konacna verzijaakolhjhj

Univerzitet Crne GoreElektrotehnički fakultet Podgorica

Specijalistički rad

Modeli organizovanja elektroenergetskog sektorasa posebnim osvrtom na elektroenergetski sistem

Crne Gore

Kandidat: Vanja Savić 20/14

Podgorica, avgust 2015.godine

50


Univerzitet Crne Gore

Elektrotehnički fakultet

Broj ______

Podgorica, __________ 2015. godine


Modeli organizovanja elektroenergetskog sektorasa posebnim osvrtom na elektroenergetski sistem

Crne Gore

Datum izdavanja rada: Datum predaje rada:

__________________ __________________

Mentor: Kandidat:

__________________ ________________ Doc.dr Saša Mujović

2


Izjava o samostalnom radu:

Izjavljujem da sam ovaj specijalistički rad uradio

samostalno, uz pomoć literature i mentora.

Kandidat:

____________________

Vanja Savić 20/14

Rad odbranjen dana __________________ 2015. godine,

sa ocjenom ______(___________), pred komisijom u sastavu:

1.____________________ (Predsjednik komisije)

2.____________________ (Mentor)

3.____________________ (Član)

3


Sadržaj :

1. Uvod............................................................................................................5

2. Reforma elektroenergetskog sektora.......................................................6

2.1. Odabir modela i organizovanje tržišta električne energije...........9

2.2. Organizovanje tržišta električne energije....................................12

2.2.1. Model organizacije tržišta električne energije ( TSO ).........12

2.2.2. Model nezavisnog operatera ( ISO ).......................................13

3. Cijena električne energije.......................................................................15

3.1. Osnovni pojmovi vezani za cijenu električne energije................15

3.2. Teorijske osnove regulacije elektroprivrede................................18

3.3. Osnove za utvrđivanje cijena električne energije........................25

3.4. Utvrđivanje cijena na bazi istorijskih troškova...........................28

3.5. Utvrđivanje cijena na bazi marginalnih troškova.......................32

3.6.Tržišno utvrđivanje cijena električne energije/ Tržište dan unaprijed..........................................................................................38

4. Osnovni modeli organizacije tržišta električne energije......................43

5. Model organizovanja elektroenergetskog sektora Crne Gore.............52

6.Zaključak...................................................................................................58

7. Literatura.................................................................................................59

4


1. Uvod

Elektroenergetski sistem je najveći, najrasprostranjeniji i najsloženiji tehnički sistem. On obuhvata proizvodnju, prenos, raspodjelu i potrošnju električne energije jedne države ili nekog područja.Čine ga elektrane, prenosni sistem ( rasklopna i transformatorska postrojenja, vodovi za prenos i raspodjelu ), uređaji za potrošnju električne energije.

Elektroenergetski sistem jedne države uobičajeno radi u sinhronom pogonu sa sistemima susjednim država, iako ima i izuzetaka ( na primjer, pojedine otočne države, Izrael, itd. ). EES koji čine elektroenergetski sistemi više država ili područja naziva se interkonekcijski sistem, što znači "međusobno spojeni" sistem ili kraće rečeno interkonekcija.

Glavni je zadatak upravljanja EES-om osigurati da se u svakom trenutku svakom potrošaču dostavi onoliko električne energije koliko iznosi njegova trenutna potreba. S obzirom da se električna energija smatra robom, njome se može trgovati na slobodnom tržištu ili berzi. Slobodno tržište postoji u slučaju kada postoji više ponuđača istog proizvoda ( električne energije ) koji slobodno oblikuju njegovu cijenu prema relativnim troškovima proizvodnje. Razlika je između slobodnog tržišta i tržišta kojim se centralno upravlja je u tome što se slobodnim tržištem upravlja prema zahtjevima potrošača zbog konkurencije ponuđača koji se prilagođavaju potrošačima sa svrhom prodaje svojih usluga.

Sa razvojem tehnologija prenosa električne energije pojavile su se nove mogućnosti trgovine i konkurencije. Posledica toga bio je spor razvoj trgovine. Bez obzira na to da li je Elektroprivreda bila u državnom ili privatnom vlasništvu, bila je prirodni monopol. To znači da je svakom elektroprivrednom preduzeću bilo dodijeljeno određeno područje snabdijevanja. Preduzeće električnom energijom regulisala je država štiteći potrošače. Vlada je na državnom nivou propisivala cijenu električne energije. Cijena je određivana s obzirom na ukupne troškove proizvodnje, prenosa i distribucije električne energije, a osigurana je i primjerena dobit.

U razvijenim državama prevladala je opcija da se potrošačima omogući veći izbor isporučioca električne energije ukidanjem monopola u elektroprivrednom sektoru, što bi u tržišnim uslovima zbog postojanja konkurencije za posledicu imalo poboljšanje usluge napajanja potrošača kao i snižavanje cijene, koju plaća krajnji korisnik.

5


U ovom radu će se baviti problematikom tržišnog monopola, i ukazaće se na modele organizovanja elektroenergetskog sektora, kako u svijetu tako i kod nas.

U prvom poglavlju će biti opisan elektroenergetski sistem i razlozi koji dovode do reorganizacije elektroenergetskog sistema, kako se vrši odabir modela tržišta električne energije i opisana dva osnovna modela tržišta električne energije.

U drugom poglavlju će se detaljnije opisati šta to utiče na cijenu električne energije, kako se ona utvrđuje na bazi istorijskih, a kako na bazi marginalnih troškova i kako se ona formira na tržištu.

Treće poglavlje opisuje osnovne modele organizacije tržišta električne energije, kao i prednosti i nedostatke samih modela.

U četvrtom poglavlju smo naveli model organizacije tržišta električne energije u Crnoj Gori, kao i metodologiju za regulaciju cijene.

I u poslednjem poglavlju je dat zaključak i korišćena literatura.

6


2. Reforma elektroenergetskog sektora

Elektroenergetski sektor je kompleksan sistem budući da se sastoji od više djelatnosti koje moraju biti visoko sinhronizovane kako bi se obezbijedilo pouzdano i sigurno snabdijevanje električnom energijom.

Elektroenergetski sektor obuhvata sledeće djelatnosti:

-proizvodnja električne energije,

-prenos električne energije,

-distribucija električne energije i

- snabdijevanje 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 (vjetar, 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.

Djelatnost prenosa podrazumijeva prenos električne energije od proizvođača do distributera ili krajnjih potrošača putem visokonaponske mreže. Standardni naponski nivoi u prenosnoj mreži su 400 kV i 220 kV. Visina naponskog nivoa i presjek provodnika zavise od udaljenosti mjesta potrošnje od mjesta proizvodnje kao i od snage koja treba da se prenese. Otuda u zemljama čija je teritorijalna površina velika i gdje postoji znatna udaljenost izvora od centara potrošnje, koriste se naponski nivoi i od 750 kV i 1.000 kV.

Distribucija električne energije podrazumijeva prenos električne energije putem niskonaponske i srednjenaponske mreže do krajnjih potrošača. Granica u naponskim nivoima između prenosa i distribucije nije striktno definisana, već zavisi od dogovorenih odnosa u svakom pojedinačnom elektroenergetskom sistemu. Standardni naponski nivoi distributivne mreže su: 35 kV, 10 kV i 0,4 kV.

Snabdijevanje 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 djelatnost distribucije i snabdijevanje odvojeni, obaveza distribucije

7


je da izvrši povezivanje potrošača i prenese električnu energiju, dok snabdijevanje mogu da obavljaju i treća lica koja za to dobiju licencu.

Proizvodnja električne energije se obavlja na osnovu konverzije primarnih oblika energije u električnu energiju. Svaki oblik konverzije energije podrazumijeva 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.

Električna energija danas ima status esencijalnog proizvoda i snabdijevanje električnom energijom se posmatra kao univerzalna usluga kojoj svaki potrošač mora imati slobodan pristup pri razumnim cijenama. Na liberalizovanom tržištu, promjene u tražnji imaju za posledicu promjene u cijenama. U slučaju električne energije, raspon kretanja cijena znatno se razlikuje u zavisnosti od proizvodnih kapaciteta. Tako su varijacije u cijeni električne energije znatne na relaciji proizvođač – snabdijevač, dok od snabdijevača do krajnjeg potrošača nestabilnost nije izražena. Cjenovni rizik za snabdijevače u vertikalno integrisanim sistemima je sveden na minimum, što je često u literaturi navođeno kao argument za integraciju djelatnosti.

Bitno obilježje elektroenergetske djelatnosti je rigidnost ponude i tražnje za električnom energijom. Električna energija gotovo da nije cjenovno elastična na kratak rok jer je ograničen broj njenih supstituta. Fizičke karakteristike elektro mreže zahtjevaju 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 promjene u tražnji za električnom energijom nameću specifične zahtjeve u okviru samog elektroenergetskog sistema. Za funkcionisanje elektroeneregetskog sistema neophodno je obezbijediti komplementarnost između proizvodnje i prenosa električne energije, odnosno sinhronizovano povezivanje lokacijski udaljenih proizvodnih jedinica u stabilnu mrežu.

Električna energija pripada rijetkoj grupi proizvoda, gdje se proizvodnja i potrošnja odvijaju gotovo istovremeno. Usljed brojnih fizičkih ograničenja u proizvodnji i prenosu, postizanje ravnoteže između ponude i tražnje električne energije zahtjeva intenzivnu sistemsku koordinaciju. Trenutni disbalans u prenosnoj mreži može izazvati oštećenja za cio sistem. Preopterećenost pojedinih dijelova mreže ili ograničenost kapaciteta prenosne mreže predstavlja barijeru za pristup mreži. Imajući u vidu ove specifičnosti, sektor električne energije zahtjeva posebno dizajniran pristup i regulatorni mehanizam.

Na reformu svakog elektroenergetskog sektora utiče nekoliko spoljnih faktora, na koje pojedina država ne može bitno uticati. To su npr:

8


međunarodne integracije, međunarodne finansijske institucije, usvajanje pravila tržišne ekonomije. Ni u jednoj fazi reforme ne smije biti ugrožena pouzdanost EES-a ili sigurnost snabdijevanja električnom energijom.

Razlozi reorganizacije elektroenergetskog sistema su :

-Sprovođenje deregulacije, obzirom na to da je infrastruktura elektroenergetskog sistema u većini razvijenih sistema bila od strane države, a to nije u skladu sa tržišnim pravilima,

- Smanjenje cijene električne energije,

- Povećanje izbora i kvalitet usluga potrošačima,

- Poticanje inovativnog i bržeg razvoja

- Privatizacija elektroenergetskih preduzeća.

Reforma se odvija u više segmenata. Potrebno je restrukturiranje elektroenergetskih preduzeća, zakonodavna i instituciona reforma kao i odabir modela i organizacija tržišta električne energije.

Bitan je razlog za restrukturiranje, odnosno razdvajanje djelatnosti. To podrazumijeva uvođenje konkurencije u elektroenergetski sektor, a samim tim se stvara pritisak u smjeru povećanja efikasnosti poslovanja. Razvoj tržišne konkurencije nije moguć u elektroenergetskom sektoru u kojem postoji diskriminantni pristup mrežama ( prenosnoj i distribucijskoj ).

Zakonodavna reforma odnosi se na usklađivanje energetskog zakonodavstva s propisima Evropske unije. Instituciona reforma odnosi se na osnivanje novih nadležnih tijela koja provode regulaciju i nadziru stanje i trendove na tržištu električne energije (regulatorna tijela), kao i tijela koja organizuju tržište električne energije (operatori tržišta). Nadzor stanja na tržištu električne energije podrazumijeva prethodno donošenje pravila koja će onemogućiti nelojalnu konkurenciju i ograničiti monopolističko djelovanje bilo kojeg učesnika na tržištu. Regulatornim tijelima dodjeljuje se nadležnosti vezane za utvrđivanje cijena.

