1

Okrugli stol HO CIGRÉ o utjecaju promjena novih direktiva EU na reformu hrvatskog elektroenergetskog sektora – ISO/TSO koncepcija, 7. travnja 2004. godine, Zagreb, Hrvatska

Uloga i značenje ISO operatora sustava u nastavku reforme hrvatskog elektroenergetskog sektora

G. Granić, M. Majstrović, N. Dizdarević, D. Bajs, G. Majstrović

Energetski institut Hrvoje Požar Zagreb, Hrvatska

www.eihp.hr Sažetak Reforme elektroenergetskog sektora, kao i ukupnog energetskog sektora, otvaranje tržišta i privatizacija utječu na organizacijski model i na način vođenja pogona elektroenergetskog sustava u cjelini. Visokonaponski prijenosni sustavi važni su elementi nacionalne i globalne infrastrukture. Poremećaji u tim sustavima stvaraju izravne i neizravne posljedice po ekonomiju i nacionalnu sigurnost. Rastuće povezivanje različitih elemenata ukupne infrastrukture (komunikacije, tržišta, transport) može omogućiti poremećajima proširenje na ostale vitalne infrastrukture. Zadatak elektroenergetskog sustava je u trajnoj opskrbi potrošača električnom energijom pri čemu su propisi o sigurnosti, stabilnosti, pouzdanosti i kvaliteti isporuke zadovoljeni uz minimalne troškove pogona. Obzirom da je realizacija ovog zadatka podložna cijelom nizu rizika vezanih uz planiranje, izgradnju, pogon i održavanje elektroenergetskih postrojenja, potrebno je pravilno postaviti obveze i odgovornosti u tom procesu. Pri tome je odnos između Operatora sustava s jedne strane te energetskog subjekta za prijenos električne energije s druge od prvorazrednog značenja obzirom na sigurnost napajanja potrošača. Stoga su u ovom radu predočene temeljne smjernice za pravilno pridjeljivanje obveza i odgovornosti pri planiranju i vođenju pogona hrvatskog elektroenergetskog sustava. Organizacijski ustroj Operatora sustava razmatra se u okviru šireg konteksta reforme elektroenergetskog sektora obzirom na značajnu ulogu koju ima u razvoju tržišta električne energije. 1. UVOD Proces dereguliranja elektroenergetskog sektora odvija se različitim brzinama u Europskoj uniji, zemljama kandidatima (budućim članicama) ili ostalim europskim državama. Taj proces počinje mijenjati naše poglede na električnu energiju. Potrošači, elektroenergetske tvrtke i proizvođači ulaze u do sada nepoznati svijet natjecanja, odnosno u situaciju koja može dovesti do nižih cijena, ali i do viših uslijed različitih neuravnoteženosti. Pouzdanost elektroenergetske mreže poprima sve veći rizik. Visoka povezanost među sustavima osigurava dobavu energije uz predvidive cijene čak i u uvjetima kvarova značajnih komponenata ili povećane potražnje. Elektroenergetska mreža vodi se prema zakonima fizike u jednakoj mjeri kao i prema zahtjevima ekonomičnosti. Niti jedan dio mreže nije zaklonjen od promjena ili kvarova u drugim dijelovima. Stoga se čak i države u kojima potrošači nemaju pravo izbora dobavljača nalaze pod utjecajem deregulacije i novih problema s pouzdanošću i fluktuacijama na tržištu koje s njom dolaze. U stvaranju tržišta električnom energijom neophodno je pridijeliti odgovarajuću ulogu Operatoru sustava (eng. System Operator, SO). Obzirom na načelo o nediskriminirajućem pristupu i korištenju elektroenergetskih mreža, jedan od organizacijskih modela nazvan je Nezavisnim operatorom sustava (eng. Independent System Operator, ISO). Obzirom na

2

preuzimanje zadaća vezanih uz planiranje i vođenje pogona prijenosnog sustava, svrha ISO-a u tržištima električne energije zapadnih zemalja nalazi se u zamjenjivanju lokalne elektroprivrede s neprofitnom organizacijom bez financijskog interesa za poslovanje bilo kojeg igrača na tržištu električne energije. Pri tome je neophodno razriješiti potencijalni sukob interesa koji se javlja ukoliko je ISO ujedno i vlasnik prijenosnog sustava. Takav organizacijski oblik najčešće je poznat pod nazivom Operator prijenosnog sustava (eng. Transmission System Operator -TSO). Jedno od značajnijih pitanja koja se u području prijenosa električne energije postavljaju u doba reforme elektroenergetskog sektora vezano je uz vlasništvo nad prijenosnim sustavom u dereguliranom okruženju. Dosadašnja iskustva u zemljama otvorenog tržišta električne energije pokazuju da postoje dva osnovna modela reorganizacije monopolističkih, okomito organiziranih elektroprivrednih tvrtki: 1) Model ISO, koji podrazumijeva potpuno vlasničko, upravljačko, financijsko i pravno

izdvajanje operatora sustava iz strukture okomite tvrtke uz istodobni opstanak ostalih temeljnih djelatnosti unutar jednog konzorcija tvrtke-roditelja, uz nužno računovodstveno razdvajanje pojedinih djelatnosti. ISO je ili u izravnom vlasništvu države ili u zajedničkom vlasništvu institucije organizirane od strane različitih čimbenika elektroenergetskog sektora. Troškovi ISO-a namiruju se iz naknade za vođenje pogona sustava koju sudionici na tržištu izravno plaćaju operatoru sustava. ISO model omogućuje zadržavanje temeljnih djelatnosti unutar grupe tvrtke-roditelja te pojavu novih igrača na tržištu. Pri tome se ne narušava financijska i tržišna moć formirane grupe koju ona može iskoristiti na regionalnom tržištu.

2) Model TSO, koji podrazumijeva vlasničko, upravljačko, financijsko i pravno izdvajanje

operatora sustava i prijenosne tvrtke iz strukture vertikalne tvrtke. TSO je u izravnom vlasništvu države. Troškovi TSO-a namiruju se iz mrežnih tarifa. TSO model reorganizacije elektroprivrednih tvrtki podrazumijeva cijepanje postojeće organizacijske strukture, uz posljedično smanjenje financijske i tržišne moći grupe tvrtke-roditelja. TSO model slabi poziciju formirane grupe na regionalnom tržištu.

Sve ostale varijante reorganizacije okomito integriranih tvrtki opstaju tek privremeno i nužno završavaju na jednom od navedena dva modela. Izbor modela, ISO ili TSO, nije moguće napraviti raspravljajući izolirano samo o tom pitanju. Naime, oba su rješenja ostvariva, mogu dobro funkcionirati i mogu imati probleme u funkcioniranju. Oba rješenja mogu biti uspješna uz uvjet prethodnog uspostavljanja i provođenja kvalitetnih procedura te ukupnih rješenja sigurne opskrbe električne energije. Stoga je organizacijski ustroj Operatora sustava neophodno razmotriti i pozicionirati unutar šireg konteksta reforme elektroenergetskog sektora obzirom na značajnu ulogu koju ima u razvoju tržišta električne energije. Izbor ISO modela u reformi energetskog sektora u Hrvatskoj temeljio se na sljedećim pretpostavkama: o Hrvatska je malo tržište i nije ga moguće unutar Hrvatske posebno razigrati. Stoga je

značajnija uloga koju energetski subjekti iz Hrvatske mogu imati na regionalnom tržištu električne energije;

o Značajno je očuvati poslovnu strukturu nacionalnog elektroenergetskog subjekta –

Hrvatske elektroprivrede, obzirom da kao veća kompanija može imati značajniju poziciju na regionalnom tržištu električne energije;

o Proces privatizacije nacionalnog elektroenergetskog subjekta (koji je odvojen od

liberalizacije tržišta električne energije) odgodit će se sve dok se ne implementiraju zakoni i ne izgrade sve potrebne zakonom predviđene institucije;

3

o Predloženo je rješenje sa četiri društva s ograničenom odgovornošću u 100%-tnom vlasništvu HEP-Grupe, od kojih su dva regulirana (prijenos i distribucija) i dva tržišna (proizvodnja i opskrba);

o Kod koncipiranja rješenja vodilo se također računa da se neće privatizirati dijelovi HEP-

a, nego HEP-Grupa u cjelini, i to ne strateškom partneru; o Kod koncipiranja rješenja objektivno je procijenjeno da će HEP-Grupa imati dominantan

položaj na tržištu u Hrvatskoj, te da se on neće značajno mijenjati ni u idućih 15 ili više godina, osim ukoliko se ne donesu drugačije odluke o podjeli i privatizaciji proizvodnje;

o U konceptu grupe povezanih ovisnih društava koja ima objektivno dominantni položaj

na tržištu, izdvajanje Nezavisnog operatora sustava i tržišta predstavlja nužan korak da bi se osigurala nediskriminirajuća pozicija ostalih subjekata na tržištu;

o Izdvajanje Nezavisnog operatora sustava i tržišta predstavlja najblaži oblik

reorganizacije Hrvatske elektroprivrede obzirom na integritet vlasništva nad nacionalnim energetskim subjektom te očuvanje njegove cjelovite poslovne strukture;

o Kod koncipiranja rješenja smatrano je da varijanta s TSO modelom također predstavlja

moguću opciju, ali u konceptu izdvajanja prijenosne djelatnosti iz HEP-Grupe te formiranja posebnog trgovačkog društva u vlasništvu Republike Hrvatske. Također, TSO model je moguće realizirati i u varijanti izdvajanja prijenosa i distribucije iz HEP-a kao reguliranih djelatnosti (kombinirani operator), te zadržavanja proizvodnje i opskrbe kao tržišno orijentiranih društva;

o Kod koncipiranja rješenja smatrano je da ovakav TSO model zbog izdvajanja iz HEP-

Grupe povezanih ovisnih društava znatno umanjuje ne samo vrijednost Grupe već i njezinu sposobnost sudjelovanja na regionalnom tržištu. Štoviše, smatrano je da bi to bio poticaj daljnjem izdvajanju društava iz Grupe i rastakanju nacionalnog energetskog subjekta;

o Kod koncipiranja rješenja razmatran je i TSO model prema kojem ne dolazi do njegovog

izdvajanja, već do zadržavanja u HEP-Grupi povezanih društava. Takav je model odbačen zbog tri razloga:

1. Prvi se nalazi u njegovom negativnom utjecaju na razvoj tržišta električne

energije u Hrvatskoj zbog neispunjavanja načela o nediskriminiranju te daljnjeg jačanja monopolne pozicije Hrvatske elektroprivrede. Time bi se stvorile poteškoće pregovaračima u procesu pridruživanja Europskoj uniji što bi moglo uzrokovati negativnu ocjenu reforme i ugroziti cjelokupno pridruživanje.

2. Drugi je razlog vezan uz rizik od promjene zakonodavnog ili institucionalnog okvira. Naime, ukoliko bi došlo do promjene zakonodavnog okvira u smjeru prodaje vlasničkog udjela HEP-a strateškom partneru, tada bi u takvom modelu državni monopol u prijenosu električne energije bio zamijenjen privatnim monopolom ili nekom kombinacijom državnog i privatnog.

3. Treći se razlog odnosi na privremenost takvog modela obzirom da se njime inherentno nameće potreba izdvajanja tako stvorenog operatora iz HEP-Grupe povezanih društava. Privremenost implicira ponovnu promjenu zakonodavnog okvira i ponovno odgađanje reforme. Vrijeme koje bi bilo potrebno za izradu novog okvira može biti utrošeno znatno kvalitetnije.

