162031015 Politika Cena Elektricne Energije

UNIVERZITET U BEOGRADU

Ekonomski fakultet - Beograd

Gordan Ž. Tanić

Politika cena kao faktor optimizacije funkcionisanja elektroenergetskog sistema

DOKTORSKA DISERTACIJA

Beograd, 2000.

Mentor:

Dr Milenko Nikolić,

redovni profesor, Ekonomski fakultet u Beogradu

članovi komisije:

1. Dr Milenko Nikolić, redovni profesor, Ekonomski fakultet u Beogradu

2. Dr Đorđe Šuvaković, redovni profesor, Ekonomski fakultet u Beogradu

3. Dr Mirko Cvetković, naučni saradnik, Rudarski institut u Beogradu

3

“Sve je Elektricitet. Najpre je Svetlost, beskrajni izvor iz kojeg ističe materija i raspoređuje se u svim oblicima koji

4

predstavljaju vasionu i Zemlju sa svim njenim vidovima života. Crno je pravo lice Svetlosti; što je ne vidimo takvu, to je izuzetna milost prema čoveku i ostalim stvorenjima. Jedna njena čestica poseduje svetlosnu, toplotnu, nuklearnu, radijacionu, hemijsku, mehaničku i zasad nepoznate energije. Ona ima moć koja može pokrenuti zemlju sa njene putanje. Ona je istinska Arhimedova poluga”.

Nikola Tesla

S A D R Ž A J

5

1 ................................................................................................................................................................ 12

1.1 CILJ ISTRAŽIVANJA.........................................................................................................................141.2 OSNOVNA HIPOTEZA.......................................................................................................................151.3 METODOLOGIJA I DOKUMENTACIONA OSNOVA.............................................................................161.4 ZNAČAJ ELEKTROPRIVREDE...........................................................................................................171.5 KARAKTERISTIKE ELEKTROPRIVREDE...........................................................................................181.6 RAZVOJ ELEKTROPRIVREDE...........................................................................................................201.6.1 PERSPEKTIVE RAZVOJA ELEKTROPRIVREDE U XXI VEKU ...............................................................261.1 ORGANIZACIONA STRUKTURA........................................................................................................311.2 MODELI ORGANIZACIONE STRUKTURE...........................................................................................321.3 FAKTORI KOJI UTIČU NA STEPEN VERTIKALNE I HORIZONTALNE INTEGRACIJA...........................341.3.1 VEZA IZMEĐU PROIZVODNJE I PRENOSNE MREŽE ...........................................................................351.3.2 VEZA IZMEĐU PROIZVODNJE I DISTRIBUCIJE...................................................................................371.3.3 HORIZONTALNA INTEGRACIJA........................................................................................................391.4 RESTRUKTUIRANJE ........................................................................................................................421.5 TIPOVI VLASNIŠTVA........................................................................................................................481.5.1 ZEMLJE SA DOMINANTNIM DRŽAVNIM VLASNIŠTVOM.....................................................................491.5.2 ZEMLJE SA MEŠOVITOM VLASNIČKOM STRUKTUROM......................................................................511.5.3 ZEMLJE SA DOMINANTNIM PRIVATNIM VLASNIŠTVOM.....................................................................531.6 JAVNO NASPRAM PRIVATNOG VLASNIŠTVA....................................................................................561.6.1 KORPORATIVNI MODEL..................................................................................................................581.6.2 PRIVATIZACIJA...............................................................................................................................601.7 OPŠTE POSTAVKE REGULACIJE......................................................................................................691.8 JAVNI KARAKTER EKLEKTROPRIVREDNE DELATNOSTI.................................................................711.9 TEORIJSKE OSNOVE REGULACIJE ELEKTROPRIVREDE..................................................................721.10 FORME I KARAKTERISTIKE REGULACIJE......................................................................................791.10.1 NEZAVISNOST..............................................................................................................................801.10.2 TRANSPARENTNOST.....................................................................................................................811.10.3 NEPRISTRASNOST.........................................................................................................................811.11 REGULACIJA U DRŽAVNIM PREDUZEĆIMA....................................................................................811.11.1 DRUŠTVENI (PLANSKI) UGOVORI..................................................................................................821.11.2 DIREKTNA REGULACIJA................................................................................................................841.12 REGULACIJA PRIVATNIH PREDUZEĆA...........................................................................................841.13 PROMENE U REGULATORNOJ POLITICI.........................................................................................861.14 KORPORATIVNO VLASNIŠTVO.......................................................................................................861.15 PRIVATNO VLASNIŠTVO................................................................................................................881.15.1 INTEGRISANA PRIVATNA PREDUZEĆA BEZ POSTOJANJA KONKURENCIJE.........................................891.15.2 STVARANJE KONKURENTSKOG OKRUŽENJA..................................................................................901.15.3 DIREKTIVE EVROPSKE UNIJE........................................................................................................921.15.4 KONKURENCIJA KOD KRAJNJEG POTROŠAČA................................................................................951.16 DONOŠENJE INVESTICIONIH ODLUKA I IZBOR TEHNOLOGIJA I POGONSKOG GORIVA.................981.16.1 FAKTORI KOJI UTIČU NA DONOŠENJE INVESTICIONIH ODLUKA.......................................................991.16.2 IZBOR GORIVA...........................................................................................................................1041.16.3 IZGRADNJA PRENOSNE I DISTRIBUTIVNE MREŽE..........................................................................1051.17 POUZDANOST SNABDEVANJA ELEKTRIČNOM ENERGIJOM..........................................................1061.17.1 INTEGRISANI SISTEMI - BEZ KONKURENCIJE U DELU PROIZVODNJE ELEKTRIČNE ENERGIJE...........1091.17.2 DEZINTEGRISANI SISTEMI BEZ POSTOJANJA KONKURENCIJE U DELU PROIZVODNJE ELEKTRIČNE ENERGIJE..............................................................................................................................................1111.17.3 DEZINTEGRISANI SISTEMI SA KONKURENCIJOM...........................................................................1131.18 UVODNA RAZMATRANJA.............................................................................................................117

6

1.19 OSNOVNI POJMOVI VEZANI ZA CENU ELEKTRIČNE ENERGIJE ....................................................1201.20 OSNOVE ZA UTVRĐIVANJE CENA ELEKTRIČNE ENERGIJE .........................................................1211.21 UTVRĐIVANJE CENA NA BAZI ISTORIJSKIH TROŠKOVA..............................................................1221.21.1 MODEL STOPE POVRAĆAJA (SP).................................................................................................1241.21.2 PRICE CAP MODEL ....................................................................................................................1271.22 UTVRĐIVANJE CENA NA BAZI MARGINALNIH TROŠKOVA...........................................................1321.22.1 KRATKOROČNI NASUPROT DUGOROČNIM MARGINALNIM TROŠKOVIMA......................................1331.22.2 OGRANIČENJA EKONOMSKE TEORIJE: PROBLEMI PRIMENE..........................................................1421.23 TRŽIŠNO UTVRĐIVANJE CENA ELEKTRIČNE ENERGIJE ..............................................................1441.24 TARIFNE STRUKTURE..................................................................................................................1481.25 ISTORIJAT...................................................................................................................................1561.26 RAZVOJ ELEKTROPRIVREDE SRBIJE NAKON II SVETSKOG RATA..............................................1591.26.1 RAZVOJ ELEKTROPRIVREDE DO 1965.GODINE ...........................................................................1591.26.2 RAZVOJ ELEKTROPRIVREDE U PERIODU 1965-1990. ..................................................................1601.26.3 RAZVOJ ELEKTROPRIVREDE SRBIJE NAKON 1990.G....................................................................1631.27 ZAČECI TARIFNE POLITIKE I CENA ELEKTRIČNE ENERGIJE ......................................................1641.28 PREGLED KONCEPTUALNIH OKVIRA ZA SPROVOĐENJE POLITIKE CENA ELEKTRIČNE ENERGIJE NAKON II SVETSKOG RATA ................................................................................................................1671.28.1 REZIME RAZLIČITIH KONCEPATA DUGOROČNE POLITIKE CENA ELEKTRIČNE ENERGIJE ................1741.29 KRITIČKI OSVRT NA KRITERIJUME KOJI SU KORIŠĆENI ZA UTVRĐIVANJE CENE ELEKTRIČNE ENERGIJE ...........................................................................................................................................1751.29.1 SVETSKE CENE KAO KRITERIJUM ZA UTVRĐIVANJE PARITETNIH CENA .......................................1761.29.2 PARITET PREMA TROŠKOVIMA PROIZVODNJE..............................................................................1791.29.3 PARITET PREMA CENAMA ENERGENATA.....................................................................................1811.30 AKTUELNI EKONOMSKO-FINANSIJSKI POLOŽAJ ELEKTROPRIVREDE SRBIJE.............................183

7

Spisak tabela

TABELA 1.RAST KAPACITETA (SNAGE) ELEKTRANA U SVETU U GW ................................ 21

TABELA 2. STRUKTURA ELEKTROPRIVREDNIH KAPACITETA U SVETU U % ............... 23

TABELA 3. STRUKTURA POTROŠNJE FINALNE ENERGIJE U SVETU (%) ........................... 24

TABELA 4. PROIZVODNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE U SVETU (TWH) ................................. 24

TABELA 5.STRUKTURA PROIZVODNJE ELEKTRIČNE ENERGIJE (%) ................................ 25

TABELA 2. KRETANJE STANOVNIŠTVA SVETA U PERIODU 1960-1990 SA PROCENOM ZA 2020 GODINU (U MILIONIMA) ................................................................................................... 26

GRAFIKON 1. PROIZVODNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE U SVETU U ZAVISNOSTI OD VRSTE PRIMARNE ENERGIJE .................................................................................... 28

8

GRAFIKON 2. STRUKTURA UKUPNE INSTALISANE SNAGE ELEKTRANA U SVETU PO REGIONIMA ........................................................................................................................................... 28

TABELA 7. STRUKTURA ELEKTROPRIVREDNIH KAPACITETA FRANCUSKE (MW) 1988 ................................................................................................................................................................... 49

TABELA 3. STRUKTURA KAPACITETA I PROIZVODNJE U ITALIJI (1993) .......................... 50

TABELA 4. PROIZVODNI KAPACITETI I PROIZVODNJA U ŠPANIJI (1988) ........................... 51

TABELA 5. VLASNIČKA STRUKTURA ELEKTROPRIVREDE SAD (JAVNA PREDUZEĆA) 1990 ............................................................................................................................................................ 53

TABELA 6. OSNOVNI POKAZATELJI JAPANSKE ELEKTROPRIVREDE U 1989.GOD. ....... 54

TABELA 7. PROMENE U KORIŠĆENJU ELEKTRIČNE ENERGIJE I U GDP U CEE ZEMLJAMA U PERIODU 1989-1993.GODINA ....................................................................... 64

TABELA 8. ELEKTROENERGETSKI PROFIL POJEDINIH AZIJSKIH ZEMALJA (1990) ..... 64

GRAFIKON 3. PRIRODNI MONOPOL (OPADAJUĆI TROŠKOVI) .............................................. 73

GRAFIKON 4. SUBADITIVNOST, EKONOMIJA OBIMA I OPADAJUĆI GRANIČNI TROŠKOVI .............................................................................................................................................. 75

GRAFIKON 5. MODELI I PLANIRANE I REALIZOVANE PROMENE STRUKTURE ELEKTROPRIVREDE U POJEDINIM ZEMLJAMA ........................................................... 94

TABELA 9. UKUPNI, PROSEČNI I GRANIČNI TROŠKOVI ...................................................... 134

GRAFIKON 6. PROSEČNI I MARGINALNI TROŠKOVI .............................................................. 135

9

GRAFIKON 7. DIJAGRAM PONUDE I POTRAŽNJE .................................................................... 137

GRAFIKON 8. GRAFIKON KRATKOROČNIH MARGINALNIH TROŠKOVA ....................... 140

GRAFIKON 9. DUGOROČNI MARGINALNI TROŠKOVI ............................................................ 141

TABELA 10. PREGLED ELEKTRIFICIRANIH NASELJA .......................................................... 157

TABELA 11. STRUKTURA POTROŠNJE ELEKTRIČNE ENERGIJE .................................... 158

TABELA 12. INSTALISANA SNAGA ELEKTRANA (U MW) ..................................................... 159

TABELA 13. OSTVARENA PROIZVODNJA I POTROŠNJA (GWH) .......................................... 160

TABELA 14. INSTALISANA SNAGA I OSTVARENA PROIZVODNJA UDRUŽENIH ELEKTRANA ........................................................................................................................................ 161

TABELA 15. RAZMENA ELEKTRIČNE ENERGIJE SRBIJE SA OSTALIM ELEKTROENERGETSKIM SISTEMIMA (GWH) ............................................................. 162

TABELA 16. PROSEČNE GODIŠNJE STOPE RASTA POTROŠNJE (%) ................................. 162

TABELA 17. PROIZVODNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE NA PRAGU ELEKTRANA (GWH) .................................................................................................................................................................. 164

TABELA 18. KRETANJE PRODAJE ELEKTRIČNE ENERGIJE NA KONZUMNOM PODRUČJU EPS-A I OSTVARENE PROSEČNE CENE PRERAČUNATE U US CENTE PO PROSEČNOM GODIŠNJEM KOMERCIJALNOM KURSU .................... 184

TABELA 19. IZNOS OSTVARENOG GUBITKA U PERIODU 1991-1998.G. PRERAČUNAT U US $ PO PROSEČNOM GODIŠNJEM KOMERCIJALNOM KURSU ........................................... 184

10

TABELA 20. STRUKTURA PRODAJE ELEKTRIČNE ENERGIJE NA KONZUMNOM PODRUČJU EPS-A U GWH ................................................................................................ 185

TABELA 21. RELATIVNI ODNOSI CENA (110 KV=1,00) ........................................................... 186

TABELA 22. POTROŠNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE U SRBIJI PO STANOVNIKU I PO JEDINICI DRUŠTVENOG PROIZVODA ............................................................................ 187

GRAFIKON 9. POTROŠNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE PO JEDINICI DP U POJEDINIM ZEMLJAMA ........................................................................................................................................... 188

Spisak grafikona

Grafikon 1. Proizvodnja električne energije u svetu u zavisnosti od vrste primarne energije...................................................Error: Reference source not found

Grafikon 2. Struktura ukupne instalisane snage elektrana u svetu po regionima.....Error:Reference source not found

Grafikon 3. Prirodni monopol (opadajući troškovi).......Error: Reference source not found

Grafikon 4. Subaditivnost, ekonomija obima i opadajući granični troškovi................Error:Reference source not found

Grafikon 5. Modeli i planirane i realizovane promene strukture elektroprivrede u pojedinim zemljama...............................................Error: Reference source not found

Grafikon 6. Prosečni i marginalni troškovi....................Error: Reference source not found

Grafikon 7. Dijagram ponude i potražnje......................Error: Reference source not found

Grafikon 8. Grafikon kratkoročnih marginalnih troškova.......Error: Reference source notfound

Grafikon 9. Dugoročni marginalni troškovi...................Error: Reference source not found

Grafikon10. Potrošnja električne energije po jedinici DP u pojedinim zemljama Error: Reference source not found

11

Poglavlje

1

12

UVODNA RAZMATRANJA

Obraćajući se svetskoj konferenciji za energiju u Montrealu 1990.g. komesar Cardoso e Cunha je rekao:

“Energija predstavlja politiku u njenom najplemenitijem obliku. Ona ima uticaj na sve nas, naš svakodnevni život, osvetljenje, zagrevanje naših domova, snabdevanje fabrika i daje nam slobodu kretanja. Međutim, pri svemu tome, mi trošimo svetska bogatstva i zagađujemo okolinu. Pravi izazov je obezbeđivanje energije na efikasan način, bez zagađivanja i uz umerene troškove.”

Električna energija, na koju se početkom ovog stoleća gledalo kao retku stvar koja se koristila samo za specifične potrebe, danas je toliko široko u upotrebi, sa takvim varijetetima načina korišćenja i sa takvom efikasnošću, da bi njen nedostatak ili pak redukcija imala značajne ekonomske negativne efekte. Njen status esencijalnog proizvoda, često dopunjen idejom o javnom dobru vezano za proizvodnju, prenos i distribuciju električne energije, ne podrazumeva sa druge strane da bi se jednog dana ova roba mogla isporučivati potrošačima besplatno. Električna energija nije i neće nikad biti dar prirode, nego industrijski proizvod koji za svoju proizvodnju zahteva ogromna kapitalna ulaganja. Ukoliko bi se ona i učinila besplatnim dobrom, troškovi koji bi nastali njenim neracionalnim trošenjem uveliko bi premašili koristi koje bi društvo moglo da ima po tom osnovu.

Obzirom da su interesi potrošača, proizvođača i države u ovoj oblasti su veoma različiti, pitanje koje se otuda postavlja je po kojoj ceni treba da se prodaje električna energija, u smislu ostvarenja osnovnog cilja optimizacije ove proizvodne funkcije, a to je pouzdano snabdevanje potrošača po najnižim mogućim troškovima.

Elektroenergetika je mlada privredna grana, koja je puni svoj zamah dobila u prvoj polovini ovoga veka. Postojanje prirodnog monopola, potreba za koncentracijom ogromnog kapitala za izgradnju elektroenergetskih kapaciteta kao i za elektrifikaciju nacionalne teritorije, uslovljena velikom ekspanzijom električne energije, uticala je na to da se država aktivno uključi u ovu oblast i to bilo direktno kao investitor odnosno vlasnik ili posredno kao regulator koji će uz pomoć propisa pokušati da ispravi sve imperfektnosti tržišta koje postoji u ovoj oblasti te na taj način zaštiti javni interes.

U uslovima državnog vlasništva nad sredstvima elektroprivrednih preduzeća, politika cena električne energije je služila kao jedan od makroekonomskih instrumenata uz pomoć koga je država vodila određene ekonomske, razvojne i socijalne politike. Preko cena električne energije štitio se standard stanovništva, stimulisao razvoj određenih industrijskih grana, podizala konkurentska pozicija privrede i slično.

13

Krajem 20-og veka, elektroenergetika, pogotovu u razvijenim zemljama, doživela je određenu zrelost (izvršena je ne samo elektrifikacija celokupne nacionalne teritorije, nego su one putem interkoneksije međusobno povezane, postoji dovoljna raspoloživost proizvodnih kapaciteta, stope potrošnje su dovedene na zadovoljavajući nivo koji je približno jednak stopama rasta društvenog proizvoda). Otuda su u ekonomskim akademskim krugovima ovih zemalja počele da se preispituju postojeće teorije vezane za politiku cena električne energije. Prodor privatnog kapitala u ovu oblast, pojava nezavisnih proizvođača električne energije, nova tumačenja vezana za teoriju prirodnog monopola i drugo, uticali su na to da se tradicionalne troškovne teorije, koje su do sada bile dominantne, sve više odbacuju u korist teorija konkurencije. Suština svih tih teorijskih preispitivanja je insistiranje na ekonomskoj efikasnosti odnosno na traženju novog mesta i uloge države u oblasti energetike.

Talas privatizacije, u kome je prisutan sistematičan transfer aktivnosti od strane javnog ka privatnom sektoru, pokazuje znake široke rasprostranjenosti i potpomognut je preko uticaja i sugestija najznačajnijih međunarodnih finansijskih institucija kao što su Svetska banka i Međunarodni monetarni fond, te se može konstatovati da je on postao najznačajnija ekonomska činjenica našeg doba.

Neophodnost za većim i jačim uključivanjem jugoslovenske privrede u međunarodne tokove, obzirom na ulogu i značaj koji elektroprivreda ima za nacionalnu ekonomiju, nameće potrebu za preispitivanjem dosadašnje politike cena električne energije i njene regulacije. Pod regulacijom podrazumevamo skup mera ekonomske politike i mehanizama za njeno sprovođenje koji su institucionalno kontrolisani.