Prilikom usvajanja novih propisa, zbog dogradnje postojećeg zakonskog okvira treba voditi računa o sledećim kriterijumima :

- transparentnost - propis treba svojim rješenjima, stručnim jezikom i pravnim oblikovanjem jasno odrediti ulogu i zadatak nadležnih tijela i energetskih preduzeća kao i njihove međusobne odnose,

9


- usklađenost- postizanje kriterijuma usklađenosti različitih propisa,

- jednostavnost - propis treba biti stručno uređen da osigurava razumljivost i jasnoću,

- kompletnost - sa propisom treba potpuno obraditi određeno područje

- primjenljivost - propis treba biti lako primjenljiv zbog toga što je njegova korisnost proporcionalna primjenljivosti.

Kao što smo naveli na početku glave, reforma se vrši i kroz odabir modela i organizacije tržišta električne energije kako bi se stvorilo konkurentno tržište.

Da bi pojedino tržište bilo konkurentno, na njemu treba biti što veći broj učesnika. Pri kreiranju modela pojedinog nacionalnog tržište električne energije trebalo bi istražiti stanja na tržištima električne energije drugih država kako bi se uočile sličnosti, utvrdile prednosti i nedostaci primijenjenih rješenja. Nacionalna tržišta električne energije bila su otvorenija u poslednjih desetak godina u državama članicama Europske unije od onih u tranzicijskim europskim državama.

Definisanje prava, obaveza i međusobnih odnosa učesnika u tržišnom modelu preduslov je za funkcionisanje tržišta električne energije. Uloga regulatornog tijela je bitna jer dopušta subjektu ulazak na tržište električne energije (uz dopuštanje za obavljanje energetske djelatnosti ) i nakon toga provodi nadzor nad djelovanjem subjekta.

Za sigurno funcionisanje tržišta električne energije svakoj je državi bitna što veći nivo proizvodnje električne energije iz vlastitih izvora. Strateški je interes svake države da smanji zavisnost o uvozu električne energije. Prema Direktivi 2003/54/EZ države članice Europske unije ugradile su u svoja energetska zakonodavstva postupke za izgradnju novih kapaciteta za proizvodnju električne energije.

Proizvođač električne energije može samostalno odlučiti o izgradnji novih proizvodnih objekata, uz uslov da zadovoljava kriterijume utvrđenim u postupku izdavanja odobrenja za izgradnju proizvodnih objekata.

2.1. Odabir modela i organizovanje tržišta električne energije

Prirodni se energetski izvori (voda, vjetar, more ) nedovoljno koriste, a to treba biti prioritet s obzirom na nepovoljne prognoze energetskog stanja u budućnosti (visoke cijene nafte, a i na kraju i iscrpljivanje naftnih polja ).

10


Cijena električne energije zavisi i od niza faktora, a između ostaloga i od broja elektrana u pogonu, kao i o hidrološkim i drugim mogućnostima proizvodnje. Zbog toga se je na spot-tržištima električne energije uočljiva promjena cijena. Kupci preferiraju stabilnu i prihvatljivu cijenu električne energije i nijesu skloni riziku promjene cijena. Svaka nestabilnost na tržištu električne energije, na lokalnom i svjetskom nivou može rezultirati špekulacijama učesnika na tržištu. Međutim, savremeno je tržište električne energije tako napravljeno ( model i organizacija ) da su predviđena rješenja i za nestandardne situacije tako da se kupcima osigurava dovoljan izbor prema njihovim potrebama.

Sprovođenje efikasnog modela i organizacije tržišta električne energije preduslov je za osnivanje konkurentnog tržišta. Složeni zadatak stvaranja modela tržišta električne energije sastavni je dio reforme elektroenergetskog sektora. Odabrani model utiče na poslovanje učesnika na tržištu, kao i na njihove odnose. Ciljeve koje treba postići prilikom odabira modela i pravila djelovanja tržišta električne energije:

- niža cijena električne energije,

-viša efikasnost sektora

- osigurati kupcima dovoljno električne energije za zadovoljenje njihovih potreba.

Problematiku organizacije tržišta električne energije treba analizirati i detaljno istražiti. Za ispravan odabir i kreiranje određenog modela potrebno je poznavati bitne uticajne faktore ( ekonomske, tehničke, političke i socijalne ).

Pri odabiru modela i pravila djelovanja tržišta električne energije treba uzeti u obzir specifičnosti pojedine države, odnosno društveno uređenje, zakonodavstvo, postignuti stepen ekonomskog razvoja, procjenu tržišnih potencijala i razvijenost finansijskog tržišta. Potrebno je i :

- odrediti stanje troškova i prihoda kako ne bi došlo do tzv.unakrsnog subvencioniranja između elektroenergetskih djelatnosti koje moraju biti razdvojene,

- jasno odrediti pojedine kategorije kupaca

- upoznati kupce električne energije sa pravilima djelovanja tržišta električne energije i promjenama koje ih očekuju.

11


Pristup odabiru modela i organizovanja tržišta električne energije treba da bude multidisciplinaran (uz učešće predstavnika elektroprivrede, regulatornog tijela, operatora tržišta, te koordinaciju ministarstva za energetiku ). Pri odabiru modela tržišta električne energije treba utvrditi prednosti, tj koristi i nedostatke. Prilikom procjene efikasnosti modela tržišta električne enrgije treba krenuti od osnovnih troškova, pa uzeti u obzir prednosti određenog modela.

Pri odabiru modela tržišta električne energije i njegovog razvoja potrebno je utvrditi:

- postojeću regulativu, odnosno zakone i pripadajuće propise ( statute, pravilnike, odluke )

- postojeće učesnike na tržištu električne energije,

- mogućnost ulaska novih učesnika na tržište električne energije,

- cjenovne odnose ( strukturu, kalkulacije, trendove ),

- potencijale domaće proizvodnje električne energije i uvoza električne energije što je bitno za podmirenje rastuće potrošnje,

-zadatke nadležnog regulatornog tijela pri praćenju stanja i trendova na tržištu električne energije

- ugovorne odnose, što uključuje i uspostavljanje finansijske tokove i instrumente.

Pri izboru modela tržišta električne energije pojavljuju se tehnička, finansijska i upravljačka ograničenja. Tehnička ograničenja se odnose na:

-interkonekcije sa susjednim elektroenergtskim sistemima,

- mogućnosti prenosne mtrerže,

- mogućnosti distribucijske mreže,

-mogućnosti proizvodnje električne energije

- tip brojila ( instaliranih kod kupaca).

Finansijska i upravljačka ograničenja se odnose na:

-metodologiju strukturiranja tarifa,

-komercijalne gubitke,

12


- tehničke gubitke,

- subvencioniranje određenih kategorija kupaca

- upravljačke sposobnosti poslovodstva .

2.2. Organizovanje tržišta električne energije

Tržište električne energije podrazumijeva sistem trgovine električnom energijom ( kupovine i prodaje ), pri čemu su cijene određene na osnovu ponude i potražnje. Veleprodajne transakcije fizičkim tokovima električne energije sprovodi mrežni operator ili nezavisna institucija koja je napravljena u tu svrhu. Mnogo je organizacijskih rješenja primjenljivo za nacionalna tržišta električne energije. Uopšteno, treba odrediti osnovu funkcionisanja operatora prenosnog sistema.

Moguće je prihvatiti jedno od ova dva pravila:

1. pravilo operatora prenosnog sistema ( TSO - transmission system operator), uz uspostavljanje i nezavisnog operatora tržišta,

2. pravilo nezavisnog operatora ( ISO - indepedent system operator ).

Prvo pravilo je karakteristično za Evropu, a drugo za SAD.

2.2.1. Model organizacije tržišta električne energije ( TSO )

Operator prenosnog sistema ( TSO ) obavlja poslove vođenja EES-a. TSO upravlja tokovima električne energije u mreži, osigurava energiju za pokriće gubitaka u mreži, pomoćnih usluga sistema i usklađuje odstupanja isporučene energije od planirane. S obzirom na to da TSO djeluje integrirano unutar velikog elektroenergetskog preduzeća (često kao posebna pravna osoba), sledeće su prednosti TSO modela u odnosu na ISO modela:

-efikasno planiranje zbog integracije sistema,

- efikasna koordinacija,

- integrirani pristup upravljanju zagušenjima,

- brži oporavak sistema

- jasnija nadležnost i odgovornost.

13


Nedostatak TSO modela u odnosu na ISO model je u mogućnosti pristrasnog postupanja prema učesnicima na tržištu električne energije.

Primjer organizacije tržišta električne energije koji slijedi tzv. TSO model dat je na Slici 1.

Slika 1. Primjer organizacije tržišta električne energije koja slijede TSO model

2.2.2. Model nezavisnog operatera ( ISO )

Ovaj model se primjenjuje u SAD. On djeluje kao broker ili aukcionar za veleprodajne transakcije na trenutnom tržištu. ISO, takođe, određuje cijene i prenosne naknade za bileterarne transakcije električne energije. Bileteralni ugovori obuhvataju približno 50% razmjene električne energije, tržište "dan-unaprijed" 45%, a ostatak se većim dijelom odnosi na energiju uravnoteženja.

Poznati su ISO operatori u SAD: Alberta Electric System Operator (AESO), California ISO (CAISO), Electric Raliability Council of Texax

14


(ERCOT), Florida Reliability Coordinating Council (FRCC), Midwest ISO (MISO), New York ISO (NYISO)..

ISO koordinira i nadzire funkcionisanje EES-a, osigurava ravnotežu proizvodnje i potrošnje električne energije radi pouzdanog rada EES-a. ISO kontinuirano procjenjuje stanje mreže, prihvata/odbija zahtjeve za prenosom, upravo zbog postizanja ravnoteže proizvodnje i potrošnje električne energije

Tržišni učesnici daju na tržište svoje ponude za prodaju ili kupovinu električne energije ili samo pomoćne usluge sistemu. Pomoćne usluge su : usluge rotirajuće i dodatne rezerve, organizovanje, upravljanje i usluge raspodjele električne energije, regulacija napona i reaktivne snage, regulacija frekvencije. Tržišni učesnici mogu ponuditi i bileteralne transakcije. Na tržištu "dan -unaprijed" lokacijski temeljne granične cijene određuju se na satnoj osnovi.

Slika 2. Primjer organizacije tržišta električne enrgije koja slijedi ISO model

Slično ISO operatorima u SAD djeluju RTO operatori ( RTO - regional transmission operator ) sa jednakim nadležnostima. RTO operatori u SAD su: Midwest Independent Transmission System Operator ( MISO ), ISO New England (ISONE).

15


3. Cijena električne energije

3.1. Osnovni pojmovi vezani za cijenu električne energije

Cijena proizvoda ili usluge ima niz funkcija. Cijena 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 djelatnost. Pored toga, cijena predstavlja i poseban način sporazumijevanja između proizvođača i potrošača jer ukazuje na raspoloživost određenog proizvoda ili usluge.

Ove funkcije cijena 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 cijene. Velika kapitalna ulaganja, dug period izgradnje i korišćenja energetskih kapaciteta, uz esencijalnu prirodu ovog proizvoda, nameće potrebu za takvim sistemom formiranja cijena koji bi davao adekvatne signale investitorima, proizvođačima i potrošačima, u cilju formiranja jedne zdrave nacionalne ekonomije.

Cijena električne energije mora biti tako formirana da postiže kompromis između različitih interesa i očekivanja. U kojoj mijeri će taj kompromis biti postignut zavisi od mogućnosti prepoznavanja zajedničkih interesa i od mogućnosti mjerenja i upoređivanja svih relevantnih faktora koji doprinose njihovom ostvarivanju.

