske unije podstakao je temeljne promene u organizaciji i funkcionisanju energetskog sektora zemalja regiona. Promene su započete deregulacijom, odnosno zamenom postojedeg regulatornog okvira u cilju unapređenja efikasnosti poslovanja. Ove promene su podrazumevale novu organizacionu i vlasničku strukturu elektroprivrede i uvođenje tržišnih principa poslovanja uz podršku institucija. Talas deregulacije je omogudio uvođenje uslova poslovanja koji se u najkradem mogu svesti na: - razdvajanje delatnosti proizvodnje, distribucije i prenosa u zasebna

preduzeda, - uvođenje konkurencije u segment proizvodnje i snabdevanja električnom

energijom, - uvođenje mogudnosti slobodnog izbora dobavljača za određene kategorije

potrošača, - uvođenje nezavisnog tela za regulaciju energetskih delatnosti. U pogledu uspešnosti u procesu sektorske reforme, Bugarska se izdvaja kao najuspešnija zemlja u regionu.

64 Nakon uspešno sprovedene deregulacije, izvršeno

je restrukturiranje i započeta je liberalizacija tržišta. Bugarska je u velikoj meri privatizovala delatnost proizvodnje i elektrodistribucije. Priliv privatnih investicija u elektroprivredu je otpočeo 2003. godine, tako da je Bugarska lider regiona u tom pogledu.

Slika 43. - Investicije u energetiku u periodu 1990 – 2008. godine, mil. USD

Izvor: Private Participation in Infrastructure Database, World Bank Group,

http://ppi.worldbank.org

64 Prema oceni EBRD-a Bugarski tranzicioni indeks za sektor elektroprivrede iznosi 3,7 od maksimalnih 4,3.

http://ppi.worldbank.org/


152

Rumunija se nalazi na drugom mestu, ali za razliku od Bugarske još uvek nije započela privatizaciju delatnosti proizvodnje. Sve ostale zemlje još uvek znatno zaostaju, mada su uglavnom harmonizovale zakonodavni okvir i sve su formirale nacionalna regulatorna tela. Ono što predstoji jeste proces implementacije, odnosno restrukturiranje elektroprivrede, primena tržišnih pravila poslovanja i jačanje uloge regulatora.

Tabela 19. - Privatizacija elektrodistribucije i proizvodnje u zemljama regiona65

Elektrodistribucija Privatizovani kapital (%)

Kupac Vrednost

transakcije (mil. EUR)

Godina

Albanija

KESH 76 ČEZ – Češka 102 2009

Bugarska

Sofia oblast 67 ČEZ – Češka

281,5

2004

Pleven 67 ČEZ – Češka 2004

Stolično 67 ČEZ – Češka 2004

Plovdiv 67 EVN – Austrija 271

2004

Stara Zagora 67 EVN – Austrija 2004

Varna 67 EON – Nemačka

140,7

2005

Gornja Orahovica 67 EON – Nemačka

2005

Rumunija

Banat 51 ENEL – Italija 69,1 2004

Dobrogea 51 ENEL – Italija 42,7 2004

Moldova 51 EON – Nemačka

31,4 + 68,6 2005

Oltenia 51 ČEZ – Češka 47,4 + 103,6 2005

Electrica Muntenia Sud

67,5 ENEL – Italija 820 2006

Makedonija

ESM 90 EVN – Austrija 225 + 96 2006

Crna Gora

EPCG 15 A2A – Italija 192 2009

65 Podaci o svakoj pojedinačnoj transakciji potiču iz raznih internet izvora.


153

Elektrane Privatizovani kapital (%)

Kupac Vrednost

transakcije (mil. EUR)

Godina

Albanija

HE Ashta, 48MW Greenfield Verbund – Austrija

160 2009

Bugarska

DHC Varna,11863MW

100 Dalkia Internacional – Francuska

6,7 2007

DHC Plovdiv 100 EVN – Austrija 31,1 2007

Bobov Dol, 630 MW 100 PPC – Grčka 70,9 + 30 2006

Varna, 1260 MW 100 ČEZ – Češka 206 + 100 2006

Rousse, 400 MW 100 HSE – Slovenija 85,1 2006

Marica–Istok 3, 840 MW

73 ENEL Italija (60%) i Energy SAD (40%)

100 + 600 2003

Izvor: Transition Report 2009, 2008, 2007, 2006, EBRD

Praksa je pokazala da postoji visok stepen korelacije između „jačine“ regulatora i uspeha u sprovođenju reforme. Da bi se izbegla subjektivna i kvalitativna ocena jačine regulatora, u literaturi se može nadi više radova u kojima su analizirani aspekti regulatornog tela. Green

66 ocenjuje uspešnost regulatorne reforme i

regulatora preko tri aspekta: - forma regulacije, odnosno obim prava i odgovornosti regulatornog tela, - proces regulacije, koji određuje način na koji regulator sprovodi svoje

aktivnosti, - rezultat regulacije koji se sagledava na osnovu realizacije utvrđenih mera. Larsen

67 se u svom radu fokusira na formu regulacije ocenjujudi obim

kompetencija regulatornog tela i stepen njegove nezavisnosti preko slededih faktora: - obim nadležnosti koji uključuje definisanje tarifnog sistema i kontrolu njegove

primene, kontrolu pristupa mreži, izdavanje dozvola i licenci, regulacija sporova i sankcionisanje zakonom nedozvoljenih radnji,

- nivo uključenosti Vlade, odnosno da li je u obavljanju svojih nadležnosti neophodno tražiti saglasnost Vlade ili nadležnog ministarstva,

- način finansiranja regulatornog tela, - način izbora i postavljanja članova uprave regulatora, dužina trajanja njihovog

mandata i dr.

66 Green, R., Lorenzoni, A., Perez, Y. and Pollitt, M. (2006), Benchmarking electricity liberalisation in Europe, Electricity Policy Research Group Working Papers, No.EPRG 06/09. Cambridge: University of Cambridge. 67 Larsen, A., Pedersen, L.H., Sorensen, E.M. and Olsen, O.J. (2005), Independent Regulatory Authorities in Europe, Presented to SESSA Conference on Regulation, Bergen, March.


154

Evropska banka za obnovu i razvoj je 2009. godine u svom godišnjem izveštaju Transition Report sprovela analizu ostvarenih rezultata započetih reformi u elektroenergetskom sektoru zemalja regiona. Za ocenu rezultata formulisana je metodologija koja uključuje analizu slededih faktora: 1 = Nezavisnost regulatora 2 = Stepen nadležnosti regulatora 3 = Uspostavljen tržišni okvir poslovanja 4 = Slobodan pristup mreži 5 = Tarifna struktura 6 = Regulacija mrežnih delatnosti 7 = Transparentnost procesa 8 = Nivo priliva privatnih investicija

Svaki od navedenih faktora je rangiran na skali od 0 do 1, a pregled svih faktora je prikazan na mrežnom dijagramu za svaku zemlju posebno. Evidentno je da su Bugarska i Rumunija, kao zemlje članice Evropske unije, ostvarile vedi napredak u sprovođenju reformi.

Slika 44. - Napredak u regulatornoj reformi na tržištu el. energije

Izvor: Transition Report 2009, EBRD


155

U nastavku je dat pregled zakonodavnog i institucionalnog okvira u zemljama Jugoistočne Evrope. Rumunija. Iako su od početka 1990-tih godina preduzimane izvesne mere u pravcu reforme elektroenergetskog sektora, regulatorna reforma je započeta 1998. godine usvajanjem Zakona o energetici kojim su postavljene osnove za formiranje konkurentnog energetskog tržišta. Direktive 2003/54 i 2003/55 kao i potreba za detaljnijim definisanjem tarifog sistema, koncesionog i licencnog režima, kao i formiranja nacionalnog regulatornog tela, bili su povod da se 2003. godine usvoji novi Zakon o energetici. Na osnovu ovog Zakona formirano je Nacionalno regulatorno telo za energiju (ANRE) koje je postalo nadležno za: izdavanje licenci za obavljanje energetske delatnosti, utvrđivanje tarifne i cenovne metodologije, uspostavljanje efikasnog i konkurentnog tržišta, obezbeđivanje transparentnosti, zaštitu interesa potrošača i investitora. Novi Zakon o energiji, kao i Nacionalna strategiju za energetiku su usvojeni 2007. godine. Restrukturiranje vertikalno integrisane elektroprivrede Rumunije je započeto 2000. godine kada je došlo do razdvajanja delatnosti proizvodnje, prenosa i distribucije u nezavisna preduzeda u kojima je država zadržala potpuno vlasništvo. Na osnovu reorganizacije formirano je pet novih preduzeda: - Termoelectrica obuhvata proizvodnju iz termoelektrana; - Hidroelectrica obuhvata proizvodnju iz hidroelektrana; - Nuklearelectrica u čijem je sastavu NE Cernavoda; - Electrica u čijoj je nadležnosti delatnost distribucije; - Transelectrica zadužena za prenos električne energije. Elektrodistribucija Electrica SA podeljena je na osam zasebnih regionalnih kompanija. Do sada je izvršena privatizacija njih pet. Banat, Muntenia Sud i Dobrogea su u vlasništvu italijanskog ENEL-a, Oltenia je u vlasništvu ČEZ-a, a Moldova u vlasništvu E.ON-a. Transilvania Nord, Transilvania Sud i Muntenia Nord su i dalje u vedinskom vlasništvu državne Elctrica SA.

Tabela 20. - Institucionalni i zakonodavni okvir u Rumuniji

Energetska politika Nacionalna strategija za energetiku (2007)

Nadležne institucije za eneregetiku

Ministarstvo ekonomije i trgovine, Ministarstvo poljuprivrede, šumarstva, voda i zaštite okoline, Agencija za energetsku održivost

Zakonska rešenja Zakon o energiji (2007)

Regulatorno telo Nacionalno regulatorno telo za energiju


156

Bugarska. Reforma elektroenergetskog sektora u Bugarskoj je započela 1998. godine usvajanjem Nacionalne strategije o energetskom razvoju i energetskoj efikasnosti do 2010. godine.

68 Strategija je dopunjena 2002. godine kada je

poseban akcenat stavljen je na neophodnost ubrzanja procesa privatizacije elektroenergetskog sektora, postepeno povedanje cena električne energije i gasa i jačanje nezavisnosti nacionalnog regulatornog tela. Usvajanjem Zakona o energetici i energetskoj efikasnosti 1999. godine, omogudeno je ubrzavanje procesa liberalizacije tržišta, ukidanje monopola i dozvoljen je pristup trede strane. Na osnovu ovog Zakona je formirana Državna energetska regulatorna komisija, kao regulatorno telo u čiju nadležnost spada izdavanje licenci i formiranje cena električne energije, prirodnog gasa i toplotne energije. Zakon iz 1999. godine je 2003. godine zamenjen novim Zakonom o energetici koji je poslednji put dopunjen 2006. godine. Poseban Zakono o energetskoj efikasnosti je usvojen 2004. godine i na osnovu njega je formirana Agencija za energetsku efikasnost.

69

Restrukturiranje nacionalne elektroprivrede je počelo 2000. godine razdvajenjem delatnosti, odnosno formiranjem 7 preduzeda zaduženih za delatnos proizvodnje, 7 elektrodistribucija i posebne kompanije NEK zadužene za prenos električne energije. Proces privatizacije proizvodnih kapaciteta je započet 2003. godine, a tokom 2004. i 2005. godine privatizovano je svih sedam elektrodistribucija, dok je prenos i dalje u potpunom vlasništvu države. U septembru 2008. godine došlo je do nove reorganizacije i tada je formiran BEH EAD kao holding kompanija u potpunom vlasništvu države u čijem sastavu se nalaze: - NEK EAD zadužen za proizvodnju (Maritza I i II, NE Kozlody) i prenos električne

energije, - ESO EAD koji posluje kao operator sistema električne energije u vlasništvu

NEK EADa, - Bulgargaz EAD – zadužen za snabdevanje prirodnim gasom i - Bulgartransgaz EAD – zadužen za transport i skladištenje gasa.

Tabela 21. - Institucionalni i zakonodavni okvir u Bugarskoj

Energetska politika Energetska strategija (2002) Nacionalna strategija razvoja energetike i energetske efikasnosti


Ministarstvo ekonomije i energetike Ministarstvo za zaštitu životne sredine i vode Ministarstvo regionalnog razvoja i javnih radova

Zakonska rešenja Zakon o energiji (2006) Zakon o obnovljivim i alternativnim izvorima energije i biogorivima (2007)

Regulatorno telo Državna regulatorna komisija za energiju i vodu

68 Strategijom je predviđeno zatvaranje postrojenja I i II i modernizacija postrojenja V i VI NE Kozloduy, izgradnja novog nuklernog postrojenja Belene do 2010. godine (kapaciteta 600 MW), izgradnja proizvodnog postrojenja na ugalj kapaciteta 1.500 MW i hidrocentrale jačine 430 MW, kao i restrukturiranje nacionalne elektroprivrede. 69 U nadležnosti Agencije je upravljanje Fondom za energetsku efikasnost, realizacija Nacionalnih programa za energetsku efikasnost, kao i uspostavljanje međunarodne saradnje po pitanju unapređenja energetske efikasnosti i upotrebe obnovljivih izvora energije.


157

Hrvatska. Osnovni ciljevi energetske politike su formulisani u novoj Strategiji energetskog razvoja do 2020. godine koja je usvojena 2009. godine. Zakonodavni okvir čini set zakona koji su usvojeni odmah nakon započinjanja reforme, ali su u međuvremenu imali nekoliko izmena i dopuna. Reorganizacija energetskog sektora u Hrvatskoj je formalno započela 2000. godine usvajanjem Programa reforme energetskog sektora, a godinu dana nakon toga su usvojeni ključni zakoni koji regulišu obavljanje elektroenergetske delatnosti: Zakon o energiji, Zakon o tržištu električne energije i Zakon o regulaciji energetskih delatnosti. Regulatorna agencija je formirana 2004. godine na osnovu kog Zakona o regulaciji energetskih delatnosti. Agencija je formirana kao nezavisno regulatorno telo, čiji su osnovni zadaci licenciranje operatera na tržištu, donošenje predloga zakona, monitoring i zaštita prava potrošača. Poslednje dopune Zakona o regulaciji energetskih delatnosti usvojene su 2007. godine. Sredinom 2002. godine je usvojen poseban Zakon o privatizaciji HEP-a koji definiše model po kome 51% akcija ostaje u vlasništvu države do ulaska u Evropsku uniju, po 7% akcija se deli učesnicima rata i zaposlenima, a 15% prodaje putem javne ponude. Hrvatska elektroprivreda HEP je danas organizovana kao holding kompanija od 10 privrednih društava koja su u potpunom vlasništvu HEPa i dva privredna društva u kojima je HEP suvlasnik (TE Plomin sa RW Power i NE Krško sa GEN Energija). Privredna društva su upravljački, računovodstveno i pravno odvojena. Predlog o privatizaciji HEP-a je ogromnom vedinom odbijen u skupštini početkom 2010. godine. HEP Proizvodna delatnost je organizovana preko 25 hidroelektrana i 8 termoelektrana. Pored toga, HEP je suvlasnik TE Plomin i nuklearne elektrane Krško u Sloveniji. Usluge prienosa obavlja HEP Operator prijenosnog sustava d.o.o., za usluge distribucije električne energije je zadužen HEP Operator distribucijskog sustava d.o.o. dok snabdevanje obavlja HEP Opskrba.