1.1 Cilj istraživanja

Osnovno pitanje vezano za elektroprivrednu delatnost je kako pomiriti konflikt između pouzdanosti snabdevanja, sa jedne strane, i efikasnog poslovanja u smislu minimizacije troškova, sa druge strane. Suština ovog problema zasniva se na činjenici da je danas električna energija esencijalno dobro bez koga je nemoguće zamisliti savremeni život, za čije obezbeđenje je potrebno izdvojiti ogromna kapitalna sredstva. Prirodu ovog konflikta u velikoj meri usložnjava infrastrukturni karakter elektroprivrede kao i postojanje prirodnog monopola u pojedinim njenim segmentima.

Najbolji mehanizam (regulator) koji bi mogao da reši ovaj problem je tržište, ali zbog njegove imperfektnosti koja postoji u ovoj delatnosti, proističe potreba za pronalaženjem drugog najboljeg rešenja.

Danas u svetu ne postoji jedinstven model koji je dao najbolji odgovor na ovo pitanje. Putevi i načini njegovog rešavanja razlikuju se od zemlje do zemlje. Raznim organizacionim i vlasničkim strukturama, kao i odgovarajućom politikom cena električne

14

energije, i u skladu sa tim prilagođenom regulativom, pojedine zemlje su pokušale da reše ovaj konflikt1.

Cilj ove disertacije je da istraži teorijska i praktična svetska iskustva vezana za rešavanje ovog problema, da paralelan prikaz tradicionalnih načina i novih tendencija u ovoj oblasti nastalih prodorom privatnog kapitala i uvođenjem konkurencije, kao i da sagleda mogućnost njihove primene u domaćoj elektroprivredi, uzimajući u obzir iskustva drugih zemalja, a uvažavajući pri tom sve specifičnosti i uslove u kojima se ova delatnost trenutno nalazi. Važniji zadaci ovoga rada su da:

• istraži strukturalne, vlasničke, i regulatorne promene koje su se desile u elektroprivrednoj delatnosti u poslednjih nekoliko godina;

• ukaže na načine na koje pojedine zemlje pokušavaju da izvuku maksimalne koristi iz funkcionisanja elektroenergetskog sistema, kao i na probleme i dileme koje se u tom delu javljaju;

• iznese teorijska i praktična iskustva regulacije cena električne energije i načina njihovog formiranja koje su u svetu zastupljene;

• da kritički osvrt na dosadašnju politiku cena električne energije koja je kod nas vođena;

• pruži teorijsku i analitičku osnovu, neophodnu kreatorima ekonomske politike, za stvaranje jednog efikasnijeg elektroprivrednog sistema

1.2 Osnovna hipoteza

Osnovna hipoteza koju u ovom radu želimo da testiramo jeste, da li cenovni signali koje šalje tržište električne energije može da obezbedi optimalno funkcionisanje elektroenergetskog sistema, a to je da obezbedi pouzdano snabdevanje potrošača električnom energijom uz minimalne troškove. Ovu hipotezu ćemo testirati na iskustvima zemalja koje su započele korenite reforme elektroprivredne delatnosti sa ciljem uvodjenja tržišta i konkurencije u ovu oblast. Kako su ove reforme još u fazi eksperimenta, pošto su tek od nedavno započete, to i osnovne pretpostavke na kojima se one zasnivaju, uglavnom su bazirane na teorijskim modelima a manje na empiriji. Sa druge strane, ovu hipotezu ćemo testirati i sa stanovišta mogućnosti njene primene u zemljama u tranziciji, samim tim i u našoj zemlji, uvažavajući pri tome dostignut stepen razvoja kao i sve specifičnosti nacionalne ekonomije.

1 Treba napomenuti da najveći broj država u rešavanju ovog konflikta nisu bile uvek vođene ekonomskim i tehničkim rezonima, već su i političke i socijalne potrebe često bile izražene.

15

1.3 Metodologija i dokumentaciona osnova

Metodologija koja je primenjena u istraživanju, prilagođena je cilju i zadacima postavljenim u ovom radu. Strana iskustva iz ove oblasti i njihov eventualni transfer u našu elektroprivredu, biće predmet rigoroznih provera. Prema tome, komparativna analiza je na prvi pogled osnovni metod koji će se primeniti u ovom radu. Transfer stranih iskustava biće uslovljen proverama u kojima će se koristiti različite kvantifikacije zavisnosti i uzročnosti, strukturni koeficijenti i slično.

Dokumentaciona osnova ima nekoliko glavnih izvora. Pre svega, to su publikacije međunarodnih organizacija i institucija (UN, OECD, EU, World Bank), odnosno njihovih specijalizovanih agencija koje se bave energijom (International Energy Agency - OECD, Industry and Energy Department - World Bank). Kao dokumentaciona građa koristiće se i brojne monografije i publikacije pojedinih stručnjaka, naučnih i obrazovnih institucija.

Izvori podataka o domaćoj elektroprivredi biće podaci SZS i RZS, brojne studije koje su rađene na ovu temu kao i bogata baza podataka kojom raspolaže Elektroprivreda Srbije.

1.16

OSNOVNE KARAKTERISTIKE I RAZVOJ ELEKTROPRIVREDE

1.4 Značaj elektroprivrede

Elektroprivreda predstavlja izuzetno značajan sektor svake nacionalne ekonomije, kako po osnovu svoga strukturnog udela u makroekonomskim agregatima (društvenom proizvodu, osnovnim sredstvima, investicijama, spoljnotrgovinskoj razmeni), tako i po osnovu mnogostrukih direktnih i indirektnih efekata na ostale privredne sektore i ukupan socijalno-ekonomski razvoj. Takve karakteristike elektroprivrede, opredeljuju i njeno centralno mesto u okviru privredne infrastrukture, gde se pod privrednom infrastrukturom podrazumeva skup objekata koji daju osnov za dinamiziranje privrednog razvoja i utiču na civilizaciju prostora (Gluščević, 1975).

Veza između elektroprivrede i razvoja bazira se na činjenici da je električna energija pouzdan, i fleksibilan izvor energije, i da je kao takva neophodna za većinu proizvodnih i uslužnih tehnologija. Njena pouzdanost se ogleda u mogućnosti planiranja i kontinuiranog obavljanja proizvodnje, prenosa i prodaje, uz minimalne ekološke štete na mestu preuzimanja. Eventualni prekid snabdevanja električnom energijom imao bi katastrofalne posledice za svaku nacionalnu ekonomiju, tako da se poseban naglasak kod ovog vida energije stavlja na sigurnost snabdevanja. Otuda je ovaj segment i predmet posebnih oblika tehničke regulacije, i o njemu se vodi računa prilikom definisanja i izbora razvojnih alternativa u elektroprivredi.

Elektroprivreda angažuje značajan deo društvenog kapitala kao i nacionalnih prirodnih resursa (vode, ugalj, nafta, gas, zemljište). Udeo kapitala plasiranog u elektroprivredu je visok u svim zemljama. To učešće u osnovnim sredstvima industrije u SR Jugoslaviji se kreće u 1990-tim godinama oko 22%. Transformacija primarne energije u finalnu podrazumeva korišćenje prirodnih energetskih izvora, tako da je elektroprivreda uz rudarstvo najveći korisnik prirodnih resursa. Ova grana se istovremeno pojavljuje i kao veliki potrošač koji u značajnoj meri angažuje kapacitete iz oblasti mašinogradnje, elektroindustrije i građevinarstva.

Zavisnost modernih društava od usluga koje pruža električna energija danas je izuzetno velika. Te činjenice postajemo svesni tek u onim situacijama kada dođe do njenog nestanka. čuveni “Northeast blackout” (raspad elektroenergetskog sistema u državi

Poglavlje

17

Njujork 9.novembra 1965.godine) koji je potrajao gotovo dva dana, imao je ne samo nagativne posledice na rad privrede, nego je doveo i do prekida telekomunikacionih veza i TV programa, zagušenja u saobraćaju, zamračenja gradova i velikih problema pri zagrevanju prostorija i pripremi hrane. Vreme blackout-a, a naročito noć, bilo je praćeno nasiljem, pljačkama i različitim oblicima ispoljavanja necivilizacijskog ponašanja. Nestanak električne energije, odnosno privremeni gubitak jedne univerzalne karakteristike modernog društva, vratio je za ta dva dana severoistok Amerike u daleku prošlost (Antić S., 1998).

1.5 Karakteristike elektroprivrede

Elektroprivreda se definiše kao grana industrije koja vrši proizvodnju, prenos i distribuciju električne energije. Ove tri delatnosti čine osnovne segmente elektroprivrede. U zemljama koje su izvršile vertikalnu dezintegraciju elektroenergetskog sistema i koje su uvele tržište na malo (retail market), elektroprivreda ima četiri segmenta. Naime, segment distribucije je u tim zemljama podeljen na čistu distribuciju (wires) i snabdevanje (supply).

U okviru segmenta proizvodnje električne energije, postoji veliki broj tehnologija koje se koriste za tu namenu, a koje se zasnivaju na pretvaranju toplotne (sadržane u različitim vrstama goriva), atomske, kinetičke i raznih oblika obnovljive energije (vetar, sunce, plima, geotermalni izvori i sl.) u električnu energiju. Po osnovu energije koju koriste, elektrane se dele na hidroelektrane (HE), termoelektrane (TE), nuklearne elektrane (NE) i geotermalne elektrane (GE) koje u statistikama obuhvataju i elektrane na obnovljive izvore.

Sa energetsko-privrednog stanovišta razlikujemo dve vrste hidroelektrana: protočne (sa dnevnim, sedmičnim i mesečnim izravnavanjem) i akumulacione. Protočne kao i akumulacione hidroelektrane iskorišćuju rečne dotoke propuštajući ih kroz turbine, i od količine vode i visine pada zavisi njihova snaga. Izgradnja protočnih hidroelektrana, po pravilu je jeftinija od akumulacionih, pa je po tom osnovu i cena koštanja energije iz ovog izvora niža.

Sa druge strane, akumulacione hidroelektrane za svoju izgradnju iziskuju znatno veća investiciona ulaganja, usled kompleksnijih građevinskih radova u cilju stvaranja veštačkih jezera, pa je obzirom na to kao i na način i vreme korišćenja ovih elektrana i cena koštanja električne energije proizvedene u ovim elektranama daleko skuplja. Ovo utoliko pre, pošto rade sa manjim brojem časova u toku godine, ali zato ona ima veću vrednost jer tu energiju možemo da koristimo kada se za to ukaže potreba a to je obično u periodima maksimalnog (vršnog) opterećenja sistema.

Kod termoelektrana kao izvora energije uglavnom se susrećemo sa turboparnim elektranama koje se međusobno razlikuju po vrsti pogonskog goriva koje koriste za pretvaranje u električnu energiju. Po tom osnovu razlikujemo termoelektrane na čvrsta goriva (ugalj različitog kvaliteta), termoelektrane na tečna goriva i gas. Nuklearne

18

elektrane energiju nastalu cepanjem atomskih jezgara (fisija) pretvaraju u električnu, dok geotermalne elektrane koriste toplotnu energiju zemljine kore.

Potrošači velikih količina električne energije kod kojih ona igra bitnu ulogu u ceni proizvoda, uglavnom se lociraju u naposrednoj blizini elektroenergetskih izvora ili pak grade sopstvene izvore, ali pretežan broj kako industrijskih tako i ostalih potrošača je udaljen od ovih izvora pa se ta ostojanja moraju premostiti preko prenosnih postrojenja u koja spadaju dalekovodi i trafostanice.

Standardni naponski nivoi u prenosnoj mreži su 380 KV i 220 KV. Visina naponskog nivoa i presek provodnika zavise od udaljenosti mesta potrošnje od mesta proizvodnje kao i od snage koja treba da se prenese. Otuda u zemljama čija je površina velika i gde su rastojanja od izvora do centara potrošnje daleko veća srećemo se i sa 750 KV i 1.000 KV naponskim nivoima.

Raspodela električne energije u gradskim i seoskim naseljima se vrši preko distributivne mreže koja obuhvata razvodne mreže visokog i niskog napona, trafostanice i merne uređaje. 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 u SRJ su 110 KV, 35 KV, 20 KV, 10 KV i 0,4 KV. U sistemima u kojima su čista distribucija i snabdevanje odvojeni, obaveza čiste distribucije je da izvrši povezivanje potrošača (obligation to connect) i prenese električnu energiju, dok snabdevanje mogu da obavljaju i treća lica koja za to dobiju licencu.

Od strukture proizvodnih kapaciteta, odnosno zastupljenosti pojedinih izvora u ukupnoj proizvodnji električne energije, zavisi i cena koštanja električne energije. Zbog velikih investicionih ulaganja, koje zahteva izgradnja ovih objekata, kod hidroelektrana najveće učešće imaju troškovi kapitala (amortizacija, kamate na uložena i pozajmljena finansijska sredstva, troškovi osiguranja) i troškovi održavanja, dok se kod termoelektrana kao najveća stavka u troškovima javljaju troškovi goriva.

Uz infrastrukturne karakteristike, elektroprivreda i njen proizvod električna energija imaju i određene specifičnosti.

Kapaciteti za proizvodnju i prenos električne energije, zbog svoje kapitalne intenzivnosti, zahtevaju veoma dugo vreme za izgradnju ( od 2 do 7 godina ) što je praćeno i njihovim veoma dugim vekom upotrebe ( od 20 do 50 godina ). Otuda je veoma važno da se razvoj kapaciteta i mreže planira daleko unapred što samo po sebi izaziva niz problema. Naime, teško je obezbediti tačnost dugoročnih prognoza kretanja potrošnje električne energije kao što je veoma teško precizno anticipirati sve kapitalne i investicione troškove kao i promene koje mogu da nastupe kod cena goriva u tom periodu, što je veoma bitno sa stanovišta troškovne efikasnosti tog kapaciteta.

Na sadašnjem stupnju tehnološkog razvoja električna energija se ne može skladištiti, ako se izuzmu ograničene mogućnosti zadovoljavanja potrošnje putem akumulacionih jezera. Momenat potrošnje podudara se sa momentom proizvodnje električne energije. Intervencije na strani ponude putem uvoza su, mada moguće, takođe ograničene. Zbog toga se elektroenergetski kapaciteti dimenzionišu u skladu sa maksimalnim a ne prosečnim intenzitetom tražnje električne energije, bez obzira na vremensko trajanje tog

19

maksimuma. Kapaciteti za zadovoljavanje nadprosečne tražnje imaju tretman rezervnih elektrana čija funkcija je ista kao i robnih rezervi (zaliha) kod ostalih industrijskih grana. Vreme trajanja tog maksimalnog opterećenja sistema je relativno veoma kratko, i tada su i troškovi proizvodnje zbog angažovanja svih raspoloživih kapaciteta najveći.

Sa stanovišta potrošača, električna energija je homogeno dobro pošto svaki njen deo zadovoljava potrebe na isti način. Na strani proizvodnje to nije slučaj. Raznovrsne proizvodne tehnologije, njihova starost i efikasnost kao i korišćenje raznih oblika primarne energije za pogonsko gorivo, daju različite troškove proizvodnje. Kada se tome dodaju troškovi prenosa i distribucije koji zavise od naponskog nivoa na kome se vrši isporuka, jasno je da sa stanovišta ponude električna energija ne predstavlja homogeni proizvod tako da stepen odstupanja proizvodnih troškova po 1 kwh može da se kreće u rasponu od 1 do 10..

1.6 Razvoj elektroprivrede

Elektroprivreda je jedna od najmlađih privrednih grana čiji je razvoj omogućen izvanrednim napretkom fizike i elektrotehnike. Praktična primena elektrotehničkih zakona javlja se krajem XIX veka, da bi tokom XX veka električna energije našla toliku primenu u industriji i životu ljudi, tako da se ovaj vek sa pravom može nazvati vek elektrifikacije.

Nakon što je Tomas Alva Edison u Njujorku 21.decembra 1879.godine demonstrirao rad sijalice na jednosmernu struju, već 1881.godine na međunarodnoj izložbi u Parizu su osvetljene ulice u jednom delu grada. Male elektrane koje su obezbeđivale jednosmernu struju za osvetljenje, počele su da niču u Njujorku (1881), Londonu (1882), Berlinu (1883), itd. ali prva elektrana sa naizmeničnom strujom izgrađena je u Bufalu 1896.godine.

U početku, elektrifikacija sa jednosmernom strujom bila je ograničena kako po nameni (električna energija je bila korišćena uglavnom za osvetljenje) tako i po dometu, zbog nemogućnosti prenosa na veće daljine. Tek sa pronalaskom naizmenične struje i transformatora, dolazi do šire primene električne energije i to naročito u industriji.

Ipak, u svom početku, elektroprivredna delatnost je imala lokalni karakter, i njen napredak zavisio je od potreba za električnom energijom (od porasta konzuma2). Početkom XX veka, elektrane su snabdevale lokalnu industriju i najbliži blok kuća. Potom, oko 1915.godine, javlja se više elektrana koje izolovano napajaju svaka svoje gradsko područje, da bi nakon Prvog svetskog rata a naročito posle 1930.godine i Velike krize, došlo do međusobnog povezivanja elektrana dalekovodima, odnosno do formiranja prvih elektroenergetskih sistema. Najveće termoelektrane tog doba imale su snagu od 200 MW, dok se snaga najvećih hidroelektrana kretala u rasponu od 50 do 80 MW. Prenosna mreža radila je na naponima od oko 100 KV. Rast snage elektrana diktiran je potrebom porasta sigurnosti snabdevanja i većom ekonomičnošću.

2 Konzum je termin koji se često koristi u energetici. U suštini on predstavlja sinonim za potrošnju na određenom teritorijalnom području koje elektroprivredno preduzeće snabdeva električnom energijom.

20

Brz rast kapaciteta za proizvodnju prouzrokovan je rastom potrošnje električne energije. U periodu 1928-1938 godina, proizvodnja je povećana sa 290TWh na 464 TWh, odnosno za blizu 5% godišnje (Požar, 1983). Kako su proizvodni kapaciteti bili uglavnom locirani u Evropi i Severnoj Americi, to su stope rasta potrošnje za Evropu iznosile 6%, a u S.Americi 7% godišnje. Karakteristike potrošnje tog vremena pokazuju da se najveći deo proizvedene električne energije trošio u industriji, dok domaćinstva učestvuju sa malim procentom u ukupnoj potrošnji, i to uglavnom za osvetljenje.

Razvojem tehnike prenosa i napretka na polju zaštite i regulacije, omogućen je transport električne energije kroz visokonaponsku mrežu od 110, 220, 380, 500, 750 i 1000 kV na velike daljine, čime je stvorena pretpostavka za ekonomičniju izgradnju elektrana na područjima koja su udaljenija od potrošačkih centara, velikih gradova i industrije, ali su zato bliže izvorima primarne energije.

Na taj način je došlo do stvaranja regionalnih, državnih i međudržavnih elektroenergetskih sistema, gde su elektrane i potrošački centri međusobno povezani dalekovodima visokog napona. U pojedinim čvorištima jedne velike električne mreže, preko trafostanica ostvarena je veza sa distributivnim mrežama nižih naponskih nivoa čime je omogućeno korišćenje električne energije kod krajnjih potrošača.

Do stvaranja ovako velikih elektroenergetskih sistema dolazi oko 1940 godine, dok je njihova integracija nastupila nakon Drugog svetskog rata negde oko 1950.godine. Na taj način je došlo do kooperacije hidroelektrana, termoelektrana, prenosa i distribucije električne energije. Od nerazvijene elektroprivrede i izolovanih elektrana, stvorena je integracija brojnih snažnih elektrana, sa različitim troškovima proizvodnje, koje su sa potrošačkim centrima bile spojene visokonaponskom mrežom. Svrha povezivanja ovih velikih sistema je ostvarivanje najpovoljnijih uslova proizvodnje, veća pogonska sigurnost i što bolje iskorišćenje izgrađenih kapaciteta, koje se ogleda pre svega u smanjenju potreba za rezervnom marginom, pošto se u slučaju kvara u jednoj elektrani, njeno područje moglo snabdevati preko dalekovoda iz druge elektrane.