4

Razmatrajući moguća rješenja i dugoročne procese razvitka tržišta električne energije izvan i unutar Hrvatske, te očekivane procese privatizacije, izborom ukupnog modela razvoja tržišta električne energije očuvana je transparentnost i vjerodostojnost u razvoju tržišta te sigurnost pogona sustava. U protivnom bi se povećao sigurnosni rizik posebice obzirom na potrebe ulaganja u izgradnju novih proizvodnih objekata. Zbog dominantne pozicije koju bi imala Hrvatska elektroprivreda teško je očekivati da bi se eventualni strani investitor odlučio na izgradnju novog proizvodnog objekta na teritoriju Hrvatske i njegovo uključivanje u tržište električne energije. Strane investicije ne samo da donose izravno financiranje projekata, već i oslobađaju državni kapital koji se može iskoristiti u druge svrhe. Izostankom izgradnje proizvodnih objekata jača se potreba za uvozom električne energije što dodatno umanjuje samodostatnost hrvatskog sustava i povećava nesigurnost vlastite opskrbe. To je posebice izraženo u sušnim razdobljima kada je i iz okoline hrvatskog ees-a otežana nabava energije. Za realizaciju odabranog modela nadalje je potrebno definirati različite aspekte poslovanja u takvom okruženju. Tehničkim kriterijima potrebno je definirati djelokrug Operatora sustava i njegov utjecaj na financijsko poslovanje različitih kompanija koje će se uskoro početi javljati na tržištu. Posebice je potrebno urediti odnose prema slijedećim pitanjima: o Kako nadzirati korektnost procesa odlučivanja unutar Operatora sustava u takvom ISO

modelu (standardi, pravila, procedure, transparentnost/zaštita podataka itd.)?

o Kako potaknuti (ili kazniti) Operatora sustava u takvom ISO modelu obzirom na rezultate vođenja pogona ees-a (pomoćne usluge, zagušenja, ispadi itd.)?

o Kako objediniti plan razvoja proizvodne kompanije u uvjetima kada Operator sustava u ISO modelu i proizvodna kompanija imaju suprotna stajališta (ako ne i interese)?

o Kako slijediti standarde i pravila koje postavljaju ostali europski Operatori sustava? Premda se proces restrukturiranja može činiti vrlo zahtjevnim i dugotrajnim, neophodno je unaprijed definirati pravila, posebice u području utjecaja koji Operator sustava može imati na tržištu električne energije. Pogonske zadaće visoke odgovornosti i nadziranje pridruženih financijskih tokova u djelokrugu su Operatora sustava. Iz iskustva drugih zemalja prepoznaje se da čak niti visoko razvijene elektroenergetske kompanije ne mogu u potpunosti predvidjeti sve aspekte prakse Operatora sustava. Prvi koraci u restrukturiranju Hrvatske elektroprivrede učinjeni su gotovo jedno desetljeće nakon razvijenih europskih zemalja. Potrebno je iskoristiti prvenstveno europska iskustva kako bi se izbjegle ili barem umanjile provedbene poteškoće u vlastitom okruženju. 2. SMJERNICE 2003/54/EC Smjernice 96/92/EC [1] usvojene su u prosincu 1996. godine, na snagu su stupile tijekom 1997. godine i morale su biti primijenjene u zemljama članicama najkasnije do veljače 1999. godine. Te su smjernice predstavljale prvi korak u reorganiziranju okomito integriranih elektroprivrednih kompanija i stvaranju slobodnog tržišta za proizvodnju električne energije te opskrbu povlaštenih potrošača. Njihova primjena u zemljama-članicama Europske unije rezultirala je stvaranjem 15 više ili manje liberaliziranih nacionalnih tržišta električne energije s različitim razinama tržišnog natjecateljstva. Ubrzo je prepoznata potreba za harmonizacijom obzirom na zajedničko europsko tržište električne energije. Dijelom su napori za harmonizacijom uloženi kroz Florence Forum, ali kako nisu polučili očekivani rezultat Europska komisija (EK) pristupila je revidiranju i razradi postojećih smjernica. U lipnju 2003. godine izrađene su nove smjernice 2003/54/EC [2] koje sadržavaju znatno veći broj specifičnih pravila obzirom na ulogu koju Operator sustava ima na tržištu električne energije.

5

U novim se smjernicama 2003/54/EC posebice razmatraju slijedeća temeljna pitanja:

o Tko formira Operatore sustava i na kojim zakonodavnim podlogama?

o Koja je minimalna razina razdvajanja djelatnosti potrebna obzirom na nediskriminirajuću ulogu Operatora sustava na tržištu električne energije?

o Koje su odgovornosti Operatora sustava?

o Koja su pravila ponašanja Operatora sustava obzirom na pridijeljene odgovornosti?

Prema smjernicama 2003/54/EC (premda se u njima izričito ograđuje od uređivanja vlasničkih pitanja), u slučaju kada je energetski subjekt za prijenos električne energije pravno razdvojen od energetskih subjekata za proizvodnju i/ili opskrbu električne energije, Operator prijenosnog sustava može biti isti energetski subjekt koji je ujedno i vlasnik prijenosne infrastrukture. Operator sustava treba biti odgovoran za:

o Osiguranje dugoročne sposobnosti sustava da zadovolji razumne zahtjeve za prijenosom električne energije;

o Doprinos sigurnosti napajanja putem održavanja prihvatljive razine prijenosne moći i pouzdanosti sustava;

o Upravljanje tokovima energije u sustavu uključujući i razmjene s drugim povezanim sustavima. S tog aspekta, Operator sustava treba biti odgovoran za očuvanje sigurnog, pouzdanog i učinkovitog sustava te, u tom kontekstu, i za održavanje raspoloživosti svih neophodnih pomoćnih usluga obzirom da su one neovisne o bilo kojem drugom prijenosnom sustavu s kojim je predmetni sustav povezan;

o Pružanje dostatnih informacija drugim Operatorima sustava u cilju očuvanja sigurnog i učinkovitog pogona te usklađenog razvoja cijelog povezanog sustava;

o Osiguranje načela nediskriminiranja među korisnicima sustava ili klasama korisnika posebice obzirom na međusobno povezane subjekte;

o Pružanje informacija korisnicima sustava koje su im potrebne u svrhu učinkovitog pristupa sustavu.

Tamo gdje je formirani Operator sustava ujedno dijelom okomito integriranog poduzeća neophodno je osigurati njegovu neovisnost o drugim djelatnostima koje nisu vezane uz prijenos električne energije i to barem u pogledu pravnog oblika, organizacijske strukture i sustava odlučivanja. No, time se ne treba stvoriti obveza odvajanja vlasništva nad prijenosnim sustavom od okomito integriranog poduzeća. U cilju očuvanja neovisnosti tako formiranog Operatora sustava, neophodno je zadovoljiti slijedeće minimalne zahtjeve:

o Osobe odgovorne za upravljanje Operatorom sustava ne smiju sudjelovati u radu struktura integriranog poduzeća, ni izravno niti neizravno, tijekom svakodnevnog vođenja pogona u sektorima proizvodnje, distribucije i opskrbe električne energije;

o Neophodno je primijeniti odgovarajuće mjere kako bi se zadovoljilo načelo neovisnog djelovanja obzirom na profesionalne interese osoba odgovornih za upravljanje Operatorom sustava;

6

o Tako formirani Operator sustava treba neophodno imati na raspolaganju učinkovita prava odlučivanja koja su neovisna o integriranom poduzeću u području električne energije glede sredstava potrebnih za vođenje pogona, održavanje ili razvoj mreže.

o Time se ne treba priječiti postojanje odgovarajućih usklađenih mehanizama očuvanja ekonomskih i nadzornih prava integriranog poduzeća (tvrtka-roditelj) na povrat neizravno reguliranih sredstava tvrtke-kćeri. Tvrtki-roditelju posebice se treba omogućiti odobravanje godišnjeg financijskog plana za Operatora sustava te postavljanje globalnih ograničenja razine zaduženja svoje tvrtke-kćeri. Tvrtki-roditelju ne smije se dozvoliti davanje instrukcija obzirom na vođenje svakodnevnog pogona niti obzirom na donošenje pojedinačnih odluka vezanih uz izgradnju/dogradnju prijenosnih vodova koja ne izlazi izvan okvira odobrenog financijskog plana;

o Tako formirani Operator sustava treba uspostaviti plan provedbe u kojem se definiraju mjere očuvanja načela nediskriminiranja te opisuje način nadziranja njihove provedbe. Planom se trebaju propisati specifične obveze zaposlenika obzirom na ispunjavanje tog cilja. Osoba ili tijelo koje je odgovorno za nadzor plana provedbe treba regulatornom tijelu podnijeti godišnji izvještaj s opisom poduzetih mjera te ga objaviti.

Tamo gdje ima takvu funkciju, Operator sustava treba bez predrasuda o ugovornim obvezama vezanim uz isporuku električne energije biti odgovoran za dispečiranje proizvodnih objekata na vlastitom području te za određivanje načina korištenja poveznica prema drugim sustavima. Tako formirani Operator sustava treba očuvati povjerljivost komercijalno osjetljivih informacija koje su dobivene tijekom obavljanja poslovnih aktivnosti. Informacije iz područja vlastite djelatnosti koje mogu stvoriti komercijalnu prednost treba učiniti raspoloživima prema načelu nediskriminiranja. U novim smjernicama 2003/54/EC razrađen je i jedan novi aspekt vođenja pogona ees-a. Operator sustava odgovoran je za očuvanje stabilnosti sustava obzirom na održavanje energetske uravnoteženosti sustava. Ispunjavanje ove zadaće uključuje ugovaranje te, ukoliko je to potrebno, dispečiranje rezervne snage kao i ex post razrješenje neuravnoteženosti koje se eventualno mogu pojaviti. Dakle, u području ugovaranja snage uravnoteženja Operator sustava utječe na tržište električne energije. Zbog postojanja eventualnog monopolnog položaja potrebno je posebnu pozornost posvetiti razradi mehanizama nediskriminiranja te izbjegavanju distorzija u natjecanju. Stoga nove smjernice ukazuju da pravila uravnoteženja elektroenergetskog sustava moraju biti objektivna, transparentna i nediskriminirajuća uključujući i pravila o naknadi koja se prikuplja od korisnika sustava u svrhu pokrivanja energetske neuravnoteženosti. Način i uvjete provođenja procesa uravnoteženja, uključujući pravila i tarife, potrebno je zasnovati na metodologiji koju odobrava nacionalna regulatorna agencija. Izbor modela ovisi o konceptu ukupne organizacije tržišta električne energije, vlasničkim odnosima subjekata na tržištu i njihovoj povezanosti. Nove smjernice EK ne prejudiciraju rješenja, jer se temelje na dostignućima razvijenih tržišta i razigranosti tih tržišta. Neophodno je naglasiti da su vrlo prepoznatljivi znakovi koje Europska komisija odašilje u ovom području. Njihova je namjera izrazito zaoštriti smjernice koje tretiraju razdvajanje djelatnosti u elektroenergetskom sektoru. Tim se zaoštravanjem ohrabruje ISO model iako formirane organizacije i nadalje nose TSO nazive. Pod zaoštravanjem se smatra da vlasništvo i nadzorne kompetencije nad prijenosnim sustavom ne smiju biti prepreka realizaciji ISO modela na tržištu električne energije. Izbor ISO modela u reformi energetskog sektora u Hrvatskoj u skladu je sa smjernicama 2003/54/EC i ničim ne ugrožava proces pridruživanja.

7

3. CIGRÉ-Paris AKTIVNOSTI Značenje ove teme prepoznato je i unutar CIGRÉ organizacije koja je u kolovozu 2000. godine pokrenula radnu skupinu WG 39.05 pod nazivom DEVELOPMENT AND CHANGES IN THE BUSINESS OF SYSTEM OPERATORS. U radu skupine sudjeluju predstavnici 21 zemlje iz različitih elektroprivreda, instituta, sveučilišta, konzultantskih firmi i industrije. Svrha te radne skupine jest usredotočiti se na razvoj i buduće trendove kod operatora sustava u okviru natjecateljskog tržišta električne energije, nadzirati evoluciju djelatnosti operatora sustava, opisati različitosti u razvojnom putu i usporediti trenutno stanje razvoja, promatrati koga sve operator sustava opslužuje te koje usluge pruža. Radna skupina prvenstveno se fokusira na slijedeće strateške pravce: o Organizacija upravljanja sustavom obzirom na tržište, utjecaj tržišta na integritet

sustava, utjecaj institucionalnih promjena na vođenje pogona. Utjecaj otvorenog tržišta na upravljanje i vođenje pogona ees-a.

o Pogon ees-a u blizini ograničenja, sigurnost, analiza rizika, krizna stanja i nadzor nad ponovnim uspostavljanjem stanja sustava.

o Pogon povezanih sustava, suočavanje s liberalizacijom i natjecanjem. Radna skupina razmatra slijedeća područja: institucionalni okviri, funkcionalna organizacija operatora sustava, sučeljavanje s ostalim tržišnim subjektima, zadaće operatora sustava. Područje institucionalnih okvira sadrži pitanja poput: o Koje institucije su aktivne u elektroenergetskom sektoru? o Kakav oblik regulacije: zakoni, dozvole, regulacije, preporuke i mrežna pravila. o Nadzor i zakonodavni položaj operatora sustava. o Provedbeni procesi. o Međunarodna suradnja između operatora sustava. Funkcionalna organizacija operatora sustava tretira pitanja ustroja: o ISO, TSO ili neki treći model. o Potpuna neovisnost u skladu sa zakonodavnim okvirom. o Razdvojeni računi i uprave, ali unutar stare kompanije? o Prijelazna rješenja. o Veličina operatora sustava obzirom na funkcije koje obavlja (mini, midi, maxi). o Koji oblik vlasništva? o Kako se regulira prihod? o Kakva je nova operativna struktura? o Kakva je podjela odgovornosti između operatora sustava i ostalih subjekata? Organizacija tržišta i sučeljavanje s ostalim tržišnim subjektima pokriva slijedeća pitanja: o Rješenja obzirom na postojanje operatora tržišta/burze. o Različitosti tržišta; energija kao roba, uravnoteženje i regulacija, pomoćne usluge. o Sučelje prema tradicionalnim proizvođačima, trgovcima, predstavnicima i krajnjim

potrošačima. Kakvi su odnosi među tim igračima? o Razmatrati ne samo tehničko sučelje, već i ugovorne aspekte sučeljavanja. o Pristup podacima, tajnost podataka i objavljivanje podataka. o Razmjena podataka, tehničkih i komercijalnih, zahtjevi auditinga. o Suradnja s drugim operatorima. o Komunikacija s regulatorima.