Tabela 22. - Institucionalni i zakonodavni okvir u Hrvatskoj

Energetska politika Strategija energetskog razvoja Republike Hrvatske (2009)


Ministarstvo privrede, rada i preduzetništva Ministarstvo za zaštitu životne sredine, prostornog planiranja i građevinarstva

Zakonska rešenja

Zakon o energiji (2008) Zakon o tržištu električne energije (2008) Zakon o regulaciji energetskih delatnosti (2007) Zakon o efikasnom korišdenju energije (2008)

Regulatorno telo Regulatorna agencija za energetiku (HERA)

http://www.hep.hr/ops/

http://www.hep.hr/ops/

http://www.hep.hr/ods/

http://www.hep.hr/ods/


158

Albanija. Proces deregulacije elektroprivrede Albanije započet je 1995. godine usvajanjem Zakona o električnoj energiji. Ovaj Zakon je pružio pravnu osnovu za razdvajanje delatnosti, za postepenu privatizaciju i za uključivanje nezavisnih proizvođača. Novi Zakon o elektroenergetskom sektoru je usvojen 2003. godine i na osnovu njega je formirana Albanska energetska regulatorna agencija. Iste godine je usvojena i Nacionalna strategija za energetiku. Restrukturiranje elektroprivrede je započelo transformacijom državnog monopolskog preduzeda KESH u akcionarsko društvo. Nakon toga su izdvojene 3 elektrodistribucije (Elbasan, Shkoder i Vlore). Ideja je bila da se elektrodistribucija privatizuje po modelu gde bi se najmanje 30% akcija prodalo po programu masovne privatizacije, a 30% strateškom investitoru. Međutim, privatizacija nije bila uspešna zbog velike disperzije vlasništva. Privlačenje investicija za albansku elektroprivredu je od suštinskog značaja jer u poslednjih nekoliko godina Albanija ima velike probleme u zadovoljavanju domade tražnje za električnom energijom. Sve do 1998. godine Albanija je bila neto izvoznik električne energije, ali usled rasta tražnje, nediversifikovane strukture proizvodnje koja se gotovo u potpunosti bazira na hidroelektranama u nekoliko navrata došlo je do opšteg prekida rada elektrosistema. Kako bi rešila probleme snabdevanja, Vlada Albanije je preduzela niz mera, među kojima je i odluka o privatizaciji elektrodistribucije, koja ima izuzetno visok nivo tehničkih i komercijalnih gubitaka. Početkom 2007. godine angažovan je IFC kao glavni Vladin savetnik u postupku privatizacije. Postupak je okončan krajem 2008. godine, kada je Češka kompanija ČEZ kupila 76% akcija Albanske elektrodistribucije za 102 mil. EUR. ČEZ se obavezao na investicije od oko 200 mil. EUR u prvih pet godina poslovanja, pre svega, u cilju redukovanja gubitaka na 15%.

Tabela 23. - Institucionalni i zakonodavni okvir u Albaniji

Energetska politika Nacionalna strategija za energiju (2003)


Ministarstvo privrede, trgovine i energetike

Zakonska rešenja

Zakon o elektroenergetskom sektoru (2003) Zakon o restrukturiranju elektroprivrede (2003)

Zakon o promociji energetske efikasnosti i obnovljivih izvora energije (2005)

Regulatorno telo Albanska energetska regulatorna agencija

Makedonija. Osnovi za energetsku politiku postavljeni su Strategijom razvoja energetskog sektora koja je usvojena još 2000. godine i Strategijom za energetsku efikasnost iz 2004. godine. Tokom 2010. godine usvojena je nova Strategija za razvoj energetike do 2030. godine. Pored ove strategije u maju 2010. godine izrađen je i nacrt Strategije za energetsku efikasnost do 2020. godine. Energetska politika je podržana sa nekoliko institucija od kojih najvedi značaj ima Ministarstvo ekonomije, odnosno Sektor za energetiku i mineralne sirovine u čijoj nadležnosti je


159

usvajanje energetske politike, definisanje i harmonizacija nacionalnog zakonodavnog okvira, priprema energetskih bilansa, nadgledanje cena energenata i dr. Makedonija je prvi put donela poseban Zakon o energiji 1997. godine. Ovaj Zakon je bitan jer su njime postavljene osnove za restrukturiranje energetskog sektora i otvaranja tržišta i njime je predviđeno formiranje nezavisnog regulatornog tela. Zakon je pet puta dopunjavan, a dopunama iz 2002. godine osnovana je Energetska regulatorna komisija, koja je počela sa radom 2003. godine. Osnivanje nacionalnog regulatora je ujedno i najznačajniji rezultat izvršene deregulacije jer je na taj način u nadležnost regulatora preneto utvrđivanje tarifnog sistema i postupak izdavanja licenci za obavljanje delatnosti u energetici. Novi Zakon o energetici je usvojen 2006. godine i on je u najvedoj meri harmonizovan sa zakonodavnim okvirom EU. U skladu sa Sporazumom o energetskoj zajednici, BJR Makedonija priprema novi model organizacije elektroenergetskog tržišta. U planu je donošenje Zakona o tržištu električne energije koji de definisati ulogu i odnose različitih tržišnih učesnika. Novi Zakon bi trebao da pokrije sledede aspekte tržišta: liberalizacija tržišta, zaštita konkurencije, međunarodna trgovina električnom energijom, kriterijume za pogodnosti investiranja, odnose i obaveze u regulisanim delovima tržišta, principe održivog razvoja. U narednom periodu očekuje se dalja liberalizacija tržišta, jačanje uloge regulatora i podela delatnosti distribucije i snabdevanja električnom energijom. Reforma elektroenergetskog sektora je započeta tako što je prvo došlo do razdvajanja delatnosti proizvodnje i elektrodistribucije od prenosa koji su do tada poslovali u okviru jedinstvene kompanije u potpunom državnom vlasništvu EPCM. Razdvajanjem delatnosti došlo je do prenošenje svih prava i obaveza na dva nova nezavisna privredna subjekta: - ESM zadužen za proizvodnju i elektrodistribuciju i - MEPSO zadužen za prenos električne energije i upravljanje

elektroenergetskim sistemom. Obe kompanije su organizovane kao akcionarska društva sa vedinskim državnim vlasništvom. Tokom 2005 i 2006. godine došlo je do razdvajanja ESM kompanije u dve zasebne kompanije: - ELEM obuhvata rudnike uglja i proizvodnju električne energije i - ESM vrši elektrodistribuciju i snabdevanje krajnjih potrošača. ELEM je u državnom vlasništvu i pokriva 85% ukupne proizvodnje električne energije, a termoelektrana Negotino posluje kao zasebno odvojeno preduzede u privatnom vlasništvu. ESM pored elektrodistribucije u svom vlasništvu poseduje i 11 malih hidroelektrana. Elektrodistribucija ESM je bila u vedinskom državnom vlasništvu sve do marta 2006. godine, kada je putem tendera 90% kapitala prodato austrijskoj kompaniji EVN za 225 mil. EUR.

http://www.elem.com.mk/


160

Tabela 24. - Institucionalni i zakonodavni okvir u Makedoniji

Energetska politika

Nacionalna strategija za energiju (2000) Strategija za energetsku efikasnost (2004) Strategija za razvoj energetskog sektora do 2030. godine (2010) Strategija za energetsku efikasnost Makedonije do 2020. godine (nacrt)


Ministarstvo ekonomije - Sektor za energetiku i mineralne sirovine, - Državni inspektorat za tehničku inspekciju, - Državni tržišni inspektorat

Ministarstvo finansija Komisija za zaštitu potrošača

Zakonska rešenja Zakon o energiji (2006) Zakon o tržištu električne energije (u pripremi)

Regulatorno telo Energetska regulatorna komisija

Bosna i Hercegovina. Bosna i Hercegovina još uvek nema na državnom nivou definisanu Strategiju za energetsku politiku. Na nivou entiteta u završnoj fazi je izrada Strategije razvoja energetike Republike Srpske, a na nivou Federacije BiH postoji Strateški plan razvoja energetskog sektora FBiH. Proces regulatorne reforme elektroenergetskog tržišta je započeo 2002. godine usvajanjem Zakona o prenosu, regulatoru i operatoru sistema električne energije u BiH. Pored ovog Zakona, na saveznom nivou 2004. godine su usvojena još dva posebna zakona za formiranje nezavisnog operatera i za osnivanje posebne kompanije za prenos na nivou države. Usvajanjem ovih zakona, na saveznom nivou formirane su sledede institucije: - Državna regulatorna komisija za električnu energiju (DERK) koja ima

nadležnost nad prenosom električne energije, operacijama prenosnog sistema i međunarodnom trgovinom električnom energijom;

- Nezavisni operater sistema (NOS) koji je nadležan za upravljanje pogonom i prenosnom mrežom, kao i za rukovođenje, planiranje i koordiniranje održavanja, izgradnju i širenje mreža u saradnji sa kompanijom za prenos električne energije;

- jedinstvena kompanija za prenos električne energije koja je nadležna za prenos i gore pomenute funkcije u vezi elektromreže.

Na nivou entiteta usvojeni su posebni zakoni i formirani zasebni regulatori - Regulatorna komisija za električnu energiju u FBiH (FERK) i Regulatorna komisija za energetiku u RS (RERS). Elektroprivreda Republike Srpske je 2005. godine u skladu sa Zakonom o preduzedima i Zakonom o javnim preduzedima, transformisana kao mešoviti holding sastavljen od matičnog preduzeda i 11 zavisnih preduzeda (5 proizvodnih, 5 distribucija i istraživački centar). U strukturi kapitala zavisnih preduzeda 65%


161

učešda ima matično preduzede koje u potpunom vlasništvu države, 20% vaučeri, 10% PIO i 5% čini restitucija. Na nivou Federacije BiH posluje javno preduzede Elektroprivreda HZ HB. Od 2004. godine Elektroprivreda HZ HB je organizovana kao akcionarsko društvo od čega je 90% kapitala u vlasništvu države. Zbog restrukturiranja elektroenergetskog sektora, delatnost prenosa je izdvojena u zasebno preduzede 2006. godine.

Tabela 25. - Institucionalni i zakonodavni okvir u Bosni i Hercegovini

Energetska politika

Na državnom nivou: ne postoji Na entitetskom nivou: - Strategija razvoja energetike Republike Srpske

(čeka na usvajanje)


Na državnom nivou: - Ministarstvo spoljne trgovine i ekonomskih

odnosa Na entitetskom nivou: - Ministarstvo energije, rudarstva i industrije

Federacije BiH - Ministarstvo privrede, energetike i razvoja

Republike Srpske

Zakonska rešenja

Na državnom nivou: - Zakon o izmenama zakona o prenosu,

regulatoru i operatoru sistema električne energije u Bosni i Hercegovini (2003)

- Zakon o izmenama zakona o osnivanju kompanije za prenos električne energije u BiH (2009)

- Zakon o osnivanju nezavisnog operatora sistema za prenosni sistem u BiH (2004)

Na nivou entiteta: - Zakon o izmenama zakona o električnoj energiji

RS (2009) - Zakon o izmenama zakona o električnoj energiji

FBiH (2009) - Zakon o primeni tarifnog sustava (2004)

Regulatorno telo

- Državna regulatorna komisija za električnu energiju (DERK)

- Regulatorna komisija za električnu energiju u FBiH (FERK)

- Regulatorna komisija za energetiku u RS (RERS)

http://www.adresar.ads.gov.ba/address.php?id=47


162

Crna Gora. Vlada Republike Crne Gore je 2007. godine usvojila Strategiju razvoja energetike do 2025. godine koja se bazira na ciljevima prethodno usvojene Ekonomske politike iz 2005. godine. Strategija za energetsku efikasnost je usvojena 2005. godine, a nakon toga je donet i Akcioni plan za njenu realizaciju u periodu 2008 - 2012. godine. Zakon o energetskoj efikasnosti je usvojen u maju 2010. godine i njegova primena počinje 1. maja 2011. godine. Zakon o energetici je usvojen u junu 2003. godine i na osnovu njega je u januaru 2004. godine formirana Regulatorna agencija za energetiku kao samostalna, funkcionalno nezavisna i neprofitna organizacija sa javnim ovlašdenjima. Agencija donosi opšte akte u svrhu regulisanja energetskog sektora, obavlja nadzor i kontrolu nad radom i poslovanjem energetskih subjekata. Pored Agencije, znatan deo nadležnosti je i dalje zadržala Vlada, odnosno Sektor za energetiku pri Ministarstvu ekonomije. Utvrđene su cene i tarife za korišdenje prenosne i distributivne mreže, doneta su tržišna pravila i drugi podzakonski akti, čime je omogudeno stvaranje konkurentnog tržišta. Otvaranje tržišta električne energije je formalno započelo u septembru 2009. godine za sve kupce električne energije osim za domadinstva, za koja de tržište biti otvoreno posle 2015. godine, u skladu sa Sporazumom o formiranju energetske zajednice zemalja Jugoistočne Evrope. Elektroprivreda Crne Gore AD Nikšid (EPCG) je nacionalna elektroenergetska kompanija nastala transformacijom JEP Elektroprivreda Crne Gore u akcionarsko društvo. EPCG obavlja delatnost proizvodnje, distribucije i snabdevanja električnom energijom. EPCG je vertikalno integrisana, funkcionalno razdvojena kompanija koju čine tri celine koje su organizovane kao profitni centri: Proizvodnja (HE Perudica, HE Piva, TE Pljevlja), Distribucija i Snabdevanje, kao i dve organizacione celine: Direkcija i Elektrogradnja. Delatnost prenosa električne energije je izdvojena iz EPCG i poverena je nezavisnom preduzedu AD Prenos, koje je konstituisano kao jedan profitni centar sa tri licence – za vlasnika mreže, operatora prenosa i operatora tržišta (do njegovog izdvajanja u zasebno preduzece). U vlasničkoj strukturi EPCG najvedi udeo ima država 55%, dok italijanska energetska kompanija A2A ima udeo od 43,7%. Dogovorom između Vlade i A2A predviđeno je da izvršni menadžment pripadne strateškom partneru – italijanskoj kompaniji i oni su te pozicije zvanično i preuzeli u martu 2010. godine.