Tabela 1. Rast kapaciteta (snage) elektrana u svetu u GW

Javne3 Peoizvođači za Ukupno Stopa

Elektrane sopstv. Potrebe rasta (%)

1950 135 -

3 Podela elektrana na javne i na proizvođače za sopstvene potrebe (selfproducers) je uobičajena u svetskoj statistici. Pridev javna kod elektrana ne označava tip vlasništva, već činjenicu da električnu energiju koriste potrošači priključeni na prenosnu i distributivnu mrežu. Proizvođači za sopstvene potrebe obično koriste raspoložive prirodne resurse ili otpadna goriva iz procesa proizvodnje, i oni su karakteristični za nerazvijene zemlje koje nemaju povezane elektroenergetske sisteme, a koje eksploataciju rudnih bogatstava prepuštaju stranim investitorima.

21

1955 210 9,21960 531 20,31965 773 7,81970 1.055 141 1.196 9,11975 1.417 152 1.569 5,61980 1.847 156 2.003 5,01985 2.266 171 2.437 4,01990 2.552 206 2.758 2,51995 2.821 237 3.058 2,1

Izvor: Energy Statistics Yearbook, UN, više brojeva

Uloga države u stvaranju jedinstvenih nacionalnih elektroenergetskih sistema bila je od presudnog značaja. Nacionalizacijom privatnih elektroprivrednih preduzeća i preuzimanjem vlasništva od lokalnih organa uprave, stvoreni su prvi elektroprivredni sistemi koji su pokrivali celo nacionalno područje (Engleska, Francuska).

Izgradnja i širenje visokonaponske mreže, nije samo stvorilo pretpostavku međusobnog povezivanja elektrana nego i čitavih elektroenergetskih sistema (interkoneksija) i to kako u okviru jedne države tako i na međudržavnom nivou. Tako, danas u Evropi postoje tri međunarodne asocijacije za koordinaciju proizvodnje i prenosa električne energije i to: zapadno-evropska, skandinavska i istočno-evropska.

Zapadnoevropska asocijacija za koordinaciju proizvodnje i prenosa električne energije UCPTE (Union pour la Coordination de la Production et du Transport de l’Elektricite) osnovana je u Parizu 1951.godine i ona obuhvata elektroprivrede Austrije, Belgije, Francuske, Italije, Luksemburga, Holandije, Nemačke, i Švajcarske, a kao pridruženi članovi su Španija, Portugalija i Jugoslavija (sada bivše jugoslovenske Republike) koji su zajedno sa Italijom i Austrijom činili južnu regionalnu grupu (SUDEL)

Zadatak i smisao ove asocijacije je da kroz povezivanje velikih elektroenergetskih sistema koji se odlikuju različitom strukturom proizvodnje (sa jedne strane imamo snažne termoelektrane izgrađene u basenima bogatim ugljem kao što su Rur i ogranci Ardena dok na drugoj strani imamo Alpski region bogat hidroenergetskim potencijalom), omogući optimalno iskorišćavanje kako postojećih tako i budućih kapaciteta za proizvodnju električne energije.

Skandinavska asocijacija, pod nazivom NORDEL ima iste zadatke kao i UCPTE i nju sačinjavaju Danska, Island, Finska, Norveška i Švedska. U ovim zemljama uglavnom dominira hidro proizvodnja, tako da ova asocijacija nastoji da se što bolje veže sa regionima koji su bogati ugljem (Nemačka).

Iako su političke promene koje su zahvatile zemlje Istočne Evrope početkom 90-ih dovele do raspada SEV-a, u okviru koga je delovala i istočnoevropska asocijacija, koordinacija i međusobna saradnja ovih zemalja u sferi proizvodnje i prenosa električne energije još uvek je prisutna.

Poznato je da se u okviru velikih elektroenergetskih sistema teži optimalnom ekonomskom i energetskom rešenju. Međutim, u praksi nailazimo na elektroenergetske sisteme u dva oblika i to:

22

Integralni elektroenergetski sistem, pod kojim se podrazumeva takav sistem u kome se planiranje izgradnje elektrana i prenosne mreže kao i eksploatacija objekata vrši sa stanovišta tehničkog i ekonomskog optimuma celokupnog sistema. U takvom sistemu postoji horizontalna i vertikalna integrisanost i nema unutrašnjih komercijalnih granica između elektrana, prenosa i distribucije nego samo tehnička granica.

Drugi vid je više elektroenergetskih sistema, među kojima se razmena električne energije vrši prema godišnjim ili višegodišnjim ugovorima. Ovde su odlučujući interesi pojedinih sistema, a tek na drugom mestu je načelo optimalne eksploatacije ovakve energetske celine. U takvom slučaju, zemlja je obično podeljena na više komercijalnih oblasti, što se podudara sa energetskim potencijalima te oblasti. Najbolji primer za ovakvu vrstu organizovanja elektroprivredne delatnosti predstavljaju SAD, koje su početkom 1980-ih godina imale 9 elektroenergetskih sitema, da bi se njihov broj sredinom 1990-ih smanjio na tri.

Raspored i rast elektroprivrednih kapaciteta je geografski veoma neravnomeran što je posledica urbanizacije, dostignutog industrijskog razvoja i društvenog standarda. Iako se u razvijenim zemljama kapaciteti povećavaju u velikim apsolutnim iznosima, stope rasta imaju tendenciju pada. Nasuprot tome, zbog niske startne osnove, zemlje u razvoju beleže daleko više stope rasta.

Posmatrano po vrstama kapaciteta, zapaža se da je tradicionalna podela na hidro i termo kapacitete postala složenija, i da se sada pored njih posebno iskazuju i nuklearne elektrane kao i ostale elektrane, koje se prevashodno odnose na geotermalne odnosno elektrane na obnovljive izvore (sunce, vetar, plimu i sl.) Podacima o strukturi kapaciteta raspolaže se od 1970.godine, dok se za ranije godine ne može sa pouzdanošću izneti njihova struktura.

Tabela 2 . Struktura elektroprivrednih kapaciteta u svetu u %

Termo Hidro NE Ostale

elektrane

1960 70.2 29.6 0.2 -

1970 73.2 24.7 2.1 0.1

1975 72.1 22.8 5.0 0.1

1980 69.9 22.9 7.0 0.1

1985 66.4 23.0 10.3 0.3

1990 63.8 23.2 11.9 0.3

1995 63.0 23.2 11.4 0.4Izvor: Energy Statistics Yearbook, UN, više brojeva

Struktura proizvodnih kapaciteta elektroprivrede menja se veoma sporo. Termokapaciteti u ukupno instalisanoj snazi još uvek predstavljaju dominantan izvor električne energije. Obzirom da je izgradnja nuklearnih elektrana dostigla neki svoj maksimum i da se ne može očekivati u budućnosti da će njihovo učešće rasti (postoje

23

zakonske barijere u velikom broju zemalja za njihovom daljom izgradnjom), to se može očekivati da će termoelektrane beležiti relativan rast zahvaljujući pre svega porastu kapaciteta koji kao pogonsko gorivo koriste gas. Hidroelektrane beleže gotovo konstantno učešće u ukupnim kapacitetima, dok je, pogotovo poslednjih godina, prisutan prodor tehnologija zasnovanih na korišćenju obnovljivih izvora energije, tako da se može očekivati njihov značajniji rast u godinama koje su pred nama.

Rast kapaciteta, stvorio je osnovu za brži rast proizvodnje električne energije. U odnosu na druge oblike energije, stope rasta proizvodnje električne energije beleže veće iznose, te se na taj način lagano povećava udeo električne energije u ukupnoj energiji za finalnu potrošnju (sa 3,8% u 1983.godini na 4,6% u 1988.godini). Zbog nove metodologije obračuna finalne energije (Energy Statistics Yearbook, 1991), po kojoj se povećava ponder električne energije proizvedene u nuklearnim i geotermalnim elektranama, udeo električne energije u ukupnoj finalnoj energiji gotovo se udvostručio. Tako je 1989.godine električne energije predstavljala 8,8% energije za finalnu potrošnju, da bi taj procenat u 1995.godini porastao na 10,3%.

Tabela 3. Struktura potrošnje finalne energije u svetu (%)

čvrsta goriva Tečna goriva Gas Elektr.energija

1980 32.2 42.1 20.5 3.8

1985 31.5 41.9 21.9 4.3

1990 28.5 39.9 22.4 9.2

1995 28.9 36.7 24.0 10.3


Proizvodnja električne energije se u periodu 1950-1995.godina povećala sa 959 TWh na 13.098 TWh, odnosno preko 13 puta. Prosečna stopa rasta u ovom periodu iznosi 6,0% godišnje, uz vidljivu tendenciju pada nakon 1980 godine. Tako je stopa rasta proizvodnje električne energije sa 10% godišnje, koliko je iznosila u 50-tim godinama spala na svega 2,2% u prvoj polovini poslednje decenije ovoga veka.

Tabela 4. Proizvodnja električne energije u svetu (TWh)

1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995

24

TWh 959 1.544 2.300 3.380 4.956 6.519 8.239 9.738 11.77 13.09

Stopa rasta u %

10,0 8,3 8,0 7,9 5,6 4,8 3,4 3,9 2,2


U strukturi proizvodnje električne energije dolazi do velikih promena, diktiranih pojavom novih tehnologija, kretanjem cena i raspoloživošću pojedinih oblika primarne energije, kao i povećanim ekološkim zahtevima. Skok cena tečnog goriva tokom sedamdesetih godina, uticao je na to da u svim zemljama sveta dođe do preispitivanja energetske politike i definisanja nove energetske strategije. U skladu sa takvim opredeljenjem, učešće termoelektrana na tečna goriva značajno se smanjio, dok je zamena za njih nađena u nuklearnim elektranama, čiji udeo u proizvodnji električne energije je osetno povećan naročito tokom osamdesetih godina4 kao posledica strategije oslanjanja na sopstvene snage i stavljanja naglaska na sigurnost snabdevanja. Kraj ovoga veka karakteriše povećano učešće termoelektrana na gas kao i elektrana na obnovljive izvore. Takav trend nastao je kao rezultat potrebe za diverzifikacijom izvora, pojavom Combined Cycle Gas Turbine - CCGT tehnologija kao i drugih tehnologija koje su omogućile ekonomično korišćenje obnovljivih izvora, ali pre svega kao pokušaj da se odgovori sve rigidnijim zahtevima za ekološkom zaštitom čovekove sredine. No i pored svih ovih tendencija i nepovoljnih ekoloških karakteristika, ugalj i dalje ostaje osnovno primarno gorivo (Ćuk N. 1998).

Struktura potrošnje električne energije determinisana je stepenom industrijkog razvoja, nivoom standarda i navikama stanovništva. Sve veća zastupljenost tercijernog sektora uz istovremeni rast standarda domaćinstava, uticao je na to da se struktura potrošnje električne energije sve više pomera u pravcu ovih kategorija potrošača. Na ovu strukturu, u velikoj meri utiče i rasprostranjenost korišćenja električne energije za zagrevanje stambenih prostorija, odnosno raspoloživost drugih vidova energije pogodnih za zagrevanje. Veća zastupljenost malih potrošača uticala je i na njihovo povećanje odgovornosti za nastanak vršnih opterećenja, što je rezultiralo nastankom niza novih tehnika upravljanja potrošnjom (demand side management).

Tabela 5. Struktura proizvodnje električne energije (%)

Termo Hidro NE Ostale elektr.

1950 64.2 35.8 - -

4 Disproporcija koja se javlja između učešća nuklearnih elektrana u ukupno instalisanim kapacitetima i ukupnoj proizvodnji, rezultat je njihovog velikog časovnog korišćenja obzirom na snagu pojedinačnih blokova.

25

1955 69.4 30.6 - -

1960 69.8 30.0 0.1 0.1

1965 72.1 27.1 0.7 0.1

1970 75.0 23.6 1.6 0.1

1975 72.1 22.4 5.4 0.1

1980 70.5 21.2 8.1 0.1

1985 64.3 20.6 14.9 0.3

1990 63.8 18.4 17.5 0.3

1995 63.0 19.3 17.3 0.4Izvor: Energy Statistics Yearbook, UN, više brojeva

1.6.1 Perspektive razvoja elektroprivrede u XXI veku

Pretpostavke daljeg razvoja elektroenergetike sveta u XXI veku zasnivaju se na delovanju nekoliko faktora. Pre svega, potrebe za električnom energijom će i dalje rasti5, posebno u zemljama u razvoju, zbog povećanja stanovništva i ekonomskog razvoja. Prema procenama UN u periodu od 1990. do 2020.godine priraštaj stanovništva će biti oko 2,8 milijardi ljudi, što je skoro četiri puta više nego u periodu 1960-1990.godina (Tabela 6). Pri tome, skoro 90% tog priraštaja će se ostvariti u zemljama u razvoju, tako da ukupni nivo svetske komercijalne potrošnje u osnovi zavisi od specifične potrošnje električne energije po stanovniku u tim zemljama. Imajući u vidu da od 1973.godine pa do danas imamo praktično minimalno povećanje specifične potrošnje u razvijenim OECD zemljama, pre svega zbog zasićenja zahteva i velikog povećanja efikasnosti korišćenja električne energije, pretpostavka je da će se takav trend nastaviti i u XXI veku. Takođe, tom trendu će se priključiti i zemlje iz bivšeg socijalističkog bloka, koje će veoma brzo morati da smanje neracionalnu energetsku potrošnju ukoliko žele da uhvate priključak sa svetom (Grafikon 2).

Tabela 2. Kretanje stanovništva sveta u periodu 1960-1990 sa procenom za 2020 godinu (u milionima)

Region 1960 1970 1980 1990 2020 Stope rasta

90/60 20/90

Sev.Amerika 198.7 226.5 251.9 275.9 326.4 1.1 0.6

J.Amerika 218.1 285.7 362.7 448.1 716.3 2.4 1.6

Zap.Evropa 371.5 407.2 433.5 454.1 489.2 0.7 0.3

Cen. i Ist. Evropa 81.1 88.1 95.3 100.2 111.0 0.7 0.3

Bivši SSSR 214.3 242.8 265.5 288.6 343.9 1.0 0.6

5 U 2020.godini predviđa se potrošnja električne energije od 22.000 milijardi kWh. Očekivana godišnja stopa rasta proizvodnje električne energije u periodu 1990-2000.godina iznosi 2,4%, i pretpostavlja se da će se ona zadržati i u periodu do 2020.godine.

26

Sev.Afrika i 115.0 149.9 200.3 271.0 543.3 2.9 2.3

Podsaharska 214.2 278.6 370.0 501.6 1195.3 2.9 2.9

D.Istok i 1032.0 1293.0 1559.2 1806.9 2428.4 1.9 1.0

J.Azija 574.7 762.1 909.5 1146.0 1937.9 2.3 1.8

Svet 3019.7 3697.9 4448.0 5292.2 8091.6 1.9 1.4

Izvor: Energy for Tomorow’s World, Global Report, 15 WEC Congress, Madrid, 1992.

Potrebe za električnom energijom u velikoj meri će zavisiti od raspoloživosti pojedinih primarnih vidova energije. Već danas je opšte prihvaćen stav da u prvoj polovini XXI veka, a možda i duže, svet raspolaže sa dovoljnim količinama konvencionalnih goriva. Intenziviranjem istraživanja energetskih potencijala i razvojem novih tehnologija ublažena su strahovanja o iscrpljenosti energetskih goriva, pošto je još uvek veći prirast novopronađenih rezervi nego što je rast potrošnje. Procenjuje se da nafte ima za još 44 godine, gasa za 60 godina i uglja za preko 200 godina (Đajić, Tomanović, 1997). Otuda, ugalj i u budućnosti ostaje primarno energetsko gorivo za proizvodnju električne energije sa učešćem od 36%. Očekuje se znatno veće učešće prirodnog gasa, tako da će se njegovo korišćenje prema prognozama za 2010.godinu udvostručiti u odnosu na 1990.godinu (Grafikon 1). Bez obzira na odluke pojedinih vlada o zabrani izgradnje nuklearnih elektrana, one će ostati i u XXI veku izvor električne energije bez koga se ne može6, pre svega zbog činjenice što je nemoguće nadomestiti njihovo učešće u proizvodnji električne energije u tako kratkom roku.

Iskazane potrebe za električnom energijom u XXI veku moguće je zadovoljiti samo uz realnu cenu, koja treba da pokrije sve troškove uključujući tu i zaštitu životne sredine, i doprinese održivom razvoju energetike. To mora biti cilj svih zemalja sveta, pogotovu zemalja u razvoju kod kojih cena često pokriva samo 30-40% stvarnih troškova (15 WEC Congress, 1992). Ovakva orijentacija je neophodna ne samo zbog potrebe obezbeđenja sredstava za finansiranja takvog razvoja, nego i zbog stvaranja pretpostavki za efikasnije i racionalnije korišćenje električne energije.

Racionalizacija korišćenja energije mora da postane jedna od najznačajnijih komponenti energetske politike svake zemlje. Ciljevi efikasnijeg korišćenja su usmereni na ostvarivanje uslova za smanjenje specifične potrošnje po jedinici društvenog proizvoda u svim sektorima potrošnje, i oni obuhvataju ne samo obezbeđenje tehničko-tehnoloških pretpostavki za njeno ostvarenje, nego i sistemska rešenja uključujući tu i organizaciju, stimulaciju, obuku kadrova, informisanje, normativno i zakonsko regulisanje kao i druge prateće mere. Potreba za ovakvom orijentacijom u pogledu štednje energije potencirana je neophodnošću većeg angažovanja na zaštiti čovekove sredine. Sve veći zahtevi za električnom energijom i potreba za očuvanjem životne sredine, intenzivirali su naučnoistraživački i primenjeni rad u ovoj oblasti. U tom pravcu, istražuju se i razvijaju nove tehnologije koje treba da omoguće kako efikasnije korišćenje i produženje veka trajanja konvencionalnih goriva, tako i korišćenje novih obnovljivih izvora. Već su postignuti zapaženi rezultati, pre svega u korišćenju sunčeve i geotermalne energije kao i energije vetra, a posebna pažnja se posvećuje uglju kao jednom od najznačajnijih

6 Prema statistici od maja 1997.godine, u svetu rade 444 nuklearna bloka, u 15 zemalja sveta u izgradnji je 35 nuklearnih blokova a još 20 je u planu sa ukupnom snagom od 29000 MW. U 1996 godini u Francuskoj, Japanu, SAD, Rumuniji i Ukrajini pušteno je u pogon pet nuklearnih elektrana ukupne snage 5720 MW.

27

energetskih potencijala sveta, u smislu razvoja novih tehnika i tehnologija njegovog korišćenja.

Grafikon 1. Proizvodnja električne energije u svetu u zavisnosti od vrste primarne energije

1990 2000 2020

Te~no gor.

NE

Gas

HE + obn.izv.

Ugalj

38% 37% 36%

19% 18% 18%

14%19%

23%

17% 16% 14%

12% 10% 9%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

1990 2000 2020

Te~no gor.

NE

Gas

HE + obn.izv.

Ugalj

Grafikon 2. Struktura ukupne instalisane snage elektrana u svetu po regionima

28

1990 2000 2020 Afrika iBliskiIstok

Ist.Evropa

Zap.Evropa

AzijskiPacifik

Sev. iJ u .̀

Amerika

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

29

ORGANIZACIONA STRUKTURA ELEKTROPRIVREDNIH PREDUZEĆA7

Imajući u vidu proces restruktuiranja elektroprivreda koji je ozbiljno započeo pre nekoliko godina, uz uvažavanje specifičnosti koje postoje u elektroenergetskom sektoru različitih zemalja, danas u svetu postoje široke mogućnosti organizacije elektroprivredne delatnosti.