8

Funkcije operatora sustava treba posebice razmotriti. Naglasak treba biti na organizacijskim aspektima funkcija prema osnovnim zadaćama: o Održavanje ravnoteže sustava iz minute u minutu. o Očuvanje sigurnosti cijelog sustava. o Prekogranični prijenos. o Upravljanje zagušenjima. o Dugoročno planiranje. o Raspored proizvodnje (dvotjedni horizont). o Dispečiranje, upravljanje u stvarnom vremenu, upravljane pomoćnim uslugama. Do sada ova radna skupina nije producirala formalni CIGRÉ izvještaj s preporukama u kojem pravcu treba razvijati reformu i izgradnju otvorenog tržišta električne energije. Jedini formalni rezultat radne skupine jest kompletiranje upitnika koji razmatra prethodno navedena glavna područja. Odzivi na upitnik pristigli su iz 19 organizacija, odnosno 17 zemalja. Analizirani rezultati i zaključci predstavljeni su u članku [3] na CIGRÉ Session 2002. U članku su navedeni temeljni zaključci dobiveni analizom upitnika: o Različiti su motivi liberalizacije elektroenergetskog sektora: povećanje natjecateljstva,

poboljšanje učinkovitosti, privlačenje privatnih investicija, oslobađanje državnog kapitala koji postaje raspoloživ za druge investicije, smanjenje utjecaja sindikata…

o Zbog razlika u organizaciji tržišta, isti skup funkcija Operatora sustava nije primjenjiv u različitim organizacijskim oblicima.

o Neke od funkcija Operatora sustava, poput uravnoteženja i sigurnosti, primjenjive su neovisno o strukturi elektroprivredne industrije.

o Javljaju se novi načini ispunjavanja novih zahtjeva (na primjer za razmjenu podataka). o Neke sofisticirane funkcije javljaju se samo u vrlo razvijenim tržištima, dok se u većini

zemalja liberalizacija zasniva na rješavanju temeljnih pitanja. Prema upitniku, osnovni zahtjevi koji se postavljaju za pravilno funkcioniranje tržišta su: o Imati dovoljan broj igrača na tržištu kako bi se uspostavilo stvarno tržišno natjecanje. o Uspostaviti i pravilno definirati zakonodavni/institucionalni okvir tržišta električne energije. o Provesti odvajanje natjecateljskih djelatnosti od monopolnih. o Potrošačima dati slobodu izbora dobavljača. o Primijeniti nove načine upravljanja rizikom i razmjenom podataka. Nakon kompletiranja upitnika rasprava je unutar radne skupine preusmjerena na slijedeća područja koja su u nastavku ovog članka također obrađena: o Upravljanje zagušenjima (upravljanje unutarnjim i prekograničnim zagušenjima u

različitim vremenskim periodima, metodologije i troškovi, postavljanje pravila). o Standardi održavanja pouzdanosti (tehnički, fizikalni, politički i komercijalni motivi). o Usluge koje pružaju Operatori sustava (model: Ulaz – Usluga – Izlaz, strategija i razvoj,

planiranje pogona, dispečiranje i kvaliteta sustava). o TSO/ISO sličnosti i različitosti (vlasnički odnosi, odnos prema Operatorima tržišta,

odgovornosti, financijski aspekti, prednosti i nedostaci, naučene lekcije). 4. RASPRAVA U ovom je poglavlju provedena diskusija prethodno iznijetih stavova. Najprije je predočeno trenutno stanje otvorenosti tržišta i organizacijskog ustroja Operatora sustava u Europi. Zatim su na objektivan način prikazane prednosti i nedostaci ISO i TSO modela. Ukazano je

9

na problem upravljanja zagušenjima u prijenosu koji predstavlja primjer potencijalnog sukoba interesa u TSO modelu. Poticajima za učinkovitije vođenje pogona posvećen je znatan dio pozornosti. Iskazan je oprez obzirom na dilemu povećavaju li investicije u prijenosnu infrastrukturu sigurnost pogona. Iskustva Češke i Mađarske kao zemalja koje se uskoro pridružuju Europskoj uniji smještena su u kontekst organizacijskog ustroja Operatora sustava i njegovog značenja u različitim smjerovima provedbe reforme elektroenergetskog sektora. Prema prijedlogu Mrežnih pravila hrvatskog elektroenergetskog sustava ukazano je na potrebnu preciznog razdvajanja područja odgovornosti Operatora sustava s jedne strane te energetskog subjekta za prijenos električne energije s druge. Time bi se paralelizmi u obnašanju tehničkih zadaća sveli na najmanju moguću mjeru, i istodobno omogućio daljnji neometani razvoj reforme. 4.1. Stanje otvorenosti tržišta i organizacijskog ustroja Operatora sustava u Europi Izbor modela upravljanja i vođenja elektroenergetskog sustava rezultat je uvjeta i mogućnosti koje otvoreno tržište električne energije postavlja prema toj posebno važnoj djelatnosti u elektroenergetskom sustavu. Veličina i razvijenost tržišta, stvarna iskustva u radu otvorenog tržišta (ne samo u energetici), vlasništvo energetskih tvrtki i tehnološka razvijenost, uz sva ostala vrlo zahtjevna pitanja koja je u svom radu postavio CIGRÉ–Paris, omogućuju donošenje odluka. Funkcija upravljanja i vođenja sustava (funkcija Operatora sustava) je u svim rješenjima, modelima i smjernicama samostalna i krovna funkcija kojoj je potrebno osigurati sve zakonske i druge pretpostavke da bi u cijelosti mogla osigurati sigurnost i stabilnost elektroenergetskog sustava. Operator sustava mora biti neutralan prema interesima, na jednaki način štititi prava, te također osigurati nediskriminirajući pristup mreži svim subjektima na tržištu. Funkcija održavanja i izgradnje mreže nije jednoznačno vlasnički uvjetovana, spada u reguliranu djelatnost i moguće je susresti različite kombinacije vlasništva; privatnog, državnog ili mješovitog vlasništva. U velikoj mjeri povijest razvoja prijenosnog sustava i vlasnički odnosi utjecali su na izbor rješenja. U reformi elektroenergetskog sektora postavlja se dilema treba li te dvije funkcije (upravljanje i vođenje sustava te održavanje i izgradnja mreže) uvezati u jednu pravnu osobu ili je dovoljno zadržati ih u okviru zasebnih pravnih osoba, ako ostale okolnosti to dozvoljavaju. U zemljama koje u privatnom vlasništvu imaju prijenosni sustav osnivanje Operatora sustava kao nezavisne pravne osobe (ISO) je jedino moguće rješenje (primjerice SAD). U zemljama koje imaju jedinstvenu tvrtku za prijenos moguća su rješenja razdvojenih tvrtki (ISO-operator i tvrtka za prijenos) ili jedinstvene tvrtke (TSO). Svako od rješenja ima svoje prednosti i nedostatke, ali se svako može organizirati tako da uspješno funkcionira. Većina europskih zemalja sklonija je njihovom integriranju (osim u Italiji, Mađarskoj i Grčkoj gdje se radi o ISO modelu). Vlasničko izdvajanje prijenosne kompanije, kao krajnji oblik razdvajanja djelatnosti, proveden je u Švedskoj, Norveškoj, Finskoj, Danskoj, Engleskoj, Walesu i Španjolskoj. Pravno izdvajanje provedeno je u Irskoj, Belgiji, Luksemburgu, Portugalu, Italiji, Austriji i Grčkoj. Izdvajanje na razini managementa, kao najblaži oblik razdvajanja, provedeno je u Francuskoj, Njemačkoj, Škotskoj i Sjevernoj Irskoj (slika 1). Engleski sustav reprezentativan je primjer vlasnički izdvojenog TSO ustroja u kojem vlasništvo nad prijenosnim sustavom dozvoljava Operatoru (National Grid Company, NGC) izvođenje određenog broja funkcija koje bi u protivnom bile složenije.

10

U trenutnom stanju razvoja tržišta električne energije u Europskoj uniji [4-5] postoji široki raspon različitih rješenja obzirom da zakonodavni okvir starih i novih smjernica ostavlja dovoljno prostora zemljama-članicama u izboru vlastitog načina primjene (tablice 1 i 2). Zapravo, smjernice ukazuju na minimalne zahtjeve koje je potrebno ispuniti u cilju stvaranja jedinstvenog unutarnjeg tržišta električne energije u Europskoj uniji. Mnoge su zemlje u reorganizaciji elektroenergetskog sektora postigle znatno veći stupanj liberalizacije od minimalnog koji propisuju smjernice. Francuska i Njemačka su zemlje-članice EU u kojima se traži minimalno razdvajanje djelatnosti i koje su zadržale okomitu integriranost elektroprivrednih kompanija. Obje su na začelju liberalizacije obzirom da se u njima traži samo računovodstveno razdvajanje i neovisnost managementa. Trpe žestoke kritike zbog svog odnosa prema liberalizaciji, ali ih svojim značenjem i veličinom uspijevaju amortizirati. Na primjer, u Francuskoj je TSO dio kompanije koja je monopolist u proizvodnji, dok u Njemačkoj ne postoji ex ante regulacija pristupnih tarifa, što okomito integriranim kompanijama omogućuje stvaranje profita na temelju vođenja pogona prijenosnog sustava uz istodobno prodavanje električne energije kao robe po vrlo niskim cijenama. U zemljama koje nisu imale tržište, bivše socijalističke zemlje, i u kojima su sva postrojenja elektroenergetskog sustava bila u vlasništvu države izbor mogućih rješenja ovisi o konceptu restrukturiranja. Tamo gdje je došlo do razdvajanja državne tvrtke na više tvrtki za proizvodnju, prijenos i distribuciju, postoji mogućnost izbora (ISO ili TSO), dok u slučaju zemalja koje u jednom poslovnom sustavu zadržavaju sve četiri djelatnosti (proizvodnja, prijenos, distribucija i opskrba), izbor nezavisnog operatora sustava (ISO) je neizbježan. Kada je riječ o Hrvatskoj, ključno pitanje koje je potrebno pri tome postaviti jest želi li se i nadalje podržavati ovakav koncept restrukturiranja HEP-a u kojem su u okviru jednog poslovnog sustava zadržane sve četiri djelatnosti, od kojih su dvije regulirane i dvije tržišno orijentirane. Zadržavanje sadašnjeg koncepta restrukturiranja, a kasnije i privatizacije, podupire i sadašnji organizacijski ustroj Operatora sustava. Ukoliko se ide u razdvajanje djelatnosti i napuštanje HEP-a kao poslovnog sustava, te izdvajanje prijenosa (i distribucije) kao samostalnih i o HEP-u neovisnih društava, otvara se novo pitanje objedinjavanja funkcije Operatora i subjekta za prijenos u jednoj pravnoj osobi.

Slika 1 Razdvojenost prijenosne djelatnosti od proizvodnje i distribucije

11

Tablica 1 Komparativni prikaz otvorenosti tržišta električne energije u Europi Zemlja Otvorenost Veličina otvorenog Povlaštenost Razdvojenost Pristup

tržišta tržišta TWh opskrbe TSO DSOs mreži Austria 100% 55 - leg. acc. Reg. Belgium 80% 60 10GWh leg. leg. Reg. Denmark 100% 33 - leg. leg. Reg. Finland 100% 77 - own. acc. Reg. France 37% 140 7 GWh man. acc. Reg. Germany 100% 490 - leg. acc. Neg. Greece 34% 15 1kV leg. acc. Reg. Ireland 56% 12 0.1 GWh leg. man. Reg. Italy 66% 182 0.1 GWh leg. leg. Reg. Luxembourg 57% 3 20 GWh acc. acc. Reg. Netherlands 63% 64 3*80 A own. leg. Reg. Portugal 45% 18 1kV own. man. Reg. Spain 100% 205 - own. leg. Reg. Sweden 100% 135 - own. leg. Reg. UK 100% 335 - own. leg. Reg. Norway 100% 115 - own. acc. Reg. Estonia 10% <1 40GWh acc. acc. Reg. Latvia 11% <1 40GWh leg. leg. Reg. Lithuania 17% <1 9GWh leg. leg. Reg. Poland 51% 48 10GWh man. acc. Reg. Czech R 30% 15 40GWh leg. leg. Reg. Slovakia 41% 4 40GWh leg. leg. Reg. Hungary 30-35% 9 6.5GWh leg. acc. Reg. Slovenia 64% 6 41kW leg. acc. Reg. Cyprus 33% 1 0.5GWh man. none Reg. Malta - - - - Single Buyer Candidate Countries Romania 33% 11 40GWh leg. leg. Reg. Bulgaria 19% 4 100GWh acc. leg. Reg. Turkey 23% 24 9GWh leg. acc. Reg. Other Neighbouring Countries Croatia 0% 0 - none none Reg. Bosnia 0% 0 - none none [Reg.] Serbia\Mont.0% 0 - none none [Reg.] FYROM 18% <1 100KV none none Reg. Albania 0% 0 - none none Reg. acc. accounting računovodstveno razdvajanje leg. legal pravno razdvajanje own. ownership vlasničko razdvajanje man. management upravljačko razdvajanje Reg. Regulated TPA regulirani TPA pristup Neg. Negotiated TPA neregulirani TPA pristup (pregovarački) Izvor: Survey responses on DG TREN DRAFT WORKING PAPER: Third benchmarking report on the implementation of the internal electricity and gas market, Brussels, March 2004