Tabela 26. - Institucionalni i zakonodavni okvir u Crnoj Gori

Energetska politika Strategija razvoja energetike Republike Crne Gore do 2025. godine (2007) Strategija ekonomske efikasnosti (2005)


Ministarstvo ekonomije: - Sektor za energetiku Ministarstvo uređenja prostora i zaštite ž. sredine Agencija za zaštitu životne sredine

Zakonska rešenja Zakon o energetici (2003) Zakon o energetskoj efikasnosti (2010)

Regulatorno telo Regulatorna Agencija za energetiku

163

VI poglavlje

NACIONALNO TRŽIŠTE ELEKTRIČNE ENERGIJE


165

6 NACIONALNO TRŽIŠTE ELEKTRIČNE ENERGIJE 6.1 Proces regulatornog i institucionalnog približavanja Evropskoj uniji Raspad bivše Jugoslavije i uvođenje sankcija od strane međunarodne zajednice u velikoj meri je uticalo na razvoj elektroprivrede Srbije, kako u tehničko ekonomskom pogledu tako i u pogledu ekonomskih performansi poslovanja. Prekid veza sa zapadnoevropskom interkonekcijom nametnuo je tzv. “ostrvski” režim rada elektroprivrede sa svim negativnim implikacijama koje takav položaj podrazumeva (nemogudnost razmene električne energije i havarijske ispomodi, povedanje rezervne margine i slično). Kao posledica uvođenja međunarodnih sankcija, stopirani su svi međunarodni krediti i pristup drugim izvorima finansiranja, tako da je došlo do obustave izgradnje novih kapaciteta, a oni koji su započeti, konzervirani su i ostavljeni da čekaju bolja vremena. Problem se nije javio samo u delu razvoja, nego i u pogledu održavanja postojedih kapaciteta koji su u velikoj meri zavisili od uvoza rezervnih delova. Povedano angažovanje proizvodnih i prenosnih kapaciteta, zbog nedostatka drugih energenata, uticao je na njihovo brže raubovanje, koje usled nedostataka finansijskih sredstava nije moglo da se nadomesti kroz vede investiciono održavanje. Raspad prethodne federalne države bio je praden jačanjem ionako značajne uloge republika u elektroprivredi. Tokom 1991. godine donet je novi Zakon o elektroprivredi

70 kojim su preduzeda iz ove delatnosti proglašena javnim i

prevedena u državno vlasništvo. Nacionalizacija elektroprivrede Srbije iskorišdena je za stvaranje jednog preduzeda u kome su objedinjene sve tri elektroprivredne delatnosti (proizvodnja, prenos i distribucija električne energije) kao i proizvodnja uglja sa površinskom i jamskom eksploatacijom, na celom području Republike. Novonastalo preduzede Elektroprivreda Srbije (EPS) bilo je organizovano kao vertikalno i horizontalno integrisani monopol koga su činila 23 javna preduzeda pod upravom matičnog preduzeda. Pri tome, nije jasno da li je nacionalizovana aktiva ili kapital elektroprivrednih preduzeda, a takođe nije određeno ni ministarstvo koje je vlasnik akcija EPS-a. To znači da je postojala situacija multiprincipala, jer je republička Vlada sastavljena od više ministarstava koja mogu imati konfliktne ciljeve. Komercijalne veze između preduzeda u sastavu EPS-a ostvaruju se na bazi internih cena koje se utvrđuju na osnovu Kriterijuma za obrazovanje internih cena. NATO bombardovanje tokom 1999. godine ostavilo je značajne posledice po elektroenergetski sistem Srbije. Ceo sistem, a posebno visokonaponska mreža (400 kV i 220 kV kao i deo 110 kV), pretrpela je značajne štete. Program rekonstrukcije mreže započeto je u leto 1999. godine sa ciljem da se osposobe

70 Službeni glasnik Republike Srbije 45/1991.


166

osnovne funkcije. Zahvaljijudi međunarodnim donacijama71

koje su usledile nakon demokratskih izbora 2000. godine, započet je program rekonstrukcije i obnavljanja elektroenergetskog sistema kako bi on bio u stanju da obavlja svoju osnovnu funkciju i obezbedi dovoljne količine električne energije. Značajniji rast cena električne energije je usledio tokom 2001. i 2002. godine

72 što je omogudilo

elektroprivredi da dođe do dela sredstava neophodnih za dalju rekonstrukciju sistema. Nasleđeni težak položaj elektroprivredne delatnosti kao i težnja da se što pre postane ravnopravan član evropske zajednice, nametnule su potrebu da se što pre pristupi reformi energetskog sektora Srbije. Te reforme su podrazumevale ne samo da se napravi nov zakonodavni i institucionalni okvir, usklađen sa propisima Evropske unije, nego i kompleksan posao restruktuiranja energetskog sektora koji bi omogudio efikasan i pouzdan rad celokupnog sistema. Reforma energetskog sektora u Srbiji je započeta 2004. godine usvajanjem Strategije razvoja energetike

73 i Zakona o energetici.

74

Strategijom su definisani ključni pravci nacionalne energetske politike do 2015. godine, dok su akcije i mere po sektorima bliže određene Programom ostvarivanja strategije energetike za period 2007-2012. godine. Cilj započetih reformi u energetskom sektoru je da se obezbedi sigurno i kvalitetno snabdevanje energijom, dugoročni i uravnotežen razvoj energetike kao oblasti privrede, što podrazumeva podsticanje konkurentnosti na tržištu energije na načelima nediskriminacije i javnosti, stvaranje uslova za bezbedan i pouzdan rad i funkcionisanje energetskih sistema, obezbeđenje uslova za unapređenje energetske efikasnosti, unapređenje zaštite životne sredine. Zakon o energetici, koji je stupio na snagu u julu 2004. godine, je objedinio i na jednom mestu regulisao obavljanje svih energetskih delatnosti. Novine koje Zakon uvodi u najkradem se mogu svesti na sledede:

- uspostavljanje pravne osnove za formiranje regulatornog tela nadležnog za razvoj energetskog tržišta i regulaciju energetskih subjekata,

- zahtev za sprovođenje računovodstvenog i drugih oblika razdvajanja energetskih delatnosti,

- uvodi se regulisani pristup trede strane elektromreži, gasnoj mreži i gasnim skladištima,

- uvodi se kategorija kvalifikovanih kupaca koji imaju mogudnost da izaberu svog snabdevača energije.

71 U periodu 2000 – 2003. godine, Srbija je dobila oko 1 milijarde EUR donacija kao i oko 200 miliona EUR „soft“ kredita od Kine i Rusije. Izvor: _, (2008), Energy in the Western Balkans - The Path to Reform and Reconstruction, IEA, Paris. 72 Kuriozitet je da je prosečna cena električne energije u 2000. godini iznosila 0,49 din/kWh, odnosno 0,9 USD centi/kWh. 73 Sl. list RS, br. 44/05. 74 Sl. list RS, br. 84/04.


167

Slededi bitan pomak u pravcu regulatornog i institucionalnog približavanja EU je učinjen u julu 2006. godine kada je Srbija formalno-pravno postala deo povezanog evropskog energetskog tržišta po osnovu ratifikacije Ugovora o osnivanju Energetske zajednice. Ovo je ujedno prvi ugovor koji je Srbija na multilateralnoj međunarodnopravnoj i obavezujudoj osnovi potpisala sa Evropskom unijom i sa zemljama i teritorijama u regionu nakon 1990. godine. Potpisivanje Ugovora o osnivanju Energetske zajednice ima izuzetan značaj za zemlje regiona jer se na taj način otvara mogudnost za bliže regionalno povezivanje nacionalnih energetskih tržišta. Zemljama potpisnicama se omogudava ravnopravno učešde na unutrašnjem tržištu energije Evropske unije, uključujudi i pristup fondovima Evropske unije i međunarodnih finansijskih institucija za finansiranje energetskih projekata. S druge strane, prihvatanje Ugovora o Energetskoj zajednici podrazumeva da potpisnice preuzimaju zakonodavstvo Evropske unije kojim se reguliše ne samo oblast energetike, nego se moraju poštovati i brojni zahtevi koji se odnose na: zaštitu životne sredine, investicije, tržišno ponašanje, obnovljive izvore energije, zaštitu ugroženih potrošača i uvođenje efikasnih tehnologija. Saglasno Ugovoru neophodno je implementirati Direktivu 2003/54 o unutrašnjem tržištu električne energije, Direktivu 2003/55 o unutrašnjem tržištu gasa, Direktivu 2001/77 za promociju električne energije proizvedene iz obnovljivih izvora energije na unutrašnjem tržištu električne energije i Uredbu 1228 o pristupu elektroenergetskoj mreži radi prekograničnih razmena električne energije. Za realizaciju daljeg procesa reformi energetskog sektora, od naročitog značaja je formiranje Agencije za energetiku Republike Srbije (AERS). Agencija za energetiku je osnovana u julu 2005. godine, kao nezavisno regulatorno telo sa nadležnostima u sektorima električne energije, gasa, nafte i toplotne energije (kombinovana proizvodnja električne i toplotne energije). Njen zadatak je da kroz obavljanje poslova koji su joj dodeljeni Zakonom o energetici doprinese stvaranju stabilnog regulatornog okvira za razvoj efikasnog i održivog energetskog sektora koji de biti siguran oslonac, a ne ograničavajudi faktor ekonomskog rasta naše zemlje. Osnovni zadaci Agencije su: - unapređivanje i usmeravanje razvoja tržišta energije, - pradenje primene propisa i pravila za rad energetskih sistema, - usklađivanje aktivnosti energetskih subjekata u obezbeđivanju redovnog

snabdevanja i - obezbeđenje zaštite i ravnopravnog položaja potrošača. Najznačajniji poslovi Agencije su: - regulacija cena, - nadzor tržišta, - izdavanje i oduzimanje licenci za obavljanje energetske delatnosti,

- rešavanje žalbi na odbijanje pristupa sistemima i na odbijanje priključenja objekata proizvođača i potrošača na sisteme.


168

Regulacija cena podrazumeva da je Agencija zadužena za utvrđivanje metodologija za određivanje tarifnih elemenata za obračun cena, donošenje tarifnih sistema koje odobrava Vlada, utvrđivanje metodologija za troškove priključenja na sisteme, davanje mišljenja na cene energije utvrđene od strane energetskih subjekata na koje saglasnost daje Vlada. Nadzor tržišta energije podrazumeva da je Agencija nadležna za pradenje primene propisanih metodologija i tarifnih sistema, odnosno davanje saglasnosti na Pravila rada tržišta i Pravila rada mreža, kao i utvrđivanje kriterijuma za dobijanje statusa kvalifikovanog kupca, pradenje ispunjenosti uslova za licenciranje i dr. Važedi Zakon o energetici uvodi kategoriju povlašdenih proizvođača električne energije koji u procesu proizvodnje energije koriste obnovljive izvore energije i u skladu sa tim imaju pravo na subvencije, poreske, carinske i druge olakšice. U skladu sa promovisanjem šire primene obnovljivih izvora, pravni okvir je zaokružen usvajanjem dve nove uredbe - Uredba o uslovima za sticanje statusa povlašdenog proizvođača električne energije i kriterijumima za ocenu ispunjenosti tih uslova i Uredbu o merama podsticaja za proizvodnju električne energije korišdenjem obnovljivih izvora energije i kombinovanom proizvodnjom električne i toplotne energije. Imajudi u vidu novi set direktiva EU kao i uočene nedostatke postojedeg zakonskog rešenja, u toku je izrada Nacrta novog Zakona o energetici koji bi bio usaglašen sa zahtevima tredeg paketa EU Direktiva i u skladu sa tim podrazumevao: proširenje nadležnosti Agencije za energetiku, stvaranje uslova za funkcionisanje tržišta energije u Srbiji i utvrđivanje novih ovlašdenja operatera prenosnog sistema i operatora tržišta, itd. Ugovorom o osnivanju Energetske zajednice Jugoistočne Evrope, svi energetski objekti su obavezni na potpuno poštovanje tzv. acquis communautaire u oblasti životne sredine. U Srbiji je harmonizacija domade sa evropskom regulativom u oblasti zaštite životne sredine počela 2001. godine, a prva faza okončana je 2004. usvajanjem seta zakona iz oblasti zaštite životne sredine. Nedavno je u Srbiji usvojen paket od 16 novih zakona usklađenih sa međunarodnim propisima i konvencijama u oblasti zaštite životne sredine. U sklopu stvaranja ambijenta za funkcionisanje tržišta električne energije na način kako je predviđeno direktivama EU, od posebne važnosti je i zaštita energetski ugroženih potrošača. U postupku je donošenje Zakona o zaštiti potrošača kao i aktivnosti koje treba da obezbede primenu Akcionog plana za rešavanje socijalnih posledica Energetske zajednice, koji je usvojila Vlada na sednici od 9. oktobra 2009. godine, čiji je osnovni cilj da se predvide mere finansijske pomodi za kategoriju socijalno ugroženih potrošača energije, podizanje socijalne odgovornosti i informisanje ugroženih socijalnih grupa.

http://www.ssl-link.com/mre/cms/mestoZaUploadFajlove/Uredba_o_uslovima_za_sticanje_statusa_povlascenog_proizvodjaca_elektricne_energije.pdf

http://www.ssl-link.com/mre/cms/mestoZaUploadFajlove/Uredba_o_uslovima_za_sticanje_statusa_povlascenog_proizvodjaca_elektricne_energije.pdf

http://www.ssl-link.com/mre/cms/mestoZaUploadFajlove/Uredba_o_merama_podsticaja_za_proizvodnju_el_energije_koriscenjem_OIE.pdf




169

6.2 Osnovne karakteristike elektroenergetskog sistema Srbije Elektroprivreda obuhvata proizvodne, prenosne i distributivne kapacitete. Ukupni proizvodni kapaciteti čine izvori snage 7.120 MW (bez Kosova i Metohije). Od ukupnih kapaciteta 55% (3.936 MW) je instalisano u termoelektranama na lignit (TE), 40% kapaciteta (2.831 MW) čine hidroelektrane (HE), a 5% (353 MW) ukupnih kapaciteta čine termoelektrane-toplane na mazut/prirodni gas (TE-TO). Osim navedenih izvora EPS je zakupac HE Piva (342 MW), HE Gazivode (35 MW) i TE-TO Novi Beograd (84 MW). Termoenergetske kapacitete EPS-a čini 6 termoelektrana sa 18 blokova koji sagorevaju lignit i 3 termoelektrane-toplane sa 6 blokova.

Tabela 27. - Instalisana snaga elektrana na pragu prenosa u MW

Instalisana neto snaga

sa kapacitetima

u KiM %

bez kapaciteta

u KiM %

Termoelektrane na ugalj 5.171 61,9 3.936 55,3

Termoelektrane-toplane (na gas i mazut)

353 4,2 353 5,0

Hidroelektrane 2.831 33,9 2.831 39,7

Ukupno elektrane EPS-a 8.355 100,0 7.120 100,0

Izvor: www.eps.rs Termoelektrane su građene u blizini površinskih kopova uglja koji predstavljaju integralni deo EPS-a. Površinsko otkopavanje uglja obavlja se u dva basena u kojima se rezerve uglja procenjuju na 3,4 milijarde tona (kolubarski 2,7 milijardi tona i kostolački 0,7 milijardi tona). Raspoloživa godišnja proizvodnja uglja iz ovih kapaciteta iznosi 38 miliona tona (odnosno 46,7 miliona tona sa kapacitetima na Kosmetu), od čega blizu 80% se isporučuje termoelektranama. Termoelektrane na ugalj raspolažu sa relativno velikim agregatima (300-600 MW) koji su u vreme ugovaranja i ulaska u pogon predstavljali vrh svetske tehnologije. Međutim, danas prosečna starost instalisanih termokapaciteta iznosi 29 godina (starost se krede u rasponu od 18 do 53 godina), a skoro svi blokovi (sa izuzetkom TE Kostolac B2) prešli su eksploatacioni radni vek od 100.000 časova rada.

http://www.eps.rs/


170

Tabela 28. - Prosečna starost instalisanih kapaciteta

Prosek godina rada termoelektrana

TE Nikola Tesla A1-A6 35

TE Nikola Tesla B1 i B2 26

TE Kolubara A1-A5 43

TE Morava 41

TE Kostolac A1-A2 37

TE Kostolac B1 i B2 21

Prosek godina rada hidroelektrana

HE Đerdap – 9 jedinica

35

HE Drinske – 6 jedinica 36

HE Limske – 4 jedinice 44

Izvor: www.eps.rs

Prosečna starost termoelektrana na ugalj, bez podataka za teritoriju AP Kosovo i Metohija, prema strukturi nominalne snage do 31. 12. 2008. godine iznosi za:

- snagu manju od 100 MW 50 godina, - snagu 100 - 199 MW 36 godina, - snagu 200 - 299 MW 31 godina, - snagu 300 - 399 MW 20 godina i - snagu 400 i više MW 25 godina.