Organizaciona struktura elektroprivredne delatnosti, obzirom na prirodu veza između pojedinih njenih segmenata, ima poseban značaj i uticaj na forme i oblike kao i na samu politiku formiranja cene električne energije. U ovom delu rada prikazaćemo organizacione strukture elektroprivrednih preduzeća u nekim zemljama, sa posebnim naglaskom na sledeća pitanja:

• na koji način pojedine zemlje kroz organizaciju elektroprivrednih preduzeća pokušavaju da izvuku maksimalnu korist iz funkcionisanja elektroenergetskog sistema;

• kakvi su sve komercijalni (tržišni) odnosi zastupljeni između elektroprivrednih segmenata i kako su oni regulisani

U isto vreme, pokušaćemo da analiziramo prednosti i nedostatke različitih organizacionih struktura elektroprivrednih preduzeća, u smislu ostvarivanja njihovog osnovnog cilja, a to je obezbeđenje pouzdanog snabdevanja potrošača električnom energijom po najnižim mogućim troškovima. Da bi se ostvario tako postavljeni cilj, to podrazumeva da postoji stalni pritisak koji nagoni proizvođače da donose odluke koje

7 O organizacionoj i vlasničkoj strukturi elektroprivrednih preduzeća, u literaturi se obično govori zajedno. Iako se ne može prenebreći veza koja između ove dve strukture postoji, ona je u velikoj meri posledica nasleđenog stanja, gde je postojala visoka uslovljenost organizacione strukture od tipa dominantnog vlasničkog odnosa. U dosadašnjoj praksi, pojava vertikalno i horizontalno integrisanog preduzeća, u najvećem broju slučajeva vezivana je za dominaciju državnog vlasništva, dok je u slučajevima veće zastuljenosti privatnog kapitala smatrano da je prisutna značajnija vertikalna i horizontalna dezintegracija. Ovakva zavisnost organizacione strukture od dominantnog tipa vlasničkih odnosa u elektroprivrednoj delatnosti ne može se smatrati zakonomernom. Primeri SAD i Japana, u kojima dominiraju privatne kompanije koje su potpuno vertikalno i horizontalno integrisane, odnosno slučajevi Danske, Holandije i Nemačke, gde se susrećemo za razdvojenošću elektroprivrednih segmenata i pored dominantne zastupljenosti raznih oblika državnog vlasništva, dovoljno govore sami po sebi. Organizaciona struktura pre svega je uslovljena tehničkim i tehnološkim razvojem elektroprivredne delatnosti kao i vladajućim političkim i ekonomskim odnosima.

Poglavlje

2. 30

će uticati na maksimalnu redukciju troškova (a da pri tome ne ugroze pouzdanost snabdevanja), kao i na donošenje racionalnih investicionih odluka u pogledu vrsta i veličine kapaciteta, čija izgradnja mora da bude maksimalno moguće efikasna.

1.1 Organizaciona struktura

Pod organizacionom strukturom elektroprivrede podrazumevaju se institucije i veze koje postoje između delova u vertikalnom (segmenti, funkcije) i horizontalnom smislu (preduzeća). Iz ove definicije sledi da horizontalne i vertikalne veze, kao i razne kooperativne i tržišne institucije, čine osnovne karakteristike elektroprivredne strukture.

Organizaciona struktura elektroprivrede rezultat je delovanja velikog broja tehnoloških, tehničkih, ekonomskih i političkih faktora u jednom dugom roku. Ukoliko su bile diktirane tehničkim, tehnološkim ili ekonomskim razlozima, promene strukture su imale evoluitivan karakter. Nasuprot tome, politički faktori su često dovodili do relativno brzih promena, najčešće putem odluka o nacionalizaciji. Na ovaj način, nisu menjane samo forme vlasništva, već je po pravilu dolazilo i do porasta vertikalne i horizontalne integrisanosti elektroprivrede (Antić, 1998).

Iako se tokom razvoja menjao, visok stepen vertikalne i horizontalne integrisanosti je dugoročna karakteristika elektroprivrede. Upoređivanje nivoa vertikalne i horizontalne integrisanosti po pojedinim zemljama pokazuje da postoji tendencija višeg stepena vertikalne povezanosti u odnosu na horizontalnu. Ova razlika u nivoima, posledica je tehnološke povezanosti pojedinih elektroprivrednih segmenata.

Kada se govori o elektroprivrednom preduzeću, uobičajeno je, skoro prirodno, da se ono posmatra kao potpuno jedinstveno preduzeće u kome su integrisane sve tri osnovne funkcije kao što su proizvodnja, prenos i distribucija električne energije. Takav stav i pristup elektroprivredi je u najvećoj meri posledica postojanja ekonomije obima i ušteda koje po tom osnovu nastaju ukoliko postoji jedinstveno preduzeće, zatim složenosti procesa planiranja, razvoja i upravljanja sistemom, kao i činjenici da je mnogo lakše komercijalne veze između preduzeća zameniti internim rukovođenjem.

Ukoliko se posmatraju istorijske tendencije po pojedinim zemljama, one takođe ukazuju na to da je integrisani elektroenergetski sistem u okviru jednog preduzeća, poželjan organizacioni oblik. Ovo potvrđuje što takav oblik organizacije već postoji u velikom broju zemalja, a i u onima u kojima ne postoji javljaju se tendencije u tom pravcu, pa tako imamo slučaj da se u Nemačkoj broj elektroprivrednih preduzeća smanjio sa oko 2.900 na blizu 1.000 u periodu između 1960 i 1990.godine (OECD, 1993). Slična situacija je prisutna i u Holandiji u kojoj dolazi do integracije elektroprivrednih preduzeća, pa tako umesto 15 proizvodnih kompanija danas imamo samo 5, dok je broj distributivnih preduzeća smanjen sa 85 na 56. U Belgiji, tri najveće privatne kompanije, spojile su se u jedno preduzeće. U pojedinim zemljama, u kojima postoji veći broj preduzeća, i gde je prisutna organizaciona diverzifikacija, međusobne veze i odnosi između tih preduzeća su toliko bliski da su njihovi efekti često slični onima koje postižu integrisane industrije.

31

Međutim, tendencija ne postoji samo u jednom pravcu. U Španiji imamo slučaj da je 1985.god. došlo do razdvajanja proizvodnje i prenosa. Ono što je u najvećoj meri uzbudilo javnost i uzburkalo elektroprivredne tokove, je privatizacija i razbijanje moćnog CEGB-a (Central Electric Generating Board), koji je bio odgovoran za proizvodnju i prenos električne energije na celokupnom području Engleske i Velsa, na tri proizvodna i na jedno javno prenosno preduzeće.

1.2 Modeli organizacione strukture

Specifičnosti koje postoje u skoro svakoj zemlji, pogotovu onima koje su započele proces liberalizacije tržišta električne energije, u velikoj meri otežavaju indentifikaciju organizacionih modela elektroprivredne delatnosti. U literaturi se uglavnom srećemo sa tri ili četiri osnovna modela organizacione strukture elektroprivrednih preduzeća 8:

• model vertikalno i horizontalno integrisanog monopola

• kooperativni model

• tržišni model

Model horizontalnog i vertikalno integrisanog monopola ogleda se u postojanju jednog ili više javnih preduzeća, najčešće u državnom vlasništvu, koja na određenoj teritoriji upravljaju proizvodnjom, prenosom i distribucijom električne energije i odgovorna su za pouzdano i redovno snabdevanje krajnjih potrošača. Poslovanje ovih javnih preduzeća strogo je regulisano, pogotovo u delu cena, tarifa i investicione izgradnje, i ne postoje komercijalni odnosi između pojedinih elektroprivrednih segmenata. Najveći deo troškova poslovanja može se prevaliti na krajnjeg potrošača, a efikasnost poslovanja se podstiče putem regulative. Usled toga što su ova preduzeća najčešće u državnom vlasništvu, njihov prvenstveni cilj nije stvaranje profita, što potiskuje inicijativu za povećanje efikasnosti radi ostvarenja nekih drugih ciljeva. Moguća unapređenja koja bi vodila ka smanjenju troškova najčešće se ostvaruju kroz izgradnju novih, tehnički savremenijih elektrana koje imaju niži specifični utrošak goriva. Najbolje primere ovakavog modela organizacije elektroprivredne delatnosti predstavljaju Francuska, Italija, Grčka. (Organizacione šeme ovih elektroprivreda možemo videti na slikama 1, 2, 3, i 4 u Prilogu)

Kooperativni model (koji predstavlja određenu podvarijantu modela jedinog kupca) karakteriše postojanje većeg broja proizvođača električne energije koji moraju, na osnovu ugovornog odnosa, svoju energiju prodati jedinom kupcu (prenosnom preduzeću) koji pravno predstavlja monopol, i koji je najčešće u državnom vlasništvu. Prenosno preduzeće, odnosno jedini kupac se u dispečingu proizvodnih kapaciteta

8 Hant u svom radu iz 1996.godine razlikuje četiri osnovna modela kada je reč o elektroprivrednoj strukturi: 1) Model monopola, 2) Model jedinog kupca (Singl Buyer Model), 3) Model tržišta na veliko (Wholesale Market Competition Model) 4) Model tržišta na malo (Retail Market Competition Model). U suštini, modeli organizacionih struktura koje smo mi u ovom radu dali ne odstupaju od Hantove podele, stim što smo dva njegova zadnja modela zbog sličnih karakteristika svrstali u jedan - tržišni model.

32

pridržava principa ekonomskog redosleda (na osnovu kratkoročnih marginalnih troškova) i može, na osnovu smernica energetske politike, da favorizuje pojedine proizvođače sa različitih lokacija ili koji koriste različite vrste goriva, zbog tehničkih zahteva sistema. Dozvoljeno je postojanje nezavisnih proizvođača koji grade i upravljaju novim kapacitetima. Ovako postavljen model dozvoljava u izvesnoj meri ograničenu konkurenciju, koja se pre svega ogleda u sledećem:

• konkurencija proizvodnih kompanija prilikom izgradnje novih kapaciteta;

• inicijativa za smanjenje troškova je uvedena na taj način što se priznaju standardizovani troškovi a ne aktuelni koje preduzeća ostvaruju;

• postoji sloboda da veliki industrijski potrošači i distributivne kompanije same biraju snabdevača električnom energijom i to putem zaključivanja dugoročnih ugovora.

Ovakav ili sličan model zastupljen je u Holandiji, Belgiji, Danskoj, Španiji, čije organizacione šeme možemo da vidimo na slikama 5, 6, 7, i 8 u Prilogu.

Tržišni model, koji je od nedavno zastupljen u Engleskoj i Velsu (slike 10 i 11 Priloga) a potom se proširio i postao aktuelan u znatnom broju zemalja (Norveškoj, čileu, Novom Zelandu i sl.), u daleko većoj meri, nego što je to slučaj u Holandiji, insistira na konkurenciji i uvođenju tržišta i njegovih zakona u domenu proizvodnje električne energije. Njegove osnovne osobine su:

• slobodan pristup po nediskriminatornim uslovima prenosnoj i distributivnoj mreži;

• prevencija da dominantan proizvođač električne energije ne formira cene na način koji ne odgovara u punoj meri samim troškovima proizvodnje;

• ukidanje monopolskih prava na snabdevanje određenih grupa potrošača;

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

• privatno vlasništvo nad proizvodnim i distributivnim preduzećima;

• postojanje regulatornog pritiska u pravcu veće efikasnosti u delovima gde konkurenciju nije moguće ustanoviti;

Ovaj model organizacione strukture, u skladu sa Hantovom podelom, može da se razdvoji na dva podmodela i to model velikoprodajnog tržišta i model tržišta na malo. Razlika između njih postoji u tome, što slobodu izbora svog izvora snabdevanja električnom energijom u modelu tržišta na veliko imaju distribucije i veliki industrijski

33

potrošači, dok kod modela tržišta na malo tu slobodu imaju i svi krajnji potrošači. Po tom osnovu, pristup je dozvoljen ne samo na prenosnoj mreži nego i na distributivnoj, tako da svi potrošači mogu direktno ili indirektno preko distribucije ili prodavca na malo da dođu u kontakt sa proizvođačima električne energije. Tržište električne energije postaje složenije zbog povećanja broja aktera, što za posledicu ima povećanje tzv. transakcionih troškova, koji su znatno veći nego u prethodna dva modela pošto podrazumevaju postojanje i razgranate informacione, ugovorne i obračunske infrastrukture.

Obaveza snabdevanja ne postoji između proizvođača i distributera odnosno krajnjih potrošača. Vertikalnu strukturu i dugoročne ugovore, u ovom modelu su zamenili komercijalni ugovori. Takođe, u njemu je jasno odvojena funkcija dispečinga od funkcije prenosa električne energije, kao što se i u veoma maloj meri uvažavaju zahtevi ekonomske, energetske, socijalne i druge politike.

1.3 Faktori koji utiču na stepen vertikalne i horizontalne integracija

Vertikalna integracija ukazuje na to kakva veza postoji između glavnih funkcionalnih aktivnosti u procesu snabdevanja električnom energijom, odnosno, između proizvodnje, prenosa i distribucije električne energije. Potpuna vertikalna integrisanost u elektroprivredi postoji ukoliko se proizvodnja, prenos i distribucija električne energije kontrolišu od strane jednog entiteta. U sistemima koji su bazirani na termoelektranama, česta situacija je da su i rudnici uglja integrisani sa elektroprivredom (Grčka, Nemačka, Jugoslavija i sl.).

Vertikalna integracija nastaje po osnovu svojine ili ugovora. Najčešći i najjednostavniji način ostvarivanja vertikalne integrisanosti je vlasništvo nad svim segmentima elektroprivredne delatnosti, koje najčešće rezultira formiranjem jednog preduzeća. Vertikalna integrisanost se može pojaviti i kao posledica ugovora po kojima jedan segment elektroprivredne delatnosti vrši kontrolu nekog drugog segmenta.

Vertikalna integrisanost je svojstvo elektroprivrede od samih njenih početaka. Tako je ovakav oblik integracije postojao već kod prve elektrane (Pearl Station), pošto su proizvodnja i distribucija bili sjedinjeni. Ovakav tip vertikalne integracije (proizvodnja - distribucija) karakterističan je za početni period razvoja elektroprivrede pošto su tada elektrane građene pored centara potrošnje (industrijski pogoni, gradovi) tako da prenos u današnjem smislu nije ni postojao. Sa širenjem elektrifikacije, i prenos električne energije postaje sastavni deo elektroprivrednog preduzeća.

Današnji stepen vertikalne integracije odnosno dezintegracije nije isti po svim zemljama. Najniži stepen vertikalne integracije imaju elektroprivredni sistemi Engleske, Velsa, Norveške, čilea i Novog Zelanda. U svim pomenutim zemljama stvoren je i novi segment, u vertikalnom smislu, koji je nastao razdvajanjem distributivne delatnosti na čistu distribuciju i snabdevanje. Naime, nizak stepen vertikalne integracije omogućava pojavu konkurencije u okviru pojedinih elektroprivrednih funkcija.

34

Organizacione opcije mogu biti mnogo složenije nego što to na prvi pogled pruža jednostrano posmatranje vertikalne integracije. Pitanja koja otuda mogu da se pojave i na koja treba dati odgovor, u velikoj meri zavise od toga da li se separatno posmatra veza između proizvodnje i prenosa, ili se tome pridodaje i distributivna funkcija.

Što se tiče veze između proizvodnje i prenosa, nekoliko zemalja imaju formalnu separaciju ove dve funkcije, ali priroda ove veze je veoma različita posmatrano po zemljama. U nekim od njih (Belgija i Holandija na primer) prenosna mreža je u vlasništvu proizvodnih kompanija. Odnos između proizvodnih i prenosnih organizacija je kooperativan u smislu da se upravljanje sistemom od strane dispečerskog centra odvija na bazi marginalnih proizvodnih troškova elektrana. Za razliku od njih, u Engleskoj, Velsu i nekim drugim zemljama koje kopiraju ovaj model, prenosna mreža je u vlasništvu distributivnih preduzeća, koje ne priznaju troškove proizvodnje, već se dispečing obavlja na osnovu cena koje proizvođači nude na spot tržištu električne energije.

1.3.1 Veza između proizvodnje i prenosne mreže

Najmanje dva faktora utiču na to da međusobna veza između proizvodnje i prenosa bude veoma snažna. Prvo, zajedničko vlasništvo nad ove dve funkcije omogućava minimizaciju troškova u daleko većoj meri nego što je to slučaj kada su one izolovane svaka za sebe. Drugi faktor je taj što vertikalno integrisana proizvodnja i prenos uprošćuju komercijalnu vezu između investicionih ulaganja u proizvodne kapacitete i povraćaja tih sredstava od strane potrošača.

1. Minimizacija troškova

Pitanje minimizacije troškova u uslovima zajedničkog funkcionisanja ova dva sistema se svodi na pitanje lokacije proizvodnih kapaciteta. Naime, sistem koji je skoncentrisan na minimizaciju proizvodnih troškova, izvršiće lokaciju ovih kapaciteta u blizini izvora primarne energije koja se koristi kao pogonsko gorivo ili terminala za prijem uvoznog goriva. Alternativni sistem, koji je orijentisan na minimizaciju prenosnih troškova, prevashodno gubitaka u prenosu, lokaciju proizvodnih kapaciteta postaviće u blizini centara potrošnje. U tom smislu, ukoliko se želi izvesti puna optimizacije sistema, i svođenje troškva na minimum, onda se moraju uzeti u obzir ukupni troškovi proizvodnje i prenosa (Baldick, Kahn, 1993).

Svakako, da je to daleko jednostavnije ukoliko se sav taj posao obavlja u okvirima jednog preduzeća. Pri tome, to ne znači da će ona preduzeća koja imaju objedinjenu proizvodnu i prenosnu funkciju i uspeti, odnosno sistematično težiti da minimiziraju ove troškove, nego da im ovakva organizaciona struktura pruža daleko veće mogućnosti i jednostavniji način da to i primene.

Drugi način da se postigne isti cilj, je kooperativna saradnja između prenosnih i proizvodnih preduzeća, u kojoj se obično kroz aktivno učestvovanje državnih organa, deluje u pravcu minimizacije sistemskih troškova. U Holandiji, na primer, prenosna

35

organizacija SEP, ujedno je i odgovorna za planiranje izgradnje novih kapaciteta. U Belgiji, organizacija CCEG (Comite de Controle do l’Electricite et du Gaz), u kojoj su prisutni i državni predstavnici kao i predstavnici elektroprivrede, je nadležna za odobravanje investicionih odluka i nadgledanje izgradnje kako proizvodnih tako i prenosnih kapaciteta. U Danskoj je slično kao u Holandiji. Prenosna preduzeća Elsam i Elkraft su odgovorna za planiranje, finansiranje i izgradnju novih proizvodnih kapaciteta. U Španiji, plan izgradnje novih elektrana je u nadležnosti vlade koja je ujedno i većinski vlasnik akcija u prenosnoj organizaciji REDESA.

Izuzetak od ova dva prethodna modela su Engleska i Vels. Kod njih, nacionalna prenosna kompanija (NGC) je zadužena za upravljanje, održavanje i izgradnju prenosne mreže. Ulaganja u nove proizvodne kapacitete je u nadležnosti tri velike proizvodne kompanije ( National Power, PowerGen, Nuclear Electric) kao i bilo koje druge kompanije koja dobije licencu da se bavi proizvodnjom električne energije. Mehanizam kojim se pokušava izvršiti minimizacija kombinovanih troškova proizvodnje i prenosa su cene koje NGC zaračunava proizvodnim kompanijama za korišćenje prenosne mreže. Trenutno, u Engleskoj i Velsu, većina najvećih proizvodnih kapaciteta se nalazi na severu gde su locirani rudnici uglja, dok je gro potrošnje skoncentrisan na jugu zemlje. Rezultat toga su prilično veliki gubici u prenosu, a u pojedinim slučajevima kada je potrošnja izrazito velika, usled ograničenja prenosne mreže, ponekad moraju da se angažuju elektrane koje su locirane na jugu zemlje a čiji su margimalni troškovi daleko veći od onih koje imaju elektrane sa severa. Otuda, cenom za korišćenje prenosne mreže, ide se na to da se obeshrabri izgradnja kapaciteta na severu u korist juga zemlje.