12

Tablica 2 Razdvajanje Operatora sustava Zemlja Osnovni model Vlasnički udjel Javni Služba Posebni korp. Odvojene Total razdvajanja vert. integr. računi provedbe identited lokacije Yes TSO DSO kompanije TSO DSO TSO DSO TSO DSO TSO DSO Austria L A most DSOs Y Y N some Y N Y N 4 Belgium L L 64% VI Y Y Y Y Y Y Y Y 8 Denmark L L some DSOs Y Y 1of2 Y Y N Y N 5½ Finland O A around 50% Y Y Y N Y N Y large 5½ France M A 100% Y Y Y N Y N Y N 5 Germany L A 100% VI Y Y Y N Y N Y partly 5½ Greece L/M A 49% VI N N N N Y N Y N 2 Ireland L/M M 100% VI Y Y Y Y Y N Y Y 7 Italy L L state owned Y Y N N Y Y Y Y 6 Lux A A n/a Y Y N N N N N N 2 Nether O L state, no VI Y Y N N Y Y Y Y 6 Portug O M TSO 30% VI Y Y N N Y N Y Y 5 Spain O L minimal Y Y Y Y Y Y Y N 7 Sweden O L Most DSO Y Y Y N Y Y Y N 6 UK O L Y Y Y Y Y often Y often 7 Norway O A DSOs munic Y Y Y N Y N Y N 5 Estonia A A state VI N N N N Y N N N 1 Latvia L L state owned N N N N N N Y Y 2 Lithua L L state mostly Y Y Y Y Y N Y Y 7 Poland M A state VI N N N N Y N N N 1 Czech L A yes CEZ Y Y N N Y Y Y Y 6 Slovak L L yes DSOs Y Y N N Y N Y Y 5 Hungary A A TSO state Y Y Y N Y N Y N 5 Sloven L A state owned Y Y N N Y Y Y Y 6 Cyprus M N 100% VI Y N Y N N N N N 2 Malta N N N N N N N N N N 0 Candidate Countries Romania L A 100% state Y Y Y N Y N Y Y 6 Bulgar A L 100% state Y Y Y Y N N N Y 5 Turkey L A 100% state Y Y N N Y N Y N 4 Other Neighbouring Countries Croatia N N N n.k. N n.k. N n.k. N n.k. 0 Bosnia N N N n.k. N n.k. N n.k. N n.k. 0 SCG N N 100% state N N N N N N N N 0 FYROM N N N n.k. N n.k. N n.k. N n.k. 0 Albania N N 100% state N N N N N N Y N 1 O ownership vlasničko razdvajanje L legal pravno razdvajanje M management managersko razdvajanje A accounts računovodstveno razdvajanje N no unbundling nema razdvajanja VI vertikalno integrirana kompanija Izvor: Survey responses on DG TREN DRAFT WORKING PAPER: Third benchmarking report on the implementation of the internal electricity and gas market, Brussels, March 2004

13

4.2. Prednosti i nedostaci ISO i TSO modela Postoji dilema je li poželjno razdvojiti funkciju upravljanja i vođenja sustava od održavanja i izgradnje mreže i pridijeliti ih dvjema različitim organizacijama ili nije. Štoviše, ukoliko su obje te funkcije pridijeljene istoj organizaciji neophodno je u procedurama i odgovornostima definirati odnose između funkcije Operatora sustava i funkcije subjekta za prijenos (održavanje i izgradnja prijenosne mreže) te prepoznati potencijalne sukobe interesa. Velika prednost ISO modela nalazi se u apsolutnoj neutralnosti prema igračima na tržištu električne energije, iako istodobno ima i nekoliko nedostataka. ISO model zahtijeva formiranje razdvojenih organizacija koje u jednom dijelu obavljaju neizbježno paralelne zadaće. Usložnjavaju se zahtjevi na reguliranje tehničkih i pravnih odnosa između ISO-a te energetskog subjekta za prijenos električne energije. Cjenovni sustav je također složeniji, jer je pored naknada za korištenje prijenosne mreže potrebno uspostaviti i sustav naknada za vođenje pogona kojim bi se namirili troškovi ISO-a. Također, zbog razdvojenih vlasničkih odnosa ponekad se ISO nalazi u situaciji kada ne može u svim slučajevima zadovoljiti interes sustava kao cjeline iako je za to odgovoran. TSO model pojednostavljuje jedan dio odnosa između funkcije Operatora sustava i funkcije subjekta za prijenos, ali također ne rješava sva pitanja specifičnih uloga pojedine funkcije i mogućih sukoba interesa, kao na primjer [6]: o Vlasništvo nad prijenosnim sustavom ili nekim njegovim dijelom, plaćanje dospjelih

obveza po njegovim zaduženjima, stvaranje troškova zbog održavanja vodova i dogradnje postrojenja, prikupljanje prihoda temeljem tarifa u prijenosu (naknade)....

o Izvođenje funkcije Operatora sustava poput vođenja pogona ees-a uz osiguravanje

zadovoljavajućih rezervi, (ne)dozvoljeno kupovanje električne energije u svrhu kompenzacije gubitaka, preraspodjela angažmana proizvodnih jedinica u svrhu izbjegavanja zagušenja u prijenosu, pružanje pomoćnih usluga, kompenzacija jalove snage u svrhu reguliranja iznosa napona…

Mogu li sukobi interesa nastati primjerice ako TSO planira raspored proizvodnje elektrana na način da time može odgoditi dogradnju sustava ili korištenje dalekovoda? Ukoliko je Operator sustava ujedno i vlasnik vodova, postoji mogućnost favorizacije ili isključivanja određenih proizvodnih kompanija iz planiranja rasporeda proizvodnje prije nego što Operator pokuša razriješiti vlastita uska grla u prijenosnom sustavu. Očito je da postavljeno pitanje traži hitan odgovor u svrhu razrješavanja problema i uspostavljanja skupa standardnih pravila. 4.3. Zagušenje u prijenosu kao primjer potencijalnog sukoba interesa Tržište električnom energijom ima neke odlike koje su zajedničke većini postojećih tržišta. Najprije, postoji proizvod (roba): električna energija dobavlja se pri određenom naponu i frekvenciji. Zatim, postoje prodavači. Stvarnost je složena, ali u pojednostavljenoj slici to su nezavisni proizvođači sposobni proizvesti dio ukupnog proizvoda. Nadalje, postoje kupci. To su električni tereti koji traže određeni dio ukupnog proizvoda. Na kraju, postoji transportni sustav u obliku visokonaponske prijenosne mreže kojim se proizvod giba od proizvođača do potrošača. Međutim, narav proizvoda iskazuje neka vrlo neobična svojstva zbog kojih je potrebno postaviti posebna pravila na tržištu. Za početak, ne postoji način realističnog uskladištenja proizvoda u većem iznosu. Iduće jedinstveno pravilo jest da potrošači imaju potpunu kontrolu nad veličinom proizvoda kojeg koriste. Oni upravljaju prekidačem za svjetlo. Stoga proizvođači trebaju kontinuirano usklađivati svoju proizvodnju s opterećenjem, unatoč tome što dnevne fluktuacije potražnje mogu iznositi i do 100 %.

14

Štoviše, uz manje iznimke, nema mehanizama pomoću kojih bi se u većoj mjeri upravljalo tokovima proizvoda uzduž elemenata transportnog sustava od proizvođača do potrošača. Nema ventila pomoću kojeg se mijenja tok struje uzduž određenog elementa (osim u slučaju potpunog prekidanja zbog isključenja prekidača). Proizvod ne provjerava na karti koji je najpovoljniji put. Tokovi snaga su diktirani impedancijama prijenosnih vodova te lokacijama injektiranja snage u mrežu putem generatora i uzimanja iz mreže putem opterećenja. Posljednja među složenostima prijenosne mreže nalazi se u tome da je raspoloživu prijenosnu moć često vrlo teško kvantificirati. Raspoloživa prijenosna moć (eng. Available Transmission Capability, ATC) je izravno ovisna o pretpostavljenim uvjetima pogona. Obzirom da se električno opterećenje kontinuirano mijenja i da se neki prijenosni vodovi i generatori nalaze izvan pogona zbog raznih razloga, ATC vrijednosti se kontinuirano mijenjaju. Određivanje ATC vrijednosti traži razmatranje ne samo jedne pogonske situacije već cijelog skupa mogućih pogonskih stanja. Tipična studija za proračun ATC vrijednosti zahtijeva provođenje analize skupa svih stanja ispada jednog voda ili generatora. U konačnici, ATC vrijednosti ovise o mnogim ograničenjima uključujući i potrebu izbjegavanja narušavanja termičkih ograničenja prijenosnih elemenata te ograničenja iznosa napona. Za element koji bi mogao narušavati postavljeno ograničenje kaže se da je zagušen. ATC vrijednost određena je kao ona vrijednost prijenosne moći pri kojoj prvi element narušava ograničenje bilo u osnovnom slučaju potpune mreže ili u nekom stanju jednostrukog ispada. Učinkovito upravljanje tržištem električne energije u uvjetima kada zagušenje jednog elementa može imati ogroman utjecaj na sustav i nadalje će predstavljati značajan izazov za Operatore sustava. Vjerojatno najbolji primjer ukazivanja na pozadinu problema vlasništva nad prijenosnim sustavom predstavlja upravljanje zagušenjima u prijenosu koje se čini ograničavajućim faktorom po mnoge liberalizacijske napore [7]. Problem zagušenja čini se izraženijim u SAD-u zbog povećanog obujma trgovanja, dok je na primjer u Engleskoj gotovo zanemariv. Razlozi se očito nalaze u različitim oblicima prijenosnih mreža. Općenito, ukoliko je prijenosna mreža u dobrom stanju tada ne dolazi do pojave zagušenja. Nadalje, dobro stanje mreže eliminira veliki dio mogućih sukoba interesa. Ograničenja u bilo kojem dijelu prijenosnog sustava mogu segmentirati tržište na veliki broj različitih dijelova. Ista ograničenja mogu pružiti neobičnu tržišnu snagu određenim generatorima. Zamislimo situaciju u kojoj je određena skupina čvorišta napajana od strane velikog sustava putem samo jednog voda. Ukoliko taj vod postane zagušen, dodatna potražnja može biti zadovoljena samo korištenjem lokalnih generatora priključenih na neko od čvorišta manje skupine. Dakle, kada potrošači uključe klima uređaje i stvore dodatnu potražnju, oni nemaju drugog izbora osim platiti isporuku električne energije po cijeni koju postavlja lokalni generator. Tada se za taj generator kaže da ima tržišnu moć. Čak i ako bi skupina čvorišta bila povezana s većim sustavom putem više vodova, relativno je lagano predvidjeti scenarij prema kojem lokalni generator može postići tržišnu moć nakon pojave zagušenja. Ta činjenica otvara prostor vlasnicima skupine generatora da namjerno izazovu pojavu zagušenja u strateške svrhe. U svrhu izbjegavanja tih problema Operator sustava može dinamički određivati generatore koji moraju biti u pogonu (eng. must-run generators). Naknada za pogon tih generatora ograničena je unaprijed putem međusobnih pregovora. Međutim, poteškoće se javljaju u postupku određivanja generatora koji moraju biti u pogonu. Ukoliko je jedna organizacijska grupa vlasnik velikog dijela proizvodnje unutar određenog područja, ona može povećati cijene iznad razine koju postavlja tržišno natjecanje. Mnogobrojne simulacije takvih stanja u svijetu sugeriraju da se u takvim situacijama može očekivati eksploatacija tržišne moći od strane sudionika na tržištu. S druge strane, krajnji korisnici su također postali izravni igrači s utjecajem na tržište.