Ovakva starost i s tim povezana tehnološka zastarelost postrojenja, imajudi u vidu da najmlađe originalno primenjene tehnologije potiču iz sredine 1980-ih godina, prouzrokuju visoku specifičnu potrošnju goriva. Za termoelektrane i termoelektrane - toplane EPS-a karakteristično je da imaju veliku heterogenost opreme, jer je 11 proizvođača iz 7 država isporučilo kotlove, 12 proizvođača iz 7 država je isporučilo turbine, a 10 proizvođača iz 8 država je isporučilo generatore. I pored ovakvog stanja i starosti opreme, elektroenergetski kapaciteti su zahvaljujudi programima modernizacije i revitalizacije, koji su obavljeni u poslednjih nekoliko godina, uspeli da podignu nivo proizvodnje i dostignu nivo proizvodnje sa kraja 1980-ih godina, i u najvedoj meri zadovolje potrebe domadeg konzuma za električnom energijom.

http://www.eps.rs/


171

Tabela 29. - Proizvodnja, uvoz i izvoz el. energije u Srbiji u 2009. godini, GWh

2005 2006 2007 2008 2009

Hidroelektrane 11.925 10.850 9.930 10.011 11.045

Termoelektrane na ugalj 22.138 23.361 24.016 24.661 24.880

Gasne elektrane - - - - -

Termoelektrane-toplane 382 179 483 367 139

Dugoročni ugovor sa EP CG – proizvodnja HE Piva

818 888 523 634 943

Male elektrane povezane na distributivnu mrežu

57 53 40 40 48

UKUPNO proizvodnja 35.320 35.331 34.992 35.713 37.055

Uvezene količine 292 561 792 616 121

Izvezene količine 746 503 248 172 1.442

Napomena: bez Kosova i Metohije. Izvor: www.eps.rs Elektrodistributivni sistem čini mreža u dužini od 141.482 km, transformatori instalisane snage 25.413 MVA i merna infrastruktura za oko 3,47 miliona kupaca (bez Kosova i Metohije). Stanje kompletne merne infrastrukture je nezadovoljavajude, posebno ako se posmatraju merna brojila čija je prosečna starost 25 godina. Kao posledica toga, u 2009. godini gubici u distributivnoj mreži iznosili su oko 15,2%. Od ukupnih gubitaka na tehničke gubitke otpada oko 60%, dok ostatak odlazi na tzv. komercijalne gubitke od kojih 25% čine gubici u mernoj infrastrukturi, a ostatak predstavlja neovlašdena potrošnja. Veliki broj elektroenergetskih objekata je preoptereden i često radi iznad tehničkih mogudnosti, posebno u zimskom periodu, što za posledicu ima kvarove i pad napajanja. U cilju optimizacije rada distributivnih elektroenergetskih objekata neophodna su investiciona ulaganja u rekonstrukciju i modernizaciju postojede mreže, ali i izgradnju nove mreže, naročito od proizvođača iz malih hidroelektrana, kao i dodatno angažovanje radi otkrivanja neovlašdene potrošnje i oštrije pravno sankcionisanje iste.

Tabela 30. - Statistički podaci o distributivnoj mreži Srbije u 2009. godini

Naponski nivo

El. Vojvodina

EDB Elektrosrbija Jugoistok Centar Ukupno

110 KV 11 31 234 100 117 494

35 KV 1.401 957 2.093 1.663 699 6.814

20 KV 6.740 0 1.351 0 0 8.092

10 KV 703 4.315 12.710 9.166 3.814 30.708

0,4 KV 13.352 10.811 41.829 19.419 9.964 95.375

UKUPNO 22.207 16.114 58.218 30.349 14.594 141.482

Napomena: bez Kosova i Metohije. Izvor: www.eps.rs Sistem za prenos električne energije čini mreža napona 400, 220 i deo mreže 110 kV ukupne dužine 8.932 km. Ukupna snaga transformatora na kraju 2009. godine je procenjena na 16.892 MVA. Prenosna mreža je u najvedoj meri obnovljena nakon NATO bombardovanja i ne predstavlja veliki ograničavajudi faktor za dalji

http://www.eps.rs/

http://www.eps.rs/


172

razvoj elektroprivrede. Najvedi problem koji se u prenosnoj mreži javlja su zagušenja na pojedinim pravcima, a uzrokovani su tokovima električne energije u regionu i njene raspoloživosti u pojedinim zemljama. Kako bi se izbegla prenosna preopteredenja i poboljšali prenosni pravci, neophodne su investicije u izgradnju transformatora i dalekovoda. Srbija predstavlja čvorište Jugositočne Evrope obzirom na najvedi broj interkonekcija u regionu. Tako da stepen razvijenosti prenosne mreže u najvedoj meri određuje dalji razvoj tržišta električne energije u regionu.

Tabela 31. - Tehničke karakteristike prenosnog sistema Srbije u 2009. godini

2006 2007 2008 2009

Dužina mreže po naponskim nivoima (km)

8.818 8.854 8.857 8.932

- 400 kV 1.470 1.470 1.470 1.511

- 220 kV 1.883 1.883 1.883 1.883

- 110 kV 5.465 5.501 5.504 5.538

Broj transformatorskih stanica 80 80 80 80

Aktivni interkonektivni vodovi 25 (21) 25 (21) 25 (21) 25 (21)

Mesta isporuke sa prenosne mreže 265 270 270 320

Prenesena el. energija (MWh) 42.958,3 43.335,4 43.863,4 41.198,0

Max satno opteredenje (MW) 6.256 6.601 6.596 6392

Gubici u prenosnom sistemu, u % 3,02 2,97 2,79 2,68

Napomena: bez Kosova i Metohije. Izvor: www.eps.rs

http://www.eps.rs/


173

6.3 Reforma elektroenergetskog sistema Srbije

Reorganizacija vertikalno integrisane elektroprivrede je započeta 2003. godine izdvajanjem sporednih delatnosti iz JP EPS. Rudnici za podzemnu eksploataciju uglja su izdvojeni 2003. godine u zasebno javno preduzede Podzemna eksploatacija uglja (JP PEU) koje je u potpunom vlasništvu države. Program strateške konsolidacije JP PEU je započet u junu 2004. godine i još uvek nije završen. Teško je predvideti rezultat konsolidacije, ne samo zbog tehničkih i ekonomskih faktora, ved i zbog velikog sociološkog i političkog značaja koji rudnici sa podzemnom eksploatacijom imaju u svojim lokalnim i regionalnim sredinama. Pored izdvajanja rudnika sa podzemnom eksploatacijom, došlo je i do izdvajanja značajnog broja (oko 17) tzv. „non-core“ preduzeda, koja nisu bila u neposrednoj funkciji proizvodnje, prenosa, distribucije i prodaje električne energije. Na taj način, smanjen je ukupan broj zaposlenih sa 60.000 u 2001. godini na oko 35.000 krajem 2009. godine.

75

U procesu restruktuiranja elektroenergetskog sektora, Vlada Republike Srbije je zbog primene novog Zakona o energetici i radi potrebe usklađivanja sa direktivama EU, donela Odluku

76 o formiranju dva nezavisna preduzeda -

Elektroprivreda Srbije (JP EPS) zaduženog za proizvodnju, distribuciju i trgovinu električnom energijom i Elektromreža Srbije (JP EMS) za prenos i upravljanje prenosnim sistemom. Oba preduzeda su postala operativna 1. jula 2005. godine. JP EPS predstavlja vertikalno integrisanu holding komapniju koja je u potpunom vlasništvu države. Odlukom o osnivanju javnog preduzeda za proizvodnju, distribuciju i trgovinu električne energije izvršeno je usklađivanje organizacije rada i poslovanja javnih peduzeda u kojima je JP EPS ostvarivao osnivačka prava, tako da od 1. januara 2006. godine JP EPS, kao matično preduzede, ostvaruje vlasnička i upravljačka prava u 11 zavisnih privrednih društava (6 za proizvodnju električne energije i uglja

77 i 5 za distribuciju električne energije

78).

75 Treba imati u vidu da ovaj broj zaposlenih obuhvata i 4.850 zaposlenih sa Kosova i Metohije. 76 Službeni glasnik RS, broj 12/05. 77 Hidroelektrane Đerdap, Drinsko-Limske hidroelektrane, Termoelektrane Nikola Tesla, Rudarski basen Kolibara, Termoelektrane i kopovi Kostolac i Panonske termoelektrane-toplane. 78 PD Elektrovojvodina, PD Elektrodistribucija-Beograd, PD Jugoistok, PD Centar, PD Elektrosrbija.


174

Slika 45. - Elektroenergetski kapaciteti Srbije


175

JP EMS je zaduženo za prenos i upravljanje prenosnim sistemom, uključujudi poslove operatora i organizatora tržišta električne energije i posluje u potpunom državnom vlasništvu. JP EMS je, kao operator prenosnog sistema i tržišta električne energije,

79 odgovoran za dodelu prava na korišdenje raspoloživih

prekograničnih prenosnih kapaciteta na interkonektivnim vezama elektroenergetskog sistema Srbije. Mehanizam za dodelu prava na korišdenje raspoloživih prekograničnih prenosnih kapaciteta je definisan „Pravilima o radu prenosnog sistema“

80 (tehnički aspekti), koje je doneo JP EMS uz saglasnost

Agencije za energetiku, i pravilima za dodelu prava na korišdenje raspoloživih prekograničnih prenosnih kapaciteta na interkonektivnim vezama Republike Srbije. Da bi se zaokružio proces restruktuiranja elektroenergetskog sektora neophodno je u narednom periodu stvoriti pravni osnov i sprovesti korporatizaciju energetskih preduzeda. Na taj način se stvaraju uslovi ne samo da menadžment može da donosi poslovne i organizacione odluke koje bi išle u pravcu podizanja efikasnosti poslovanja u tržišnim uslovima, ved i daljeg razvoja i demonopolizacije energetskog sektora kroz strateško partnerstvo. Usvajanjem Zakona o energetici 2004. godine započeto je uvođenje konkurencije u elektroenergetski sektor u Srbiji. Kako bi se povedala efikasnost sektora, uvedeni su tržišni mehanizmi u proizvodnji i snabdevanju električnom energijom, dok je ekonomska regulacija zadržana u delatnosti prenosa i distribucije električne energije.

Slika 46. - Oblasti regulacije elektroenergetske delatnosti

79 JP EMS je licencirano za prenos električne energije, upravljanje prenosnim sistemom (operator prenosnog sistema) i organizovanje tržišta električne energije (operator tržišta). 80 Pravila o radu prenosnog sistema stupila su na snagu u junu 2008. godine, nakon dobijanja saglasnosti od Agencije za energetiku.


176

Zakonom o energetici uspostavljen je dualni (hibridni) model tržišta električne energije koji se sastoji iz dva segmenta: - regulisanog tržišta kojim se obezbeđuju potrebe tarifnih potrošača i - slobodnog tržišta gde učesnici na tržištu dogovaraju transakcije po slobodnim

cenama.

Slika 47. - Formiranje cena za tarifne i kvalifikovane kupce

Na regulisanom tržištu trgovinu na veliko za tarifne kupce Vlada Republike Srbije poverila je JP EPS, koji je dužan da sklopi godišnje ugovore sa svojim zavisnim preduzedima proizvođačima za tarifne kupce

81 i trgovcima na malo za tarifne

kupce po regulisanim cenama. Slobodno velikoprodajno tržište električne energije bazirano je na bilateralnim ugovorima između proizvođača, trgovaca i snabdevača. Iako u regionu postoji deficit električne energije, koji se imajudi u vidu prognozirani rast potrošnje, u srednjem roku očekuje i u Srbiji, trenutno ne postoje nezavisni proizvođači električne energije, a delatnost trgovaca na slobodnom tržištu ograničena je na tranzite. Ulazak nezavisnih proizvođača električne energije na srpsko tržište mogud je nakon pribavljanja akta o poveravanju vršenja delatnosti od opšteg interesa (u ovom slučaju proizvodnje električne energije) od Vlade Republike Srbije ili sklapanjem ugovora o koncesiji. Aktom o poveravanju mogude je ugovoriti i da

81 Vlada Republike Srbije utvrdila je obavezu proizvodnje električne energije za potrebe tarifnih kupaca zavisnim preduzedima JP EPS-a: Hidroelektrane Đerdap d.o.o., Drinsko - Limske hidroelektrane, d.o.o., Panonske termoelektrane - toplane, d.o.o., Termoelektrane Nikola Tesla d.o.o. i Termoelektrane i kopovi Kostolac d.o.o. Količine električne energije za potrebe tarifnih kupaca definisane su godišnjim bilansom potreba, a električnu energiju iznad ugovorenih količina za potrebe tarifnih kupaca ova preduzeda mogu da prodaju na slobodnom tržištu.


177

nezavisni proizvođač deo ili celokupnu proizvedenu električnu energiju plasira trgovcu na veliko za tarifne kupce po regulisanim cenama koje obuhvataju opravdane troškove proizvodnje i razumni povradaj na investicije. U Srbiji ne postoji tržište sistemskih usluga. Operator prenosnog sistema kupuje sistemske usluge od proizvođača električne energije po regulisanim cenama.

Slika 48. - Model tržišta električne energije u Srbiji


178

6.4 Regulacija cena električne energije u Srbiji Metodologije za regulaciju cena i tarifni sistemi su osnovne podloge na osnovu kojih se utvrđuje cena regulisanih delatnosti. Definisanje metodologija i tarifnih sistema je u nadležnosti Agencije za energetiku koja je usvojila: Metodologiju za određivanje tarifnih elemenata za obračun cene električne energije za tarifne kupce, Metodologiju za određivanje tarifnih elemenata za izračunavanje cena pristupa i korišdenja sistema za prenos električne energije i Metodologiju za određivanje tarifnih elemenata za izračunavanje cena pristupa i korišdenja sistema za distribuciju električne energije. Agencija je donela novi pravni okvir za regulaciju cena tokom 2006. i 2007. godine, ali je primena počela 2008. godine i to za cene prenosa električne energije i cene električne energije za tarifne kupce. Primena metodologija i tarifnih sistema za korišdenje distributivne mreže počela je od marta 2010. godine, obzirom da nije izvršeno dosledno razdvajanje računa za tu delatnost.