Tako, možemo konstatovati da danas dominiraju tri glavna modela za planiranje izgradnje elektroenergetskog sistema:

• model vertikalne integracije;

• kooperativni model, u kome su prenosne organizacije te koje koordiniraju izgradnju novih kapaciteta;

• tržišni model, u kome prenosne organizacije teže da ostvare simultanu optimizaciju proizvodnih i prenosnih troškova putem cenovnih signala.

Prednost prvog modela je njegova jednostavnost, koja ukoliko se upotpuni i sa postojanjem horizontalne integracije, dovodi do postizanja čvrstog monopola koji u principu ne omogućava veliku transparentnost troškova.

U drugom modelu, investicione odluke se u velikoj meri donose na sličan način kao što je to slučaj u prvom modelu. Odvojenost proizvodnih i prenosnih preduzeća pruža mogućnost veće transparentnosti troškova, i u uslovima kada ne postoji horizontalna integracija između proizvodnih preduzeća, stvara prostor i za postojanje ograničene konkurencije, barem kada je reč o izgranji novih kapaciteta.

Treći model počiva na konkurenciji između proizvodnih preduzeća. Za razliku od kooperativnog modela u kome postoji u velikoj meri zajedništvo i mogućnost pristupa

36

komercijalnim informacijama, u ovom modelu ne postoji nikakva obaveza proizvodnih kompanija da otkrivaju podatke i informacije o svojim troškovima i da ih kao takve dostavljaju prenosnom preduzeću niti bilo kom drugom, izuzev u određenim uslovima regulatornim vlastima. Izvesno je, pošto je ovaj model u primeni tek od nedavno, da će godine pred nama pokazati u kojoj meri je ovakav sistem efikasan, odnosno da li cenovni signali mogu na zadovoljavajući način da zamene koordinirano planiranje izgradnje proizvodnih i prenosnih kapaciteta.

2. Povraćaj uloženih sredstava

Sledeći razlog zbog koga se vrši snažan pritisak na integraciju proizvodnje i prenosa (kao i distribucije) je uprošćavanje komercijalne veze između uloženih sredstava u proizvodne kapacitete i njihovog povraćaja kroz naplatu od potrošača. Vek trajanja elektrana je veoma dug. Iz toga razloga postoji velika doza neizvesnosti oko kretanja potražnje za električnom energijom u budućnosti, te samim tim i sa mogućnošću povraćaja uloženih sredstava. Sa druge strane, sredstva uložena u elektroprivredne objekte imaju osobinu idiokratskog kapitala, usko specijalizovanog, koji zbog prirode i značaja delatnosti u koji je uložen kao i zbog svoje veličine, nije u stanju da brzo menja namenu. Posledica svega toga je da kompanije ili drugi investitori imaju rezona da ulažu u izgradnju novih kapaciteta samo u slučajevima kada mogu da osiguraju prihod u jednom vremenskom periodu dovoljno dugom koji bi obezbedio da se povrate uložena sredstava.

Ovakav način obezbeđenja može da se ostvari na dva načina. Prvi, je stvaranje monopolskog položaja preduzeća putem vertikalne integracije, dok se drugi način svodi na sklapanje dugoročnih ugovora o snabdevanju sa distributivnim kompanijama ili nekim drugim velikim industrijskim potrošačima, pri čemu cena isporuka električne energije distribucijama može biti regulisana nacionalnim tarifnim sistemom.

Model dugoročnog ugovaranja isporuka električne energije distributivnim kompanijama je danas u većoj primeni nego što što je to model jedinstvenog potpuno integrisanog preduzeća. U principu, ovaj model, dajući slobodu distributivnim preduzećima da pregovaraju i sklapaju ugovore sa različitim proizvodnim kompanijama može da dovede do izvesnog tržišnog pritiska na proizvodna preduzeća u smislu redukcije sopstvenih troškova. Uobičajena dužina ugovora između proizvodnih i distributivnih preduzeća se kreće uglavnom oko 20 godina.

1.3.2 Veza između proizvodnje i distribucije

Pored navedenih razloga za ostvarivanje veze između proizvodnih i distributivnih preduzeća (pojednostavljenje i osiguranje povraćaja uloženih sredstava u proizvodne kapacitete) postoje još dva razloga koja se najčešće navode kao osnovna za ostvarivanje ove veze. To su investiciono planiranje i postupci u slučaju hitnih intervencija vezanih za snabdevanje potrošača.

37

Prilikom planiranja investicija u proizvodne i prenosne kapacitete, od izuzetne važnosti je raspolaganje sa podacima o dugoročnom kretanju potrošnje električne energije. Kako se te informacije nalaze kod distributivnih preduzeća, postavlja se pitanje koji su to motivi koji bi podsticali ova preduzeća da daju korektne podatke o dugoročnim trendovima potrošnje prenosnim organizacijama (koja su uglavnom ta koja u većini zemalja koordiniraju planove investicione izgradnje) ili pak proizvodnim preduzećima. U najvećoj meri, ovo zavisi od prirode ugovorne veze sa distributivnim preduzećem.

Rizik koji se javlja je taj, da distributivna preduzeća mogu da daju precenjene prognoze u pogledu očekivanog kretanja buduće potrošnje, kako bi osigurala izgradnju dovoljnog broja elektrana, koje bi trebalo da zadovolje njihove individualne potrebe. Jedan od načina da se spreči takvo ponašanje distributivnih preduzeća je da se putem ugovora ona učine obaveznim da preuzmu ili barem da plate za fiksan iznos količina koji bi proistekao iz dugoročnih planova potrošnje. Ovakva klauzula je česta pojava u ugovorima između distributivnih preduzeća i velikih proizvodnih kompanija u Nemačkoj. Međutim, kako je obaveznost ove klauzule daleko kraća (kreće se između jedne i dve godine) od perioda na koji se odnosi prognoza, to je rizik od mogućnosti da dođe do precenjene potrošnje još uvek prisutan.

Model koji je daleko više u upotrebi, u slučajevima kada distributivna i proizvodna preduzeća nisu integrisana, je da distributivne kompanije preuzimaju električnu energiju po tarifnim stavovima, koji putem državne regulative, mogu biti jedinstveni za sva distributivna preduzeća. Visina tarifnih stavova za nabavku električne energije utvrđena u skladu sa procenjenom potrošnjom, treba da bude garant racionalnom planiranju. Pored toga, distributivna preduzeća mogu u izvesnoj meri da budu kontrolisana od strane prenosne organizacije, upoređenjem uklapanja individualnih procena sa ukupnim makroekonomskim prognozama kao i upoređivanjem njihovih ranijih predviđanja sa ostvarenom potrošnjom.

Drugi razlog koji se navodi za integraciju proizvodne i distributivne delatnosti je pojednostavljenje procedure u slučajevima kada je opterećenje sistema veliko pa preti opasnost od uvođenja redukcija potrošnje. Informacije neophodne za vođenje i upravljanje sistemom u takvim slučajevima, uglavnom se nalaze na distributivnom nivou.

No, uprkos navedenim prednostima koje sa sobom nosi integracija ove dve funkcije, u najvećem broju zemalja, proizvodna i distributivna delatnost su razdvojene. Postoji nekoliko razloga za to:

• Transparentnost - odvajanjem distributivne od proizvodne delatnosti, njihovi troškovi postaju transparentni, tako da se eliminiše mogućnost skrivene neefikasnosti i prelivanja troškova.

• Pritisak na smanjenje distributivnih troškova - u uslovima vertikalno integrisanog preduzeća, u kome se celokupno proizvedena električna energija direktno prodaje finalnom potrošaču, javlja se opasnost da distributivna strana bude predimenzionirana u odnosu na onaj nivo koji odražava ekonomija obima. Postojanjem većeg broja distributivnih preduzeća (dovoljno velikih kako bi mogli da ostvare sve one efekte koji proističu iz

38

ekonomije obima), javlja se mogućnost međusobnog upoređenja efikasnosti pojedinih operacija, te na osnovu toga i izvrši pritisak na pojedine kompanije u smislu redukcije pojedinih troškova u delovima gde su oni viši nego što je to “normalno” ili uobičajeno.

• Pritisak na smanjenje proizvodnih troškova - u uslovima kada distributivna preduzeća imaju mogućnost slobodnog izbora snabdevača električnom energijom i dozvolu za uvozom električne energije, čak i u tipičnim situacijama postojanja dugoročnih ugovora između proizvođača i distributera, javlja se odgovarajući tržišni pritisak na proizvođača da povede računa o svojim troškovima.

• Postojanje prirodnog monopola u delu distributivne funkcije, što nije slučaj sa proizvodnom.

1.3.3 Horizontalna integracija

Pod horizontalnom integracijom podrazumevamo povezanost preduzeća u okviru iste funkcije, za razliku od vertikalne integrisanosti, koja je ukazivala na međusobnu povezanost samih funkcija. Ona se obično iskazuje brojem konkurenata ili procentom proizvodnje koja se kontroliše u okviru svakog od pomenuta tri segmenta. Osnov horizontalne integracije je svojina ili razne forme ugovora o zajedničkom obavljanju funkcija.

Dva osnovna razloga za postojanje horizontalne integracije su pojednostavljivanje mehanizma za obezbeđenje (planiranje izgradnje) dovoljnog broja kapaciteta koji bi svojom raspoloživom snagom bili u stanju da zadovolje potrebe za električnom energijom na konzumnom području kao i ekonomija obima.

1. Planiranje izgradnje novih kapaciteta

Najednostavniji način za jednu zemlju da obezbedi dovoljno proizvodnih i prenosnih kapaciteta koji bi bili u stanju da zadovolje potrebe za potrošnjom električne energije, pogotovo u periodima vršnog opterećenja, je da povere jednoj organizaciji pravo i odgovornost za planiranje, izgradnju i snabdevanje električnom energijom. Ovo je model koji je trenutno usvojen u Francuskoj, Italiji, Grčkoj, Irskoj i Portugaliji, mada je u ovoj poslednjoj započet proces izrade novih zakonskih propisa od kojih se očekuje da reformišu elektroenergetsku industriju.

Međutim, horizontalna integracija nije jedini način za efikasno nacionalno koordiniranje planiranja i izgradnje novih kapaciteta. U najvećem broju zamalja, pogotovu oni najrazvijenijih, članica OECD-a, za proizvodnju električne energije, odgovorno je više od jednog preduzeća. Način na koji ove zemlje planiraju izgradnju novih proizvodnih kapaciteta može da se razvrsta na tri glavna modela:

39

• planiranje na nacionalnoj osnovi uprkos nepostojanju integrisane proizvodnje

• planiranje je skoncentrisano na regionalnoj osnovi

• ne postoji nacionalno i regionalno planiranje, već su na delu tržišni zakoni

Od zemalja kod kojih ne postoji horizontalno integrisana proizvodnja ali se zato plan izgradnje novih kapaciteta donosi na nacionalnoj osnovi su Belgija, Holandija, Japan i Španija. U Belgiji su postojala tri privatna i jedno javno preduzeće za proizvodnju električne energije. Nedavno su se ova tri privatna preduzeća spojila u jedno, tako da danas imamo samo dva preduzeća, jedno veliko koje je u privatnim rukama i jedno malo javno preduzeće za proizvodnju električne energije. Izgradnja novih proizvodnih kapaciteta u ovoj zemlji se planira u okviru komiteta u koga su uključeni svi proizvođači kao i predstavnici vlade. U Holandiji, investicione odluke o izgradnji novih kapaciteta se donose od strane SEP-a (nacionalne prenosne organizacije) i države. U Španiji, odluka o izgranji novih kapaciteta je u nadležnosti države, koja je ujedno i vlasnik prenosne mreže.

Zemlje u kojima se planiranje izgradnje novih kapaciteta donosi na regionalnoj osnovi su Danska, Nemačka, Luksemburg, Kanada, SAD, Škotska itd. U Danskoj i Luksemburgu, nosioci planiranja su prenosne kompanije, u Kanadi su to regionalne kompanije, a u Nemačkoj vertikalno integrisana regionalna preduzeća. U SAD, proces planiranja izgradnje novih kapaciteta se odvija ili u kompanijama koje operišu na tom području (u pojedinoj državi ili njenom delu), ili u okviru konzorcijuma koji obrazuje više kompanija sa tog područja.

U Engleskoj i Velsu, situacija je potpuno različita u odnosu na navedene zemlje. Od prenosne kompanije (NGC - National Grid Company), po osnovu date licence, se zahteva da obezbedi dovoljno prenosnih kapaciteta, ali ne postoji ni jedan osnov, ni zakonski ni obligacioni, koji bi primoravao postojeće proizvodne kompanije na planiranje i izgradnju novih kapaciteta u cilju obezbeđenja dovoljno raspoložive snage koja bi zadovoljila nacionalnu potražnju za električnom energijom. Tu ulogu bi trebalo da preuzme tržište. Umesto ultimativne odgovornosti za obezbeđenje dovoljnog broja novih kapaciteta, u Engleskoj i Velsu model počiva na cenovnim signalima na spot tržištu, na kome svi proizvođači moraju da prodaju viškove svoje električne energije ili na osnovu cena iz ugovora koje su distributivna preduzeća spremna da plate.

2. Ekonomija obima

Drugi glavni razlog koji upućuje na horizontalnu integrisanost proizvodnih kapaciteta je ekonomija obima. Ova ekonomija postoji na nekoliko različitih nivoa i ona podrazumeva:

• ekonomija obima kod pojedinačnih elektrana - u određenim uslovima i fazama u razvoju elektroprivrede, dugoročni trendovi rasta potrošnje upućuju na izgradnju kapaciteta sa većom instalisanom snagom kako bi se bolje iskoristila termička efikasnost i ujedno smanjili troškovi kapitala po jedinici proizvoda;

40

• marginalna rezerva - Obzirom da svaki sistem mora, zbog pouzdanosti snabdevanja električnom energijom, da raspolaže sa rezervnim elektranama, to ukoliko je ona veća, to je sistem u stanju da izvuče više koristi iz ekonomije obima. Polazeći od pretpostavke da marginalna rezerva sistema treba da bude jednaka najvećoj proizvodnoj jedinici, u velikim proizvodnim sistemima, zahvaljujući efektima termičke efikasnosti, lakše je uskladiti elemente ekonomije obima i neophodne rezerve sistema;

• Faktor iskorišćenja snage - mogućnost prilagođavanja različitim nivoima potražnje za električnom energijom lakša je u velikim sistemima što ujedno daje i šanse za ujednačenije korišćenje snage;

• koordinacija održavanja - ukoliko je sistem veći, to su troškovi održavanja pojedinačnih elektrana, zahvaljujući mogućoj koordinaciji tih radova, daleko manji.

Međutim postojanje ekonomije obima ne podrazumeva da postoji samo jedan način za njeno ostvarenje. Horizontalna integracija omogućava najkraći put ka njenom postizanju, pošto sve koristi koje iz nje proističu ostvaruju se u okviru jednog preduzeća, bez potrebe za koordinacijom, ugovornih ili tržišnim odnosima između učesnika u tom procesu. Ali ona nije i jedini način. Kao što je to već ranije navedeno, postoje tri alternativna modela, koja su zastupljena u pojedinim zemljama, a koji ne podrazumevaju horizontalnu integrisanost:

• kooperativni model - gde se upravljanje i dispečing odvijaju na nacionalnoj osnovi, kao što je to slučaj u Belgiji i Holandiji;

• regionalni model - gde se upravljanje sistemom vrši na regionalnoj osnovi bilo preko regionalnih elektroprivrednih preduzeća (slučaj Nemačke, Škotske) bilo preko regionalne prenosne kompanije koja koordinira rad dezintegrisanih proizvodnih preduzeća (slučaj Danske, Luksemburga);

• tržišni model - gde se koordinacija i centralno upravljanje odvija kroz proces konkurencije između proizvodnih preduzeća (Engleska i Vels);

Sledeći osnovne postulate ekonomije obima, veća je mogućnost da se njeni pozitivni efekti brže i lakše ispolje u okvirima nacionalno integrisanih sistema nego što je slučaj sa regionalnim sistemima, pri čemu treba imati u vidu da taj jaz može da se smanji putem interkonekcije između sistema i međusobnom razmenom između pojedinih regiona.

Upoređenjem kooperativnog i tržišnog modela, dakle sistema koji postoje u Holandiji/Belgiji i Engleskoj/Velsu, fundamentalna razlika je u stepenu i vrsti informacija kojima raspolaže telo zaduženo za održavanje i upravljanje sistemom. U kooperativnom modelu, ta informacija se odnosi na visinu troškova svake pojedinačne elektrane, i ona predstavlja osnovu za utvrđivanje redosleda angažovanja proizvodnih jedinica. U

41

tržišnom modelu, cena kojom se referiše proizvodno preduzeće je jedina informacija na bazi koje se određuje ko, kada i koliko će biti angažovan.

1.4 Restruktuiranje

U poslednjih nekoliko godina, jedan veliki broj zemalja je započeo značajne strukturalne promene svoje elektroprivredne industrije. Stepen i pravci ovog restruktuiranja nisu kod svih isti, i oni su rukovođeni različitim ciljevima i politikama.

Pojedine zemlje, kao što je to slučaj sa Engleskom, Norveškom, čileom i Novim Zelandom, opredelile su se za uvođenje većeg stepena konkurencije i tržišta u okviru elektroprivredne industrije. Da bi ostvarili tu nameru, bilo je neophodno da izvrše određene promene u načinu organizovanja kao i u vlasničkoj strukturi. Te promene, neminovno su se odrazile i na stepen horizontalne i vertikalne integracije, odnosno dovele su do dezintegracije pojedinih elektroprivrednih funkcija. Vertikalna dezintegracija je bila neophodna kako bi se razdvojile delatnosti kod kojih je moguće uvesti tržište i konkurenciju od onih kod kojih je prisutan prirodni monopol. Sa druge strane, Engleska je bila primorana da sprovede i horizontalnu dezintegraciju, kako bi obezbedila postojanje više proizvođača električne energije koji bi mogli međusobno da konkurišu.

Konkurencija u elektroprivredi može da se pojavi na:

• velikoprodajnom tržištu (wholesale markets)

• maloprodajnom tržištu (retail markets)

Na velikoprodajnom tržištu sučeljavaju se ponuda (koju čine preduzeća u segmentu proizvodnje i nezavisni proizvođači) i tražnja električne energije koju predstavljaju distributivna preduzeća i veliki industrijski potrošači (direktni potrošači). Velikoprodajno tržište se deli na tržište dugoročnih ugovora i spot tržište, odnosno “pool“ ukoliko se insistira na kooperaciji. Tržište dugoročnih ugovora predstavlja dominantan deo velikoprodajnog tržišta, i na njemu se trguje kapacitetima u smislu da se sklapaju ugovori između proizvođača i potrošača kojima se garantuje tržište za potrebne kapacitete u veoma dugom roku.

Na spot tržištima se trguje električnom energijom a ne kapacitetima. U tom smislu, ono omogućava konkurenciju između postojećih kapaciteta za proizvodnju električne energije. Cena na spot tržištima se formira na bazi najviše ponuđene cene od strane proizvođača čiji su kapaciteti neophodni da se zadovolji postojeća potražnja za električnom energijom. To je u suštini i osnovna razlika između njih i “pool-ova“ na kojima se operiše sa troškovima zbog čega oni ne predstavljaju formu konkurencije9.

9 Ovo razlikovanje je bitno pošto se veoma često pool-ovi izjednačavaju sa spot tržištima.

42

Tržišta na malo (retail markets) nastaju ukoliko se krajnjim potrošačima omogući da biraju sopstvenog snabdevača. U ovom slučaju, na stani ponude se javljaju svi proizvođači kao i prenosna i distributivna preduzeća, dok se na strani potržnje nalaze krajnji kupci električne energije.