15

Međutim, razlike u vlasništvu također imaju određeni utjecaj. Kada ISO nije vlasnik prijenosnog sustava čiji pogon vodi, sve što Operator može učiniti nakon pojave zagušenja jest da zaustavi transakcije. Obzirom da vlasnik prijenosnog sustava može biti zainteresiran za promociju/favorizaciju proizvodnih jedinica koje se nalaze unutar iste organizacijske grupe moguće je da oni počnu manipulirati sustavom na način da zagušenja postanu još teža. S druge strane, ISO nastoji biti konzervativan u održavanju sigurnosti pogona ees-a ukoliko nema interesa od minimiziranja troškova zagušenja. Nasuprot tome, ako bi Operator sustava bio vlasnik prijenosne mreže (na način kako to NGC radi u Engleskoj i Walesu) on može aktivno upravljati mrežom u cilju smanjenja troškova zagušenja. Za takvu aktivnost je naravno potrebno uspostaviti odgovarajuće poticaje Operatoru putem regulatorne agencije. Nakon uvođenja sheme poticaja u Engleskoj i Walesu koja je dozvolila NGC-u zadržavanje dijela uštede ostvarene boljim upravljanjem zagušenjima, troškovi zagušenja dramatično su smanjeni (70%). NGC je to postigao uvođenjem određenog broja novih upravljačkih metoda i tehnika vođenja. 4.4. Poticaji za učinkovitije vođenje pogona Zanimljiv test prethodnih razmatranja uskoro će biti izveden u praksi i to nakon što je NGC dobio pravo vođenja pogona cijelog sustava u Velikoj Britaniji uključujući i dvije škotske mreže u okviru BETTA projekta (BETTA nastoji objediniti tržišta Engleske, Walesa i Škotske). Škotske mreže će i nadalje biti u vlasništvu ScottishPower te Scottish and Southern Energy, ali će biti upravljane od strane NGC-a. Time će se stvoriti zanimljiv regulatorni izazov vezan uz poticanje NGC-a na učinkovito vođenje pogona škotskih mreža bez da ih posjeduje. Kao logična posljedica može se javiti želja NGC-a za kupnjom škotskih mreža obzirom da bi im to omogućilo stvaranje dodatnog prihoda temeljem poticajnih shema. Ali, to je ipak još uvijek u domeni špekulacija... Jedan od problema je u tome kako neprofitni ISO potaknuti kako bi vodio pogon s ciljem smanjenja troškova. Je li ili nije ISO vlasnik prijenosnog sustava čiji pogon vodi predstavlja sasvim drugu vrstu problema. Očito je znatno lakše definirati mjere i poticaje ukoliko Operator sustava ujedno i posjeduje sustav koji vodi, ali se to u principu može postići i ukoliko Operator nije vlasnik sustava. Vlasništvo omogućava znatno jednostavniji način za davanje ugovornih prava. Prava na bilo koje djelovanje mogu se uvijek ugovoriti ako se zatraže dovoljno prije nekog događaja. Mnogi distribuirani generatori nemaju uzbudne sustave obzirom da se od njih ne traži sudjelovanje u regulaciji napona. Natjecateljska okolina zahtijeva ugovaranje svih usluga. Prethodno je već ukazano da će NGC uskoro voditi pogon škotskih mreža bez da ih posjeduje, dok Ofgem (regulatorna agencija) radi na definiranju poticaja. Ipak, još je uvijek vrlo teško uspoređivati organizaciju sustava u SAD-u i Velikoj Britaniji. Britanski je sustav znatno dereguliraniji od američkog. Američki je sustav zapravo vrlo šarolik u pogledu deregulacije. Regionalni Operatori sustava su ipak još uvijek u fazi stvaranja. Prava, obveze i odgovornosti su još uvijek relativno nedefinirane. Iako mnogi odvjetnički uredi pokušavaju podići tužbe protiv Operatora i elektroprivrednih organizacija, ipak se uočava da zakonska prava i obveze još uvijek nisu jasno definirana niti dokumentirana. Međutim, postoje i stavovi koji se značajno razlikuju od prethodno iznesenih o učinkovitosti ISO i TSO modela. Na tu je razliku neizravno ukazano u dijelu u kojem se spominje korištenje ugovorenih prava obzirom na vlasništvo nad prijenosnim sustavom. Sustav se vodi na temelju fizikalnih zakona. Ugovorena prava postaju sredstvo za raspodjelu novca. Nasuprot tome, postoji potreba usklađivanja raspodjele novca na temelju tokova električne energije. Većinu je novca zaista potrebno raspodijeliti na temelju dugoročnih ugovora o korištenju mreže. Ali obzirom da dugoročni ugovori nisu uvijek slični stvarnim tokovima snage očito je da postoji potreba uspostavljanja mehanizma plaćanja za nastalu razliku

16

između programiranih tokova i stvarnih tokova. U američkom sustavu veliku pozornost zaokuplja izmjenični prijenos električne energije na velikim udaljenostima koji često ima paralelne putanje čiji vlasnici imaju različite ekonomske interese i različite potrebe za cijenom usluge prijenosa. Određivanje cijena za neprogramirane dijelove tokova snaga uzduž paralelnih putanja sve više zaokuplja pozornost. Jedan od načina stvaranja poticaja u ISO modelu odnosi se na pružanje mogućnosti Operatoru sustava da ugovara sve usluge koje smatra svrhovitima. Operator sustava može uklanjati zagušenja ako mu se omogući da trguje snagom proizvodnje u cilju rješavanja problema zagušenja. U ISO modelu, ključan je regulatorni poticaj koji bi Operatora sustava motivirao da ekonomično koristi resurse u svrhu izbjegavanja neželjenih pogonskih stanja ees-a. U ISO modelu lako se događa da Operator sustava potiče trošenje tuđeg novca za prevenciju raspada. Važno je unaprijed od strane Regulatora postaviti kriterije na temelju kojih se valorizira takvo ponašanje Operatora. Kako je moguće utvrditi obavlja li ISO svoje zadaće na učinkovit i ekonomičan način ukoliko ne postoje standardi pomoću kojih bi se njegove aktivnosti jasno ocijenile? Potreba za poticajnim shemama jasno je izražena. Poticaji se zasnivaju na standardima i procjeni zadovoljavanja tih standarda. Standardi su potrebni u svrhu ocjenjivanja kvalitete rada Operatora sustava i pružanja odgovarajućeg poticaja. Raspade je nesumnjivo potrebno izbjeći. Međutim, izbjegavanje raspada ne dolazi bez dodatnih troškova. Time se vraćamo na klasičnu krivulju ovisnosti pouzdanosti o troškovima. Prema toj krivulji, pouzdanost je veća ako su troškovi veći i obrnuto. No, koliko je više novca potrebno uložiti kako bi se održala razina pouzdanosti dostatna za izbjegavanje raspada? Problem plaćanja troškova koji nastaju zbog raspada sličan je bilo kojem problemu osiguranja i jednako tako težak za riješiti. Koji događaji trebaju biti pokriveni? Mogu li svi događaji biti pokriveni? Koliki je trošak osiguranja za plaćanje svakom potrošaču barem jednog dijela iznosa? Poticaji u ISO modelu jednaki su poticajima koji se primjenjuju na drugim tržištima poput CBOT i NYMEX. U slučaju pogreške, posljedice se ublažavaju bez dodatnog opterećivanja potrošača s troškovima. Rizici kredita, kvalitete i isporuke su zajednički rizici na svakoj od tih burzi. U slučaju da isporučitelj ne ispuni svoje obveze, na burzi se pronalazi roba za potrošača i ispostavlja račun isporučitelju. Burze raspolažu s ogromnom financijskom polugom s kojom ublažavaju posljedice nemogućnosti isporučitelja da isporuči robu potrošaču ili nemogućnosti potrošača da plati robu na vrijeme. Upravljanje tržištem plaća se putem naknada za transakcije. Ukoliko burza dobro upravlja rizicima tada je naknade moguće smanjiti. Ukoliko burza loše upravlja rizicima tada neka druga burza može uskočiti i posredovati između prodavatelja i kupaca. Na primjer, London Metals Exchange (http://www.lme.co.uk/1071.asp) ima dugi opis pravila uskladištenja i kvalitete metala kojima se nadzire i provodi regulacija i pri tome zadovoljava zahtjeve poslovanja. Financijske pozicije jasno su definirane. Svi igrači na burzi oglašavaju i ugovaraju razmjenu te omogućavaju burzi da prikuplja novac od stranaka koje stvaraju gubitak neispunjavanjem svojih obveza. Baselski sporazumi koji se koriste u bankarskom sektoru predstavljaju primarni izvor regulatornih pravila za elektroenergetski sektor. Koncept 'vrijednosti uz rizik' koji se zasniva na analizi scenarija dosta dobro funkcionira u bankarskom sektoru. No, kao što mnogi primjećuju, banke mogu propasti, ali pravila transakcija ne zabranjuju donošenje neinteligentnih poslovnih odluka i njima pridruženih pogrešaka. Natjecateljsko okruženje zapravo i predmnijeva da kompanije mogu i poslovno posrnuti ukoliko rade pogreške.

17

4.5. Povećavaju li investicije u prijenosnu infrastrukturu sigurnost pogona? Još se nije ni ponovno uspostavilo stanje sustava nakon posljednjih raspada, a već je postavljeno pitanje je li povećanje prijenosne moći najbolji način izbjegavanja takvih incidenata. Neki su za te događaje optuživali deregulaciju elektroenergetskog sektora. Treba li pokrenuti velike investicijske programe? Treba li odbaciti deregulaciju zbog stava nekih da ima negativan utjecaj na pouzdanost napajanja električnom energijom? Deregulacija je rezultirala znatno intenzivnijim korištenjem prijenosnog sustava: više se snage prenosi na većim udaljenostima tijekom dužeg vremenskog perioda. Obzirom da je sustav u pogonu u blizini ograničenja tijekom dužih vremenskih perioda, vjerojatnost nastanka raspada se stoga povećava. S druge strane, deregulacija je potaknula znatno ekonomičnije i učinkovitije korištenje postojećih proizvodnih i prijenosnih resursa. Posljedice povećanja rizika od nastanka raspada potrebno je stoga usporediti s ekonomskim prednostima koje donosi deregulacija [8]. Raspadi su polarizirali ispolitizirana stajališta o reformi elektroenergetskog sektora koja su i do tada bila vrlo podvojena. S jedne strane nalaze se re-regulatori koji raspade vide kao posljedicu reforme elektroenergetskog sektora u proteklom desetljeću. Oni ukazuju na Enron i Kaliforniju kao dokaz da tržište električnom energijom nije funkcionalno; sada na tu listu dodaju i raspade. S druge se strane nalaze de-regulatori koji u sporom provođenju restrukturiranja vide uzročnik problema i vezu s raspadima. Većinom se stavovi stručnjaka nalaze između ta dva krajnja stajališta. Na raspade se gleda kao na vrstu tehničkih događaja koji nastaju jednom u deset godina u složenom elektroenergetskom sustavu. Raspadi nisu posljedica deregulacije: oni se događaju i u onim sustavima u kojima vlada okomito integrirana elektroprivredna struktura. Sustav je moguće projektirati da izdrži poremećaje i jednom u dvadeset godina, ali to iziskuje znatno veće troškove. Paraliza u elektroenergetskoj politici obzirom na deregulaciju uzrokuje pojavu najgorih osobina preuzetih i od modela reguliranog monopola kao i od još uvijek disfunkcionalnog natjecateljskog tržišta: veće cijene, veća promjenjivost cijena i opadajuća pouzdanost. Rješenje je ili ići naprijed i uspješno provesti restrukturiranje i uspostaviti tržišne odnose ili se vratiti na stari sustav reguliranog monopola. Najgore je ostati zaglavljen između ta dva krajnja rješenja čime se stvaraju dugoročni problemi u opskrbi potrošača zbog čega štetu trpi cijela ekonomija. Neophodno je ići prema naprijed i uspješno privesti kraju tranzicijski proces. Put je vrlo dobro poznat. Ono što nedostaje jest politička volja za ostvarenjem tog cilja. Nedavni raspadi vode nas na stranu većih troškova u cilju povećanja pouzdanosti obzirom da bi u protivnom nastali troškovi koji bi bili još veći ukoliko se ne bi poduzelo ništa [8]. Ali, mnogi su potrošači protiv povećanja troškova za isporučenu električnu energiju. Na primjer, u SAD-u (Iowa) trideset je kompanija formiralo potrošačko-političku skupinu koja prijeti da će trenutno zatvoriti svoje pogone ukoliko se cijene povećaju. Ukoliko se u povećanje pouzdanosti utroši npr. $100 milijardi, tko će platiti to povećanje? Ključnim se pokazuje podjela potrošača na skupine koje različito reagiraju u uvjetima kada se narušava stanje sigurnosti sustava i to u cilju prevencije raspada. Potrebno je zamijetiti da troškove raspada ne plaća elektroprivredna industrija. Umjesto toga, troškove plaća društvo na temelju izgubljenog prihoda i troškova ponovnog uspostavljanja proizvodnog procesa. Međutim, i to se može promijeniti. Krivulja ovisnosti troškova o pouzdanosti nije se promijenila. Deregulacija predstavlja samo različitu poslovnu okolinu; fizikalni zakoni ostali su isti, financiranje i ekonomičnost još uvijek su isti. Neophodno je držati na umu da vodoravno integrirana poslovna okolina zahtijeva ugovaranje i ugovore za svaku i za sve usluge koje se koriste. Klasična definicija problema ovisnosti pouzdanosti o troškovima odnosi se na optimalno rješenje koje se postiže kada marginalno povećanje troškova postaje jednako marginalnim troškovima izbjegnutih raspada. Ali, upitnim postaje kako izmjeriti sigurnost sustava u uvjetima kada su raspadi tako rijetki da uobičajene Monte Carlo simulacije postaju