Pored toga, uvijek je teže kvantitativno procijeniti uslugu, uz koju su uglavnom vezani apstraktni pojmovi o kvalitetu, sigurnosti i redovnosti, nego proizvode koji se mogu brojati, klasifikovati, vagati. Razmatranja o upotrebnoj vrijednosti jedne usluge ili robe ne daje odgovor na pitanje da li ta vrijednost treba da bude odlučujuća za utvrđivanje cijena električne energije. Uvažavanje opšteg interesa ili interesa potrošača koje treba zadovoljiti, u najvećoj mjeri nije dovoljno jasna kategorija, a uz to treba još procijeniti i izraziti stepen zadovoljenja. Na primjer, bilo bi sasvim pogrešno zaključiti da se stepen zadovoljenja usluge mjeri količinom kWh koji su isporučeni, jer niko se ne bi zadovoljio kada bi mu ponudili grijanje usred ljeta ili kuvanje posle ponoći. 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 dio ekonomskog ciklusa?

Pronalaženje ekonomskog optimuma podrazumijeva obezbeđivanje efikasnog poslovanja elektroenergetskih subjekata uz zadovoljavanje opštih interesa i zaštite interesa potrošača. Sa stanovišta ekonomske nauke

16


postizanje optimuma je moguće jedino na osnovu ekonomski utvrđene cijene.

Ekonomska cijena električne energije ima nekoliko ključnih funkcija:1. Informativna funkcija - informiše proizvođače i potrošače o

stvarnim troškovima proizvodnje, kako bi oni mogli donositi racionalne odluke,

2. Distributivna funkcija - obavlja raspodjelu prihoda tako da se zadovolje zadati kriterijumi u primarnoj raspodjeli,

3. Aloktivna funkcija - omogućava pravilnu alokaciju proizvodnih faktora

4. Selektivna funkcija - rangira energetske subjekte prema uspješnosti poslovanja.

Navedene četiri funkcije cijena predstavljaju teorijski idealan slučaj koordinacije ekonomske aktivnosti kroz tržišno utvrđene cijene. Međutim, u praksi postoje brojna ograničenja pune realizacije svih funkcija. Stoga treba težiti ka cijeni električne energije koja u najvećoj mogućoj mjeri zadovoljava sve navedene funkcije. Cijena električne energije je složena kategorija i da bi se izbjegli eventualni nesporazumi, potrebno je definisati i razjasniti njene osnovne pojmove.

Cijene mogu biti slobodne ili regulisane. Slobodne cijene se formiraju na tržištu. Regulisane cijene se uglavnom primenjuju u djelatnostima u kojima postoji prirodni monopol i njih formiraju energetski subjekti u skladu sa odobrenim metodologijama i tarifnim sistemima. Saglasnost na tako utvrđene cijene daju odgovarajuće institucije kao što su regulatorna tijela ili nadležna ministarstva, odnosno Vlada.

Kod regulisanih cijena, osnovna podjela je na tzv. “ulaznu” i na “izlaznu” cijenu električne energije. Ulazna cijena 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:

1. proizvodnu cijenu pojedinačne elektrane ili grupe elektrana ukoliko one pripadaju istoj organizacionoj cjelini,

2. cijenu prenosa,3. cijenu distribucije i4. cijenu za krajnjeg potrošača koja u sebi sadrži i sve prethodno

navedene cijene, kao i troškove maloprodaje.

17


Velikoprodajna cijena (ili kako se ranije nazivala „cijena na pragu prenosa”) može u sebi da sadrži pored troškova proizvodnje i troškove prenosa električne energije i na taj način predstavlja mjesto isporuke sa koga se snabdijevaju svi potrošači (direktni - velika industrijska preduzeća i distributivna preduzeća, odnosno trgovci na malo). Nakon preuzimanja električne energije sa praga prenosa, u distributivnim preduzećima, ona trpi transformaciju do nižih naponskih nivoa i transportuje se do krajnjih potrošača. Otuda cijena krajnjeg potrošača, pored troškova nabavke električne energije sadrži u sebi i troškove transformacije, transportovanja i troškove usluga prodaje električne energije.

Transformacijom “ulazne” cijene kroz tarifni sistem dobijamo “izlaznu” cijenu električne energije. Tarifni sistem utvrđuje kriterijume preraspodele ukupne prosječne ulazne cijene 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 cijene, 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 mjestu preuzimanja električne energije. Potrošač kupuje električnu energiju na određenom naponskom nivou ( koji određuje kategoriju potrošnje ) i plaća nabavljene količine po tarifnim stavovima određenim za taj nivo.

U zavisnosti od mjesta 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 prosječnu individualnu cijenu, koja u zavisnosti od strukture korišćenja može biti različita za svakoga ponaosob. Količnik ostvarenog prihoda od prodaje električne energije i isporučenih količina predstavlja prosječnu prodajnu ili izlaznu cijenu električne energije.Osnovna načela ili principi koje treba uzeti u obzir prilikom regulacije cijena električne energije su:- ekonomska efikasnost,- povraćaj troškova,- efikasna regulacija,- javnost i jednostavnost procesa,- princip nediskriminacije zainteresovanih strana.

Pored toga, često se u literaturi navodi da prilikom regulacije cijena električne energije treba obezbijediti njihovu stabilnost u određenom vremenskom periodu i postići fleksibilnost u odnosu na promjene faktora od značaja. Implementacija svih navedenih principa i njihovo međusobno usklađivanje, potvrđuje kompleksnost procesa transformacije ulazne cijene kroz tarifni sistem i ukazuje na brojne probleme u procesu implementacije.

18


Neki od njih su vezani za alokaciju troškova i sveobuhvatnost troškova, razne pritiske zainteresovanih strana i dr.

Problem uključivanja svih troškova u cijenu 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 cijene se sastoji iz fiksnog i iz varijabilnog dijela, koji se određuju kroz cijenu za angažovanu snagu, odnosno utrošenu energiju. Za male potrošače, koji čine ogromnu većinu, veoma je teško utvrditi cijene 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 cijenu, 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. Cijena električne energije se često koristi da bi se postigli određeni dugoročni ciljevi (npr. promocija obnovljivih izvora energije ili izgradnje nuklearnih kapaciteta ), što sve zajedno može dovesti do udaljavanja od striktnog utvrđivanja cijene električne energije na bazi troškova.

3.2. Teorijske osnove regulacije Elektroprivrede

Postoje brojni razlozi, ekonomske i neekonomske prirode, koji ukazuju na potrebu regulacije elektroprivredne djelatnosti. 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, pa 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 zahtjeva određene oblike regulacije kako bi se zaštitio njihov i opšti društveni interes.

Pod pojmom “regulacija” podrazumijeva se postojanje institucija uz čiju pomoć država direktno interveniše ( dakle isključuje se indirektni uticaj uz pomoć antimonopolskih ili sličnih zakona ) na izabranom tržištu u jednom dužem vremenskom periodu. Na osnovu toga, regulaciju možemo definisati kao skup mjera ekonomske politike i mehanizama za njeno sprovođenje koji su institucionalno kontrolisani. Država na taj način može da kontroliše

19


cijene, ulazak i izlazak preduzeća 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 mogućnost da neko drugo preduzeće ravnopravno konkuriše onoj prvoj.

Monopolska pozicija na strani ponude može da nastane kao vještački monopol, kada država dozvoljava postojanje samo jednog preduzeća ili kao prirodni monopol, kada je jedno preduzeće rezultat delovanja tržišta. U tom slučaju, zakonskim barijerama se sprečava ulazak u granu novim proizvođačima, pošto djelovanje tržišta može uticati na stvaranje suboptimalnih tržišnih struktura, kada ekonomija obima odnosno subaditivnost funkcije troškova nisu dovoljno izraženi.

Pojam prirodnog monopola bio je dugo u ekonomskoj teoriji kontroverzan. Sve do početka 1980-ih godina, opadajući troškovi (ekonomija obima) bili su osnova za definisanje postojanja prirodnog monopola. Subaditivnost funkcije troškova postoji kada jedan proizvođač ima niže prosječne troškove u odnosu na dva ili više proizvođača. Postojanje subaditivnosti funkcije troškova ukazuje da se radi o prirodnom monopolu. 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 preduzeće može da zadovolji bilo koju tražnju sa nižim i stalno opadajućim jediničnim troškovima nego dvije ili više firmi. Otuda je prisustvo opadajućih troškova u nekoj grani bio kriterijum za državnu intervenciju i uvođenje ekonomske regulacije.

20


Slika 3. Prirodni monopol

Definicija prirodnog monopola na osnovu koncepta opadajućih troškova, podrazumijeva da prirodni monopol postoji kada pri svakom obimu proizvodnje prosječni troškovi po jedinici proizvoda opadaju. Granični troškovi potrebni za proizvodnju dodatne jedinice proizvoda stalno su niži od prosječnih, 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 prosječnog prihoda PP, odnosno granične korisnosti GK) od graničnog prihoda, na način da su granični prihodi stalno manji od prodajne cijene. Kao i svaki proizvođač kome je maksimizacija profita cilj, monopolista izjednačava granične prihode i granične troškove (tačka E , što odgovara proizvodnji QE i cijeni PE. Međutim, uslov da se društveno blagostanje maksimizira je da se izjednače granična korisnost (GK) odnosno cijena i granični troškovi (GT). Presjek ove dvije krive je u tački C kojoj odgovara obim proizvodnje Q1 i cijena P1. Ovaj obim proizvodnje odgovarao bi maksimalnom društvenom blagostanju u smislu Pareto-a, ali bi monopolista imao gubitak, jer je cijena P1 nedovoljna da pokrije prosječne troškove (AC>0). U slučaju izjednačavanja graničnih troškova i cijene (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 podrazumijeva da država subvencioniše gubitak monopolisti ili da izvrši nacionalizaciju i iz budžeta pokriva ovu razliku. Ukoliko država ne želi da subvencioniše ili nacionalizuje energetski subjekat, cijena treba da

21


bude određena tako da profit ne bude negativan, odnosno da obim proizvodnje bude između QE i Q2 ( tačka u kojoj se cijena izjednačava sa prosiječnim troškovima – granica rentabiliteta ). Određivanje cijene, odnosno obima proizvodnje u ovom slučaju obaviće se po Ramsay pravilu, po kome će blagostanje biti maksimizirano ukoliko je odstupanje cijene od graničnih troškova obrnuto proporcionalno cijenovnoj elastičnosti tražnje. Ukoliko je visoka cijenovna elastičnost tražnje ( kriva tražnje blago nagnuta ), odstupanje cijene od graničnih troškova ne treba da bude veliko, pa je opravdano primijeniti neka od drugih najboljih rešenja, a pogotovo ukoliko se drugo najbolje rešenje može postići određenim oblicima konkurencije.

Tokom 1980-tih godina, definisanje prirodnog monopola na osnovu opadajućih troškova, podrvrgnuto je rigoroznom preispitivanju. Razlozi su bili praktične prirode. Neefikasnost državnih preduzeća, kao i nezadovoljavajuća efikasnost ekonomske regulacije, doveli su u sumnju shvatanje da opadajući troškovi mogu precizno indentifikovati prirodni monopol. Posmatranje troškova koji imaju paraboličnu putanju ( u obliku slova U ), pokazuje da jedno preduzeće može zadovoljavati ukupnu tražnju uz niže troškove nego što to mogu dva ili više preduzeća, ali da njegovi prosiječni troškovi ne moraju uvek biti opadajući. Na sledećem grafikonu prikazan je takav slučaj. To znači, da u nekoj grani prirodni monopol može biti prisutan i pored djelimičnog odsustva ekonomije obima.