Kao posledica ovakvih intencija da se uvede konkurencija među proizvođače električne energije na jedinstvenom evropskom području, došlo je do ubrzanja procesa horizontalne integracije. Naime, u Španiji i Belgiji došlo je do spajanja privatnih proizvođača električne energije, sa namerom da se stvore veća i jača preduzeće koja će moći lakše da posluju u okvirima evropskog elektroenergetskog tržišta. U Holandiji, jedan broj malih distributivnih kompanija se takođe ujedinio i to ne samo sa srodnim elektrodistributivnim kompanijama nego i sa distributerima gasa i vode. Uprkos činjenici da se razvoj internog energetskog tržišta odvija sporije nego što je to inicijalno predviđeno, i da postoji još veliki broj pitanja za koje nisu pronađeni adekvatni odgovori, jasno je da ove strukturalne promene predstavljaju strateško pripremanje sa ciljem da se stvore preduzeća koja će moći bolje da se pozicioniraju u uslovima kada zaživi energetsko tržište.

U SAD, gde postoji daleko snažnije regulatorno okruženje, postojeće organizacije10

pribegavaju širenju bilo kroz prisvajanje bilo kroz otvaranje filijala koje mogu da se kvalifikuju kao nezavisni proizvođači električne energije (IPP’s - Independent Power Producers). Oblici u kojima ti nezavisni proizvođači mogu da se pojave su QF’s (Qualifying Facilities), ili EWG’s (Exampt Wholesale Generators). Osnovni razlog za takvu tendenciju predstavlja činjenica što su ova dva oblika nezavisnih proizvođača bili izuzeti od uobičajenog načina regulisanja profita, čime je dat značajan doprinos diversifikaciji i uvođenju konkurencije na velikoprodajnom tržištu električne energije u SAD. Brzi porast broja QF, koji su definisani kao svi novi proizvođači ispod 50 MW snage, ili kao proizvođači koji za svoju proizvodnju koriste obnovljive izvore ili kogeneraciju toplote i električne energije, potenciran je dugoročnim ugovorima o obezbeđivanju isporuka električne energije. Tu činjenicu su potvrdila i neka istraživanja (NJBPU, 1986) koja su pokazala da određivanje povoljnijih cena nije osnovni uzrok pojave velikog broja QF, već da je to upravo garantovanje dugoročnih isporuka.

Izmenom zakona (PURPA - Public Utilities Regulatory Policies Act) sredinom 1980-ih, omogućeno je vertikalno integrisanim kompanijama da osnivaju svoja preduzeća (EWG) za proizvodnju električne energije, koja nisu bila ograničena sa veličinom instalisane snage i koja takođe nisu potpadala pod uobičajenu regulaciju. Jedini uslov je da proizvedenu električnu energiju EWG’s moraju da prodaju drugim vertikalno integrisanim preduzećima a ne svom vlasniku. Na taj način je kreiran i treći oblik proizvođača električne energije, koji istovremeno smanjuje stepen horizontalne integracije i ujedno povećava konkurenciju između samih proizvođača električne energije.

Iz ovih primera, može se zaključiti da tržište električne energije postaje sve prisutnije i sve dinamičnije, i da su učesnici u njemu spremni i sposobni da izvrše prilagođavanje svoje organizacije u nameri da izvuku što više koristi iz uslova koji proističu iz novih političkih inicijativa.

10 U strukturi elektroprivrednog sistema SAD dominiraju veliki privatni monopoli (Investor Owned Utilities - IOU) koji su potpuno vertikalno integrisani

43

Sastavni deo procesa restruktuiranja je i stvaranje pretpostavki za međunarodnu razmenu električne energije, što se i čini i to prevashodno kroz uspostavljanje tzv. Interkonektivnih sporazuma.

Naime, bez obzira na strukturu individualnog preduzeće ili strukturu elektroprivrede u nekoj zemlji, interkonektivni sporazumi se javljaju između preduzeća i to ne samo u okvirima pojedinih nacionalnih ekonomija nego i na supra-nacionalnom nivou. Normalno je da ostvarenje ovakvih sporazuma podrazumeva postojanje povezanosti prenosnih mreža koje omogućavaju sinhronizovani rad preduzeća. Stoga, ne treba da predstavlja iznenađenje pojava inicijative za formiranje trans-evropske prenosne mreže za gas i električnu energiju koja bi trebalo da omogući veći stepen konkurencije, pouzdanosti snabdevanja, manje troškove proizvodnje kao i ulaganja u nove objekte odnosno veći stepen ekološke zaštite116

Ako se izuzmu tehnički razlozi (sigurnost sistema), sa finansijske tačke gledišta, postoje dva glavna razloga za poslovanje unutar interkoneksionog sistema: potreba za manjim ulaganjima u izgradnju novih elektrana, i smanjenje operativnih troškova. Smanjenje kapitalnih ulaganja je posledica sledećih činilaca:

• različito vreme i stepeni opterećenja u okviru interkoneksionog sistema rezultiraju ukupno manjim vršnim opterećenjem nego što je to slučaj u divrsifikovanim sistemima;

• potreba za manjom rezervnom marginom kako bi se obezbedila pouzdanost snabdevanja potrošača;

• manji sistemi mogu da dobiju pogodnosti koje pruža ekonomija obima, izgradnjom velikih proizvodnih kapaciteta kroz zajednička ulaganja (kao što imamo primer u slučaju Francuske i Belgije i Francuske i Švajcarske i između mnogih kompanija u SAD) i njihovim lociranjem u blizini velikih potrošačkih centara.

Operativni troškovi u uslovima postojanja interkoneksije mogu da se smanje uglavnom po sledećim osnovama:

• uspostavljanjem zajedničkih standarda koji bi omogućili da se startuje elektrana čiji su marginalni troškovi niži, pa makar se ona nalazila i sa druge strane granice;

• upotrebom zajedničkih adekvatno lociranih rezervnih elektrana, te na taj način smanjenjem ukupnog operativnog troška rada rezervih elektrana;

• kroz koordinirano i optimalno održavanje bitnih delova interkoneksionog sistema;

11 Videti više o ovome u radu Debra Johnson, 1996, Trans-European Energy Networks, Financial Times, London

44

• uspostavljanjem informacione mreže koja bi omogućila kontrolnim dispečerskim centrima u okviru interkoneksionog sistema relevantne podatke neophodne da bi se međusobna razmena odvijala uz minimum proizvodnih troškova.

Tipični primeri kooperativnih sporazuma u formi interkoneksije su American Power Pools ( u koji su uključena i pojedina preduzeća iz Kanade), UCPTE u Zapadnoj Evropi, NORDEL koji obuhvata nordijske zemlje i UPS (Unified Power System) u koga su uključene zemlje Istočne i Centralne Evrope. Ove tri evropske kontinentalne prenosne mreže rade u asinhronom modu, ali su preko DC (Direct Current) veza spojene tako da je omogućena razmena električne energije kao i asistencije u slučaju nezgoda.

Pored interkoneksije, od nedavno se susrećemo i sa još jednom formom kooperacije a to su pool-ovi. Oni nastaju na osnovu usmenih ili pismenih dogovora o principima po kojima se održava pouzdanost sistema i po kojima se vrši razmena snage i energije u cilju optimizacije troškova. Za razliku od interkoneksija, u okviru kojih dolazi samo do saradnje elektroprivrednih preduzeća, pool-ovi mogu biti osnova i za trgovinu, što se najbolje može videti na primeru međunarodnog Pool-a koji su formirale Norveška, Švedska, Finska i Danska.

*

* *

Analizirajući komercijalne veze i načine na koje su pojedine zemlje kroz organizaciju elektroprivredne delatnosti pokušale da izvuku maksimalne koristi iz funkcionisanja elektroenergetskog sistema u smislu traženja odgovora na konfliktnu situaciju koja se javlja iz zahteva za pouzdanim snabdevanjem električnom energijom uz minimalne troškove, možemo konstatovati da sva tri posmatrana modela (vertikalno integrisan monoplo, kooperativni model i tržišni model) imaju svoje prednosti i mane i da nijedan od njih u potpunosti i na zadovoljavajući način nerešava ovaj konflikt.

U meri u kojoj vertikalno integrisan monopol iskorištava sve prednosti koje nosi ekonomija obima kao i jedinstven proces upravljanja, planiranja i razvoja sistema, u ovom modelu nedostaje dovoljno podsticaja za povećanje efikasnosti poslovanja obzirom da nepostoje uslovi za dovoljnu transparentnost podataka, odnosno usled latentne mogućnosti prelivanja troškova između pojedinih elektroprivrednih segmenata, kao i prelivanja troškova na krajnje potrošače zbog postojanja monopolskog položaja.

Nasuprot ovome organizacionom modelu stoji tržišni model, u kome u segmentima u kojima postoji mogućnost uvođenja konkurencije (proizvodnja i prodaja) je prisutan stalni pritisak na povećanje efikasnosti poslovanja, ali ne postoje dovoljne garancije koje bi osigurale pouzdanost snabdevanja kao i njenu geografsku ravnomernost obzirom da je profit jedini cilj koji upravlja odlukama ovih preduzeća.

45

Iz tih razloga, mišljenja smo da kooperativni model organizacije ili singl buyer model, koji predstavlja svojevrsnu mešavinu prethodna dva, uz adekvatnu razradu i dogradnju, može da bude oblik organizovanja elektroprivrede koji na najbolji način rešava postojeće konflikte. Naime, u njemu postoji dovoljno prostora za uvođenje određenih formi konkurencije sa jedne strane i koordiniranog upravljanja i razvoja sistema od strane prenosnog preduzeća, sa druge strane. Na taj način stvara se podsticaj za povećanjem efikasnosti poslovanja i investicija i ujedno obezbeđuju pretpostavke za dugoročno i pouzdano snabdevanje električnom energijom čitavog konzumnog područja.

46

VLASNIčKA STRUKTURA

U elektroprivredi postoje različititi varijeteti svojinskih odnosa koji se kreću u rasponu od integrisanih državnih monopola do diversifikovanih privatnih kompanija. čak i u uslovima postojanja državnog monopola nad elektroprivredom, javljaju se izvesni oblici drugih tipova svojine, makar to bilo i kroz vlasništvo nad industrijskim elektranama.

U poslednjih nekoliko godina, oblici svojinske strukture koji su bili dominantni i najvećem broju zemalja nakon Drugog svetskog rata, su se drastično modifikovali kako bi se prilagodili novim promenama na tržištu i političkim inicijativama preuzetim od strane pojedinih država. U tom smislu, u ovom poglavlju, detaljnije ćemo analizirati strukturu i oblike vlasništva nad elektroprivrednim preduzećima kao jednom od bitnih faktora za formiranje politike cene električne energije, posebno u delu njene regulative, kao i modela koji se koriste za utvrđivanje nivoa cene električne energije.

Poglavlje

3. 47

1.5 Tipovi vlasništva

U zavisnosti od stepena dostignutog razvoja eletroenergetskog sistema, struktura elektroprivrednih preduzeća kao i oblici vlasništva nad njima su evuluirali od privatnog ka javnom, da bi u poslednjih nekoliko godina ponovo bio zastupljen trend povratka svojine nad elektroprivrednim preduzećima u privatne ruke. Pri tome, uzimajući u obzir značaj i ulogu elektroprivrednog sektora za svaku zemlju, ni jedna vlada nije totalno napustila vlasništvo ili neki drugi oblik kontrole nad svim aspektima poslovanja u okviru ove delatnosti. čak i u zemljama u kojima je privatizacija dostigla veoma visok stepen, neke od formi državnog prisustva u ovoj oblasti mogu da se pronađu, i to bilo u obliku parcijalnog vlasništva nad pojedinim elektroprivrednim preduzećima, bilo kroz neke forme regulacije ove delatnosti. Država je takođe prisutna i uključena na lokalnom, regionalnom i nacionalnom nivou, a u poslednje vreme i na supranacionalnom nivou kao što je to slučaj u Evropskoj uniji.

U elektroprivredi je veoma teško napraviti precizna razgraničenja po osnovu tipova vlasništva. Kod nekih organizaciono i svojinski diversifikovanih sistema (kao što je to slučaj u Danskoj, Holandiji i sl.) javlja se unakrsno vlasništvo (cross ownership) različitih elektroprivrednih struktura. Na primer, proizvođači električne energije su većinski vlasnici prenosne mreže, dok distributivne organizacije imaju kontrolni paket akcija u proizvodnim preduzećima. Otuda je pri definisanju vlasničke strukture nekog elektroprivrednog sistema neophodno utvrditi ko vrši kontrolu po osnovu svojine12.

Dve osnovne svojinske forme u elektroprivredi su državno i privatno vlasništvo. Pod državnim vlasništvom podrazumevaju se one forme u kojima se kao krajnji vlasnik pojavljuju državne strukture bilo da su one na nacionalnom, regionalnom ili lokalnom nivou (municipalities). Privatno vlasništvo može da se pojavi u dve osnovne forme: krupni institucijalni investitori (institutional investors) i mali vlasnici akcija. Forme unakrsnog vlasništva egzistiraju i u slučajevima kada je u pitanju i privatna svojina, a mogu da se jave i između preduzeća u državnoj i privatnoj svojini. Otuda jedan broj elektroprivrednih sistema ne možemo precizno definisati, pa ih otuda nazivamo mešovitim.

U zavisnosti od strukture vlasništva i oblika svojine nad elektroprivrednom delatnošću, zemlje možemo klasifikovati u tri grupe:

• Prvu grupu čine zemlje u kojima je dominantno državno vlasništvo

• Drugu grupu čine zemlje sa mešovitim vlasništvom

• U treću grupu spadaju zemlje u kojima dominira privatni kapital

12 Kao pogodna ilustracija može da posluži primer najveće belgijske privatne kompanije za proizvodnju električne energije Tractabel, koju po osnovu većinskog broja akcija kontroliše Societ General, u kome sa druge strane najveći broj akcija ima Lige de Suez koja je u državnom vlasništvu Francuske.

48

Prilikom klasifikacije pojedinih zemalja u neku od navedenih grupa, mora se imati u vidu da su reforme elektroprivredne delatnosti u većem broju zemalja u toku. Te reforme mogu imati reperkusije na tip vlasništva i na broj vlasnika. Ako se uzme u obzir i kvalitet informacija o tipu vlasništva, odnosno neujednačenost konvencija o klasifikaciji tipova vlasništva posmatrano po zemljama, onda ova klasifikacija može da se uzme kao arbitrarna.

1.5.1 Zemlje sa dominantnim državnim vlasništvom

U najvećem broju zemalja, postoji barem neki oblik javnog vlasništva u okviru elektroprivredne delatnosti. Spektar učešća javnog vlasništva je veoma širok, i on se kreće u rasponu od vlasništva nad svim elektroprivrednim aktivnostima, pa do veoma malog učešća i zastupljenosti u ovom čitavom lancu. Najmanji stepen zastupljenosti privatnog sektora u elektroprivredi javlja se u Irskoj i Grčkoj, u kojima dominira državno vlasništvo nad svim funkcijama elektroprivredne delatnosti, a elemenat privatnosti je moguć samo ukoliko je elektrana u sastavu i radi za potrebe nekog velikog industrijskog preduzeća.

U Francuskoj i Italiji, elektroprivrednim sektorom takođe dominiraju vertikalno integrisani monopoli u državnom vlasništvu, EdF i ENEL. Međutim, pored ovih preduzeća postoji još jedan broj firmi, državnih ili privatnih, koji su sa različitih aspekata uključeni u elektroprivrednu delatnost.

U Francuskoj dominira vertikalno integrisano državno preduzeće EdF (Electricity de France), koje je nastalo nacionalizacijom više stotina privatnih preduzeća nakon Drugog svetskog rata, i koje sa svojih 96 GW instalisane snage, predstavlja najveće elektroprivredno preduzeće na svetu. EdF ne samo da proizvodi, prenosi i distribuira najveći deo električne energije, već ova kompanija ujedno koordinira rad (obavlja dispečing) svih drugih proizvođača, isporučuje električnu energiju nezavisnim distributerima, i obavlja uvoz i izvoz električne energije. Pored EdF-a, postoje i druga manja državna preduzeća koja se bave proizvodnjom električne energije kao što su CdF (Charbonnages de France), CNR (Compagnie Nationale du Rhone), SNFC, kao i jedan broj nazavisnih proizvođača koja su u privatnom vlasništvu. Takođe, postoji i mali broj distributivnih preduzeća koja su u lokalnom, opštinskom vlasništvu.

Tabela 7. Struktura elektroprivrednih kapaciteta Francuske (MW) 1988

Preduzeća Hidro Termo NE UKUPNO

EdF 19,748 18,913 57,466 96,127

CdF - 3,108 - 3,108

CNR 2,978 - - 2,978

SNCF 579 - - 579

Nezavisni proizvođači 871 693 1,776 3,340

Samoproizvođači 229 3,163 - 3,392

UKUPNO 24,405 25,877 59,242 109,524

49

Izvor: Commision of the European Communities, Coopers & Lybrand Deloite (1990), Comparison of Electricity Industry Structures in Member States, Final Report

U Italiji, pored ENEL-a, koji je u državnom vlasništvu i koji učestvuje sa 81% u ukupnoj proizvodnji električne energije i sa 82% u ukupno raspoloživim kapacitetima (1992), postoji i jedan značajan broj samoproizvođača i nezavisnih proizvođača, koji imaju značajno učešće u formiranju ukupne ponude električne energije u okvirima italijanskog elektroenergetskog sistema. Relativno velika zastupljenost ove kategorije proizvođača rezultat je činjenice da su velike industrijske kmpanije mogle da zadrže svoje kapacitete za proizvodnju električne energije i da spreče da oni budu nacionalizovani. Povećano učešće privatnih proizvođača posebno je izraženo nakon nacionalnog referenduma iz 1987.god. kada je izglasana zabrana dalje izgradnje nuklearnih elektrana. Zakonski akti koji su doneti 1992.godine, stimulativno su delovali da se broj nezavisnih proizvođača uveća, pogotovu onih koji koriste obnovljive prirodne resurse. Tim istim zakonom ENEL je pretvoren u korporaciju, uz obavezu privatizacije. Shematski prikaz elektroprivrede Italije dat je na grafikonu u Prilogu.

Tabela 3. Struktura kapaciteta i proizvodnje u Italiji (1993)

Preduzeća MW GWh

ENEL 52,084 167,208

Regionalna preduzeća 2,445 7,118

Ostali proizvođači 471 3,460

Samoproizvođači 8,486 33,571

UKUPNO 63,486 211,357

Izvor: UN, Annual Bulletin of Electric Energy Statistics, New York 1994.

Vlasnički odnosi u drugim zemljama su znatno složeniji. U Holandiji, na primer, distriburtivne kompanije, koje su u lokalnom i regionalnom vlasništvu, vlasnici su proizvodnih preduzeća, koja opet sa svoje strane raspolažu akcijama SEP-a, nacionalnog prenosnog preduzeća. Tako, uprkos činjenici, da su četiri najveća preduzeća za proizvodnju električne energije klasifikovana kao privatna, sve njihove akcije se nalaze u rukama distributivnih kompanija, koja su, sa druge strane, u regionalnom vlasništvu. U Danskoj, devet od jedanaest proizvođača električne energije su u vlasništvu distributivnih kompanija, dok su preostala dva u privatnim rukama. Distributivne kompanije su ili u posedu potrošača ili u rukama regionalnih i opštinskih vlasti.

U Norveškoj, 27.4% proizvodnje i 80% prenosnog sistema je u vlasništvu države, mada su u poslednjih nekoliko godina u ovoj zemlji započete značajne strukturne promene, koje će u velikoj meri uticati na postojeću svojinsku strukturu. U Kanadi, najveći broj elektroprivrednih preduzeća u rukama je regionalnih vlasti, sa izuzetkom tri provincije u kojima postoje potpuno integrisana preduzeća koja su u privatnoj svojini. Australijski

50

elektroenergetski sistem je takođe u vlasništvu i pod kontrolom države, mada su i u njemu započete značajne reforme koje imaju za cilj restruktuiranje i eventualnu privatizaciju pojedinih delova sistema.