Slika 49. - Struktura novog sistema regulacije cena električne energije

Energetski subjekti čije su delatnosti regulisane, primenjujudi metodologije i tarifne sisteme, obračunavaju i predlažu cene proizvoda (električna energija), odnosno usluga (prenos, distribucija) za slededi regulatorni period i dostavljaju ih Agenciji za energetiku na mišljenje. Prilikom formiranja mišljenja na cene, Agencija na osnovu dostavljenih tehničkih i ekonomskih podataka i ostale dokumentacije, ocenjuje da li su cene obračunate u skladu sa metodologijama i tarifnim sistemima, kao i opravdanost troškova koji su uzeti u obzir prilikom izračunavanja maksimalno odobrenog prihoda. Agencija svoje mišljenje upuduje energetskom subjektu, koji predlog cena sa mišljenjem Agencije dostavlja Vladi na saglasnost.


179

Slika 50. - Procedura određivanja cena za električnu energiju

Metodologijama se utvrđuje način određivanja maksimalno odobrenog prihoda po osnovu obavljanja odgovarajude regulisane delatnosti, koji se može ostvariti kroz cenu električne energije, odnosno usluge u toku regulatornog perioda. Maksimalno odobreni prihod (MOP) je iznos prihoda energetskog subjekta kojim se u regulatornom periodu nadoknađuju svi opravdani troškovi koji nastaju obavljanjem regulisane energetske delatnosti uključujudi i odgovarajudi povradaj na angažovana sredstva. Metodologijom se utvrđuje način alokacije maksimalno odobrenog prihoda na tarifne elemente. Tarifni elementi su fizičke veličine koje mogu egzaktno da se utvrde i koji predstavljaju nosioce troškova nekog proizvoda, odnosno usluge. U slučaju električne energije, tarifni elementi su, u zavisnosti od konkretne delatnosti i kategorije korisnika / kupaca: snaga, aktivna energija, reaktivna energija i merno mesto. Prilikom kreiranja metodologija koje su osnov za izračunavanje cena koje de energetski subjekti napladivati svojim kupcima/korisnicima, regulator je vodio računa o slededim elementima: pokride troškova u dugom roku, povedanje efikasnosti, obezbeđivanje profitabilnosti poslovanja, stvaranje jednakih uslova za sve kupce/korisnike uz izbegavanje unakrsnog subvencionisanja. Uz navedene bazične elemente dodat je još i zahtev za jednostavnošdu i transparentnošdu predloženih rešenja.


180

Opšta formula za izračunavanje maksimalno odobrenog prihoda (MOP) je: MOP = OT + AM + PR * RS – OP + KF gde su:

OT - operativni troškovi koji obuhvataju: troškove materijala, goriva, troškove zarada, naknada i ostalih ličnih rashoda, troškove proizvodnih usluga i nematerijalne troškove; AM - troškovi amortizacije koji obuhvataju troškove amortizacije postojedih sredstava, ali i sredstava koja de biti aktivirana u toku regulatornog perioda; PR - prinos na angažovana sredstva koje subjekat može da ostvari i računa se kao ponderisana prosečna cena kapitala (PPCK), a proističe iz stope povradaja na sopstveni kapital i stope povradaja na pozajmljeni kapital; RS - regulisana sredstva, odnosno neto vrednost nematerijalnih ulaganja, nekretnina, postrojenja i opreme koja su angažovana u svrhu obavljanja regulisane delatnosti; OP - ostali prihodi koje subjekat može da ostvari tokom regulatornog perioda, a koji su nastali angažovanjem sredstava namenjenih obavljanju osnovne (regulisane) delatnosti, koji mogu biti prihodi od prodaje nusproizvoda i usluga, prihodi od prodaje sredstava i dr.; KF - predstavlja korekcioni element kojim se koriguju odstupanja između planiranog maksimalno odobrenog prihoda i prihoda koji je subjekat ostvario u proteklom regulatornom periodu.

Radi bolje ilustracije, navedena formula za izračunavanje maksimalno odobrenog prihoda se može prikazati grafički.

Slika 51. - Struktura maksimalno odobrenog prihoda kod cene el. energije


181

Utvrđivanje opravdane ekonomske cene električne energije na osnovu metode maksimalno odobrenog prihoda je izuzetno složen postupak koji se obavlja na nivou svakog energetskog subjekta čija delatnost je regulisana. Pretpostavka za primenu ovog modela je postojanje razdvojenih knjigovodstvenih računa (bilansa stanja i uspeha) za svaku regulisanu delatnost. Izračunavanje cene proizvodnje električne energije i cene usluge distribucije je u nadležnosti JP EPS, dok cene usluge prenosa električne energije predlaže JP EMS. U postupku izračunavanja cene električne energije uzima se u obzir svaka proizvodna jedinica, odnosno za svaku elektranu se utvrđuju opravdani operativni troškovi, amortizacija i fer troškovi kapitala. Operativni troškovi nastaju po osnovu obavljanja delatnosti proizvodnje i oni mogu biti fiksni i varijabilni. Prilikom ocene opravdanosti operativnih troškova uzimaju se u obzir slededi parametri: priroda troška, analiza količine i cene, analiza troškova u prethodnom periodu (istorijski pristup), kao i uporedna analiza troškova energetskih subjekata koji obavljaju istu delatnost u zemljama okruženja (benchmarking). Slededi bitan korak jeste utvrđivanje vrednosti osnovnih sredstava koja su u funkciji obavljanja energetske delatnosti. Postoje različiti pristupi kod utvrđivanja regulisane vrednosti osnovnih sredstava, ali se zbog jednostavnosti najčešde koristi istorijski metod koji polazi od knjigovodstvene neto vrednosti sredstava. Tako utvrđena vrednost se koriguje za iznose sredstava koja su pribavljena putem donacija ili sredstava potrošača kao i za očekivano aktiviranje investicija u regulatornom periodu. Na utvrđenu vrednost sredstava za svaku proizvodnu jedinicu obračunava se stopa amortizacije koja je definisana u skladu sa međunarodnim računovodstvenim standardima i računovodstvenim politikama na nivou svakog privrednog društva. U zavisnosti od vrste delatnosti, u praksi se primenjuju različite metode obračuna amortizacije (progresivna, degresivna i linearna). U slučaju elektroenergetske delatnosti, uobičajno je da se primenjuje proporcionalna metoda koja podrazumeva linearnu stopu amortizacije na vrednost osnovnih sredstava. Vrednost osnovnih sredstava regulisanog subjekta koja je u funkciji obavljanja energetske delatnosti služi kao osnova na koju se primenjuje stopa povradaja koja predstavlja prinos na kapital. Stopa povradaja na regulisana sredstva se utvrđuje kao ponderisana prosečna realna cena kapitala (PPCK) energetskog subjekta. PPCK se zaračunava u skladu sa metodologijom po unapred definisanom, a ne stvaranom odnosu pozajmljenog i sopstvenog kapitala. Definisani ponder za pozajmljeni kapital iznosi 60%, dok ponder za sopstveni kapital iznosi 40%. Ovaj odnos se primenjuje u vedini zemalja obzirom da je cena pozajmljenog kapitala niža nego cena sopstvenog kapitala. Realna cena sopstvenog kapitala posle oporezivanja treba da odražava specifični rizik kompanije, rizik zemlje i opšte uslove pribavljanja kapitala na finansijskom


182

tržištu u regulatornom periodu. Utvrđivanje realne cene sopstvenog kapitala obavlja se prema Capital Asset Price modelu. Prilikom utvrđivanja realne cene sopstvenog kapitala analizira se rizik delatnosti, te se shodno tome razlikuje cena sopstvenog kapitala za proizvodnju, usluge prenosa i distribucije električne energije. Prilikom utvrđivanja rizika delatnosti prate se cene akcija energetskih subjekata koje su listirane na berzi. Realna cena pozajmljenog kapitala se računa kao ponderisana prosečna realna kamatna stopa na ukupno pozajmljena sredstva. Pozajmljeni kapital predstavlja zbir dugoročnih i kratkoročnih obaveza kojima se finanisraju regulisana sredstva (nematerijalna ulaganja - osim goodwilla, nekretnine, postrojenja i oprema kojima se obavlja regulisana delatnost). Stope povradaja na sopstvena investirana sredstva u proizvodne elektroenergetske kapacitete se kredu u rasponu 10-15%. Ovako visoke stope povradaja su uslovljene specifičnostima elektroprivredne delatnosti (kapitalno intenzivna grana, dug vek upotrebe osnovnog sredstva, dug period povradaja sredstava). Međutim, visoke stope povradaja mogu biti uzrok pojave preinvestiranosti, odnosno preizgrađenosti kapaciteta. Kao primer se navodi SAD gde se procenjuje da je usled visoke stope povradaja od 15%, došlo do preinvestiranja u proizvodne kapacitete na nivou od 10% iznad realnih potreba. Prosečna stopa povradaja na regulisana sredstva za ceo EPS iznosi oko 7,85%. Ukoliko se ona primeni na vrednost ukupnih osnovnih sredstava dolazi se do iznosa od blizu 400 miliona EUR (računato po važedem srednjem kursu EUR u 2008. godini) koje bi EPS mogao delom da iskoristi za investicije. Pošto država kao vlasnik osnovnih sredstava ima pravo da se u skladu sa svojim makroekonomskim politikama opredeli koja stopa povradaja može da se primeni prilikom utvrđivanja cena, aktuelna cena električne energije koja je u primeni, zbog negativnih efekata finansijske krize, u sebi ne samo da ne sadrži povradaj na kapital nego ne pokriva ni celokupne troškove amortizacije. Prilikom utvrđivanja maksimalno odobrenog prihoda kao odbitna stavka se uzimaju u obzir i ostali prihodi. Ostale prihode regulisani subjekat može da ostvari nezavisno od proizvodnje električne energije i oni uključuj prihode po osnovu: prodaje električne energije na slobodnom tržištu, proizvodnje toplotne energije, prodaje sredstava, pružanja sistemskih usluga koje su neophodne za obezbeđivanje, sigurnog, pouzdanog i stabilnog funkcionisanja elektroenergetskog sistema i dr. U ceo proračun maksimalno odobrenog prihoda obavezno se uzima u obzir korekcioni faktor. Korekcioni faktor je novčani iznos kojim se umanjuje ili uvedava maksimalno odobreni prihod u narednom regulatornom periodu za iznos odstupanja ostvarenog prihoda prema godišnjem finansijskom izveštaju od odobrenog. Uvođenje korekcionog faktora je neophodno jer do korekcije prihoda može dodi usled brojnih faktora kao što su: inflacija, promenjeni hidrološki uslovi, izmenjena struktura proizvodnje i potrošnje, šokovi na energetskom tržištu (npr. gasna kriza) i dr.


183

Ovako utvrđeni maksimalno odobreni prihod se dalje alocira na pojedine tarifne elemente: raspoloživi kapacitet (kW), aktivna energija (kWh) i naknada za sistemske usluge. Mogudnost nadoknade dela maksimalno odobrenog prihoda, odnosno konkretan iznos maksimalno odobrenog prihoda koji se alocira na pojedine tarifne elemente zavisi od: analize strukture i vrednosti sredstava mreže, energetskih bilansa, tokova snage, učešda varijabilnih i fiksnih troškova u ukupnim troškovima, odnosa minimalnih i maksimalnih satnih opteredenja sistema i drugih objektivnih tehno-ekonomskih parametara. Alokacija maksimalno odobrenog prihoda na tarifne elemente predstavlja korak koji je spona između metodologija i tarifnih sistema. Maksimalno odobreni prihod svakog energetskog subjekta se nadoknađuje od tarifnih kupaca električne energije, odnosno korisnika sistema za prenos i distribuciju električne energije. Kako svaki kupac / korisnik u zavisnosti od mesta priključenja na sistem i načina potrošnje energije izaziva različite troškove kod energetskog subjekta, neophodno je da se utvrde kriterijumi preraspodele maksimalno odobrenog prihoda na kupce energije, odnosno na korisnike sistema. Da bi se to ostvarilo doneti su odgovarajudi tarifni sistemi. Pored osnovnog zahteva da svaki kupac plada energiju srazmerno troškovima koje izaziva u sistemu prilikom izrade tarifnih sistema ispoštovani su i slededi osnovni principi: - stimulisanje racionalne potrošnje energije, - efikasno korišdenje raspoloživih proizvodnih, prenosnih i distributivnih

kapaciteta, - nediskriminacija i - odsustvo socijalne komponente u tarifnim sistemima. Tarifni sistem je skup pravila i kriterijuma na osnovu kojih se maksimalno odobreni prihod regulisane delatnosti raspoređuje na pojedine kategorije i grupe potrošača na osnovu tarifnih elemenata i tarifnih stavova. Vrednosni izrazi tarifnih elemenata, koji zavise od načina merenja, uslova preuzimanja, količine i namene potrošnje energije, nazivaju se tarifni stavovi.

Slika 52 - Struktura troškova električne energije

proizvodnja58%

distribucija30%

prenos7%

trgovina na malo5%

Izvor: www.eps.rs

http://www.eps.rs/


184

Imajudi u vidu mesta priključenja, namenu i način potrošnje energije, kao i opremljenost mernih mesta, u tarifnim sistemima su definisane različite kategorije i grupe kupaca/korisnika. Za sve kategorije i grupe kupaca/korisnika i za svaki tarifni element, definisani su tarifni stavovi i relativni odnosi između njih. Po tarifnim stavovima se obračunava iznos koji svaki kupac/korisnik mora da plati za potrošenu energiju, odnosno za pruženu uslugu prenosa (transporta) i distribucije energije. Primenom tarifnih stavova na odgovarajude količine (tarifne elemente), utvrđuju se cene za pojedinačnog kupca/korisnika, kategoriju ili grupu kupaca/korisnika.

Tabela 32. - Prosečne cene el. energije po kategoriji potrošnje, RSD/kWh

2008 2009

Visoki napon (110 kV) 3,1690 3,3420

Srednji napon (35 kV) 3,6810 3,8830

Srednji napon (10 kV) 4,0300 4,3470

Ukupno visoki i srednji napon 3,7180 3,9980

- 0,4 kV I stepen) 5,8050 6,2850

- 0,4 kV II stepen 5,6510 5,9910

- domadinstva 4,1480 4,3910

Javno osvetlenje 4,1920 4,4480

Ukupno niski napon 4,5620 4,8460

Ukupno konzum Srbije 4,3220 4,6180

Izvor: www.eps.rs Analizirani postupak izračunavanja cene električne energije po tarifnim elementima se primenjuje u skladu sa usvojenom metodologijom i tarifnim sistemom od 2008. godine. Tokom 2008. godine cena električne energije je dva puta povedana. U martu je povedana za 7,6%, a u avgustu za 8,4% prosečno. Tokom 2009. godine nije bilo rasta cene da bi Vlada 1.03.2010. godine odobrila prosečan rast cena od 10% i shodno tome dostignut je nivo prosečne godišnje cene od 5,01 RSD/kWh.