18

besmislene. Potrebno je ozbiljnije istraživanje usmjereno prema definiranju vrijednosti sigurnosti sa stajališta vođenja pogona i investiranja u prijenosnu moć. Ideja da se povećanjem prijenosne moći poboljšava sigurnost sustava i smanjuje vjerojatnost nastanka raspada može se intuitivno na prvi pogled učiniti vrlo prihvatljivom. Dok su ekonomski učinci dodavanja voda jasni, sami vodovi ne poboljšavaju sigurnost sustava obzirom da se dodatna prijenosna moć koristi u svrhu povećanja prijenosa snage između dvaju područja radije nego za povećanje sigurnosti. Dodavanje i dograđivanje elemenata prijenosne mreže izravno je uočljivo u modelima koji se koriste za vrednovanje sigurnosti sustava i proračun raspoložive prijenosne moći. Ako su pravila vođenja pogona izmijenjena, dodatna prijenosna moć postat će raspoloživa svim korisnicima prijenosne mreže. Zahtjevi ekonomičnosti diktiraju korištenje dodatne prijenosne moći za povećanje prijenosa snage između područja s manje skupom proizvodnjom u područja visoke potražnje. Sigurnost može biti poboljšana u kratkoročnom razdoblju obzirom da nove ekonomske transakcije koje koriste postojeće proizvodne izvore ne mogu apsorbirati svu dodatnu prijenosnu moć. U dugoročnom razdoblju, novi proizvodni objekti će biti izgrađeni na način da u potpunosti iskoriste postojeću prijenosnu mrežu. U toj će točki ees ponovno doći u područje ograničenja koje je diktirano od strane pravila sigurnosti pa vjerojatnost nastanka raspada neće iščeznuti. Stoga se izgradnjom novih prijenosnih vodova i dogradnjom postojećih prijenosnih sustava inherentno ne poboljšava sigurnost prijenosnog sustava. S druge strane, te infrastrukturne investicije imaju značajan ekonomski učinak obzirom da olakšavaju neka ograničenja koja prijenosna mreža postavlja pred tržište električnom energijom. Povećanje raspoložive prijenosne moći inherentno ne poboljšava sigurnost elektroenergetskog sustava i ne smanjuje vjerojatnost nastanka raspada. Ovaj paradoks proizlazi iz činjenice da je razina sigurnosti sustava određena pravilima putem kojih se vodi pogon sustava [9]. U slučaju povećanja prijenosne moći bez prilagođavanja tih pravila, ništa se neće postići sa stajališta sigurnosti. To naravno ne znači da nema dovoljno argumenata za dogradnju postojećih sustava i izgradnju novih prijenosnih vodova. Potrebno je biti svjestan činjenice da od tih infrastrukturnih investicija korist prvenstveno mogu imati proizvođači i potrošači s umanjenom mogućnošću postizanja boljih cijena na tržištu zbog ograničenja nastalih zagušenjima u prijenosnoj mreži. Nominalno, razina sigurnosti sustava nije se promijenila od pojave deregulacije. Međutim, povećano naprezanje prijenosne mreže i trajanje tog naprezanja zbog većih, dužih, dugotrajnijih i učestalijih transakcija snage uzrokuje povećanu vjerojatnost nastanka poremećaja. Deterministički kriteriji sigurnosti koji su bili prihvatljivi do uvođenja konkurentnosti, poput (N-1) kriterija, ne moraju nužno biti i nadalje prihvatljivi. Ti kriteriji traže reviziju i vjerojatno zamjenu s probabilističkim kriterijima koji bolje opisuju rizik od nastanka raspada. Ključ za sigurnost pogona ees-a predstavlja skup pravila prema kojem se vodi pogon. Operator sustava dakle ima ključnu ulogu u održavanju sigurnosti i sukladno tome potrebno mu je na raspolaganje staviti sve za to potrebne ovlasti. U protivnom nastaju ogromni troškovi za ekonomiju u cjelini. 4.6. Iskustva zemalja kandidata za EU U ovom su dijelu opisana dva slučaja različitog organizacijskog ustroja Operatora sustava te implikacije koje su time nastale obzirom na jedinstvenost poslovne strukture nacionalnog energetskog subjekta. TSO model ukazuje na rastakanje strukture nacionalnog energetskog subjekta. ISO model potpomaže stvaranje većeg i značajnijeg regionalnog igrača na tržištu električne energije obzirom da omogućuje zadržavanje poslovne strukture nacionalnog energetskog subjekta.

19

Mnogi aspekti poslovanja mijenjaju se uvođenjem dvaju navedenih postupaka te izazivaju nesnalaženje u tradicionalno tromom elektroenergetskom sektoru. Stoga je potrebno uočiti iskustva i razjasniti specifičnosti malih zemalja i zemalja u tranziciji koje su nam po naslijeđu i organizaciji slične te na temelju takvih primjera i dogovorene strategije razvoja elektroprivrednog sektora u Hrvatskoj odrediti se prema najpovoljnijem modelu. Istodobno gotovo je nemoguće kopirati neku od razmatranih zemalja. Na primjer, u Mađarskoj je privatizacija u distribucijskoj djelatnosti nastupila prije primjene postojećeg ISO modela. U Sloveniji je došlo do potpunog razdvajanja vertikalne elektroprivredne tvrtke na tri proizvodne tvrtke, pet samostalnih distribucijskih tvrtki te ELES-a kao klasičnog TSO Operatora. U Rumunjskoj je na TSO principu formirana tvrtka ''Transelectrica'' uz tri neovisne proizvodne tvrtke: ''Termoelectrica'', ''Hirdoelectrica'' i ''Nuclearelectrica''. Simptomatično je da u svim primjerima postoje polarizirana mišljenja o ispravnosti i uspješnosti primijenjenog modela reorganizacije. 4.6.1. Slučaj Češka (TSO) CEZ a.s. je najveća tvrtka za proizvodnju električne energije u Češkoj, sa 67.5% državnog udjela u vlasništvu. Sa svojih 29 elektrana, od čega 9 TE, 2 NE, 16 HE, 1 VE i 1 solarnom elektranom ova tvrtka proizvodi oko 70% ukupno proizvedene električne energije u državi. CEZ izravno opskrbljuje samo neke velike industrijske potrošače. Ostatak električne energije proizvodi se u IPP elektranama, koje su u najvećem dijelu kombi elektrane. Prvi pokušaj privatizacije CEZ-a 2002. godine je propao zbog preniskih ponuda zainteresiranih ponuđača: EDF-a i Enel-Iberbola. CEPS a.s. (Czech Transmission System Operator) je ustanovljen 1999. godine statutarnim odvajanjem od CEZ-a, a odgovoran je za razvoj, upravljanje, pogon i održavanje prijenosne mreže. CEPS upravlja poveznim vodovima, osigurava usluge dispečinga u realnom vremenu te pomoćne usluge. Distribuciju električne energije krajnjim potrošačima obavlja osam regionalnih distribucijskih tvrtki. Ove tvrtke su dijelom u vlasništvu inozemnih tvrtki, a dijelom u vlasništvu CEZ-a (34 – 59%). CEPS a.s. je ovlašteni češki operator prijenosnog sustava i vlasnik dozvole za obavljanje prijenosne djelatnosti do 2026. godine. Drugim riječima CEPS:

o je češki TSO i vlasnik češke prijenosne mreže, o osigurava usluge sustava i pomoćne usluge unutar češkog elektroenergetskog sustava, o je odgovoran za pogon prijenosnog sustava i dispečing električne energije proizvedene

unutar Češke, o je odgovoran za sinkroni pogon sa susjednim sustavima putem prekograničnih

poveznih vodova poštujući pravila UCTE-a. CEPS a.s. je u početku bila tvrtka u potpunom vlasništvu CEZ-a. Međutim, 1. travnja 2003. godine CEZ, kao najveći proizvođač i izvoznik električne energije u Češkoj, prenosi 51% dionica CEPS-a u vlasništvo državne tvrtke Osinek te dodatnih 15% u vlasništvo Ministarstva rada i socijalne skrbi. Istodobno, Ministarstvo industrije i trgovine određeno je za administratora prava dioničara. Ukupna vrijednost obavljene transakcije dionica iznosi 478.6 milijuna Eura, što predstavlja točnu, nedavno valoriziranu vrijednost tvrtke. Ovakva promjena vlasništva rezultat je strategije restrukturiranja elektroenergetskog sektora u Češkoj. Strategija se temelji na prošlogodišnjim uredbama češke Vlade br. 250, 477 i 628, a odnosi se na postavljeni uvjet ukidanja monopola. CEZ ima obvezu prodati i preostalih 34% dionica. Predstavnici novih dioničara su od prošle godine članovi Nadzornog odbora CEPS-a. Osnovna djelatnost CEPS-a podrazumijeva osiguranje usluga prijenosa električne energije te određivanje raspoloživih prijenosnih moći na poveznicama s Njemačkom, Slovačkom i

20

Austrijom. Prijenosne moći alociraju se u svrhu ostvarivanja sigurne prekogranične razmjene električne energije, a zasnivaju se na mjesečnim i godišnjim aukcijama koje zajedno realiziraju operatori susjednih zemalja. Aukcije za prekogranične prijenosne kapacitete na češko – poljskoj granici trenutno se provode samo od strane CEPS-a, dok su pregovori o zajedničkom provođenju spomenute aukcije u tijeku. Dnevne aukcije prekograničnih prijenosnih kapaciteta obavljaju se preko CEPS-ovog Internet portala. CEPS osigurava pomoćne usluge posebno definiranim ugovorima s više od 10 tvrtki. Određeni dio pomoćnih usluga regulira se na dnevnom tržištu. CEPS putem svog Internet portala organizira dnevno tržište pomoćnih usluga, što je po prometu postalo najveće tržište u elektroenergetskom sektoru u Češkoj. 4.6.2. Slučaj Mađarska (ISO) Mađarska elektroprivreda – MVM Rt je najvažniji subjekt u mađarskom elektroenergetskom sektoru. MVM Grupa je aktivna na području proizvodnje, prijenosa i trgovine. Kao najvažnija elektroenergetska korporacija u državnom vlasništvu MVM je aktivni sudionik na međunarodnom tržištu električne energije. Kompanija maksimalno koristi svoju organizacijsku strukturu kao prednost na rastućem tržištu u Mađarskoj te na međunarodnom tržištu kako bi svoje aktivnosti u dobavljanju i trgovanju učinila što kompetitivnijima. Najvažniji cilj energetske politike Mađarske je stvoriti uvjete za otvaranje tržišta i priključenje EU u skladu s EU smjernicama. One su bile glavne vodilje u definiranju Zakona o energiji usvojenog 18. prosinca 2001. godine. S prvim korakom u otvaranju tržišta, potrošačima koji troše više od 6.5 GWh godišnje omogućen je slobodan izbor dobavljača na tržištu. Drugim riječima, od 1. siječnja 2003. godine u Mađarskoj postoji oko 200 povlaštenih potrošača, što predstavlja oko 30% ukupne potrošnje. Polovina ukupne potražnje povlaštenih potrošača može biti zadovoljena izravno iz uvoza. Slijedeći korak u otvaranju tržišta ovisit će o iskustvima i pridruženju EU. Zakon o energiji usklađen je s europskom regulativom i osigurava slobodan, nediskriminirajući pristup prijenosnoj mreži. Tarifa za pristup prijenosnoj mreži je regulirana. Sustav reguliranih cijena za javne usluge i dalje postoji tamo gdje MVM kao veliki dobavljač te regionalne distribucijske kompanije imaju obvezu javne usluge. Liberalizacija mađarskog elektroenergetskog sektora zahtijeva reorganizaciju rada i odnosa u sektoru. Kao dio ovog postupka, MVM je uspostavio:

o operatora sustava – MAVIR Rt kojem je zadatak vođenje sustava, dok prijenos ostaje unutar MVM-a (19. listopada 2000. godine),

o tvrtku MVM Partner Rt koja trguje na otvorenom tržištu, ispunjavajući tako zahtjeve o pravnom razdvajanju monopolističke tvrtke te o uspostavljanju konkurentnih aktivnosti na tržištu električne energije.

Od 1. siječnja 2001. godine, MAVIR (operator sustava) djeluje kao neovisna tvrtka organizirana prema ISO modelu, dok je prijenosna mreža ostala u vlasništvu MVM-a. MVM predaje 27. prosinca 2002. godine vlasništvo nad MAVIR-om u Ministarstvo gospodarstva i transporta. U skladu s novim Zakonom o energiji, od 1. siječnja 2003. godine mađarski regulator (MEH) izdaje dozvolu MVM-u za obavljanje prijenosne djelatnosti i trgovine, dok MAVIR dobiva dozvolu za vođenje pogona sustava. Izdavanje novih dozvola MVM-u i MAVIR-u rezultiralo je pojavom novih odnosa u području ostvarivanja suradnje s UCTE-om, CENTREL-om i SUDEL-om. Dana 8. svibnja 2003. godine, UCTE odobrava prijenos članstva s MVM-a na MAVIR, jednako kao i CENTREL 21. siječnja 2003. godine te SUDEL 12. lipnja 2003. godine.