1.5.2 Zemlje sa mešovitom vlasničkom strukturom

Glavni predstavnici zemalja u kojima je prisutna mešavina privatnog i državnog kapitala u svim delovima elektroprivredne industrije su Finska, Španija i Nemačka.

U Finskoj elektroprivredi postoji relativno veliki broj preduzeća (130). Kompanije koje su u državnom vlasništvu proizvode 45% ukupne električne energije. Veliki industrijski potrošači električne energije značajno su zastupljeni i to kako preko sopstvenih kapaciteta za proizvodnju električne energije i toplote tako i kroz posedovanje deonica u drugim proizvodnim kapacitetima. Interesantno je i to, da su oni izgradili paralelnu prenosnu mrežu koja konkuriše državnoj. Dva najveća proizvođača električne energije su IVO, koji je gotovo u potpunom državnom vlasništvu (95% deonica), i TVO koji je u pretežnom vlasništvu velikih industrijskih kompanija. IVO poseduje 26% akcija u TVO, i zajedno proizvode 84% ukupne električne energije. Preostali deo (16%) proizvode kompanije koje su u vlasništvu lokalnih vlasti. Tri četvrtine distributivnih preduzeća su takođe u lokalnom vlasništvu, dok je preostali deo u vlasništvu industrije i sitnih potrošača.

U Španiji, postoji takođe miks vlasničkih odnosa u svim aspektima elektroprivredne delatnosti. Jedan broj proizvodnih kompanija, koje su ujedno i vlasnici pridruženih distributivnih preduzeća, predstavljaju privatne koncerne, dok država svoje snažno prisustvo u ovom sektoru obezbeđuje kroz većinski paket akcija u najvećem proizvodnom preduzeću ENDESA kao i u REDESA - preduzeću koje je zaduženo za nacionalnu prenosnu mrežu. U poslednje vreme ENDESA je posebno aktivna na povećanju svog učešća u akcijama privatnih kompanija.

Približno 170 preduzeća se bavi proizvodnjom električne energije, pri čemu 94% od ukupno instalisanih kapaciteta je u vlasništvu 10 najvećih kompanija.

Tabela 4. Proizvodni kapaciteti i proizvodnja u Španiji (1988)

Naziv preduzeća MW GWh

Endesa 6,547 33,517

Hidrola 7,593 18,740

Iberduero 6,489 15,875

Fenosa 4,387 9,991

Sevillana 4,257 12,900

51

Ferosa 4,907 16,150

Hidrocanti 1,471 5,057

Enher 1,845 3,379

Vlesgo 1,076 2,812

Hecsa 986 2,496

Ostali 2,434 12,168

UKUPNO 41,992 133,168

Izvor: Commision of the European Communities, Coopers & Lybrand Deloite (1990), Comparison of Electricity Industry Structures in Member States, Final Report

Ono što je interesantno za vlasničke odnose u Španiji, je značajna zastupljenost bankarskog sektora, koji raspolaže sa većinskim paketom akcija u privatnim preduzećima. Ovakva situacija je nastala kao posledica velike zaduženosti privatnih kompanija. Veličinu bankarskog uticaja na elektroenergetski sektor Španije uvećava i činjenica da one raspolažu sa glasačkim pravima najznačajnijih investitora.

Nemačka takođe predstavlja primer mešovitog sistema u kome se državno i privatno vlasništvo prepliće u svim delovima elektroprivredne delatnosti. I pored postojanja velikog broja preduzeća (oko 1250, od čega 400 u proizvodnji i 850 u distributivnoj delatnosti), postoji veoma velika koncentracija u proizvodnji i prenosu. “Velika devetorica” učestvuju sa oko 85% u ukupnoj proizvodnji električne energije i poseduju najveći deo prenosne mreže. Od njih devet, dva preduzeća su u državnom vlasništvu (EVS i VEBA), a šest (RWE, HEW, VEW, Bewag, Bayernwerk i Badenwerk) su u mešovitom vlasništvu (Power in Europe, 1993). Ranija istočnonemačka elektroprivreda VEAG, postigla je sredinom 1994 godine punu integraciju i sinhroni rad sa ostalom elektroprivredom, i ona je u vlasništvu pomenutih osam kompanija.

Nacionalna prenosna mreža ne postoji, već svaka od devet proizvodnih kompanija poseduje prenosnu mrežu na svojoj teritoriji. Nekoliko udruženja na nacionalnom nivou, kao što su DVG i DWEV, bave se tehničkim, ekonomskim i organizacionim pitanjima u cilju rešavanja problema u zemlji i sa inostranim interkoneksijama.

U Nemačkoj postoji preko 60 proizvođača za sopstvene potrebe, koji svoje viškove proizvodnje električne energije ne prodaju krajnjim potrošačima, već pomenutim elektroprivrednim preduzećima, vlasnicima prenosne mreže.

Od 850 distributivnih preduzeća, oko 60% je u vlasništvu lokalnih vlasti, a ostali su u privatnom vlasništvu. Neki veliki gradovi, pored sopstvene distributivne mreže, poseduju i sopstvenu proizvodnju električne energije. Oni takođe raspolažu i sa deonicama kod privatnih distributivnih preduzeća.

52

1.5.3 Zemlje sa dominantnim privatnim vlasništvom

Samo u četiri zemlje članice OECD-a privatno vlasništvo dominira u strukturi elektroprivredne delatnosti. Dok su Japan, SAD. i Belgija karakteristične po tome što je elektroprivreda gotovo stalno bila u pretežnom privatnom vlasništvu, Velika Britanija je tek tokom 1990-ih godina izvršila privatizaciju.

Elektroprivreda SAD je tipičan primer pretežno privatne i veoma diversifikovane elektroprivrede. Preko 80% proizvodnih, prenosnih i distributivnih kapaciteta je u privatnom vlasništvu. Privatno vlasništvo se pojavljuje u dve forme. Velike privatne vertikalno integrisane kompanije (investor owned) čine najveći deo kapaciteta, dok se manji privatni proizvođači javljaju krajem 1970-ih i to u tri oblika:

• Zaštićeni proizvođači - qualifaying facilities (QF)

• Nezavisni proizvođači - independent power producers (IPP)

• Slobodni proizvođači na veliko - exempt wholesale generators (EWG)

Zajednička osobina manjih privatnih preduzeća je da ne poseduju prenosne kapacitete, da ne potpadaju pod državnu regulativu i da se pojavljuju samo kao proizvođači električne energije. Razlike među njima tiču se uglavnom veličine kapaciteta i krajnjih vlasnika.

Elektroprivreda SAD raspolaže sa 771 GW instalisane snage u kapacitetima za proizvodnju električne energije, što je više od polovine svih instalisanih kapaciteta u OECD-u. Podaci o broju preduzeća se razlikuju u zavisnosti da li se uzimaju u obzir samo javna preduzeća ili sva koja proizvode, prenose i distribuiraju električnu energiju. Prema Humphrey-u (1991) krajem 1990 godine postoji oko 6000 preduzeća koja proizvode, prenose i distribuiraju električnu energiju, odnosno 3200 preduzeća koja obavljaju javnu funkciju (Gilbert, Kahn, 1993).

Tabela 5. Vlasnička struktura elektroprivrede SAD (javna preduzeća) 1990

Oblik Prodaja Suficit Broj Instalisanavlasništva na malo proizvodnja (manjak) firmi snaga

TWh TWh TWh GW

privatno 2032 2192 160 265 523

regionalno 372 246 -126 1994 71

kooperativn 190 123 -67 956 25

federalno 53 224 171 10 65

53

Izvor: Kahn E., Gilbert R (1993): “Competition and Institutional Change in US Electric Power Regulation”, POWER, Program on workable Energy Regulation, PWR 011, Universitywide Energy Research Group and UCD Institute of Governmental Affairs, Barkley

Elektroprivredna preduzeća koja su regionalnom i kooperativnom vlasništvu uglavnom karakteriše to što su oni pretežno mali sistemi koji snabdevaju manje gradove i ruralna područja koja nisu bila interesantna za privatne investitore. Za razliku od njih, elektroprivredna preduzeća koja su u federalnom vlasništvu, raspolažu sa velikim kapacitetima, prvenstveno hidroelektranama koje su građene u periodu Velike krize kada su posticani javni radovi.

Privatne kompanije, iako dominiraju elektroprivredom SAD, po svojoj veličini zaostaju za kompanijama u nekim drugim zemljama, što je posledica antimonopolskog zakonodavstva koje je relativno rigidno prema preuzimanju ili spajanju preduzeća iz ove delatnosti.

Izmena zakonskih propisa (PURPA, 1978) stvorila je prostor za pojavu novih oblika privatnih preduzeća koja se bave samo proizvodnjom električne energije. Njihov značaj i učešće u ukupno instalisanim kapacitetima raste iz godine u godinu, i prema nekim procenama očekuje se da će njihov udeo u novoizgrađenim kapacitetima krajem ovog veka iznositi oko 30% (Utility Data Institute, 1992).

U Japanu, deset regionalno organizovanih elektroprivrednih preduzeća, koja obezbeđuju ¾ od ukupnih potreba za električnom energijom, su u privatnom vlasništvu. Preostalu ¼, obezbeđuju 34 manja javna preduzeća, najčešće u lokalnom vlasništvu, 20 preduzeća, koja su u zajedničkom vlasništvu elektroindustrije i velikih potrošača, industrijski samoproizvođači kao i državno preduzeće EPDC (Electric Power Development Co) i JAPC (Japan Atomic Power Co) koga su osnovale velike integrisane kompanije sa ciljem da promovišu nuklearnu energiju.

Specifičnost ove zemlje je u tome, što je država uvek imala veliku ulogu u upravljanju i razvoju elektroprivrede, iako formalno nije bila vlasnik niti je bilo planova za nacionalizaciju ove industrije. Naime, pred Drugi svetski rat, da bi preko jeftine električne energije stimulisala razvoj vojne industrije, država je objedinjavanjem 33 privatna preduzeća stvorila Hassoden, monopol u segmentu proizvodnje električne energije, koji je formalno ostao u privatnom vlasništvu, ali je država upravljala njime. Tokom 1952.godine, Hassoden je razbijen na 10 delova koji su vertikalno integrisani sa postojećim kompanijama u distribuciji (Hein, 1990).

Tabela 6. Osnovni pokazatelji japanske elektroprivrede u 1989.god.

Prodaja el.energije

u GWh

Instalisana snaga

u MW

Ukupan prihod mlrd.$

Površina koju

pokriva

Broj zaposleni

h

Br.zap.po MW

Tokyo 204.452 43.338 28,48 39.495 39.393 0,91

Kansai 112.305 30.173 14,48 28.679 24.737 0,82

Chubu 93.668 21.375 11,89 39.131 20.359 1,95

Kyushu 51.013 13.300 7,45 42.165 14.184 1,07

Tohoku 49.769 10.058 7,54 79.550 13.434 1,34

Chugoku 39.498 9.219 5,71 32.157 11.069 1,20

54

Hokuriku 20.156 3.954 2,59 12.284 5.449 1,38

Hokkaido 19.245 4.876 3,15 78.413 6.480 1,33

Shikoku 18.749 5.423 2,78 18.456 6.659 1,23

Okinawa 4.443 902 0,68 2.255 1.429 1,58

SVEGA 613.298 142.618 84,74 372.585 143.193 1,00

EPDC 10.471 3.323 0,31

JAPC 2.783 1.347 0,48

UKUPNO 613.298 156.142 84,74 372.585 147.863 0,95Izvor: T.Kojima, Design and Construction of Thermal Power Stations in Tokyo Electric Power Company, SEMINAR ON POWER GENERATION MANAGEMENT AND STRUCTURES IN EAST AND WEST, BERLIN 1991

Elektroprivreda Velike Britanije tek je od nedavno u rukama privatnih vlasnika. Usled izraženog regionalizma, metod i način privatizacije nije bio isti u Engleskoj i Velsu u odnosu na Škotsku i Severnu Irsku. U Škotskoj i Severnoj Irskoj, ona je izvršena bez velikih strukturnih promena.

Elektroprivreda Severne Irske (2 GW) privatizovana je 1992 godine prodajom elektrana različitim kompanijama, dok je državno preduzeće koje je vršilo prenos i distribuciju električne energije, putem javnog nadmetanja, prodato 1993 godine. Elektroprivreda Škotske, koja se sastojala od tri državne kompanije (Scotish Hydro - 3 GW, Scotish Power - 5 GW i Scotish Nuclear - 3 GW) privatizovana je na taj način što su nuklearne elektrane ostale u državnom vlasništvu dok su ostala dva preduzeća prodata privatnim vlasnicima.

Privatizacija elektroprivrede Engleske i Velsa odvijala se u okviru kompleksnog programa restruktuiranja grane. Naime, u periodu od 1948.godine, kada je izvršena nacionalizacija, pa do 1990 godine kada je započeta privatizacija, elektroprivreda se sastojala iz dva vertikalno integrisana segmenta, koji su bili u državnom vlasništvu. Proizvodnja električne energije i visokonaponska prenosna mreža bili su pod kontrolom CEGB (Central Electricity Generating Board), dok su distribucija i isporuke drugim potrošačima bili pod kontrolom 12 AB’s (Area Boards) koji su električnu energiju nabavljali od CEGB-a. Zajedno i CEGB i AB’s imali su svoje predstavnike koji su ih zastupali u okviru elektroenergetskog saveta (Electricity Council).

Februara 1988.godine, Britanska vlada je objavila svoje predloge za privatizaciju elektroprivrede. U tzv.Beloj knjizi je inicijalno predloženo da sve nuklearne elektrane zajedno sa 60% konvencionalnih elektrana budu organizovane u okviru jednog preduzeća (National Power), a ostatak elektrana u okviru Power Gen-a. Nakon toga, oni bi trebali da budu prodati privatnim vlasnicima. No kako se zbog izuzetno visoke cene pokazalo kao nemoguće prodati nuklearne elektrane, one su izuzete i reorganizovane u okviru posebnog preduzeća (Nuclear Electric) koje je ostalo u državnom vlasništvu. Ovako revidovan predlog reorganizacije i privatizacije ozvaničen je donošenjem zakona o elektroprivredi jula 1989.godine.

Prenos, kao funkcija u kojoj postoji prirodni monopol, organizovan je u okviru NGC (National Grid Company), tako da je CEGB podeljen na ukupno 4 kompanije. Istovremeno, 12 distributivnih preduzeća (Area Boards), transformisano je u regionalne

55

distributivne kompanije (Regional Electricity Companies - REC’s) koje su ujedno postali i vlasnici NGC-a. Njihova privatizacija usledila je krajem 1990.godine, dok je 60% National Power-a i Power Gen-a privatizovano marta 1991.godine a preostali deo 4 godine kasnije.

1.6 Javno naspram privatnog vlasništva

Jedna od glavnih lekcija iz istorije i međunarodnog poređenja nas uči da relativne performanse elektroprivrede pod državnim ili privatnim vlasništvom ne mogu jednostavno da se porede. Izbor između ove dve alternative prevashodno zavisi od stanja i razvoja ove industrije, kao i od istorijskog nasleđa, tehnologija koje se koriste, kao i od balansa političkih i ekonomskih snaga koje mogu da oblikuju ovakav razvoj. Umesto da se postavlja pitanje koji oblik vlasništva je bolji, daleko interesantnije i značajnije je da se identifikuju uslovi u kojima je državno vlasništvo nad elektroprivredom pogodniji oblik, odnosno uslovi kada je privatno vlasništvo poželjniji svojinski oblik. Da bi se ova dilema pojednostavila, može se reći da državna uprava nad elektroprivredom ima komparativne prednosti u situacijama kada je neophodna koordinacija i razvoj odnosno prestruktuiranje elektroprivrede, dok privatno vlasništvo u kombinaciji sa konkurencijom je poželjniji svojinski oblik u uslovima kada se javi neefikasnost u ovoj delatnosti, prevashodno kao posledica balansiranja između različitih interesnih grupa.

Detaljne studije koje su rađene po pitanju vlasništva u elektroprivredi ukazuju na to da postoji veoma velika sličnost, kako u razvijenim tako i u zemljama u razvoju, po pitanju učešća države u vlasništvu nad elektroprivredom. Otuda se mora postaviti pitanje koji su to razlozi koji su uticali da državni oblik vlasništva u elektroprivredi bude dominantan bez obzira na stepen razvoja određene nacionalne ekonomije? To isto pitanje se može postaviti i na drugi način a to je, koji su to uslovi neophodni da bi privatni investitori bili zainteresovani i spremni da ulože svoj kapital u ovu oblast?

Malo je verovatno da bi u ma kom sistemu upravljanja, privatnim vlasnicima bilo dozvoljeno da slobodno formiraju cene u uslovima postojanja prirodnog monopola, bilo zbog pritiska glasača u demokratskim državama, bilo zbog činjenice da bi retko koja država bila spremna da dozvoli da se toliki profit ostvaruje mimo njene kontrole. Otuda, ukoliko privatni vlasnici sa pravom očekuju da će cene električne energije biti podvrgnute određenom regulatornom procesu, njima je takođe potrebna i odgovarajuća garancija da će nivo cena koji se na taj način bude utvrđivao biti dovoljan da opravda njihova ulaganja u ovaj sektor. Jednom kada se kapital uloži, rizik da će utvrđeni ravnotežni nivo cena skrenuti u korist onih koji zagovaraju njihovo smanjenje i eliminisanje dela koji se odnosi na profit, je veoma veliki, što potvrđuju i iskustva iz pojedinih zemalja u razvoju koje su izbegavale adekvatno indeksiranje cena električne energije u periodima izražene inflacije.

56

Problem može da se prikaže i mnogo oštrije. Naime, zašto bi bilo ko bio zainteresovan da za jedan veoma dug period uloži svoj kapital u sredstva, kojima je inače veoma teško promeniti namenu, a da pri tome postoji neizvesnost da li će biti u stanju da ih povrati ili da za njih dobije adekvatnu naknadu.

Dugoročne investicije, kao što je slučaj sa ulaganjima u elektroprivredu, otuda traže vladavinu zakona, i to pogotovu onih koje se odnose na vlasničke odnose. U uslovima kada značaj električne energije postane od izuzetne važnosti, država kao reprezent opštih interesa, mora da balansira između zahteva da očuva interese privatnih ulagača i onih koje imaju radnici, potrošači, odnosno glasači. Tenzije koje mogu da nastanu u takvoj situaciji, po pravilu idu na račun vlasničkih prava, pošto korektivna snaga države može da se iskoristi ne samo za zaštitu zakonitosti, nego i za ubiranje poreza i taksa, uticaja na kupovnu moć nacionalne valute, a u ekstremnim slučajevima i za nacionalizaciju privatnog vlasništva.

Primer koji može veoma ilustrativno da opiše ovakvu situaciju je slučaj sa Britanskom industrijom uglja u međuratnom periodu. U to vreme, ona je bila u rukama privatnog kapitala i zapošljavala je preko milion radnika. Apresijacija valute koja je nastala zbog povratka na zlatni standard 1926.godine, imala je negativne efekte na sve industrije koje su bile izvozno orijentisane, pa tako i na rudnike uglja. Posledica novonastale situacije je bila ta, da su u cilju zaštite profita, vlasnici rudnika uglja smanjili nadnice, što je kao reakciju prouzrokovalo generalni štrajk. Klasni sukob između radnika, sa jedne strane, i vlasnika rudnika uglja, sa druge strane, u periodu kada su odjeci Oktobarske revolucije bili još uvek glasni, pretio je da ozbiljno ugrozi političku situaciju u zemlji. Otuda se nacionalizacija rudnika uglja nametala kao jedno od rešenja koje bi bilo u stanju da spreči da ne dođe do revolucije. U strahu od moguće nacionalizacije, koja bi ugrozila uloženi kapital, vlasnici rudnika su obustavili sve dalje investicije, i još više smanjili nadnice kako bi pokušali da povrate što više sredstava. Posledica takvog stanja je da je Britanska industrija uglja veoma brzo izgubila primat u ovoj delatnosti, i u uslovima sve lošijih proizvodnih i finansijskih razultata, razlozi za njenu nacionalizaciju su postajali sve prisutniji, što je konačno i učinjeno nakon Drugog svetskog rata.