Tabela 33. - Prosečne cene el. energije, EUR centi/kWh

RSD/kWh Prosečan godišnji kurs EUR centi/kWh

2000 0,4905 51,72 0,95

2001 1,0630 59,50 1,79

2002 1,8454 60,75 3,04

2003 2,2433 65,26 3,44

2004 2,5269 73,00 3,46

2005 2,8237 83,19 3,39

2006 3,2653 84,06 3,88

2007 3,6990 80,09 4,62

2008 4,3220 81,91 5,28

2009 4,6180 94,12 4,91

Izvor: www.eps.rs

http://www.eps.rs/

http://www.eps.rs/


185

U Srbiji u okviru tarifnog sistema ne postoji kategorija socijalne tarife. Često se zelena blok tarifa navodi kao primer socijalne tarife. Iako postoje velike sličnosti sa drugim zemljama koje su primenile ovakv model zaštite potrošača (npr. Rumunija), blok tarifa u nacionalnom tarifnom sistemu je formirana na čisto troškovnom modelu. Logika koja se koristila prilikom utvrđivanja blok tarifa i odnosa tarifnih stavova, polazi od troškova proizvodnje, odnosno nabavke električne energije. Za zadovoljenje prvog bloka potrošnje (do 350 kWh) potrebno je angažovati najekonomičnije elektrane sa najnižim troškovima. Ukoliko bi svi potrošači želeli da troše iznad navedenog iznosa do 1600 kWh mesečno, potrebno je angažovati nešto skuplje elektrane, a za potrošnju iznad 1600 kWh, neophodno je obezbediti i uvoz električne energije. Odnos između troškova angažovanja skupljih elektrana, odnosno obezbeđenja električne energije iz uvoza, preslikan je na odnose između tarifnih stavova po blokovima. Na taj način, ne može se redi da su potrošači koji troše do 350 kWh subvencionisani od strane drugih potrošača, što je ujedno i glavna zamerka primene blok tarife. Pružanje pomodi najugroženijim potrošačima u Srbiji obavlja se i na osnovu Odluke o popustima javnog preduzeda Elektroprivreda Srbije. Pri tome, socijalni centri određuju koji potrošači imaju pravo na popust i spiskove dostavljaju distributivnim preduzedima. Pravo na popust imaju potrošači koji su korisnici materijalnog obezbeđenja kao i potrošači koji su u stanju socijalne potrebe (penzioneri sa najmanjim penzijama, hendikepirani i osobe na medicinskoj nezi, siromašni kao i porodice koje primaju dečiji dodatak za trede i četrvrto dete). Popust na utrošenu električnu energiju iznosi: - 35% umanjenjem cene tarifnih stavova za tarifni element „aktivna energija“ za

mesečnu potrošnju električne energije do 450kWh (tarifnom kupcu koji je korisnik materijalnog obezbeđenja) i

- 35% umanjenjem cene tarifnog stava za racionalnu potrošnju („zelena zona“) za tarifni element „aktivna energija“ za mesečnu potrošnju električne energije do 350kWh (tarifnom kupcu u stanju socijalne potrebe).

Tabela 34. - Iznos popusta u ceni električne energije

Godišnje Prosečno mesečno

Broj potrošača Iznos u hilj. RSD Broj potrošača Iznos u hilj. RSD

Popust 5% 14.697.742 1.251.575 1.224.812 104.298

MOP 209.392 56.384 17.449 4.699

Socijala 200.918 62.787 16.743 5.232

Ukupno 15.108.052 1.370.746 1.259.004 114.229

Izvor: www.eps.rs Pravo na materijalno obezbeđenje (MOP) imaju porodice bez prihoda ili sa prihodima ispod nivoa socijalne sigurnosti. Po spisku na dan 31.12.2009. godine, pravo korišdenja ove pomodi ima 53.616 lica. Pored njih pravo na popust imaju pojedinci sa najnižim penzijama, hranitelji, primaoci dečijeg dodatka, tuđe nege i pomodi. Po spisku na dan 31.12.2009. godine, pravo korišdenja ove pomodi ima 110.000 lica. Jedan od uslova za korišdenje prava na popust u ceni električne

http://www.eps.rs/


186

energije za ove grupe potrošača je i da redovno izmiruju svoje račune za utrošenu električnu energiju. To je ujedno i glavni razlog za veliko odstupanje koje se javlja između broja lica/porodica koje imaju pravo na ovaj popust od broja koji je to i iskoristio.

6.5 Stvaranje uslova za održivi razvoj elektroenergetike u Srbiji Započetim reformama energetskog sektora stvoren je pravni i regulatorni okvir usklađen sa direktivama EU, koji bi trebao da omogudi dalji razvoj ovog sektora u pravcu ne samo povedanja sigurnosti snabdevanja potrošača, kao osnovnom cilju, ved i stvaranju tržišnog ambijenta koji bi kroz podsticajnu tržišnu utakmicu, u segmentima gde je to mogude, uticao na povedanje efiksanosti poslovanja energetskih subjekata. U prethodnom tekstu smo naveli da osnovne karakteristike postojedih proizvodnih kapaciteta su starost i tehnološka zastarelost. Starost hidroelektrana se krede u intervalu od 35 do 44 godina, a termoelektrana od 21 do 44 godina. Zbog neisplativosti daljih značajnijih ulaganja u povedanje efikasnosti i nivoa sigurnosti njihovog rada, do 2014. godine predviđeno je povlačenje iz pogona četiri bloka TE Kolubara čija starost se krede od 45 do 50 godina. Termoenergetske kapacitete pored toga još karakteriše velika heterogenost opreme i izrazito nepovoljan uticaj na životnu sredinu. Tehničko stanje kapaciteta zahteva da se nastavi sa povedanim obimom remontnih radova i tekudeg održavanja, kao i da se izvrši njihova revitalizacija i modernizacija. Obaveze proistekle iz zahteva domade i evropske regulative nalažu da se na postojedim termoelektranama sprovedu značajni zahvati u oblasti zaštite životne sredine, koji kao krajnji cilj imaju dobijanje ekoloških dozvola. Zbog toga su u prethodnom periodu pokrenute brojne aktivnosti, a realizacija najznačajnijih projekata tek predstoji. Ono sa čime se JP EPS suočava u poslednjim godinama je izražen problem nelikvidnosti što ga ograničava da realizuje razvojne programe. Dalji razvoj EPSa zaviside od završetka procesa restrukturiranja i korporatizacije s jedne strane, i sa druge strane od dostizanja ekonomske cene električne energije. Započeti proces restrukturiranja trebalo bi da unapredi efikasnost poslovanja i stvori preduslove za tržišno poslovanje. Koncept korporatizacije obavide se po modelu zatvorenog akcionarskog društva čime bi se stvorili pravni uslovi za sklapanju bilo kakvih aranžmana na kapitalnoj osnovi. Dostignuti nivo cene električne energije za eksterne isporuke na konzumnom području Srbije, nakon povedanja od marta 2010. godine u proseku za 10% iznosi 5,01 RSD/kWh. Ova cena omogudava pokride tekudih operativnih troškova i finansiranje samo dela najneophodnijih investicija za održavanje dostignutog nivoa proizvodnje, a ne obezbeđuje potrebna sredstva za započinjanje investicija za rastudu potrošnju električne energije u narednom periodu. Stoga je neophodno da cena električne energije dostigne nivo koji obezbeđuje dugoročnu sigurnost snabdevanja i razuman nivo profita, odnosno pokrivanje troškova proizvodnje


187

obnovljive energije, a kasnije i pokrivanje troškova emisije CO2 i troškova koji iz toga proizilaze. Dostizanje ekonomskog nivoa cena je pretpostavka stvaranja raspoloživih sredstava EPS-a za nove investicije, a sa druge strane i kao faktor privlačenja strateških partnera koji ukoliko ne ostvaruju razuman profit na angažovana sredstva nisu motivisani da investiraju. Potreba za pokretanjem novog investicionog ciklusa javlja se kao neophodnost kako bi se stvorile pretpostavke za dalji industrijski rast koji bi bio ograničen ukoliko ne bi bilo novih investicija u energetsku infrastrukturu. Pored toga, investicioni ciklus bi imao značajne indirektne efekte koji bi se, pre svega, ogledali u dodatnom angažovanju domade privrede i povedanju opšteg niva zaposlenosti kao ključnim ciljevima daljeg privrednog razvoja. Dosadašnji nivo cena ne samo da nije stimulativan za investicije nego dovodi do neracionalne potrošnje električne energije što se dalje odražava na loše indikatore energetske efikasnosti. Cena električne energije ne treba da predstavlja socijalnu kategoriju ved se pitanje socijalne politike mora izmestiti iz energetskog sektora i preneti na institucije koje su za to nadležne. U skladu sa direktivama EU i odredbama Ugovora o formiranju jedinstvenog tržišta električne energije i prirodnog gasa, zaštita energetski ugroženih potrošača treba da počiva na tržišno prihvatljivim instrumentima i jasno definisanim kriterijumima. Zaštita energetski ugroženih potrošača treba da obuhvata: - finansijsku pomod u pladanju računa za utrošenu energiju koja je definisana

kao minimum egzistencijalnih potreba, - posebne procedure u slučaju kašnjenja u pladanju računa i kod isključenja sa

mreže, kao i - pomod za poboljšanje energetske efikasnosti. Na osnovu preporuka tredeg paketa direktiva EU, svaka zemlja treba da u skladu sa svojim specifičnostima definiše kriterijume za utvrđivanje energetski ugroženih potrošača i mere za njihovu zaštitu.


188

Slika 53. - Pregled cena el.energije za domadinstva u Srbiji i EU 2009. godine

Izvor: http://epp.eurostat.ec.europa.eu Cene u Srbiji su obracunate po metodologiji EUROSTAT-a po tarifnim stavovima 1.08.2008. godine i srednjem kursu evra u drugom polugođu 2009. godine od 1EUR = 93,8933 RSD. Nakon poskupljenja u martu 2010. godine, cena električne energije za domadinstva u Srbiji iznosi 4,54 EUR po kWh bez poreza, odnosno 5,36 EUR po kWh sa porezom. Za industrijske potrošače, cena iznosi 4,86 EUR po kWh bez poreza, odnosno 5,73 EUR po kWh sa porezom.

0,00 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30

Srbija

Bugarska

Estonija

Litvanija

Rumunija

Letonija

Turska

Grčka

Hrvatska

Francuska

Finska

Poljska

Slovenija

Češka

Velika Britanija

Malta

Slovačka

Norveška

Portugalija

Mađarska

Kipar

Švedska

Španija

Holandija

Irska

Luksemburg

Austrija

Belgija

Italija

Nemačka

Danska

Bez taksi VAT i takse



189

Slika 54. - Pregled cena el. energije za industriju u Srbiji i EU 2009. godine


Osnovni razlozi za pokretanje intenzivnog investicionog ciklusa u elektroprivredi su rastuda potrošnja električne energije, neophodnost zamene starih, neefikasnih postrojenja i poštovanje propisa u oblasti zaštite životne sredine. U Strategiji razvoja EPSa koja je usvojena 2008. godine, predviđeno je da se u investicione projekte do 2015. godine investira oko 9 mlrd. EUR, od čega: - 3,4 mlrd. EUR iz sredstava EPS-a,

0,00 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25

Srbija

Bugarska

Estonija

Finska

Francuska

Švedska

Turska

Litvanija

Rumunija

Norveška

Portugalija

Grčka

Letonija

Hrvatska

Poljska

Slovenija

Velika Britanija

Luksemburg

Austrija

Holandija

Irska

Češka

Belgija

Španija

Malta

Nemačka

Mađarska

Italija

Slovačka

Kipar

Danska

Bez taksi VAT i takse



190

- 3,8 mlrd. EUR iz kreditnih linija i - 1,8 mlrd. EUR na osnovu strateškog partnerstva sa stranim investitorima. Model privlačenja investicija na osnovu strateškog partnerstva ima izvesne prednosti: - EPS ne raspolaže sopstvenim sredstvima, niti ima kreditnu sposobnost i

finansijski potencijal koji omogudava nivo investicija koji je potreban, čemu je prvenstveno doprinela dugogodišnja politika depresiranja cene električne energije,

- dobro strateško partnerstvo, osim finansijske podrške, donosi i transfer znanja, novih tehnologija i podizanje opšte poslovne efikasnosti i

- stvaraju se preduslovi za razvoj tržišta električne energije.

Međutim, realizacija ovog modela privlačenja investicija je povezana sa nekoliko ograničavajudih faktora: - nerealno niska cena električne energije je destimulativna za privlačenje

investicija, - finansijska kriza i visok rizik zemlje pojačavaju oprez investitora sa jedne

strane, odnosno poduži cenu kapitala s druge strane, - neizvesnost u vezi sa novim mehanizmima protiv klimatskih promena, što

može uticati na povoljnost ponuda na raspisane tendere za nove elektrane i učiniti složenijim i produžiti proces pregovaranja.

Na osnovu do sada urađenih studija i investicionih analiza, može se sagledati planirani obim investicija u izgradnju novih proizvodnih kapaciteta u elektroprivredi Srbije. Imajudi u vidu da je reč o kapitalno intenzivnoj delatnosti i da je period izgradnje energetskih objekata u proseku 5-7 godina, vremenski rok za realizaciju definisanih projekata treba uzeti uslovno.

Tabela 35. - Procenjene investicije u nove proizvodne kapacitete, mil. EUR

Vrednost investicije

Završetak izgradnje TE Kolubara B u Lazarevcu 550

Izgradnja novog bloka TENT B3 u Obrenovcu 870

Izgradnja novog kogenerativnog bloka TE-TO Novi Sad 280

Izgradnja HE Gornja Drina 435

„Kostolac B projekti“ 1.100

Projekti na osnovu Sporazuma sa SECI ENERGIA 1.500

UKUPNO 4.735

Izvor: www.eps.rs Za izgradnju svih novih proizvodnih kapaciteta predviđen je model strateškog partnerstva. Za sada je EPS raspisao tender za izbor starateškog partnera za završetak izgradnje TE Kolubara B u Lazarevcu (ukupne snage 2X350 MW) i za izgradnju novog bloka TENT B3 u Obrenovcu (snage 700 MW). U slučaju izgradnje novog kogenerativnog bloka TE-TO Novi Sad za sada je formirano zajedničko preduzede grada Novi Sad i EPS-a (Energija Novi Sad). Za izgradnju HE Gornja Drina

http://www.eps.rs/


191

urađeno je idejno rešenje, terenska istraživanja i studija opravdanosti tako da je investiciona vrednost ovih projekata izvesna sa velikom sigurnošdu. „Kostolac B projekti“ ukupne vrednosti od 1,1 mlrd. EUR obuhvataju nekoliko projekata: revitalizaciju i uvođenje sistema za odsumporavanje u dva postojeda termobloka B1 i B2 od po 350 MW u Kostolcu, povedanje kapaciteta površinskog kopa Drmno na 12 miliona tona godišnje i izgradnju novog bloka B3 čija de snaga i dinamika izgradnje biti definisana studijom opravdanosti tokom 2010. godine. Ceo projekat treba da bude realizovan do 2015. godine, a u toku su pregovori sa kineskom Exim bankom o kreditnoj liniji putem koje bi se zatvorilo 85% vrednosti investicije, dok de preostalih 15 % obezbediti EPS iz sopstvenih sredstava i kineski partner, koji de biti izvođač radova. Na osnovu Međudržavnog sporazuma o saradnji u energetici potpisanog u martu 2009. godine između Srbije i Italije, predviđeno je nekoliko projekata: gradnja 10 malih HE na Ibru snage oko 85 MW, 3 hidroelektrane na srednjoj Drini ukupne snage 365 MW, izgradnja hidroelektrane na Savi kod Kupinova od 140 MW i izgradnja vetroparkova snage 500 MW. Ukupna snaga svih postrojenja je oko 1.089 MW, a vrednost investicije je oko 1,5 mlrd. EUR. Planirano je da se “zeleni” kilovati izvoze u Italiju po povlašdenim cenama te zemlje. U aprilu 2010. godine potpisan je sporazum za osnivanje zajedničkog preduzeda koje de se baviti gradnjom 10 malih hidroelektrana na Ibru ukupne vrednosti oko 270 miliona EUR. Dogovoreno je da italijanski partner (SECI ENERGIA) preuzme finansiranje, a EPS pripremu infrastrukture i rešavanje tehničkih pitanja. Do kraja godine trebalo bi da se završi projektna dokumentacija za gradnju malih HE na Ibru i da se počne studija za HE na srednjoj Drini. Do 2020. godine u planu je još izgradnja šest hidroelektrana na Velikoj Moravi, izgradnja reverzibilne hidroelektrane Đerdap III, izgradnja vedeg broja hidroelektrana putem izdavanja energetske dozvole, ali za realizaciju ovih projekata neophodno je uraditi studije i analize opravdanosti. Ukoliko ove studije pokažu opravdanost navedenih projekata, zavisno od izabranog modela ulaganja i učesnika u njihovoj realizaciji, donoside se konkretne odluke za realizaciju investicionih projekata. U skladu sa zakonskom regulativom izgradnja hidroelektrana se može obavljati na osnovu tri modaliteta: - izgradnja od strane JP EPS, - putem izdavanja energetskih dozvola i - putem davanja koncesionih prava državnim i privatnim, domadim i stranim

kompanijama.