21

4.7. Prijedlog Mrežnih pravila hrvatskog elektroenergetskog sustava Mrežna pravila uređuju pogon i način vođenja prijenosne i distribucijske mreže u elektroenergetskom sustavu. Prema prijedlogu Mrežnih pravila hrvatskog elektroenergetskog sustava [10], u svrhu opskrbe svih kupaca kvalitetnom električnom energijom potrebno je urediti prava, obveze i međusobne odnose sudionika na tržištu električne energije:

o energetskih subjekata za proizvodnju električne energije, o energetskog subjekta za prijenos električne energije, o energetskog subjekta za distribuciju električne energije, o energetskih subjekata za opskrbu električnom energijom, o Operatora sustava, o Operatora tržišta, o trgovaca, posrednika i zastupnika na tržištu električne energije i o kupaca električne energije. Mrežna pravila potrebno je utemeljiti na sljedećim načelima:

o Pravila se, u odnosu na priključenje i isključenje s mreže, primjenjuju na sve korisnike; o Primjena pravila na jednake događaje mora u čitavom elektroenergetskom sustavu

rezultirati jednakom akcijom; o Sigurnost čitavog elektroenergetskog sustava ima prioritet, zbog čega svi korisnici

mogu privremeno (prolazno) snositi posljedice smetnji (primjerice, ograničenja u slučaju smetnji);

o Prijenosna mreža podvrgnuta je središnjem vođenju kako bi se osigurala sigurnost opskrbe, pouzdanost i učinkovitost elektroenergetskog sustava, a u interesu kupaca i proizvođača električne energije. Hijerarhijski se to ostvaruje preko Operatora sustava i energetskog subjekta za prijenos električne energije;

o Glede funkcioniranja, elektroenergetski sustav smatra se jedinstvenim tehničko-tehnološkim sustavom proizvodnje, prijenosa, distribucije i potrošnje električne energije, neovisnim o organizacijskim i vlasničkim odnosima.

Prijedlog Mrežnih pravila utvrđuje Operator sustava u suradnji s energetskim subjektom za prijenos električne energije i energetskim subjektom za distribuciju električne energije, a donosi ih ministar nadležan za energetiku nakon pribavljenog mišljenja Vijeća za regulaciju energetskih djelatnosti. Operator sustava u suradnji s energetskim subjektom za prijenos električne energije i energetskim subjektom za distribuciju električne energije prati primjenu Mrežnih pravila te priprema prijedlog izmjena i dopuna Mrežnih pravila. 4.8. Područje odgovornosti Operatora sustava prema prijedlogu Mrežnih pravila Operator sustava je energetski subjekt koji obavlja djelatnost vođenja elektroenergetskog sustava. Hrvatski elektroenergetski sustav je jedno regulacijsko područje koje vodi jedan Operator sustava. Operator sustava: o jamči kontinuitet i pouzdanost sustava opskrbe električnom energijom te ispravnu

koordinaciju sustava proizvodnje, prijenosa i distribucije, o skrbi o kvaliteti električne energije, o osigurava usklađeno djelovanje elektroenergetskog sustava u svojoj nadležnosti sa

susjednim elektroenergetskim sustavima, o u suradnji s Operatorom tržišta, daje informacije o budućim potrebama za električnom

energijom te ostale informacije potrebne Vijeću za regulaciju energetskih djelatnosti,

22

o u suradnji s energetskim subjektom za prijenos električne energije uz prethodnu suglasnost Vijeća za regulaciju energetskih djelatnosti, donosi plan razvoja i izgradnje prijenosne mreže za razdoblje do tri godine,

o osigurava pristup mreži za treće osobe na reguliranoj osnovi, u skladu s međunarodnom regulativom (pravila Unije za koordinaciju prijenosa električne energije, 'Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity', u daljnjem tekstu: UCTE) osim u slučaju ograničenih tehničkih ili pogonskih mogućnosti mreže,

o dužan je omogućiti priključak na prijenosnu mrežu bilo kojeg energetskog subjekta i kupca, osim u slučaju ograničenih tehničkih ili pogonskih mogućnosti mreže,

o neovisan je od proizvodnje i opskrbe električnom energijom - obavlja svoju funkciju u suradnji s Operatorom tržišta, prema načelima razvidnosti, objektivnosti i pravilima struke,

o ne smije trgovati električnom energijom, osim kupovanja energije za uravnoteženja sustava u suradnji s Operatorom tržišta,

o može angažirati proizvodne objekte namijenjene za povremenu uporabu samo u slučajevima: većih poremećaja ili ispada u sustavu, te prigodom kriznih stanja prema Zakonu o energiji.

U okviru svoje djelatnosti, Operator sustava odgovoran je za: o sigurno i učinkovito vođenje elektroenergetskog sustava uz što manje utjecaja na okoliš

s ciljem isporuke električne energije zajamčene kvalitete krajnjem korisniku/kupcu, o suradnju s energetskim subjektom za prijenos električne energije i energetskim

subjektom za distribuciju električne energije u utvrđivanju i razgraničenju troškova, koji su nastali prijenosom električne energije,

o osiguranje usluga sustava, o usklađivanje odstupanja nabave i potreba za električnom energijom u odnosu na

ugovorene količine na organiziranom tržištu, za uravnoteženje trenutne potražnje i ponude u sustavu te izdavanje potvrde o izvedivosti Plana rada sustava,

o davanje potrebnih informacija i podataka korisnicima mreže o planiranim aktivnostima na prijenosnoj mreži u svrhu stabilnog i sigurnog pogona sustava,

o davanje potrebnih uputa za ispravan rad sustava za proizvodnju, prijenos i distribuciju u skladu s kriterijima pouzdanosti i sigurnosti i Mrežnim pravilima te upravljanje pomoćnim uslugama koje su potrebne u tu svrhu i

o obavještavanje proizvođača o stvarnom pogonu te o potrebama raspoloživosti proizvodnih kapaciteta za svako vremensko razdoblje.

Operator sustava provjerava tehničku izvedivost Tržišnog plana dostavljenog od Operatora tržišta te izrađuje i provodi Plan rada sustava, a u cilju pouzdanog i sigurnog rada elektroenergetskog sustava. Da bi to mogao ostvariti, Operator sustava ima:

o obvezu primitka obavijesti o rezultatima usporedbe ponuda za zadovoljenje potreba za električnom energijom od Operatora tržišta i davanje povratnih informacija glede potrebnih usklađivanja zbog tehničkih mogućnosti i iznimnih okolnosti u prijenosnoj i distribucijskoj mreži,

o obvezu ali i ovlasti da, poštujući pravila pogona UCTE-a, nadzire i - ako je potrebno - zabrani prijenos, preuzimanje ili iznenadno povećanje/smanjenje izlazne snage elektrane ili veliko odstupanje od dogovorenog iznosa predaje/preuzimanja, u slučajevima kada se ugrožava sigurnost elektroenergetskog sustava i

o obvezu poticanja ekonomičnog razvoja sustava, uzimajući u obzir prethodno maksimalno opterećenje i proizvodnju, kao i zahtjeve korisnika prijenosne mreže, u okviru plana razvoja prijenosne mreže.

23

Kako bi Operator sustava mogao izvršiti navedene obveze, korisnici mreže moraju ispuniti minimalne tehničke uvjete opisane u Mrežnim pravilima. 4.9. Područje odgovornosti energetskog subjekta za prijenos električne energije

prema prijedlogu Mrežnih pravila Energetski subjekt za prijenos električne energije odgovoran je za izgradnju, pogon i održavanje prijenosne mreže te za dio proizvodnje jalove energije. Energetski subjekt za prijenos električne energije:

o surađuje s Operatorom sustava pri donošenju plana razvoja i izgradnje prijenosne mreže za razdoblje do tri godine,

o ugovara korištenje prijenosne mreže s korisnicima te dostavlja taj ugovor Operatoru tržišta,

o ima obvezu održavanja pogonske spremnosti prijenosne mreže, koja mora biti projektirana i dimenzionirana prema važećim propisima u Republici Hrvatskoj,

o skrbi o kvaliteti električne energije, o skrbi o zaštitnim uređajima prijenosne mreže, o sudjeluje u osiguranju pomoćnih usluga , o skrbi o obračunskim mjernim uređajima (brojilima) i pogonskim mjerenjima u mreži, o skrbi o uređajima procesne informatike u Mrežnim centrima prijenosa i postrojenjima

prijenosne mreže, o skrbi o uređajima telekomunikacije u postrojenjima prijenosne mreže, o obavlja pogonske manipulacije sklopnim aparatima u postrojenjima prijenosne mreže, o vodi statistike pogonskih događaja, o izvršava odluke i upute Operatora sustava u poslovima vođenja elektroenergetskog

sustava, o dužan je organizirati Mrežne centre prijenosa za izvršavanje odluka i uputa Operatora

sustava, o obavlja ostale aktivnosti u vezi s djelatnošću i o utvrđuje tehničke zahtjeve. Energetski subjekt za prijenos električne energije izvodi priključak na prijenosnu mrežu za treće osobe sukladno pravilniku o uvjetima i načinu izračuna troškova priključka te njihovoj podjeli prema koristi koju imaju korisnici mreže. 5. POTREBNA DOGRADNJA ZAKONODAVNOG SUSTAVA Zakonodavni sustav potrebno je dograditi prema smjernicama Europske komisije, ali i na temelju iskustva u proteklom razdoblju. Prije toga potrebno je u cijelosti i po zakonu predviđenoj proceduri implementirati sve podzakonske akte. 5.1. Sadržaj javne usluge Javna usluga znači određene obveze propisane energetskim subjektima koji su njeni nositelji, a u okviru obavljanja energetskih djelatnosti za koje su od Vijeća za regulaciju energetskih djelatnosti ishodili dozvolu: o za Operatora sustava javna usluga znači osiguranje pristupa prijenosnoj mreži trećim

osobama po jednakim i nediskriminirajućim uvjetima, uz unaprijed poznatu javno objavljenu cijenu (naknade za korištenje mreže) i pogonske uvjete (Mrežna pravila);

24

o za Operatora tržišta javna usluga znači osiguranje pristupa tržištu pod jednakim i nediskriminirajućim uvjetima;

o za energetski subjekt za proizvodnju električne energije javna usluga znači jednaki odnos prema svim sudionicima na tržištu i preuzimanje obveza koje utvrdi Vijeće za regulaciju energetskih djelatnosti kada je u pitanju sigurnost opskrbe kupaca;

o za energetski subjekt za prijenos električne energije javna usluga znači osiguranje pristupa svim sudionicima na tržištu pod jednakim uvjetima, uključujući i priključivanje novih kupaca na prijenosnu mrežu po unaprijed utvrđenim uvjetima i visini naknade za priključak;

o za energetski subjekt za distribuciju javna usluga znači osiguranje pristupa distribucijskoj mreži pod jednakim uvjetima, osiguranje priključenja novih kupaca po jednakim uvjetima i javno objavljenim pravilima utvrđivanja naknade, utvrđivanje odgovornosti energetskog subjekta za distribuciju za opskrbu kupaca koji zbog financijskih problema opskrbljivača dolaze u probleme opskrbe te utvrđivanje nadležnosti za sigurnu opskrbu kupaca koji nisu sposobni sudjelovati na tržištu električne energije;

o za energetski subjekt za opskrbu znači obvezu nediskriminiranja kupaca, preuzimanja opskrbe kupaca na zahtjev energetskog subjekta za distribuciju na određenom području. Također vezano uz opskrbu, potrebno je zakonski definirati izdavanje dozvola za obavljanje opskrbe na način da Vijeće za regulaciju energetskih djelatnosti izdaje dozvole za područje najmanje jedne županije.

5.2. Sigurnost opskrbe - Proizvodnja električne energije Za izgradnju novih proizvodnih kapaciteta potrebno je uvesti postupak odobrenja (autorizacije) te ga provoditi u skladu s objektivnim, jasnim i nediskriminirajućim kriterijima. Kriteriji za dodjelu odobrenja trebaju biti javno objavljeni. Podnositelji zahtjeva moraju biti obaviješteni o razlozima za uskraćivanje odobrenja. Podnositelju zahtjeva treba biti omogućeno podnošenje žalbe. Kriteriji za dodjelu odobrenja se mogu odnositi na:

o pouzdanost i sigurnost opskrbe kupaca i rada elektroenergetskog sustava, o zaštitu zdravlja i sigurnosti, o zaštitu okoliša, o zauzimanje javnog zemljišta, o energetsku učinkovitost, o vrstu energenta, o tehničke, ekonomske i financijske karakteristike podnositelja zahtjeva. Ako se kroz postupak odobrenja ne osigura dovoljno proizvodnih kapaciteta za sigurnu opskrbu kupaca odnosno ukoliko nema tržišnog interesa za izgradnju novih proizvodnih objekata, Vijeće za regulaciju energetskih djelatnosti, kao nadležno tijelo, može raspisati natječaj za izgradnju dodatnih proizvodnih kapaciteta. Također kao iznimku od načela odobrenja, radi uvođenja novih tehnologija, ili zaštite okoliša, Vijeće za regulaciju energetskih djelatnosti može raspisati natječaj za gradnju dodatnih proizvodnih kapaciteta. Natječaj treba biti temeljen na javno objavljenim kriterijima. Prilikom poziva na natječaj treba se razmotriti i mogućnost proizvodnje iz postojećih, nedovoljno iskorištenih proizvodnih kapaciteta, uz dugoročna jamstva mogućnosti takve proizvodnje.