Slika 4. Subaditivnost, ekonomija obima i opadajući granični troškovi

Postojanje opadajućih graničnih troškova ( kriva MC za obim proizvodnje između 0 i y1 ) dovodi do opadanja prosiječnih troškova ( kriva

22


AC ). Međutim, važno je uočiti da za obim proizvodnje od y1 do y2 granični troškovi rastu, prosiječni i dalje opadaju, dok u segmentu od y2 do y3 prosiječni troškovi rastu, ali su i dalje niži od prosiječnih troškova dva ili više preduzeća. Funkcija troškova je subaditivna za obim proizvodnje od y2 do y3. U ovom slučaju, prirodni monopol postoji ukoliko tražnja ne premašuje obim proizvodnje y3.

Koncept subaditivnosti funkcije troškova polazi od poređenja troškova u slučajevima postojanja jednog ili više preduzeća 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 preduzeća koja ostvaruju isti obim proizvodnje y:

C(y) < C(yi)

Po ovom konceptu prirodni monopol postoji samo u slučaju ako je funkcija troškova preduzeća subaditivna za sve nivoe proizvodnje koje nameće 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 doprinio je preciznoj definiciji prirodnog monopola. Iako je time teorijski proširena mogućnost pojave prirodnog monopola i na situacije rastućih 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. Primjenom koncepta subaditivnosti postaje moguća situacija rastućih graničnih troškova ( koji su istovremeno veći od prosiječnih ), što znači da monopolista koji određuje cijenu na bazi graničnih troškova ne mora da ostvaruje gubitak. Uz to, dovođenje cijena na nivo prosiječnih 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 primjene u uslovima postojanja prirodnog monopola: franšiza, konkurentsko tržište i konkurencija supstituta

Franšiza podrazumijeva pravo snabdijevanja nekog tržišta specifičnom robom u određenom periodu. Ima mišljenja da ukoliko nije moguća konkurencija više subjekata na jednom tržištu, tada treba omogućiti konkurenciju za dobijanje prava snabdijevanja tog tržišta. Ukoliko su ispunjeni određeni uslovi ( široko dostupna tehnologija, dovoljan broj konkurenata, neisplativost tajnih sporazuma ), konkurencija sprečava buduće monopolsko ponašanje onoga ko putem aukcije dobije franšizu za snabdijevanje određenog tržišta, koju po pravilu, dodjeljuju lokalne vlasti.

23


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 uspješna uglavnom u granama koje karakteriše jednostavna tehnologija ( saobraćaj, vodosnabdijevanje ), dok u granama koje se odlikuju brzim tehnološkim napredkom, primjena franšiza nije bila efikasna. U elektroenergetskom sektoru i telekomunikacijama, franšizni model nije bio dobro rešenje, prije svega, zbog pojave tajnih sporazuma između konkurenata i problema prenosa imovine na novog nosioca franšize.

Teorija konkurentnog tržišta tržišta podrazumijeva postojanje stvarne ili potencijalne konkurencije, koja primorava monopolsko preduzeće da se efikasno ponaša i da cijenama pokriva prosječne troškove. To znači da se monopolista mora ponašati monopolski, odnosno da monopol ne treba regulisati. Ova teorija zahtijeva ispunjenje dvije pretpostavke. Prva, da postoji sloboda ulaska novih preduzeća u granu, i druga, da ne postoje nepovratni ( sunk ) troškovi. Naglasak na brzini ulaska i izlaska preduzeća iz grane podrazumijeva da je ova teorija pogodna za ona tržišta gdje nema nepovratnih troškova ili su oni niski. U idealnom slučaju, prema ovoj teoriji, monopolista koga karakterišu opadajući prinosi, težiće da izjednači prosiječne troškove i prosiječne prihode. To znači da se neće 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 cijena teži prosiječnim troškovima, odnosno da je državna intervencija nepotrebna.

Tri pomenuta načina konkurencije nemaju podjednak značaj za Elektroprivredu. Složena tehnologija proizvodnje, prenosa i distribucije električne energije uslovljava da primjena 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 što je stvaralo nepotreban rizik za privatna preduzeća. Uvođenje regulacije podrazumijevalo je davanje monopola na nekoj teritoriji na neodređeno vreme što je olakšalo finansiranje razvoja. Otuda, ni kasnija zalaganja za franšizu nisu imala u vidu Elektroprivredu, već prije svega komunalije i lokalni saobradaj.

Za Elektroprivredu je od značaja pojava teorije kontestabilnog tržišta. Naglašavanje slobodnog ulaska u granu i dostupnost sličnih tehnologija, doprinijelo je uklanjanju zakonskih barijera, pogotovo u dijelu proizvodnje električne energije.

24


Problem nepovratnih troškova nije karakterističan za Elektroprivredu, jer većina mehanizama regulacije štiti investicije. Teorija kontestabilnog tržišta je insistiranjem na mogućem ulasku u granu uticala da se segment proizvodnje i donekle snabdijevanja počnu posmatrati kao potencijalno konkurentni, što je brzo dovelo do stvarnog ulaska novih preduzeća u pomenute segmente.

Konkurencija između supstituta prisutna je kod električne energije jedino u domenu krajnje potrošnje kod zagrijevanja prostorija. Za ostale namjene za koje se koristi električna energija ona nije od značaja, tako da se može konstatovati da primjena ovog oblika konkurencije nije od posebne važnosti za Elektroprivredu, iako se ne može i zanemariti.

Dosadašnja empirijska istraživanja bila su uglavnom usmjerena na ispitivanje rezultata, odnosno kvaliteta regulacije Elektroprivrede, a manje na ispitivanje karaktera monopola u Elektroprivredi. Razlog tome je višegodišnje poistovjećivanja prirodnih i zakonskih monopola na nivou Elektroprivrede.

Regulacija prirodnog monopola podrazumijeva direktnu državnu intervenciju kojom se utiče na poslovanje privatnog preduzeća koje je u poziciji prirodnog monopola. To se čini radi povećanja 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 podrazumijeva direktnu državnu intervenciju kod određivanja cijene proizvoda monopoliste.

Ovakav način regulacije nastao je u SAD, gde je doveo i do jednog neočekivanog efekta. Naime, preduzeća koja su u poziciji ovako regulisanog prirodnog monopola, počela su da investiraju iznad stvarnih potreba za kapacitetima kako bi povećali masu angažovanog kapitala pa samim tim i masu prisvojenog profita. Ovako ponašanje monopolista naziva se Averch-Johnsonov efekat. Bez obzira na nepoželjne efekte koje ovakvo ponašanje monopolista izaziva po društvo kao cjelinu, uspostavljanje ( propisivanje ) pravedne profitne stope još uvijek je dominantan oblik regulacije prirodnog monopola u SAD.

Pored navedenog metoda regulacije monopola, koji barem načelno podrazumijeva mogućnost slobodnog formiranja cijena, često se koriste i metodi koji se baziraju na državnoj intervenciji u domenu cijena, tj. državnom određivanju visine cijena.

Ovakav način regulacije cijena, podrazumijeva i spremnost države da radi održavanja proizvodnje subvencioniše, odnosno nadoknadi monopolisti eventualnu razliku koja može da nastane u slučaju kada nivo utvrđenih cijena nije u stanju da pokrije troškove poslovanja.

25


U praksi se dešavalo da državne vlasti procjene da ni jedan od metoda regulacije prirodnog ( privatnog ) monopola nije efikasan, odnosno da ne može da obezbijedi društvenog blagostanja. U tim slučajevima, polazeći od toga da državi nije cilj maksimizacija profita, ona pristupa nacionalizaciji, odnosno prisilnoj transformaciji privatnog u državno vlasništvo.

Istraživanja o karakteru monopola u Elektroprivredi nijesu tako česta, ali daju zaključke koji se međusobno mnogo ne razlikuju. Za razliku od drugih infrastrukturnih grana, većina empirijskih istraživanja vršena su po pojedinim segmentima elektroprivredne djelatnosti, a ne po vertikalno inegrisanim preduzećima. Ovakav pristup omogućio je donošenje relativno preciznijih zaključaka, pošto prirodni monopol nastaje kao posledica primjene određenih tehnologija u vršenju pojedinih funkcija i ne mora se ispoljavati u cijeloj grani. Istraživanja veze između veličine elektrana i prosječnih troškova, pokazala je da opadajući 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 dovelo je do određivanja veličine pojedinih elektrana pri kojima se pojavljuju opadajući troškovi. Tako su za termoelektrane na ugalj već 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 opadajućim troškovima i da postoji subaditivnost funkcije troškova.

Kao rezime ovih istraživanja, može se konstatovati da je poistovećivanje Elektroprivrede kao grane sa prirodnim monopolom pogrešno. Razvoj Elektroprivrede u poslednjih nekoliko godina, gdje je na konkretnim slučajevima dokazano da je uspostavljanje i održavanje konkurencije u pojedinim njenim segmentima moguće i izvodljivo, u velikoj mjeri potvrđuje ovakav zaključak. Promjena u stavu oko prirodnog monopola u Elektroprivredi dovela je do napuštanja dugogodišnje politike forsiranja institucionalnog ( zakonskog ) monopola na nivou grane, odnosno na zamjenu ekonomske regulacije konkurencijom u onim segmentima gde je ona moguća.

3.3. Osnove za utvrđivanje cijena električne energije

Kod većine dobara i usluga kod kojih postoji konkurencija, djelovanje tržišnih zakona bi dovelo do cijene koja bi izbalansirala ponudu i tražnju i obezbijedila proizvođaču razuman profit na uložena sredstva.

26


Tradicionalalno shvatanje, da elektroenergetska delatnost de facto i de jure predstavlja monopol, poslednjih godina je doživelo značajne transformacije.Razdvajanjem elektroprivredne djelatnosti na njene osnovne komponente ( proizvodnja, prenos, distribucija i prodaja) , stvorene su pretpostavke da se u dijelu proizvodnje i prodaje uvede konkurencija dok prenos i distribucija predstavljaju prirodni monopol i zbog mogućnosti zloupotrebe tog položaja, oni su predmet regulacije cijena.

Obzirom da je proces liberalizacije i otvaranja tržišta električne energije postepeno tekao i da njegova implementacija podrazumijeva niz dodatnih aktivnosti, to je podrazumijevalo razvijanje niza različitih modela i pristupa koji bi omogućili adekvatnu zamjenu za tržišnu cijenu. Tek nedavno, kako je deregulacija uzela maha, preduzeti su određeni koraci ka uspostavljanju tržišta na kome bi se cijene formirale kroz međusoban kontakt prodavaca i kupaca.

Regulacija cijena u djelatnosti 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 podrazumijeva da se energetska djelatnost obavlja uz minimalne troškove, odnosno postizanje maksimalnih efekata uz što manje troškove. Alokativna efikasnost podrazumijeva da cijene istovremeno daju realne ekonomske signale i potrošačima za optimalno korišćenje električne energije i investitorima za investicije u održavanje postojeće 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 cijena električne energije je da se stimuliše racionalna potrošnja, što podrazumijeva ravnomjernu dnevnu potrošnju i racionalnu mesečnu/godišnju potrošnju električne energije.

Princip nediskriminacije podrazumijeva jednak položaj svih korisnika u pogledu načina određivanja cijena (bez obzira na veličinu, vlasništvo ili druge faktore) i izbjegavanja postupaka kao što su prelivanje troškova ( unakrsno subvencionisanje ).

Svaki kupac električne energije ili korisnik prenosnog i distributivnog sistema mora da plaća za isporučenu energiju ili pruženu uslugu srazmjerno troškovima koje, zavisno od mjesta priključenja na sistem, količine i načina potrošnje, izaziva u sistemu.