Pored izgradnje novih proizvodnih kapaciteta, investicije su neophodne i za revitalizaciju i modernizaciju postojedih proizvodnih kapaciteta koje podrazumevaju ne samo povedanje nominalne snage i povedanje stepena efikasnosti rada, nego i rekonstrukciju sistema transporta i odlaganja pepela i šljake, ugradnju elektrofiltera i postrojenja za odsumporavanje dimnih gasova, postrojenja za prečišdavanje otpadnih voda i dr. Na osnovu raspoloživih podataka, u narednoj tabeli data je procena neophodnih sredstava.


192

I u distribucijama se planira intenzivni razvoj - izgradnja novih postrojenja, revitalizacija i zamena postojede zastarele opreme, prvenstveno rekonstrukcija vedeg broja trafo-stanica napona 110/h kV, izgradnja i rekonstrukcija 382 km nadzemnih i podzemnih vodova 110 i 35 kV, izgradnja i rekonstrukcija mreže nižih naponskih nivoa (35, 20, 10 i 0,4 kV) u skladu sa rastom lokalne potrošnje električne energije i razvojem prenosnih kapaciteta. Planira se i ulaganje radi podizanja kvaliteta isporuke, modernizacija merne i ostale distributivne opreme, razvoj softverskih alata za upravljanje u distributivnim kompanijama, modernizacija sistema telekomunikacija i drugo. Takođe, JP EPS je 2009. godine objavio Zelenu knjigu Elektroprivrede Srbije sa analizom stanja u oblasti zaštite životne sredine u periodu od 2001. do 2007. godine i osnovnim razvojnim ciljevima i mogudim izvorima finansiranja za period od 2009. do 2017. godine. U prenosnom sistemu, analiziraju se zagušenja i planira izgradnja nekih novih vodova, kao i eventualno podizanje naponskog nivoa dalekovoda u zapadnoj Srbiji sa 220 na 400 kV.

Tabela 36. – Procenjene investicije za revitalizaciju i modernizaciju, mil. EUR

Vrednost investicije

Revitalizacija hidroelektrana 408,6

Revitalizacija termoelektrana 1.329,5

Revitalizacija i zamena kopova 1.495,1

Modernizacija ED i zamena brojila 746,2

Ostala ulaganja 132,0

UKUPNO 4.111,4

Izvor: www.eps.rs

http://www.eps.rs/


193

ZAKLJUČNA RAZMATRANJA „Za milione ljudi globalizacija sveta nije donela nikakvu korist. Ako se globalizacija i dalje bude ovako sprovodila, stvara se siromaštvo i nestabilnost. To de biti tragedija za sve nas, koji bi od globalizacije mogli imati koristi ako počnemo učiti na greškama i sprovedemo neophodne reforme”.

Joseph Stiglitz

Od sredine 1980-ih godina veliki broj zemalja je započeo proces tržišnih reformi energetskog sektora. Te reforme se, pre svega, ogledaju u izmeni vlasničke i organizacione strukture elektroprivrednih preduzeda kao i u svojevrsnoj ekonomskoj i pravnoj deregulaciji ili reregulaciji usled neefikasnosti državnih monopola i postojede regulacije, nemogudnosti budžetskog pokrivanja gubitaka iz poslovanja, nedovoljnih sredstava za finansiranje investicija i slično. Razlozi za ove promene razlikuju se od slučaja do slučaja, ali ono što im je zajedničko je želja da se kroz uvođenje konkurentske utakmice, u segmentima gde je to mogude, učesnici na tržištu prinude da postanu što efikasniji. Na taj način, kroz očekivano smanjenje cena i poboljšanje pružanja usluga, uticalo bi se na povedanje opšteg blagostanja i koristi za čitavo društvo. Elektroenergetski sektor je u skoro svim zemljama sveta bio organizovan kao vertikalno integrisano preduzede, bilo u državnom ili privatnom vlasništvu, koje je zbog postojanja elemenata prirodnog monopola u ovoj delatnosti, bio predmet regulacije cena. Takva organizacija podrazumevala je i postojanje ekskluzivnih prava na snabdevanje krajnjih potrošača na određenom geografskom području. Ono što je karakterisalo vedinu takvih preduzeda su visoki operativni troškovi kao i prekomerni troškovi investicija i dugi rokovi izgradnje novih kapaciteta, koji su se u postojedim regulatornim uslovima lako prenosili na krajnje potrošače. U situaciji kada je došlo do značajnog tehnološkog napretka u izgradnji proizvodnih kapaciteta koji su uz nisku cenu prirodnog gasa omogudili brzu i jeftinu zamenu postojedih elektrana, stvoren je dodatni pritisak za započinjanje reformi elektroenergetskog sektora. Da bi konkurencija mogla da zaživi u pojedinim segmentima elektroprivrede, neophodno je bilo da se izvrše značajne strukturne promene. Restruktuiranje je obično limitirano postojedim prirodnim izvorima kao i političkim ograničenjima i ono u suštini podrazumeva stvaranje novih horizontalnih i vertikalnih veza u okviru grane. Pri tome, posebno je izražen trend vertikalne dezintegracije, dok su u domenu horizontalne integracije prisutne brojne izmene u broju preduzeda i njihovog udela na tržištu. Promene u vertikalnoj i horizontalnoj integrisanosti elektroprivreda kao i u zastupljenosti regulacije, podstaknute su u najvedoj meri procesom privatizacije, koji je dobio globalni karakter. Na to ukazuje porast udela različitih oblika


194

privatnog vlasništva koji je primetan skoro kod svih zemalja članica OECD-a, kao i kod pojedinih zemalja u razvoju i onih koje su odmakle u procesu privredno-sistemske tranzicije. Forme i oblici privatizacije veoma su raznovrsni od zemlje do zemlje, a sami procesi se primenjuju sa različitom vremenskom dinamikom. Standardne forme utvrđivanja cena električne energije kao što su model dugoročnih marginalnih troškova ili model interne stope povradaja, sve više ustupa mesto tržišnim mehanizmima, pri čemu, usled kratkog roka primene ovog modela ne može se pouzdano redi kakve su posledice po pouzdanost snabdevanja potrošača. Iako, shodno ekonomskoj teoriji, tržište kroz svoje mehanizme dovodi do optimalne alokacije resursa, te je kao takvo poželjan oblik u svim industrijskim delatnostima, ono što je posebno interesantno, vezano za navedene promene u elektroprivrednoj delatnosti, je da njegovo geografsko širenje nije uslovljeno silom ekonomske logike, ved određenim institucionalnim prinudama izraženim u formi direktiva, uslovljavanja dobijanja razvojnih kredita, mogudnostima plasmana električne energije i slično. Započete reforme elektroenergetskog sektora nisu uvek dale očekivane rezultate i u svojoj implementaciji su se suočile sa nizom problema i izazova. Naime, formiranje funkcionalnog i konkurentnog tržišnog ambijenta u elektroenergetskoj delatnosti je veoma zahtevno kako tehnološki tako i politički. Krize u snabdevanju električnom energijom koje su se desile u Kaliforniji, Brazilu, Čileu, Ontariju i u još nekim zemljama pradene skandalom vezanim za propast Enrona, energetskog giganta u trgovini električnom energijom, još više su iskomplikovale situaciju i dale jake argumente kritičarima započetih reformi. Tome na ruku su išli i pritisci na rast velikoprodajnih cena električne energije koji su se desili u poslednjih nekoliko godina, prevashodno zbog rasta cena prirodnog gasa kao i dozvola za emisiju CO2. To sve zajedno je uticalo da nosioci političkih odluka postanu daleko obazriviji u sprovođenju ovih reformi, šta više, pojedine zemlje su i odustale od njihovog daljeg sprovođenja. Pri tome, ovo nisu svi problemi koji su se javili prilikom implementacije tržišnog mehanizma. Lista uočenih manjkavosti je poduža i ona se može svesti na sledede:

- značajni troškovi uvođenja i poslovanja nezavisnog sistem operatora, - deregulacija elektroenergetskog tržišta je veoma komplikovan proces i

transformacija regulisanog monopola u tržišnu formu koja počiva na konkurenciji na velikoprodajnom i maloprodajnom tržištu je izuzetno zahtevana, a neretko (u zavisnosti od veličine i karakteristika tog tržišta) i neprimenjiva,

- komplikovani tržišni mehanizam predstavlja pogodno tlo za razne vrste mahinacija,

- cene električne energije na spot tržištima izložene su značajnim oscilacijama,

- zloupotreba dominantnog položaja proizvođača električne energije je česta pojava,


195

- deregulacija energetskog tržišta, zbog visokih stopa rizika i neizvesnosti povradaja uloženih sredstava, nepovoljno se odražava na investicije u nove proizvodne kapacitete i prenosnu mrežu,

- shodno prethodnom, deregulacija može da ugrozi pouzdano snabdevanje potrošača u bududnosti,

- uvođenje deregulacije ne podrazumeva samo po sebi smanjenje troškova proizvodnje,

- uvođenje tržišnih mehanizama kreira dodatne troškove po osnovu zatvaranja tehnološki zastarelih kapaciteta koji nisu u stanju da se upuste u tržišnu utakmicu (stranded costs).

I pored svih navedenih problema i promašaja, to ne znači da je reforma elektroenergetskog sektora i promocija konkurentnog tržišta električne energije završena priča. Generalni trend koji i dalje insistira na njihovom doslednom sprovođenju je još uvek prisutan, a uočeni problemi u implementaciji idu u pravcu da se oni bolje shvate i da se još snažnije stručna javnost angažuje na traženju novih rešenja. Iako je Srbija, zbog poznate političke situacije tokom 1990-ih godina u poređenju sa drugim zemljama ušla dosta kasno u proces reforme energetskog sektora, ona je dosta brzo stvorila pravni i regulatorni okvir usklađen sa direktivama Evropske unije, koji pruža mogudnost za dalji razvoj tržišta električne energije. Te „prespavane“ godine u kojima je ostatak sveta uveliko sprovodio procese reforme energetskog sistema, imale su pozitivan efekat jer su pružile mogudnost da učedi se na greškama drugih, sami ne ponovimo te greške, prevashodno u delu privatizacije elektroenergetskog sektora. Naime, sve češde smo svedoci da pojedine zemlje koje su svoj proces reformi započinjale sa privatizacijom energetskih subjekata, danas iskazuju želju da povrate vlasništvo nad njima obzirom da su ostvareni efekti po ovom osnovu bili manji od očekivanih, a sa druge strane značajno su uticali na obezbeđenje pouzdanosti snabdevanja potrošača. Primeri Poljske, Mađarske, Rumunije pa i Bugarske i Makedonije ukazuju na takve tendencije. Češka Republika je relativno brzo uočila nedostatke privatizacije sa početka 1990-ih godina, pa je povratila vedinsko vlasništvo nad ČEZ-om. Ono što je karakteristično za Srbiju u ovom trenutku je da se ona nalazi na prekretnici u procesu daljeg sprovođenja reformi energetskog sektora. Dostignuti nivo cene električne energije za eksterne isporuke na konzumnom području Srbije, od 5,01 RSD/kWh, omogudava pokride tekudih operativnih troškova i finansiranje samo dela najneophodnijih investicija za održavanje dostignutog nivoa proizvodnje, a ne obezbeđuje potrebna sredstva za započinjanje investicija za rastudu potrošnju električne energije u narednom periodu. Stoga je neophodno da cena električne energije dostigne nivo koji obezbeđuje dugoročnu sigurnost snabdevanja i razuman nivo profita, odnosno pokrivanje troškova proizvodnje obnovljive energije, a kasnije i pokrivanje troškova emisije CO2 i troškova koji iz toga proizilaze.


196

Dostizanje ekonomskog nivoa cena je pretpostavka stvaranja raspoloživih sredstava energetskim subjektima za nove investicije, a sa druge strane i kao faktor privlačenja strateških partnera koji, ukoliko ne ostvaruju razuman profit na angažovana sredstva, nisu motivisani da investiraju. Potreba za pokretanjem novog investicionog ciklusa javlja se kao neophodnost kako bi se stvorile pretpostavke za industrijski rast i razvoj u narednom periodu koji bi bio ograničen ukoliko ne bi bilo novih investicija u energetsku infrastrukturu. Pored toga, investicioni ciklus bi imao značajne i indirektne efekte koji bi se, pre svega, ogledali u dodatnom angažovanju domade porivrede i povedanju opšteg niva zaposlenosti kao ključnim ciljevima daljeg privrednog razvoja. Dosadašnji nivo cena ne samo da nije stimulativan za investicije nego dovodi do neracionalne potrošnje električne energije što se dalje odražava na loše indikatore energetske efikasnosti. Ukoliko postoji želja da se izvrši demonopolizacija postojedeg tržišta i stvore uslovi za njegovo funkcionisanje u skladu sa direktivama EU, onda je neophodno da se izvrši korporatizacija energetskih preduzeda kako bi se stvorile pretpostavke za jačanje njihove efikasnosti, i da cena električne energije prestane da predstavlja socijalnu kategoriju ved da se pitanje socijalne politike i zaštite ugroženih potrošača po ovom osnovu izmeste iz energetskog sektora i prenesu na institucije koje su za to nadležne.


197

LITERATURA

1. Baldick R., Kahn E. (1993): Network Costs and the Regulation of Wholesale Competition in Electric Power, Journal of Regulatory Economics, Vol 5 No 4.

2. Baumol W., Panzar J., Willing R. (1982), Constetable Markets and the Theory of Industry Structure, Harcourt Brace Jovanovich, New York.

3. Berg, S, Jeong J. (1991), An Evaluation of Incetive Regulation for Electric Utilities, Journal of Regulatory Economics, Vol 3.

4. Besant-Jones, J.E. (2006), Reforming Power Markets in Developing Countries: What Have We Learned?, Energy and mining sector board discussion paper no. 19

5. Boiteux, M. (1949), La tarification des Demandes en Pointe, Revue General da l`Electricite, vol. 58.

6. Coppens, F, Vivet, D. (2004), Liberalisation of Network Industries: Is Electricity an Exception to the Rule?, National bank of Belgium, Working papers - document series.