25

Za stvaranje uvjeta poticanja izgradnje proizvodnih objekata može se formirati posebni fond sigurnosti iz kojeg bi se financirale obveze izgradnje proizvodnih objekata temeljem natječaja. 5.3. Sigurnost opskrbe - Operator sustava i tržišta električne energije Operator tržišta dužan je izrađivati procjene razvoja elektroenergetskog tržišta za narednih 7 godina, najkasnije do 30. studenog tekuće godine, i dostaviti ih Vijeću za regulaciju energetskih djelatnosti. Procjene razvoja elektroenergetskog tržišta operator tržišta je dužan ažurirati svake godine. Operator sustava dužan je izrađivati procjene razvoja prijenosne mreže za narednih 7 godina, najkasnije do 30. studenog tekuće godine, i dostaviti ih Vijeću za regulaciju energetskih djelatnosti. Procjene razvoja prijenosne mreže je dužan ažurirati svake godine. Vijeće za regulaciju energetskih djelatnosti na temelju procjena razvoja tržišta i prijenosne mreže, te podnesenih zahtjeva za izdavanjem odobrenja za izgradnju proizvodnih objekata donosi procjene sigurnosti opskrbe kupaca električne energije. Vijeće za regulaciju energetskih djelatnosti utvrđuje plan nužnih mjera za osiguranje potrebne sigurnosti elektroenergetskog sustava koji uključuje izgradnju dijelova prijenosne mreže i proizvodnih objekata. Nadalje, u kontekstu predloženih izmjena i dopuna Zakona o tržištu električne energije, a sa stajališta usklađenja s EU smjernicama, sigurnosti opskrbe i zaštite kupaca, u Zakonu bi trebalo istaknuti obveze Vijeća za regulaciju energetskih djelatnosti koje bi upravo podrazumijevale osiguranje sigurnosti opskrbe energijom te zaštite kupaca. 5.4. Sigurnost opskrbe – Vijeće za regulaciju Jedna od temeljnih zadaća regulatora energetskog tržišta je osiguranje sigurne opskrbe energijom. Radi izvršenja te obveze Vijeće za regulaciju treba: o utvrditi kriterije sigurnosti opskrbe;

o izraditi procjene sigurnosti opskrbe kupaca električne energije, na temelju procjena razvoja tržišta i prijenosne mreže, te podnesenih zahtjeva za izdavanjem odobrenja za izgradnju proizvodnih objekata;

o donijeti plan nužnih mjera za osiguranje potrebne sigurnosti elektroenergetskog sustava koji uključuje izgradnju dijelova prijenosne mreže i proizvodnih objekata,

o raspisivati i provoditi natječaj za izgradnju objekata za proizvodnju električne energije, ako postupkom odobrenja nije osigurana odgovarajuća sigurnost i potrebe kupaca.

5.5. Otvaranje tržišta Na temelju iskustva u prethodnom razdoblju procjenjuje se da je moguće otvoriti tržište u cijelosti do kraja 2006. godine. Stoga je odmah potrebno u zakonu odrediti dinamiku otvaranja kako bi se svi sudionici na tržištu na vrijeme pripremili za to. Predlaže se slijedeća dinamika otvaranja tržišta:

26

5.6. Zaštita kupaca Vezano uz zaštitu kupaca odnosno korisnika mreže u ispunjavanju obveze javne usluge, Vijeće za regulaciju ima pravo intervenirati u slučaju kad energetski subjekt ne ispunjava obvezu prema kupcima odnosno korisnicima mreže koja uključuje: o osiguranje prava priključka na mrežu i prava pristupa mreži, o nediskriminirajući i transparentan odnos u korištenju mreže, o korištenje interkonekcije i tranzita, o rješavanje problema zagušenja mreže, o planiranje remonta energetskih objekata, o osiguranje kvalitete usluge. Ukoliko je kupcu odnosno korisniku mreže povrijeđeno neko od navedenih prava kupac odnosno korisnik mreže može uputiti prigovor Vijeću za regulaciju energetskih djelatnosti. Protiv odluka, rješenja i zaključaka Vijeća za regulaciju energetskih djelatnosti kojima se odlučuje o prigovorima kupaca odnosno korisnika mreže nije dopuštena žalba, ali se može pokrenuti upravni spor pred Upravnim sudom Republike Hrvatske. Za ostala pitanja vezana uz energetske djelatnosti koje se obavljaju prema pravilima kojima se uređuju tržišni odnosi, kupac prije pokretanja upravnog ili sudskog postupka može uputiti prigovor energetskom subjektu (isporučitelju usluge), povjerenstvu za reklamacije potrošača i konačno Upravnom sudu. Smatramo da bi Vijeće za regulaciju energetskih djelatnosti trebalo proglasiti nadležnim za organizaciju postupaka mirenja sukladno Zakonu o mirenju, u sporovima između energetskih subjekata te energetskih subjekata i kupaca. 6. ZAKLJUČAK Općenito govoreći, ne postoji univerzalno prihvatljiv model restrukturiranja, organiziranja i vlasničkih odnosa koji bi mogao biti jednostavno preuzet i primijenjen na svaki ees. Svaki sustav ima značajne posebnosti obzirom na povijesne, geografske, strukturne, pogonske, zakonodavne i ostale specifičnosti. Iskustva iz svijeta pokazuju da oba modela organiziranja prijenosnog sektora (ISO i TSO) mogu biti uspješno primjenjena uz zadovoljavanje prethodno postavljenih uvjeta. Bez obzira na model, puno značajnije je uspostaviti i primjenjivati pravila odgovarajućeg planiranja i sigurnog vođenja elektroenergetskog sustava kako bi broj poremećaja pogona bio sveden na najmanju moguću mjeru. Prije odabira modela organizacijske strukture Hrvatske elektroprivrede potrebno je jasno naznačiti sveukupne posljedice jednog ili drugog modela. Reorganizacija elektroprivredne tvrtke ne smije se sagledavati samo kroz prizmu odnosa između energetskog subjekta za prijenos električne energije i Operatora sustava, već je potrebno sagledati i posljedice po druge djelatnosti koje nastupaju u odabiru jedne ili druge varijante, posebice s aspekta eventualne predstojeće privatizacije:

Planirana dinamika otvaranja hrvatskog elektroenergetskog tržišta

Prag otvaranja

01.01.2005. Visoki i srednji napon 01.01.2006. Svi preko 30 kW 01.01.2007. Svi

Napomena: kupci na 0,4 kV do 01.01.2010. mogu jednom godišnje mijenjati opskrbljivača

27

o U konceptu HEP-Grupe povezanih ovisnih društava koja ima objektivno dominantni položaj na tržištu, izdvajanje Nezavisnog operatora sustava i tržišta predstavlja nužan korak da bi se osigurala nediskriminirajuća pozicija ostalih subjekata na tržištu;

o Izdvajanje Nezavisnog operatora sustava i tržišta predstavlja najblaži oblik reorganizacije

Hrvatske elektroprivrede obzirom na integritet vlasništva nad nacionalnim energetskim subjektom;

o Kod koncipiranja rješenja smatrano je da varijanta s TSO modelom također predstavlja

moguću opciju, ali u konceptu izdvajanja prijenosne djelatnosti iz HEP-Grupe te formiranja posebnog trgovačkog društva u vlasništvu Republike Hrvatske. Također, TSO model je moguće realizirati i u varijanti izdvajanja prijenosa i distribucije iz HEP-Grupe, kao reguliranih djelatnosti, te zadržavanja proizvodnje i opskrbe kao tržišno orijentiranih društava;

o Kod koncipiranja rješenja smatrano je da ovakav TSO model zbog izdvajanja iz HEP-

Grupe povezanih društava znatno umanjuje ne samo vrijednost Grupe već i njezinu sposobnost sudjelovanja na regionalnom tržištu. Štoviše, smatrano je da bi to bio poticaj daljnjem izdvajanju društava iz Grupe i rastakanju nacionalnog energetskog subjekta;

o Kod koncipiranja rješenja razmatran je i TSO model prema kojem ne dolazi do njegovog

izdvajanja, već do zadržavanja u HEP-Grupi povezanih društava. Takav je model odbačen zbog tri razloga:

1. Prvi se nalazi u njegovom negativnom utjecaju na razvoj tržišta električne

energije u Hrvatskoj zbog neispunjavanja načela o nediskriminiranju te daljnjeg ojačavanja monopolne pozicije Hrvatske elektroprivrede. Time bi se stvorile velike poteškoće pregovaračima u procesu pridruživanja Europskoj uniji što bi moglo uzrokovati negativnu ocjenu reforme i ugroziti cjelokupno pridruživanje.

2. Drugi je razlog vezan uz rizik od promjene zakonodavnog ili institucionalnog okvira. Naime, ukoliko bi došlo do promjene zakonodavnog okvira u smjeru prodaje vlasničkog udjela HEP-a strateškom partneru, tada bi u takvom modelu državni monopol u prijenosu električne energije bio zamijenjen privatnim monopolom ili nekom kombinacijom državnog i privatnog.

3. Treći se razlog odnosi na privremenost takvog modela obzirom da se njime inherentno nameće potreba izdvajanja tako stvorenog operatora iz HEP-Grupe povezanih društava. Privremenost implicira ponovnu promjenu zakonodavnog okvira i ponovno odgađanje reforme. Vrijeme koje bi bilo potrebno za izradu novog okvira može biti utrošeno znatno kvalitetnije.

Razmatrajući sva moguća rješenja i dugoročne procese razvitka tržišta električne energije izvan i unutar Hrvatske, te očekivane procese privatizacije, sadašnje zakonom uspostavljeno rješenje predstavlja najbolji izbor. Uspostavljen je HNOSIT (Hrvatski nezavisni operator sustava i tržišta) i izdvojen iz HEP d.d. u čijem se vlasništvu nalazi prijenosni sustav. Na taj je način očuvana struktura Hrvatske elektroprivrede s razdvojenim djelatnostima proizvodnje, prijenosa, distribucije i opskrbe električne energije. Izdvojeni dio ovlašten je (i odgovoran) za vođenje pogona cijelog hrvatskog elektroenergetskog sustava na kojem se mogu pojaviti i drugi igrači. Izbor ISO modela u reformi energetskog sektora u Hrvatskoj u skladu je sa smjernicama 2003/54/EC i ničim ne ugrožava proces pridruživanja.

28

Nadalje će biti potrebno definirati više različitih aspekata poslovanja u takvom okruženju. Tehničkim kriterijima definiran je djelokrug Operatora sustava i njegov utjecaj na financijsko poslovanje različitih kompanija koje će se uskoro početi javljati na tržištu. Jedino što je preostalo jest 'dobra volja za provođenjem zakonskih obveza'. LITERATURA [1] DIRECTIVE 96/92/EC OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL

OF 19 DECEMBER 1996 CONCERNING COMMON RULES FOR THE INTERNAL MARKET IN ELECTRICITY, OFFICIAL JOURNAL L 027 , 30/01/1997 P. 0020 - 0029

[2] DIRECTIVE 2003/54/EC OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL

CONCERNING COMMON RULES FOR THE INTERNAL MARKET IN ELECTRICITY AND REPEALING DIRECTIVE 96/92/EC, lipanj 2003

[3] O. Gjerde et al, "Changes in the Business and Interfaces of System Operators facing

liberalisation and restructuring", CIGRÉ Session 2002, Paris, France, članak broj 39.203

[4] DG TREN DRAFT WORKING PAPER: "Third benchmarking report on the

implementation of the internal electricity and gas market", Brussels, March 2004 [5] H. Knops, "Position of the Transmission System Operator (TSO) in the European

Electricity Systems", 2003 IEEE Bologna Power Tech Conference, Bologna, Italy, June 2003

[6] Preuređena diskusija "On ISO vs. TSO" održana na PowerGlobe listi,

http://powerglobe.powerquality.com, rujan 2003 [7] N. Dizdarević, G. Majstrović, D. Bajs, M. Majstrović, "Zagušenje u prijenosnoj mreži",

studija, Energetski institut Hrvoje Požar, Zagreb, Hrvatska, travanj 2003, [Online]. Raspoloživo: www.eihp.hr/~ndizdar

[8] W. Hogan, "Successful market design and failure diagnosis: Blackouts and lampposts

in regulating electricity markets", section of Standard Market Design at www.ksg.harvard.edu, October 2003

[9] D. Kirschen, G. Strbac, "Why investments do not prevent blackouts", section of

Standard Market Design at www.ksg.harvard.edu, August 2003 [10] Prijedlog Mrežnih pravila hrvatskog elektroenergetskog sustava, (u proceduri

donošenja), veljača 2004