Princip efikasne regulacije podrazumijeva minimizaciju administrativnih troškova regulatorog tijela, kao i troškova koji padaju na

27


teret regulisanog subjekta prilikom usklađivanja sa zahtjevima regulacije cijena.

Posmatrano kroz duži vremenski period mogu se indentifikovati tri pristupa koja su se najčešće koristila za utvrđivanje cijena električne energije:

1. utvrđivanje cijena na bazi istorijskih troškova,2. utvrđivanje cijena na bazi marginalnih troškova i3. tržišno utvrđivanje cijena električne energije.

Utvrđivanje cijena na bazi istorijskih troškova ima za cilj da zadovolji, prije svega, informativnu funkciju, odnosno da omogući proizvođaču da pokrije svoje troškove uz “pravičnu” stopu povraćaja na angažovana sredstva, što podrazumijeva ostvarivanje „razumnog“ profita. On je najčešće zastupljen u zemljama u kojima Elektroprivreda još uvijek nije dostigla punu zrelost i gdje nijesu stvorene pretpostavke za uvođenje elemenata konkurencije.

Utvrđivanje cijena na bazi marginalnih troškova stavlja veći naglasak na distributivnu funkciju cijena. 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 najčešće zastupljen u visoko integrisanim Elektroprivredama koje su u državnom vlasništvu kao što je to bio slučaj sa Francuskom i Velikom Britanijom prije privatizacije.

Tržišno utvrđivanje cijena električne energije počiva na djelovanju tržišnih zakona, odnosno zasniva se na dve osnovne pretpostavke:- da postoji institucionalni i regulatorni okvir koji bi omogućio 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 cijeni 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 cijene se u uslovima postojanja perfektne konkurencije izravnavaju sa marginalnim troškovima. Tokom vremena, one će težiti da se izjednače sa dugoročnim marginalnim troškovima. Na ovaj način zastupnici teorije dugoročnih marginalnih troškova pokušavaju da repliciraju zagovornicima tržišnih cijena. Međutim, veoma je teško naći potvrdu za ovakvu tvrdnju, barem što se tiče električne energije, pošto svi sistemi, pa i oni najliberalizovaniji, imaju određene karakteristike koje im ne omogućavaju poslovanje u uslovima kakvi postoje na perfektno konkurentnom tržištu. Svaki od tri navedena pristupa za formiranje cijena ima svoje prednosti i nedostatke i ni jedan od njih ne

28


uspjeva u potpunosti da zadovolji osnovne kriterijume optimizacije koji podrazumevaju minimalne troškove uz maksimalnu pouzdanost sistema. Cilj regulacije cijena je da kontroliše i eliminiše ostvarivanje prekomjernog profita regulisanog subjekta i da istovremeno podstiče na povedanje efikasnosti i smanjivanje troškova. U nastavku će biti dat kritički osvrt na svaki od navedenih modela regulacije.

3.4. Utvrđivanje cijena na bazi istorijskih troškova

Utvrđivanje cijena električne energije, koji u osnovi počiva na istorijskim troškovima, čine dva osnovna oblika regulacije:- Regulacija stopom povraćaja (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 cijene (Price Cap Regulation)- Regulacija maksimalnog prihoda (Revenue Cap Regulation)2. Regulacija pokazatelja (Performance Based Regulation)3. Komparativna regulacija (Yardstick Regulation)

Regulacija stopom povraćaja. Utvrđivanje cijena na bazi istorijskih troškova predstavlja tradicionalni pristup formiranja cijena električne energije na bazi klasične kalkulacije cijene koštanja električne energije. Ovaj model regulacije se često u praksi naziva i Cost plus model, a ovo poistovjećivanje je pogrešno. Naime, Cost plus model pored pokrića opravdanih troškova i troškova amortizacije podrazumijeva i određeni iznos sredstava za investicije. Model stope povraćaja, pored opravdanih troškova i amortizacije, obuhvata i određeni prinos na angažovana sredstva bez obzira da li će ona biti korišćena za investicije ili ne. On je zasnovan na logici da svaki angažovani kapital ima svoju cijenu i da oni treba da bude sastavni deo ukupnih troškova koji se priznaju i nadoknađuju kroz krajnju, cijenu.Primjer pojednostavljene formula za određivanje cijena 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

29


angažovani kapital. Radi pojednostavljenja u formuli koristimo prihod. Kod regulacije metodom stope povraćaja, gornja granica se, međutim, često primjenjuje na cijene, što je suprotno prihodu. Gornja granica regulisane cijene može se dobiti tako što se dozvoljeni prihod dijeli sa projektovanim brojem prodatih jedinica.

Osnovni kriterijum od koga se polazi je da cijene moraju biti pravedne i razumne i da ne smeju biti diskriminatornog karaktera. Maloprodajne cijene ili cijene za tarifne kupce, su regulisane od strane regulatornih tijela. Praksa po zemljama je različita, ali je pravilo da operativni troškovi i amortizacija budu nadoknađeni direktno iz cijene, dok se kapitalni troškovi pokrivaju na osnovu odobrene vrijednosti angažovanih sredstava ( rate base ) i na osnovu odobrene vrednosti stope povraćaja ( rate of return ) koja se može priznati kao trošak. Knjigovodstvena vrijednost sredstva se ne uključuju automatski u cijenovnu osnovicu ( rate base ). Mnoge zemlje zahtjevaju da se investiciona ulaganja korektno utvrde, odnosno da se ustanovi da li su ona korisno upotrebljena prije nego što se odobri da uđu u osnovicu za formiranje cijena. U nekim zemljama se to čini još za vreme izgradnje elektrana, dok je u drugim zemljama to moguće tek kada elektrana uđe u pogon.Ovaj način utvrđivanja cijene ima nekoliko prednosti:- relativno je precizan jer je zasnovan na istorijskim troškovima,- podrazumijeva nizak rizik za proizvođače i shodno tome i nisku stopu povraćaja na uložena sredstva,- relativno je jednostavan za primjenu i transparentan.

Zahvaljujuči tome, ovaj metod utvrđivanja cijena je bio široko zastupljen u praksi ali je pokazao i izvjesne slabosti. Jedan od glavnih nedostataka je sklonost ka povećanju 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 nijesu bile neophodne treba prevaliti na potrošače? Slična situacija se javlja i u slučaju nuklearnog programa gdje se postavlja pitanje da li prekomjerni troškovi zbog dugih rokova izgradnje ili obustavljene investicije treba da budu predmet povraćaja putem cijene?

Osnovna mana istorijskog pristupa je u tome što ne pruža korektne ekonomske signale u situaciji kada su marginalni troškovi viši od prosječne cijene. Primjera radi, to je situacija kada je nova elektrana zbog inflacije ili zbog uvedenih ekoloških standarda skuplja od postojećih. Isto tako, iskrivljeni signali se dobijaju i kada se u sistem uvede elektrana koja ima veću efikasnost od postojećih.

Nedostatak je i u tome što su propisane, normirane vrijednosti obračunskih troškova po pravilu potpuno različite od troškova koji su relevantni za efikasnu alokaciju resursa. Ovakav pristup predstavlja ex post

30


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 mjeri raspoloživi kao što je to nekad bilo. Naime, u slučaju kada su cijene usmjerene na pokrivanje ostvarenih prosječnih 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 cijene u korelaciji sa troškovima, smanjenje troškova pojedinačih potrošača električne energije de odražavati uštedu resursa do koje je došlo. Konačno, nizak rizik za proizvođača, podrazumijeva visok rizik za potrošača koji u krajnjoj instanci kroz račun plaća za sve počinjene greške kako proizvođača tako i regulatora.

Svi ovi nedostaci mogu se donekle otkloniti efikasnijom regulativom, ali po cijenu pravljenja kompromisa sa autonomijom energetskog subjekta. Stoga su u poslednje vrijeme učinjeni koraci u pravcu uvođenja veće fleksibilnosti, bilo kroz tržišno orijentisano određivanje cijena, bilo kroz uvođenje podsticajnog regulisanja cijena električne energije. Podsticajna regulacija, ima za cilj da oslabi vezu između troškova i cijene električne energije, vezujući ih za inflaciju umanjenu za stopu rasta produktivnosti, podstičudi na taj način, sa jedne strane smanjenje tarifa, a sa druge strane stimulišući energetske subjekte na veću efikasnost kako bi mogli da ostvare veće profite.

Metodologija primjene ovog modela se sastoji iz serije dobro definisanih koraka koji u krajnjoj instanci, kroz jedan administrativni postupak dovode do formiranja cijene električne energije. U tom postupku, regulatorno tijelo prvo određuje kapitalnu osnovu, koja se definiše kao iznos sredstava na koje elektroprivredni subjekat ima pravo da obračuna stopu povraćaja. Nakon toga se utvrđuju operativni troškovi i amorizacija za tako angažovana sredstva i na kraju se određuje stopa povraćaja u vidu procentnog iznosa koje elektroprivredni subjekat može da primjeni 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 primjene programa koji treba da stimuliše racionalno korišćenje 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.

31


Prilikom utvrđivanja kapitalnih troškova, regulator je dužan da ustanovi da li se oni odnose na sredstva koja se nalaze u neposrednoj i svrsishodnoj ulozi. Formula, koja se može primjeniti na ograničenje cijiene ili prihoda je:

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

gde je:Rt – granica cijena, ili prihodaCPI – stopa rasta opšteg indeksa cijenaX – faktor koji odražava pretpostavljenu stopu rasta produktivnosti i druge relevantne faktoret – indeks godine.

Formula pokazuje da je gornja granica prihoda ili cijena u tekućoj 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 povraćaja i metodom ograničenja je što se kod regulacije metodom stope povraćaja gornja granica cijena 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 cijene/prihodi određuju nezavisno od prošlogodišnjih stvarnih troškova, a preduzeće je u mogućnosti da zadrži sve uštede na troškovima čime se podstiče efikasnost.

Slabljenjem veza između stvarnih troškova i regulisanih cijena, regulacija ograničenjem minimizira mnoge nedostatke regulacije metodom stope povraćaja. Izbjegava potrebu za postavljanjem regulisanih stopa svake godine i obezbeđuje veću stabilnost cijena. Smanjenje troškova, međutim, ne treba postizati limitirajućim regulatornim aranžmanima koji investitorima ne bi dozvolili da zarade prikladnu stopu povraćaja. Prilikom određivanja ograničenja, regulator treba da osigura da njihov nivo može pokriti ne samo troškove efikasnog rada i održavanja, već da može da obezbijedi i adekvatnu stopu povraćaja 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 snabdijevanja,- teškoće prilikom određivanja faktora X,- prekomjerni povraćaji ili gubici.

32


3.5. Utvrđivanje cijena na bazi marginalnih troškova

Podsticajno utvrđivanje cijena električne energije se bazira na inicijativi za povećanjem stope povraćaja. Kao takvo, podsticajno utvrđivanje cijena je primjenjivo 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 cijena zasnovanom na optimalnoj alokaciji resursa i slanju adekvatnih cijenovnih signala. Utvrđivanje cijena 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 zahtjeva da se bliže analiziraju pojedini aspekti i struktura marginalnih troškova. U tom kontekstu neophodno je istaći par činjenica.

Prvo, tražnja za električnom energijom nije ravnomjerno 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 postojećim ograničenjima u elektroenergetskom sistemu.

Drugo, postoje periodi kada je potreba za električnom energijom niža od moguće 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 povećanjem postojećih 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.