7. Coppens, F, Vivet, D. (2004), Liberalisation of Network Industries: Is Electricity an Exception to the Rule?, National Bank of Belgium.

8. Damme, E, Zwart, G. (2004), The liberalized Dutch green electricity market: lessons from a policy experiment, http://www.springerlink.com

9. Depuit, P. (1932), De l Utilite et de Sa Mesure, La Reforma Sociale, Turin. 10. Filipovid, S. (2010), Restrukturiranje i privatizacija u energetskom sektoru

Republike Srbije, Poslovna ekonomija, Univerzitet EDUCONS. 11. Filipovid, S., Tanid, G, (2009) Regulacija cena električne energije u Srbiji,

Industrija 2/2009, Ekonomski institut, Beograd. 12. Filipovid, S, Tanid, G. (2008), The policy of consumer protection in the

electricity market, Ekonomski anali, Ekonomski fakultet, Beograd. 13. Filipovid, S. (2008), Održivi razvoj energetike – uporedna iskustva i

preporuke za Srbiju, doktorska disertacija, Ekonomski fakultet, Beograd. 14. Filipovid, S. (2006), Energetska stabilnost i održivi razvoj Srbije, Miločerski

ekonomski forum 2006 – Evropski prioriteti i regionalna saradnja, Savez ekonomista Srbije, Beograd.

15. Filipovid, S, Pavlovid, M. (2006), Energija i strategija razvoja Srbije, Kopaonik biznis forum 2006 - 2012 Razvoj, finansijski sistem i konkurentnost, Savez ekonomista Srbije, Beograd.

16. Filipovid, S. (2004), Primena eko – poreza u zemljama u tranziciji, Ekonomski anali br. 162, Ekonomski fakultet, Beograd.

17. Frankhauser S, Tepic S. (2005), Can poor consumers pay for energy and water? An affordability analysis for transition countries. Working Paper No. 92. EBRD.

18. Gavrid, M, Vlajčid, A, Čeperkovid, B. (2009), Zelena knjiga elektroprivrede Srbije, JP EPS, Beograd.

19. Gilbert R. Kahn E. (1993), Competition and Institutional Change in US Electric Power Regulation, PWR 011, University Energy Research Group and USD Institute of Governmental Affairs, Barkeley.

http://www.springerlink.com/


198

20. Goerten, J, Clement, E. (2007), European electricity market indicators of the liberalisation process 2005/06, Statistics in focus, Environment and energy 88/2007, Eurostat.

21. Goerten, J, Ganea, D. C. (2010), Electricity prices for second semester 2009, Data in focus, Environment and energy 22/2010, Eurostat.

22. Green, R. (2003), Electricity markets – Challenges for researches, Research Symphosium European Electricity Markets.

23. Green, R., Lorenzoni, A., Perez, Y. and Pollitt, M. (2006), Benchmarking electricity liberalisation in Europe, Electricity Policy Research Group Working Papers, No.EPRG 06/09. Cambridge: University of Cambridge.

24. Hogan, W. (2009), Electricity market reform: Right and Wrong Paths, John F. Kennedy School of Government Harvard University Cambridge, Massachusetts.

25. Hotelling, H. (1938), The General Welfare in Relation to Problems of Railway and Utility Rates.

26. Hunt S. (1991), Competition in the Electricity Market: the England and Wales Privatisation, National Economic Research Associates, Topics 2 London.

27. Jamasb, T. Pollitt, M. (2001), Benchmarking and Regulation: International Electricity Experience, Utilities Policy, 9(3), 107-130.

28. Jamasb, T., Pollitt M. (2005), Electricity Market Reform in the EU – Review of Progress towards Liberalisation and Integration, University of Cambridge, Working Paper 66.

29. Jamasb, T., Pollitt M. (2005), Electricity Market Reform in the EU – Review of Progress towards Liberalisation and Integration, University of Cambridge, Working Paper 66.

30. Jarrell G. (1987), The Demand for State Regulation of the Electric Utility Industry, Journal of Low and Economics, Vol 21.

31. Jong, J. (2008), The third EU Energy market package: Are we singing the right song?, http://www.clingendael.nl

32. Joskow P. (1987): Productivity Growth and Tehnical Change in the Generation of Electricity, Energy Journal Vol 8.

33. Joskow, P. (2001), California's electricity crisis, Oxford Review of Economic Policy, 17(3), 365-388.

34. Joskow, Paul L (2008), Lessons learned from electricity market liberalization, The Energy Journal.

35. Jovanovid P. (1992), Uloga države u savremenoj privredi, Ekonomski institut, Beograd.

36. Kennedy, D. (1999), Competition in the Power sectors of Transition Economies, Working Paper No. 41, EBRD, London.

37. Kessides, I. N. (2004), Reforming Infrastructure – Privatization, Regulation and Competition, World Bank, Oxford University Press.

38. Larsen, A., Pedersen, L.H., Sorensen, E.M. and Olsen, O.J. (2005), Independent Regulatory Authorities in Europe, Presented to SESSA Conference on Regulation, Bergen, March.

http://www.clingendael.nl/

http://www.allbusiness.com/energy-journal/41400-1.html


199

39. Liamas, P. L, Tembleque, L.J.S. (2003), Analysis of the Spanish environmental and electricity policy framework, Grenelem project, Amsterdam.

40. Newbery, D. (2002), Regulatory Challenges to European Electricity Liberalisation, CMI Working Paper 12.

41. Newbery, D. (2002), Regulatory Challenges to European Electricity Liberalisation, CMI Working Paper 12

42. Newbery, D. (2004), Issues and options for restructuring electricity supply industries, DAE Working paper WP0210.

43. Newbery, D. (2005), Why Tax Energy? Towards a More Rational Energy Policy, Massachusetts Institute of Technology Center for Energy and Environmental Policy Research, CMI Working Paper 72

44. Nikolid, M, Tanid, G. (1997), Transformacija elektroenergetskog sektora, Ekonomski anali vol. 41 br.135.

45. Pavidevid, V, Tanid, G, Jeremid, N. (2006), Kogenerativna kombinovana gasno-parna postrojenja kao strategija za modernizaciju industrijskih elektrana“, Simpozijum Elektrane 2006, Vrnjačka Banja

46. Penev, S, Čauševid, F, Filipovic, S. and oth. (2010), Improving the process of economic reform in Western Balkan countries, OECD, GTZ, Economics Institute, Skoplje.

47. Penev S., Filipovid, S. (2010), Evolution of serbian competition policy and competition legislation in the context of the EU accession process, Centre for Competition, Investment and Economic Regulation, CUTS International, India.

48. Penev, S, Čauševid, F, Filipovic, S. i dr. (2010), Unapređenje zakonodavstva u zemljama Zapadnog Balkana, OECD, GTZ, Ekonomski institut, Beograd.

49. Penev S., Filipovid, S. (2008), Evaluation of Competition Policy and Law in Serbia, Ekonomika preduzeda, Savez ekonomista Srbije, Beograd.

50. Penev, S, Filipovid, S, (2007), Unapređenje procesa reformi ekonomskog zakonodavstva u Republici Crnoj Gori, OECD, GTZ, Ekonomski institut.

51. Pollitt, M. (2007), Evaluating the evidence on electricity reform: Lessons for the SEE market, http://www.dspace.cam.ac.uk

52. Pollitt, M. (2007), Evaluating the evidence on electricity reform: Lessons for the South East Europe (SEE) market, ESRC Electricity Policy Research Group and Judge Business School, University of Cambridge.

53. Pollitt, M. (2007), Liberalisation and Regulation in Electricity Systems: How can we get the balance right?, CWPE 0753 & EPRG 0724

54. Pollitt, M. (2008), The arguments for and against ownership unbundling of energy transmission networks, Energy Policy 36 (2008) 704–713

55. Rajkovid, P, Tanid, G. i dr. (2006), Regulatory Reform in Serbia, 6th Balkan Power Conference, Ohrid

56. Sharkey W. (1982), The Theory of Natural Monopoly, Cambridge University Press, Cambridge.

57. Sioshansi, F.P. (2008), Electricity market reform and ‘reform of the reforms’, Int. J. Global Energy Issues, Vol. 29, Nos. 1/2, 2008

http://www.dspace.cam.ac.uk/


200

58. Steiner, P. (1957), Peak Loads and Efficient Pricing, Quarterly Journal of Economics.

59. Steward J. (1979), Plant Suze, Plant Factor and the Shape of the Average Cost Function in Electric Power Generation, Bell Journal of Economics, Autumn.

60. Sutton J. (1991), Sunk Costs and Market Structure: Price Competition, Advertising and the evolution of Concentration, MIT Press, Cambridge.

61. Tanid, G., Filipovid, S. (2010), Primena modela stope povradaja pri formiranju cene električne energije, Industrija 2/2010, Ekonomski institut, Beograd.

62. Tanid, G. (2010), Uporedna analiza zaštite energetski ugroženih potrošača u pojedinim zemljama,Agencija energetike Republike Srbije, www.aers.rs

63. Tanid G, Filipovid, S., (2008), Zaštita potrošača u uslovima liberalizovanog tržišta električne energije, Industrija 4/2008, Ekonomski institut, Beograd.

64. Tanid G, Madid Lj, (2007), Regulacija cena i tarifni sistemi, Energetika 2007.

65. Tanid G, (2006), Metodi regulacije cena, Drugo regionalno savetovanje o elektrodistributivnim mrežama – JUKO CIRED, Zlatibor

66. Tanid, G, Pavidevid V. (2006), Koliki je stvarni energetski potencijal malih hidroelektrana, Energetika 2006.

67. Tanid, G. (2000), Politika cena kao faktor optimizacije funkcionisanja elektroenergetskog sistema, Ekonomski fakultet u Beogradu, doktorska disertacija.

68. Tanid, G. (2001), Električna energija i tržište, Mod promena, Beograd. 69. Tanid, G. (1996), Karakteristike elektroprivrede SAD, Energija, Beograd. 70. Tanid, G. (1990), Prikaz tarifnog sistema Italije, Elektroprivreda, Beograd. 71. Tirole J. (1988), The Theory of Industrial Organization, MIT Press,

Cambridge. 72. Wolak, F. (2003), Lessons from the California Electricity Crisis, University

of California, Energy Institute, Center for the Study of Energy Markets. 73. Woo, C.K, Lloyd, D, Tishler, A. (2003), Electricity market reform failures:

UK, Norway, Alberta and California, Energy Policy 31 (2003) 1103–1115 74. _, (1989), Prudence Issues Affecting the U.S. Electricity Utility Industry:

Update, 1987 and 1988 Activities, Oak Ridge National Laboratory, TN. 75. _, (1993), Projected Costs of Generating Electricitu, OECD, Paris. 76. _, (2003), A Regional Review of Social Safety Net Approaches – In Support

of Energy Sector Reform, USAID. 77. _, (2003), Can the Poor Pay for Power? The Affordability of Electricity in

South East Europe, EBRD. 78. _, (2003), What Can Be Learned from California’s Electricity Crisis?, Public

Policy Institute of California. 79. _, (2004), Supplying low income and vulnerable customer groups, 272/04,

GB Office of the Gas and Electricity Markets. 80. _, (2005), Report on Customer Protection, ERGEG. 81. _, (2005), Vulnerable Customer Position, Energy Retailers Association of

Australia.

http://www.aers.rs/


201

82. _, (2006), A social responsibility?, A energywatch consultation on the nature of social tariffs Energywatch.

83. _, (2006), Activity Report, CRE. 84. _, (2006), Green energy pricing, ERRA, Hungary. 85. _, (2006), Price-setting in the Electricity Markets within EU Single Market,

Europpean Academies Science Advisory Council, European Parliament, Brussels.

86. _, (2006), Reviews of Regulatory Reform - Background Document on Regulatory Reform in OECD countries, OECD, Paris.

87. _, (2007), General Guidelines on the Protection of Vulnerable Household Customers in South East Europe, ERGEG.

88. _, (2007), Tariff Desigh, CEER. 89. _, (2008), Energy in the Western Balkans, IEA, UNDP. 90. _, (2008), Energy in the Western Balkans - The Path to Reform and

Reconstruction, IEA, Paris. 91. _, (2008), Fuel Poverty, Social Tariffs & Vulnerable Customers, Energy

Reatail Association, www.energy-retail.org.uk 92. _, (2009), Vulnerable Household Customers, An ECRB Contribution to a

Common Understanding, ECRB. 93. _, (2009), Status Review of the Definitions of Vulnerable Customers,

Default Supplier and Supplier of Last Resort, ERGEG. 94. _, (2010), World Economic Outlook Database 2010, IMF. 95. _, (1991), Zakon o elektroprivredi, Službeni glasnik Republike Srbije

45/1991. 96. _, (2004), Zakon o energetici, Sl. list RS, br. 84/04. 97. _, (2005), Strategija razvoja energetike, Sl. list RS, br. 44/05. 98. _, (2007), Program za ostvarivanje Strategije razvoja energetike do 2015.

godine, Vlada Republike Srbije. 99. _,(2008), Plan rada i razvoja Elektroprivrede Srbije u periodu 2008-2015.

godine, EPS. 100. _, (2009), Razvojni projekti elektroprivrede Srbije, JP EPS. 101. _, (2009), Zaštita životne sredine, JP EPS. 102. _, (2009), Akcioni plan za rešavanje socijalnih posledica Energetske

zajednice, Vlada Republike Srbije. 103. _, (2010), Uredba o izmenama i dopunama uredbe o utvrđivanju

Programa ostvarivanja strategije razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine za period 2007-2015. godine, Vlada Republike Srbije.

104. _, Transition Report 2009, EBRD. 105. _, Transition Report 2008, EBRD. 106. _, Transition Report 2007, EBRD. 107. _, Transition Report 2006, EBRD. 108. www.aers.rs 109. www.mem.gov.rs 110. www.eps.rs 111. www.ems.rs 112. http://epp.eurostat.ec.europa.eu 113. http://europa.eu.int

http://www.energy-retail.org.uk/

http://www.aers.rs/

http://www.mem.gov.rs/

http://www.eps.rs/

http://www.ems.rs/


http://europa.eu.int/


202

114. http://ec.europa.eu/dgs/energy_transport 115. www.eia.doe.gov 116. www.enercee.net 117. www.iea.org 118. www.ppi.worldbank.org 119. www.imf.org 120. www.ebrd.org 121. http://www.energy-community.org 122. http://www.ecrb.eu 123. http://www.theapex.org/default.htm 124. http://www.europex.org/vstopna.asp 125. http://www.erranet.org/ 126. https://www.nordicenergyregulators.org/ 127. http://www.cigre.org 128. http://www.eurelectric.org

http://www.eia.doe.gov/

http://www.enercee.net/

http://www.iea.org/

http://www.ppi.worldbank.org/

http://www.imf.org/

http://www.ebrd.org/

http://www.energy-community.org/

http://www.theapex.org/default.htm

http://www.europex.org/vstopna.asp

http://www.erranet.org/

https://www.nordicenergyregulators.org/

http://www.cigre.org/

http://www.eurelectric.org/

dr sanja filipovid - university of belgradew3.ekof.bg.ac.rs/nastava/ekonomija_men_energetike... ·...

Documents