Treće, postoje periodi tokom kojih je potrošnja izuzetno visoka i tada se može desiti da proizvodni kapaciteti, usled krajnje nepovoljnih uslova ( npr. nemogućnost nabavke električne energije od drugih elektroenergetskih sistema ), ne mogu zadovoljiti postojeću potrošnju. Rizik od ovakve situacije mora se svesti na takve okvire u kojima bi njegova materijalizacija izazvala minimalnu štetu za društvo u cjelini.

Četvrto, rastuća tražnja za električnom energijom povećava rizik zadovoljenja potreba. Podmirenje rastuće potrošnje podrazumijeva da energetski subjekat kako bi održao kvalitet svoje usluge mora ići na povećanje raspoloživih kapaciteta ili na instalisanjem nove mreže. Marginalni troškovi za dodatnu potrošnju su u tom slučaju jednaki

33


troškovima proširenja kapaciteta. Ukoliko potražnja za električnom energijom konstantno raste, onda se povećanje raspoloživih kapaciteta može posmatrati kao investicija za kojom bi se potreba ukazala nešto kasnije. Polazeći od ovakvog stava, možemo posmatrati marginalne troškove kao troškove tih godina. Naknadni radovi na ovu temu, doveli su do daljeg razvoja sofisticiranijih modela koji su omogućili analitičarima da dublje prodru u strukturu marginalnih troškova. Osnovne postavke iz koje se izvodi teorija marginalnih ( graničnih ) troškova može se najbolje vidjeti na osnovu primjera i njegove grafičke interpretacije.

Tabela 1. Ukupni, prosječni i granični troškovi

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

34


Slika 5. Prosječni i marginalni troškovi

Na osnovu grafičkog prikaza se vidi da granični troškovi u cijeloj zoni degresije leže ispod prosiječnih troškova. Povećanjem proizvodnje, počevši od najnižeg stepena korišćenja kapaciteta, prosiječni troškovi opadaju do određenog nivoa usled smanjenja učešća fiksnih troškova po jedinici proizvoda, da bi svoj minimum dostigli u tački gde se fiksni i varijabilni troškovi izjednačavaju.

Marginalni troškovi opadaju pri povećanju proizvodnje, ali dosežu svoj minimum pre minimuma prosečnih troškova. U toj poziciji, oni se sastoje samo iz proporcionalnih troškova. Sa daljim rastom proizvodnje, usljed povećanja stepena reagibilnosti kod pojedinih vrsta i grupa varijabilnih troškova, dolazi i do rasta graničnih troškova, koji su još uvek niži od prosiječnih troškova. Tačka u kojoj se izjednačavaju prosiječni i marginalni troškovi naziva se tačka optimalnih troškova, i u toj situaciji kompanija na najbolji način iskorišćava svoje proizvodne kapacitete.

Razlog za utvrđivanje cijena koje bi bile jednake marginalnim troškovima može se prikazati na dijagramu ponude i tražnje.

35


Slika 6. Dijagram ponude i potražnje

Neka je EFGD kriva tražnje koja determiniše potrebu za električnom energijom u baznoj godini pri različitim nivoima prosečne cijene. AGS je kriva ponude, i ona je determinisana marginalnim troškovima proizvodnje dodatne jedinice proizvoda.

Pri cijeni p i proizvodnji Q, ukupan prihod od ostvarene potrošnje (reprezentovana spremnošću potrošača da plate ovu cijenu) može se predstaviti površinom ispod krive tražnje obilježene 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 cijena električne energije jednaka marginalnim troškovima u tački G u kojoj se ostvaruje optimalno tržišno rješenje pri cijeni p0 i proizvodnji Q0 .

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

gde p(Q) i MC(Q) prestavljaju funkcije tražnje, odnosno ponude respektivno.

Maksimiziranjem ND dobijamo:

36


d(ND)/d(Q)=p(Q) - MC(Q)=0

Na osnovu ovog izraza može se zaključiti da tačka u kojoj se sijeku 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 će u odnosu na baznu godinu, naredne godine doći do rasta potrošnje, onda bi se i kriva tražnje pomjerila sa nivoa D0 na nivo D1. Ukoliko bi se u narednoj godini zadržala bazna optimalna cijena 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 cijenu 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 cijena do nivoa pž. Postojanje daljeg viška tražnje MN ukazuje da je neophodno da proizvodnja i cijene dalje rastu. Ukoliko bi se u tome pretjeralo, 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 moguće proizvodnje. Uslijed stalnog rasta potrošnje električne energije, kao i zbog činjenice da u dijelu proizvodnje nije moguće fino podešavanje i usklađivanje zbog specifičnosti proizvodnih kapacitete i težnje da njihova veličina bude što veća, dostizanje optimalne tačke može predstavljati skoro nerješiv problem.

Pretpostavimo da u baznoj godini maksimalna proizvodnja iz raspoloživih kapaciteta iznosi Q, dok je optimalna tačka dostignuta pri proizvodnji Q0 i cieni 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, cijena mora da poraste do nivoa p1 pošto su kapaciteti fiksni. Pomjeranjem 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 cijena bila p3 koja bi odgovarala tražnji D3.

Ovako velike cijenovne oscilacije koje nastaju uslijed stalnog rasta potrošnje i primjene kratkoročnih marginalnih troškova, su neprihvatljive sa stanovišta potrošača. Ovaj problem može se prevazići ukoliko bi se

37


kratkoročni marginalni troškovi zamjenili sa dugoročnim, pri čemu je neophodno da se ujedno izvrši i diferencijacija cijena električne energije.

Pretvaranje marginalnih troškova u tarife predstavlja dodatni problem. Po svojoj konstrukciji, marginalni troškovi su kompleksni pojednako i u svojoj strukturi i u sadržini, i pored toga su ekstremno diversifikovani. Na primjer kada bi se precizno utvrđivali troškovi snabdijevanja, 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 upućene. Pokušajem da se tarife što vjernije približe troškovima i da se obezbijedi što veća njihova tačnost, umanjio bi se efekat poruke sa jedne strana, a sa druge povećali bi se troškovi mjerenja i administriranja koji bi opet bili nespojivi sa prednostima koji proističu iz veće 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 mjerenja i administriranja koje bi takva tarifna struktura proizvela.

Gledano striktno, po računovodstvenim pravilima, prodaja po marginalnim troškovima ne mora neminovno da obezbijedi i ravnotežu prihoda i rashoda, odnosno budžeta. Analiza operativnih tekućih prihoda i rashoda ukazuje na to da ne mora postojati nikakva veza između prosječnih 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 rijetko proizvede prihode koji se očekuju iz primene tarifnih stavova. Shodno tome, ravnoteža budžeta će se uspostaviti samo prilagođavanjem dugoročnih troškova za svaku kategoriju potrošnje.

Stoga model marginalnih troškova ni u jednoj zemlji nije primjenjen samostalno već je on ugrađen u pojedine delove cijenovnog sistema. Imajući u vidu navedene nedostatke može se konstatovati da nije uvek moguće u potpunosti eliminisati političko uplitanje niti zanemariti potrebu za pokrićem istorijskih troškova. Stoga, implementacija marginalnih troškova kod utvrđivanja cijena električne energije može imati različite oblike i može se primenjivati samo na djelovima cjenovnog sistema. Razlog tome leži u činjenici da ukoliko se želi ostvariti ekonomski racionalan i efikasan pristup, struktura cijena ( tarifni sistem ) je od podjednake važnosti kao i sam nivo cijena električne energije.

38


3.6.Tržišno utvrđivanje cijena električne energije/ Tržište dan unaprijed

Treći mogući pristup utvrđivanju optimalnih cijena električne energije počiva na djelovanju tržišnih zakona. Ovaj pristup je relativno nov i tek od nedavno je počeo da se primjenjuje uz veoma primetnu akceleraciju povećao je prostor za djelovanje 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 mjesta, poola - berze, na kome se utvrđuju cijene električne energije. U Norveškoj, nacionalna kompanija za prenos električne energije Statnet Marked, operiše i kao pool poznatiji kao Power Exchange. Na tom mjestu se ne obavlja cijelokupna kupoprodaja električne energije već jedan veliki dio se razmjenjuje na osnovu bilateralnih sporazuma između samih elektroprivrednih subjekata.Na berzi, električna energija može se kupiti po tri različita osnova:- dnevno ( spot ) tržište gdje se cijene 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;- regulaciono tržište ima funkciju balansiranja proizvodnje i potrošnje i njegove regulacije u slučaju ispada i kvarova u sistemu.

Kada se utvrde cijene 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, cijena 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, cijene se utvrđuju na osnovu ponuda svakog elektroprivrednog subjekta za određeno vrijeme. Kompanija može dati ponude za kupovinu ili za prodaju električne energije ( npr. kupovina određene količine električne energije ispod utvrđene cijene i nalog za prodaju iznad te cijene ). Sve ponude se sabiraju i cijena se balansira na nivou gdje su kupovina i prodaja jednake.

Elektična energija se može kupiti na “tržištu dan unaprijed” (eng. day ahead market) gdje se ugovori kupovina određene količine energije dan prije isporuke. Takve aukcije električnom energijom odvijaju se svakog sata, a želi se postići da transakcija bude jednaka po cijeni i u određeno vrijeme. Cijena se određuje obimom ponude i potražnje. Učesnici ponekad određuju

39


gornju granicu cijena ili vrše kupoprodaju po posebnim uslovma, tzv. blok ponuda, kojom se za određenu cijenu ugovara isporuka električne energije tokom nekoliko sati.

Slika 7. Pokriće potražnje električne energije iz različitih izvora električne energije, prioritet imaju energenti s nižim varijabilnim troškom. U slučaju kombinacije ugljen-hidro-vjetar, to može dovesti do viškova u vrijeme niže potražnje, što zahtjeva nova tehnička rješenje (npr.

fleksibilnost, skladištenje)

Ukoliko se pojave uska grla u prenosnom sistemu, mogu da se zatražiti posebne ponude za različite djelove sistema. Zbog monopolskih karakteristika koje imaju prenos i distribucija električne energije, cijena za ove funkcije nije predmet utvrđivanja na tržištu, već 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 cijena za energiju, podeljena u 5 tarifnih grupa ( plus šesta za izvoz ) odražava troškove gubitaka u prenosu i određuje se prema cijenama na spot tržištu. Ovdje se mogu zaračunati i drugi izdaci kao 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 cjelokupna proizvodnja oslonjena je na hidrokapacitete uz prisustvo značajnih viškova jer su uprkos opštoj deregulaciji, zadržana neka ograničenja koja se odnose na izvoz električne energije. Postojeći viškovi, uticali su na smanjenje cijena ( pogotovo za velike potrošače i za kupovinu

40


na veliko ), kao i na smanjenje pritiska na proizvodne troškove. Najveći broj proizvođača, postojećom cijenom pokriva samo kratkoročne marginalne troškove ( koji su inače kod hidroproizvodnje izuzetno niski ) i amortizaciju ( koja je usled velike starosti kapaciteta značajno podcijenjena ), tako da aktuelni kapitalni troškovi ne predstavljaju značajnu stavku u strukturi cijene.

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 dio 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 će elektrane i blokovi biti raspoloživi za naredni dan sa odgovarajućom cijenom, dok istovremeno svi potrošači za taj isti period moraju da prijave procjenjene potrebe za električnom energijom po naponskim nivoima na kojima je preuzimaju. Cijene 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. Uslijed zagušenosti prenosne mreže, može se javiti situacija da neka elektrana bude angažovana iako je njena cijena veća od cijene neke druge elektrane, te je usled toga neophodna revizija prvobitnog spiska angažovanja. Na osnovu revidovanog spiska, kalkuliše se cijena za svakih pola sata, tzv. sistemska marginalna cijena (SMP) koja je jednaka cijeni 1 MWh najskuplje elektrane koja je u pogonu. Način utvrđivanja cijena na spot tržištu može se najbolje videti na sledećem primjeru.

Ako postoje četiri ponude (1, 2, 3 i 4 penija/kWh) dispečeri odlučuju da se private tri najniže, tako da je SMP jednaka 3 penija po kWh za pola sata. Sva tri proizvođača čije su ponude prihvaćene dobijaju po 3 p/kWh. Uz ovu cijenu, bez obzira da li su se kvalifikovali ili ne, proizvođači dobijaju naknadu za svaku elektranu koja je pogonski spremna. Na taj način, u cijenu 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) - mogućnost prekida snabdijevanja ukoliko potražnja bude veća od raspoloživih kapaciteta. Ukoliko je rizik visok tada je LOLP jednak 1, i obratno u slučaju postojanja viška kapaciteta LOLP je jednak 0.

41


VOLL (Value of Lost Load) - vrijednost izgubljenog snabdijevanja koja u uslovima kada tržište nije u potpunosti zaživjelo predstavlja administrativno utvrđenu vrijednost koja treba da simulira nivo maksimalne cijene koju su kupci spremni da plate za dodatni kWh.

Cijena koju spot tržište plaća proizvođačima PPP (Pool Purchase Price) dobija se na osnovu formule:

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

Cijene po kojoj spot tržište prodaje energiju PSP ( Pool Selling Price ) veća je od PPP za prosječne gubitke prenosa za tih pola sata kao i za troškove održavanja stabilnosti sistema. Teorijski posmatrano ovakva cijenovna struktura se suočava sa mnogobrojnim problemima. Ona treba podjednako da odražava kratkoročne marginalne troškove ( na osnovu sistemske marginalne cijene ) i dugoročne kapitalne potrebe ( kroz elemente kapaciteta ). Cijene 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 primjenu RPI-X modela.

Ekonomski rezon, na kome počiva ovakva orijentacija zasnovan je na želji za pružanjem što efikasnijih cjenovnih signala, kao i na težnji da se kroz cijenu priključka na prenosnu mrežu ustanovi gdje postoje lokalna uska grla, te na taj način stimuliše izgradnja novih proizvodnih kapaciteta kako bi se smanjili sistemski troškovi.

Osvrćući se na sveukupnu cijenovnu situaciju, koja je bila prisutna u Velikoj Britaniji, javila su se i izvesna ograničenja, koja se posebno ogledaju u sposobnosti tržišnih 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 Velikoj Britaniji samo prodavci mogu da se pojavljuju na berzi sa svojim ponudama, dok je kupcima onemogućeno učešće i ostavljena im je mogućnost samo da izraze svoju spremnost da kupe ili ne kupe električnu energiju.

Uz sva ova nerješena pitanja, nije iznenađujuće što se berzanska cijena se ne ponaša uvijek u skladu sa teorijskim pretpostavkama odražavajudi marginalne troškove.

Potrebno je još jednom naglasiti da, i pored toga što funkcionisanje pool-a u velikoj mjeri ima sličnosti sa klasičnim dispečingom u kome se redosljed angažovanja elektrana određuje na bazi kratkoročnih marginalnih

42


troškova, ono nije zasnovano na troškovnom nego na tržišnom principu, odnosno na sistemu ponuda.

Cijene 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, cijene za isporuke električne energije potrošačima van franšiznog područja, nisu direktno regulisane, i mnogi proizvođači koriste ovu mogućnost kako bi kroz direktne ugovore sa kupcima izbjegli fluktuacije cijena na berzi.

Sveukupni efekat tržišnog pristupa formiranju cijena na potrošače je dosta teško utvrditi. U Velikoj Britaniji je inicijalno započeta debata oko toga da li su ikakve koristi imali potrošači od ovakve promjene. Rezultat te debate, zbog postojanja konfliktnih interesa, u velikoj mjeri zavisi od posmatranog vremenskog perioda kao i od izbora grupe potrošača koja se posmatra.

43


4. Osnovni modeli organizacije tržišta električne energijeU 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 izvjesne modifikacije ukazujući time na činjenicu da je organizacija i sam razvoj tržišta električne energije kontinuiran proces koji se prilagođava tehničkim, ekonomskim i zahtjevima liberalizacije.

Tabela 2. - Osnovne karakteristike modela organizacije tržišta

Monopol Model

jednog kupca

Model tržišta na veliko

Model maloprodajnog

tržišta

Veći broj proizvođača

Ne Da da da

Izbor za prodavce na malo

Ne Ne da da

Izbor za kupce Ne Ne ne da

Model vertikalno i horizontalno integrisanog monopola podrazumijeva da u okviru jednog preduzeća u vlasništvu države, budu integrisani svi segmenti elektroprivredne djelatnosti između kojih ne postoje komercijalni odnosi. Poslovanje ovog preduzeća je strogo regulisano, pogotovo u dijelu cijena, tarifa i investicione politike. Mada su glavni argumeti za izbor integrisanog modela organizacije bili korišćenje prednosti ekonomije obima i jedinstvenog procesa upravljanja, planiranja i razvoja, praksa je pokazala da je diskutabilan nivo stvarne realizacije ovih prednosti.

Osnovna zamjerka organizacije Elektroprivrede po modelu monopola je da ne podstiče efikasnost, prije svega, zbog netransparentnosti poslovanja i postojanja latentne mogućnosti prevaljivanja troškova između segmenata ili prevaljivanja troškova na

44


krajnje potrošače. Najbolji primjeri za funkcionisanje ovog modela u praksi imaju Francuska, Italija, Češka i Grčka.

Model jednog kupca podrazumijeva postojanje većeg broja proizvođača koji na osnovu ugovora svu proizvedenu električnu energiju prodaju jednom kupcu. Najčešće 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 redoslijeda ( na osnovu 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 pobjednici na tenderu zaključuju dugoročne ugovore sa prenosnom kompanijom, odnosno jedinim kupcem na tržištu.

Model jednog kupca može funkcionisati kao vertikalno integrisan subjekat koji uključuje djelatnost proizvodnje i Elektrodistribucije, dok je prenos električne energije organizovan kao odvojeno preduzeće. Preduzeće zaduženo za prenos kupuje električnu energiju od proizvođača i prodaje je elektrodistribucijama po regulisanim tarifama. Isto tako, u praksi se sreće situacija kada je dio koji obavlja otpremanje električne energije ( dispatch unit ) izdvojen kao zasebna cijelina od dijela koji se bavi prenosom električne energije.

45


Slika 8. - Osnovna šema modela sa jednim kupcem

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. Budući da preuzima cjelokupan tržišni rizik, ovaj modalitet se u literaturi označava kao „aktivni kupac“ ( activ single buyer ).

Drugi modalitet osnovnog modela sa jednim kupcem, podrazumijeva situaciju kada pored jednog velikog i dominantnog kupca koji kupuje najveći dio 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 ).

46


Treći modalitet predstavlja relativno noviji oblik centralizovane kupovine i podrazumijeva situaciju kada kupac u isto vrijeme djeluje kao koordinator za nabavku 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 mjeri 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 zahtjeva korenito restrukturiranje. Ovakav ili sličan model bio je zastupljen u Mađarskoj, Holandiji, Belgiji, Danskoj, Španiji.

Model jednog kupca ima određenih tehničkih, ekonomskih i institucionalnih prednosti:

- prilično je privlačan za potencijalne investitore jer ih štiti od tržišnih rizika,

- efikasno balansira cijelokupan sistem zahvaljujući povjerenoj funkciji koordinacije između proizvodnje i distribucije i

- ne zahtjeva značajne promjene i strukturne reforme.

S druge strane, model jednog kupca podrazumijeva značajne rizike i u praksi je pokazao nekoliko slabosti:

- ukoliko jedini kupac na tržištu u isto vrijeme 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 cijelokupan finansijski rizik,

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

- finansijska nedisciplina - usljed 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.

47


Tržišni model predstavlja drugu krajnost u odnosu na monopolsku organizaciju tržišta. U tržišnom modelu prioritet je unapređenje efikasnosti poslovanja u segmentima u kojima postoji mogućnost uvođenja potpune konkurencije. Stoga, kao izrazito profitno motivisan, ovaj model ne nudi dovoljne garancije koje bi osigurale pouzdanost i sigurnost snabdijevanja. Model je prvobitno primijenjen u Engleskoj i Velsu, da bi ga nakon toga implementirale i druge zemlje (Norveška, Čile, Novi Zeland).

Tržišni model se u velikoj mjeri razlikuje u odnosu na model sa jednim kupcem jer ga karakterišu sledeće specifičnosti:- 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;- usljed povećanja 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 zamjenjuju komercijalni ugovori;- funkcija dispečinga je jasno odvojena od funkcije prenosa, s tim što se dispečing uvodi na bazi cijenovnih ponuda proizvođača umjesto na osnovu marginalnih troškova proizvodnje;- sprečava se mogućnost da dominantni proizvođač formira cijene na način koji ne odgovara samim troškovima proizvodnje;- ukida monopolska prava za snabdijevanje 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) gdje slobodu izbora snabdijevača imaju elektrodistribucije i veliki industrijski potrošači, odnosno kvalifikovani potrošači i- model tržišta na malo (retail competition) gdje slobodu izbora imaju svi krajnji potrošači.

Model veleprodajnog tržišta može biti organizovan kao:- tržište dugoročnih ugovora (većinski dio 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. Cijena na spot tržištu se formira na bazi najviše ponuđene cijene od strane proizvođača, dok se kod pool-ova operiše sa troškovima

48


( zbog čega oni ne predstavljaju formu konkurencije ), što je ujedno i osnovna razlika između njih.

Slika 9. - Osnovna šema modela veleprodajnog tržišta

49

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 mogućnost da biraju izvor snabdijevanja, veliki industrijski potrošači i distribucije mogu kupovati električnu energiju direktno od proizvođača. Dozvoljavajući 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 uspješno funkcionisao neophodno je da bude ispunjeno nekoliko preduslova:

- formirana berza ili spot tržište na osnovu kojih se odvija trgovina fjučersima;

- 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 obezbijede dosljednu primjenu regulative i da sankcionišu svaku tržišnu diskriminaciju;

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

- tržišne cijene koje stimulišu ulazak na tržište.

Glavni nedostatak i česta zamjerka modelu veleprodajnog tržišta je njegova netransparentnost. Činjenica da je uspostavljen centralni sistem, ostavlja širok prostor za malverzacije i predstavlja opasnost za naplatu potraživanja. Isto tako, mogu i dalje ostati cijenovne distorzije i subvencije za pojedine grupe potrošača. Dalje, u odsustvu nadmetanja na strani tražnje mogu se dešavati izvjesne netržišne pojave npr. da su marginalni troškovi viši od marginalnih koristi.


Slika 10. - Osnovna šema modela tržišta na malo

52


5. Model organizovanja elektroenergetskog sektora Crne Gore

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 donijet i Akcioni plan za njenu realizaciju u periodu od 2008-2012. godine. Zakon o energetskoj efikasnosti usvojen je u maju 2010.godine i njegova primjena 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 ovlašćenjima. Agencija donosi opšte akte u svrhu regulisanja energetskog sektora, obavlja nadzor i kontrolu nad radom i poslovanjem energetskih subjekata. Pored Agencije, znatan dio nadležnosti je i dalje zadržala Vlada, odnosno sektor za energetiku pri Ministarstvu ekonomije. Utvrđene su cijene i tarife za korišćenje prenosne i distributivne mreže, donijeta su tržišna pravila i drugi podzakonski akti, čime je omogućeno stvaranje konkurentnog tržišta.

Elektroprivreda Crne Gore AD Nikšić (EPCG) je nacionalna elektroenergetska kompanija nastala transformacijom JEP Elektroprivreda Crne Gore u akcionarsko društvo. EPCG obavlja djelatnost proizvodnje, distribucije i snabdijevanja električnom energijom. EPCG je vertikalno integrisana, funkcionalno razdvojena kompanija koju čine tri cjeline koje su organizovane kao profitni centri : Proizvodnja ( HE Perućica, HE Piva, TE Pljevlja ), Distribucija i Snabdijevanje, kao i dvije organizacione cjeline : Direkcija i Elektrogradnja. U vlasničkoj strukturi EPCG najveći udio ima država 57,02%, dok italijanska kompanija A2A ima udio 41,75%. Dogovorom između Vlade i A2A predviđeno je da izvršni menadžment pripadne strateškom pertneru - italijanskoj kompaniji i oni su te pozicije zvanično i preuzeli u martu 2010. godine.

Djelatnost prenosa električne energije je izdvojena iz EPCG i povjerena je nezavisnom preduzeću AD Prenos, koje je konstruisano kao jedan profitni centar sa tri licence - za vlasnika mreže, operatora prenosa i operatora tržišta ( do njegovog izdvajanja u zasebno preduzeće ).

Dosadašnja empirijska istraživanja bila su uglavnom usmjerena na ispitivanje rezultata, odnosno kvaliteta regulacije Elektroprivrede, a manje na ispitivanje karaktera monopola u Elektroprivredi. Razlog tome je višegodišnje poistovjećivanja prirodnih i zakonskih monopola na nivou Elektroprivrede. Razdvajanjem elektroprivredne djelatnosti na njene osnovne

52


komponente ( proizvodnja, prenos, distribucija i prodaja) , stvorene su pretpostavke da se u dijelu proizvodnje i prodaje uvede konkurencija dok prenos i distribucija predstavljaju prirodni monopol i zbog mogućnosti zloupotrebe tog položaja, oni su predmet regulacije cijena. Zbog monopolskih karakteristika koje imaju prenos i distribucija električne energije, cijena za ove funkcije nije predmet utvrđivanja na tržištu, već se ona određuje na bazi troškovnog pristupa.

Otvaranje tržišta električne energije je formalno započelo 2009. godine za sve kupce električne energije, osim za domaćinstva, za koje će tržište biti otvoreno 2015.godine, u skladu sa Sporazumom o formiranju energetske zajednice zemalja Jugoistočne Evrope.

Tabela 3. - Institucionalni i zakonodavni okvir u Crnoj Gori

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

Nadležne institucije za eneregetiku

Ministarstvo ekonomije:- Sektor za energetikuMinistarstvo uređenja prostora i zaštite životne sredine Agencija za zaštitu životne sredine

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

Regulatorno tijelo Regulatorna Agencija za energetiku

Regulatorni Odbor Energetske zajednice (ECRB), kao jedan od nadležnih za donošenje akata, funkcioniše na osnovu Ugovora o Energetskoj zajednici. Kao institucija Energetske zajednice ECRB savjetuje Ministarski Savjet i stalnu grupu visokog nivoa Energetske zajednice o detaljima vezanim za zakonska, tehnička i regulatorna pravila i daje preporuke u slučaju prekograničnih sporova između regulatora.

ECRB je nezavisni regionalni glas energetskih regulatora u Energetskoj zajednici.Misiju ECRB-a čine tri osnove: davanje koordiniranih regulatornih stavova na debatama o energetskoj politici, harmonizovanje regulatornih pravila širom granica i razmjena regulatornih znanja i iskustava.

52


Osnovni preduslov za uspješnu liberalizaciju tržišta i reforme sektora je regulatorna nezavisnost. Nacionalne regulatorne agencije (NRA) su osnovane u cilju regulisanja monopolističkih aktivnosti u elekroenergetskim i industrijama za gas i promocije tržišnih mehanizama u aktivnostima proizvodnje i snabdijevanja putem kontrole konflikta interesa između izvršnih i državnih preduzeća.

Opravdanje za postojanje institucije nezavisne regulatorne agencije nalazi se u pokušaju da se regulatori izoluju ne samo od uticaja regulisanih kompanije nego i od političkog miješanja: stabilni, bezbjedni i dostupni električna energija i gas su od ključne važnosti za javnost; stoga, Vlade tradicionalno imaju interes u dizajn energetskog sektora, investicione odluke i utvrđivanje cijene energije, a naročito kada vlada ima vlasništvo u energetskim preduzećima i kada se sve više i više ekonomija i stanovništva suočava sa finansijskom oskudicom. Međutim, ako liberalizacija tržišta treba da postane realnost, ona zahtijeva neutralnu instituciju koja je u mogućnosti da donosi autonomne odluke koje uravnotežavaju interese svih učesnika tržišta i zasniva se na specifičnoj ekspertizi sektora, a ne na političkoj paradigmi.

Tamo gdje regulatori ne posjeduju adekvatnu nezavisnost, Vlade mogu ili da direktno podstaknu ili da indirektno utiču na regulatorne odluke i to ex ante ili ex post, i time ograniče njihovu sposobnost da se posvete svojoj regulatornoj politici.

Acquis communautaire Energetske zajednice uspostavlja NRA kao nezavisne institucije. Treći energetski paket naročito stavlja veći naglasak na regulatornu nezavisnost. Međutim, iskustvo u efektivnoj implementaciji zakonskih pravila uči da je svaki zakonodavni standard dobar samo onoliko koliko i svijest o njemu i povreda istog.

Za donošenje odlika u vezi energetskog sektora politička nezavisnost NRA, je i neophodna i ona se postavljena u odnosu na zahtjeve iz Trećeg energetskog paketa podrazumijeva sljedeće elemente:

- NRA mora da bude pravno razdvojena i funkcionalno nezavisna od bilo kojeg drugog javnog ili privatnog subjekta;

- Zaposleni u NRA i rukovodstvo djeluju nezavisno. To znači da zaposleni i menadžment NRA ne traže niti primaju direktne instrukcije od bilo kojeg

52


javnog ili privatnog subjekta. U isto vrijeme to podrazumijeva sprječavanje bilo koga da da takve instrukcije. To takođe zahtijeva od zaposlenih i menadžmenta NRA da ne budu u radnom odnosu ili imaju mandat u regulisanim preduzećima ili posjeduju akcije ili imaju bilo koji drugi odnosni interes ili vrše političku funkciju;

- NRA mora da bude ovlašćena da donosi autonomne i konačne obavezujuće odluke,osim za sudski nadzor;

- Za potrebe imenovanja, razrješenja dužnosti, poslovanja (mandat) rukovodstva NRA moraju postojati transparentna pravila.

Metodologije za regulaciju cijena i tarifnih sistema su osnovne podloge osnovu kojih se utvrđuje cijena regulisanih djelatnosti. Definisanje metodologija i tarifnih sistema je u nadležnosti Agencije za energetiku koja je usvojila: Metodologiju za određivanje tarifnih elemenata za obračun cijene električne energije za tarifne kupce, Metodologiju za određivanje tarifnih elemenata za izračunavanje cijena pristupa i korišćenja sistema za prenos električne energije i Metodologiju za određivanje tarifnih elemenata za izračunavanje cijena pristupa i korišćenja sistema za distribuciju električne energije.

Energetski subjekti čije su djelatnosti regulisane, primenjujući metodologije i tarifne sisteme, obračunavaju i predlažu cijene proizvoda (električna energija), odnosno usluga (prenos, distribucija) za sledeći regulatorni period i dostavljaju ih Agenciji za energetiku na mišljenje. Prilikom formiranja mišljenja na cijene, Agencija na osnovu dostavljenih tehničkih i ekonomskih podataka i ostale dokumentacije, ocjenjuje da li su cijene 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 upućje energetskom subjektu, koji prijedlog cijena sa mišljenjem Agencije dostavlja Vladi na saglasnost.

Prilikom kreiranja metodologija koje su osnov za izračunavanje cijena koje će energetski subjekti naplaćivati svojim kupcima/korisnicima, regulator je vodio računa o sledećim elementima: pokriće troškova u dugom roku, povećanje efikasnosti, obezbjeđivanje profitabilnosti poslovanja, stvaranje jednakih uslova za sve kupce/korisnike uz izbjegavanje unakrsnog subvencionisanja. Uz navedene bazične elemente dodat je još i zahtjev za jednostavnošću i transparentnošću predloženih rješenja.

52


Slika 11. Dio računa koji pokazuje šta sve ulazi u krajnju naplatu

Pogledajte na koji način se obračunava faktura - račun za utrošenu električnu energiju. Obračun se radi na osnovu tabela odobrenih od strane Regulatorne agencije za energetiku.

Tabela 4. Odobrena tabela za 2015. godinu sa cijenama za distributivne kupce 0,4kV(domaćinstva)

52


Tabela ima šest kolona označenih brojevima od 1 do 6. U prvoj kolini je kategorija i vrsta potrošača priključenog na distributivnu mrežu. Druga kolona sadrži elemente na osnovu kojih se radi obračun. U trećoj je jedinica mjere kWh (kilovat čas) dok je u četvrtoj naznačen dnevni period ili, skupa-VT i jeftina-MT tarifa. U petoj koloni se nalaze cijene izražene u €c/kWh (eurskih centi po kilovat času - šesta kolona).

Cijena električne energije nije ista tokom cijelog dana. Različite cijene su poznate pod imenom jeftina i skupa struja - tarifa, u računima ih možete prepoznati kao manja tarifa (MT) i viša tarifa (VT).

To znači da tokom dana postoje vremenski intervali u kojima se električna energija obračunava po različitoj cijeni. Intervali i njihova dužina su se poslednji put promjenili 01.11.2006. godine shodno članu 28. Pravilnika o tarifama za električnu energiju i članu 126. Distributivnog kodeksa.

Kod potrošača koji imaju stara tarfina brojila, primjenom novih tarifnih intervala jeftina struja - tarifa (MT) se obračunava od 23-07 h po zimskom i od 24-08h po ljetnjem računanju vremena tokom svih dana u sedmici, osim nedelje, kada se manja tarifa obračunaca tokom čitavog dana, od 00 – 24h.

52


6. Zaključak

Tržište električne energije je relativno nov fenomen koji je izazvao veliku pažnju u javnosti. Početkom 1980-tih godina počinje trgovina na veleprodajnom tržištu, a nakon toga mnoge zemlje su započele reformu koja je podrazumijevala restrukturiranje Elektroprivrede, deregulaciju i liberalizaciju tržišta, odnosno privatizaciju segmenta u kome je moguće uvoditi konkurentske uslove poslovanja. Paralelno s tim, došlo je do novih tehničko tehnoloških rješenja koja su zajedno sa započetom reformom izmijenile dotadašnji oblik organizacije i funkcionisanja tržišta električne energije.

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 djelatnost. 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 će pokušati da ispravi sve nepravilnosti tržišta i na taj način zaštiti interes potrošača i društva uopšte.

Otvaranje tržišta električne energije u Crnoj Gori je formalno započelo 2009. godine za sve kupce električne energije, osim za domaćinstva, za koje će tržište biti otvoreno 2015.godine, u skladu sa Sporazumom o formiranju energetske zajednice zemalja Jugoistočne Evrope.

Metodologije za regulaciju cijena i tarifnih sistema su osnovne podloge osnovu kojih se utvrđuje cijena regulisanih djelatnosti. Definisanje metodologija i tarifnih sistema je u nadležnosti Agencije za energetiku. Cijena električne energije nije ista tokom cijelog dana. Različite cijene su poznate pod imenom jeftina i skupa struja – tarifa.

52


7. Literatura

52


52

Documents

konacna verzijaakolhjhj