Centralna uloga, koju je elektroprivredna industrija imala tokom ovoga veka, u procesu ekonomskog razvoja zemalja, koje danas nazivamo razvijenim, uticala je na pojavu masovne nacionalizacije ove delatnosti. Elektroprivredna preduzeća, koja su direktno ili indirektno kontrolisana od strane države, predstavljala su svojevrsan kanal preko koga su ostvarivani specifični javni ciljevi i politike. Na primer, kada vlada želi da promoviše upotrebu nekog pogonskog goriva za proizvodnju električne energije, kao što je to bio slučaj sa ugljem u Engleskoj, ona je to u prilici da veoma jednostavno uradi, podstičući proizvođače električne energije, koji su u njenom vlasništvu i pod kontrolom, da zaključe dugoročne ugovore o snabdevanju određenim primarnim gorivom. Drugi način kako može da interveniše u korist upotrebe određenog goriva ili tehnologije je kroz direktnu ili indirektnu finansijsku asistenciju ili pomoć.

Istraživanja koja su rađene, u poslednje dve decenije ovoga veka, u zemljama članicama OECD-a ukazivala su na to, da i pored određenih prednosti koje nudi državno vlasništvo nad elektroprivredom, postoje i određeni negativni efekti koji se pre svega manifestuju u rastućoj neefikasnosti u delu investicione izgradnje, proizvodnih

57

troškova, cenama kao i u broju zaposlenih13. Problemi sa prevelikim brojem zaposlenih u državnim elektroprivrednim monopolima nisu bili posebna ekskluzivnost zemalja u razvoju (Bailly, 1992), nego su i neke razvijene zemlje imale slične probleme. Tako, u elektroprivredi Engleske, za opsluživanje elektrane na ugalj od 2000 MW, pre privatizacije, bilo je potrebno 850 ljudi, dok je u SAD objekat istog kapaciteta opsluživalo 500 zaposlenih (Henney, 1988).

Otuda je jedan broj zemalja počeo da razmatra koje bi mere bile najbolje da se preduzmu kako bi se podigla efiksnost poslovanje elektroprivredne industrije. Studije koje su rađene u tom pravcu, ukazivale su na to da se najbolji rezultati mogu postići kroz korporatizaciju i privatizaciju. Korporatizacija podrazumeva reorganizaciju državnih preduzeća i transfer odgovornosti sa nadležnog ministarstva na komercijalno orijentisan nevladin privredni subjekt. Privatizacija podrazumeva transfer državnog vlasništva nad sredstvima u ruke privatnih investitora. Korporatizacija, u određenim slučajevima, može da predstavlja prelazni korak ka privatizaciji i uopšteno govoreći ona podrazumeva uvođenje takvih upravljačkih i obračunskih struktura koje će olakšati i pripremiti teren za privatizaciju. Primeri EdP-a koji je 1991.godine pretvoren u akcionarsko društvo kao i ENEL-a koji je istu transformaciju doživeo 1992.godine, predstavljaju jedan od modela koji je najčešće korišćen u mnogim istočno-evropskim zemljama u poslednjih nekoliko godina, kao prvi korak ka privatizaciji.

1.6.1 Korporativni model

Korporatizacija je zamišljena kao način povećanja efikasnosti poslovanja u proizvodnji električne energije bez prethodnog transfera sredstava ili celog preduzeća u privatan sektor. On omogućava upravljačkoj strukturi preduzeća da posluje na principima na kojima posluju i privatne firme, daje im slobodu inicijative i mogućnost ostvarivanja finansijskih ciljeva. Jedan broj zamalja, kao što su Australija, Novi Zeland i Norveška, preduzeli su ovakve korake u nameri da uvedu jedan daleko više tržišno orijentisan pristup u poslovanju svojih elektroprivrednih preduzeća. Mere koje najčešće ovakva orijentacija podrazumeva su sledeće:

• razdvajanje elektroprivrednih funkcija, pogotovu proizvodne od prenosne i distributivne u kojima postoji prirodni monopol

• podsticanje konkurencije u proizvodnom delu njenom dezintegracijom na više proizvodnih kompanija

13 Najveće zamerke koje su se upućivale državnom vlasništvu nad elektroprivredom u Engleskoj, odnose se na preterane troškove investicija. Troškovi izgradnje elektrana u CEGB-a su za 50-100% bili veći nego u nekim drugim razvijenim zemljama, dok je period njihove izgradnje bio često i duplo duži. Preterano investiranje u nove kapacitete, kao rezultat pogrešnih procena kretanja potrošnje u budućnosti, kao i opredeljenja za pogrešne tehnologije, zašta je najbolji primer izgradnja AGR nuklearnih elektrana, čija je cena izgradnje po kW iznosila blizu 4,000 $ (po cenama iz 1988) što je neuporedivo više u odnosu na CCGT elektrane na gas (od 550-800 $/kW), opredeljujući su delovali u pravcu orijentacije ka privatizaciji ovog sektora. (Gilbert R. Kahn E. 1996)

58

• uvođenje spot tržišta na kome će konkurisati različiti proizvođači električne energije

• dozvola privatnim investitorima da ulažu u nove kapacitete

• novi sporazumi bi trebali da dozvole slobodan pristup prenosnoj mreži

Bitno je napomenuti, da svi ovi koraci podrazumevaju da se zadržava dominacija državnog vlasništva nad preduzećima, ali se istovremeno uvode i elementi konkurencije. Novo konkurentsko okruženje treba da pomogne preduzećima pa preduzmu niz mera ka smanjenju troškova, uključujući tu i smanjenje broja zaposlenih, izmene poslovnu praksu, oslobode se starih manje efikasnih kapaciteta i povećaju produktivnost.

Primere ovakvog načina restruktuiranja elektroenergetskog sistema, uz zadržavanje postojeće vlasničke strukture, možemo da nađemo u elektroprivredama Australije i Norveške.

Zakonom iz 1991.godine, australijska vlada je formirala posebno institucionalno telo (NGMC - National Grid Management Council), sa zadatkom da pospešuje konkurenciju, da uz određenu nadoknadu, omogući slobodan pristup prenosnoj mreži i na taj način stvori direktnu vezu između potrošača i proizvođača, obezbedi transparentnost troškova kao i mogućnost kontrole od strane regulatornih tela kao što su to Komisija za trgovinu (TPC - Trade Practices Commission) i Odbor za praćenje cena (PSA - Price Surveillance Authority).

Istovremeno, i Norveški parlament je doneo novi zakon o elektroprivredi, sa početkom primene od 1.01.1991.godine, kojim je ustanovljen novi regulatorni okvir za funkcionisanje elektroprivrede, i čije osnovne karakteristike su sledeće:

• Izdvajanje prenosne mreže iz sastava Statkraft-a i njeno organizovanje kao nezavisnog preduzeća pod nazivom Statnett, pri čemu princip slobodnog pristupa je postao obavezujući ne samo za ovu, nego i za sve ostale prenosne mreže, bilo da su one nacionalnog, regionalnog ili lokalnog karaktera;

• Statkraft je reorganizovan i pretvoren u čisto proizvodnu kompaniju;

• Sve ostale vertikalno integrisane kompanije su primorane da razdvoje svoju proizvodnu od distributivne funkcije, sa namerom da im se dozvoli da posluju nezavisno na tržištu električne energije;

• Pravo na uvoz i izvoz električne energije je reorganizovano;

• Uveden je novi regulatorni režim sa namerom da što više podstiče konkurenciju;

59

Oblici vlasništva koji su postojali pre nego što je došlo do izmene zakona, zadržani su i posle toga, tako da od ukupne vrednosti elektroprivrednih preduzeća, 18% akcija je u privatnim rukama, 27% pripada državi dok se 55% nalazi u posedu regionalnih i opštinskih organa.

1.6.2 Privatizacija

Dva osnovna razloga se najčešće navode kao glavna pokretačka snaga koja dovodi do procesa privatizacije. Naime, analizom poslovanja velikih integrisanih državnih monopola, ustanovljeno je da oni najčešće nisu u stanju da obezbede proizvodnju električne energije na efikasan način, odnosno da je u takvim uslovima veoma teško zaštititi potrošača od eventualne zloupotrebe monopolskog položaja. U pojedinim slučajevima, razlog povećane neefikasnosti može da se nađe i u logici “da državno vlasništvo nije ničije vlasništvo, a kad niko nije vlasnik, onda se niko i ne stara o njemu” (Report on Conference on Reconstruction/Privatization, 1991).

Za razliku od prvog navedenog razloga, koji je najčešće imanentan razvijenim zemljama, u nerazvijenim ili srednje razvijenim zemljama, koje karakteriše prevelika zaduženost, nastala između ostalog i zbog potrebe za ulaganjem u elektroprivredne kapacitete kako bi se zadovoljila povećana potražnja za električnom energijom, usled atraktivnosti ove privredne grane koja je inače i izrazito kapitalno intenzivna, vlade tih zemalja vide interes u privatizaciji bilo u nameri da popune ispražnjene budžete, bilo u nameri da se oslobode prevelikih finansijskih tereta.

U poslednje vreme, svetske finansijske institucije dodatno potenciraju privatizaciju elektroprivrede. World Bank ima veoma značajnu ulogu u tom procesu, i od njenih ukupnih zajmova za energetiku, oko dve trećine sredstava je namenjeno elektroprivredi (World Bank, 1993). Prema istom izvoru, oko polovine sredstava služi za finansiranje investicija u segmentu prenosa i distribucije, delove elektroprivrede gde postoji prirodni monopol, što nije slučajno, pošto se segment proizvodnje oslobađa za pristup privatnog kapitala.

“Ranije prikriveno podsticanje privatizacije od strane finansijskih institucija, dobija mnogo direktnije forme. Od početka 1993.godine postoji uslovljavanje zajmova za finansiranje izgradnje elektrana, koje imaju za cilj svojinsku diversifikaciju elektroprivrede. Državne elektroprivrede moraju uključiti privatni kapital kao koinvestitora, da bi njihovi zahtevi uopšte bili uzeti u razmatranje za dodelu zajma”(Indenpendent Power Report, 1992).

Uprkos tome što poboljšava ekonomsku efikasnost, proces privatizacije nailazi i na značajne političke i institucionalne prepreke. Neke od najčešćih pominjanih su sledeće:

• ekonomski nacionalizam i želja da se u što većoj meri kontroliše industrija postojanje različitih oblika subsidarija, pogotovu kroz cene pojedinim kategorijama potrošača;

60

• suprostavljanje od strane upravljačkih struktura u državnim preduzećima kao i sindikalnih organizacija

• zabrinutost zbog mogućih negativnih posledica na pouzdanost snabdevanja kao i na ukupnu energetsku politiku u kontekstu opredeljenja za pogonska goriva.

• u pojedinim slučajevima to je nedostatak odgovarajuće zakonske osnove za sprovođenje ovog procesa

1.6.2.1 Privatizacija kao svetski proces

Londonski “Adam Smit Institut” je još 1986.godine konstatovao “da je privatizacija postala proces u kome je prisutan sistematičan transfer aktivnosti od strane javnog ka privatnom sektoru. On pokazuje znake široke rasprostranjenosti, pri čemu je proces akceleracije i dalje prisutan, u kome se dešava nepovratna promena u raspodeli između javnog i privatnog sektora, te na taj način postaje najznačajnija ekonomska činjenica našega doba”1414

Pod privatizacijom razni ljudi mogu različite stvari da podrazumevaju i doživljavaju. Postoji čitav spektar pojmova šta se sve pod njom podrazumeva:

• ukidanje ili oštro razgraničenje funkcije i uloge javnog sektora u cilju popunjavanja tog prostora od strane privatnog kapitala;

• smanjenje finansijskih izvora sredstava javnih preduzeća (prodaja akcija) sa ciljem da ih nadomesti privatni sektor;

• podsticaj privatnom sektoru da uzme učešća u finansiranju novih investicionih projekata;

• stimulisanje zajedničkih javno-privatnih ulaganja u nova preduzeća;

• dovodjenje personala iz privatnog u javni sektor radi unapredjenja menadžmenta i podizanja efikasnosti poslovanja;

• olakšavanje konkurencije između privatnog i javnog sektora putem liberalizacije i deregulacije

Veliki broj faktora deluje u pravcu uvođenja privatnog sektora u elektroprivrednu delatnost. Oni nisu podjednako zastupljeni u svim zemljama, a među najznačajnije od njih možemo navesti sledeće:

14 Fajertag Giuseppe, Privatisation i Western Europe, Brusseles, 1988. str.33

61

• Potreba za razvojem elektroprivrede - u uslovima velike industrijske ekspanzije, kao što je to slučaj u pojedinim zemljama na Dalekom istoku, potreba za novim kapacitetima koji bi zadovoljili novonastalu tražnju za električnom energijom postaje ključni faktor daljeg razvoja. U takvim uslovima, vlade tih zemalja se opredeljuju da deo budućih kapaciteta ustupe privatnom sektoru kako bi stvorile prostor za ekspanziju.

• Finansijska ograničenja - tradicionalni izvori kapitala u zemljama u razvoju su nedovoljni da bi zadovoljili buduću potražnju za električnom energijom. U takvim uslovima, jedino privatni sektor može da bude taj koji bi mogao da nadomesti taj nedostatak.

• Neefikasni i nedovoljno korišćeni kapaciteti - privatizacijom postojećih kapaciteta putem njihove celokupne ili delimične prodaje, stvaraju se pretpostavke za njihovo efikasnije korišćenje pa samim tim i za veću raspoloživost. Ovakva situacija je posebno karakteristična za zemlje Istočne Evrope.

• Sprovođenje određene državne politike - privatizacija elektroprivrede može da se posmatra kao korisno sredstvo za implementaciju određene državne politike, kao što je to privatizacija industrije, privlačenje stranog kapitala kroz investicije u infrastrukturnu delatnost, poboljšanje zaštite životne sredine uvođenjem adekvatnih tehnologija u elektroenergetsku delatnost, diversifikacija izvora primarne energije za proizvodnju električne energije i slično.

Trenutno je ugovorena izgradnja više od 350 projekata ukupne snage od 100.395 MW širom sveta sa izuzećem SAD u formi nezavisnih proizvođača električne energije. Ti projekti obuhvataju izgradnju kako elektrana na obnovljive izvore snage do 10 MW tako i velikih kombinovanih elektrana sa više blokova čija ukupna snaga prevazilazi 2000 MW. Takođe, postojeće elektrane u Aziji, Latinskoj Americi i Istočnoj Evropi, koje su do skora bile u državnom vlasništvu, privatizuju se. Do 2000 godine, očekuje se da će preko 150.000 MW novih kapaciteta biti izgrađeno u formi nezavisnih proizvođača, što predstavlja više od ¼ svih novih kapaciteta koji planiraju da se izgrade do kraja ovog veka (RCG/Hagler Bailly Inc., 1992).

I finansijske organizacije i institucije su se veoma brzo prilagodile ovakvom trendu. Mnoge od njih su osnovale posebna odeljenja, kao što je to slučaj sa Chase Manhattan bankom, Barclay bankom, Banque National de Paris i slično. Međutim, i dalje za zemlje u razvoju, koje beleže godišnje stope rasta potrošnje od 6% u odnosu na 1% koliko ona iznosi u razvijenim zemljama, glavni finansijer izgradnje novih kapaciteta će biti Svetska banka, koja inače za ove namene izdvaja godišnje između 2 i 4 milijarde dolara i finansira izgradnju 2.000 MW. Pored Svetske banke, i Evropska banka za obnovu i razvoj je u znatnoj meri uključena u proces privatizacije energetskog sektora u Istočnoj Evropi.

Sjedinjene američke države, su lider u stimulaciji razvoja nezavisnih proizvođača električne energije. Sa 25% koliko su učestvovali u ukupnim novoizgrađenim

62

kapacitetima u 1985.godini, na nezavisne proizvođače danas se odnosi preko 50% kapaciteta koji su u izgradnji. Njihovo učešće u ukupno instalisanim kapacitetima je dostiglo 6% i od 1978.god. pa do danas kroz 3.100 projekata investirano je 47 milijardi dolara. Iako je stimulisanje racionalne potrošnje električne energije imalo negativnih efekata, uvođenje novih regulatornih okvira koji su omogućili nesmetan pristup prenosnoj mreži, podsticajno je delovalo na dalji razvoj nezavisnih proizvođača električne energije.

Aktivnost u ovom pravcu u zemljama Latinske Amerike, najviše se odvija kroz proces privatizacije u čileu i od nedavno u Argentini. Naime, u čileu su formirana tri privatna elektroprivredna preduzeća, koja ne samo da su angažovana na izgradnji domaćih kapaciteta, već se javljaju i kao značajan investitor u drugim zemljama posebno u Argentini. Pored ove dve zemlje, u kojima je proces privatizacije elektroenergetskog sektora najdalje otišao, i vlade nekih drugih zemalja najavile su nameru da žele da stimulišu strane investicije u ovu delatnost. Tu se pre svega misli na Urugvaj i Paragvaj, koji imaju nameru da iz ovih kapaciteta izvoze električnu energiju u susedne zemlje.

Britanski zaokret u pravcu privatizacije nacionalne elektroprivrede i uvođenja konkurencije, kao i promocija prirodnog gasa kao primarnog energenta, rezultirao je brojnim razvojnim projektima, što je ovu zemlju dovelo u poziciju najzrelijeg privatnog tržišta.

Razvoj tržišnog pristupa električnoj energiji u drugim evropskim zemljama u velikoj meri zavisi od uspešnosti implementacije Direktive Evropske Unije o slobodnom pristupu prenosnoj mreži. I pored toga, određeni broj evropskih zemalja, kao što je to slučaj sa Portugalijom, Grčkom, Nemačkom i Italijom započeo je sa procesom privatizacije omogućavanjem stranom kapitalu da uđe u projekte nezavisnih proizvođača električne energije. Tako PowerGen i Simens grade u Portugaliji dve elektrane, jednu na gas od 900 MW i jednu na ugalj od 1.200 MW, kao što je PowerGen zainteresovan za modernizaciju istočno-nemačke elektroprivrede, i već je konkurisao za niz projekata.

Ono što je karakteristično za evropsko tržište električne energije, to je da njime dominira osam velikih kompanija koje se javljaju kao glavni investitori. To su PowerGen i Scottish Power iz V.Britanije, RWE Energy i VEAG iz Nemačke, Union Fenosa i Endesa iz Španije, EdF iz Francuske i Tractabel iz Belgije. Ovih osam kompanija proizvode preko 40% ukupne električne energije Evropske Unije. Mnoge od ovih kompanija prave alijanse kako bi olakšale pristup tržištima van Evrope.

Restruktuiranje i privatizacija su osnovne karakteristike savremenog tržišta električne energije u zemljama Istočne Evrope i bivšeg Sovjetskog saveza. Za razliku od drugih svetskih zemalja, pristup privatnog kapitala u ovim zemljama se uglavnom odvija kroz proces rehabilitacije postojećih kapaciteta koji su podjednako stari koliko su neefikasni i ekološki štetni15.

Industrijska proizvodnja u ovom regionu, sa energetskim intenzitetom dvostruko većim nego u zemljama OECD-a, prelaskom sa centralno-planske ekonomije na tržišnu, značajno je stagnirala. Mnoge državno kontrolisane industrije su ili pred zatvaranjem, ili su morale značajno da smanje svoju proizvodnju kako bi se prilagodile novim uslovima

15 Planirano zatvaranje 60 nuklearnih elektrana u ovom regionu procenjuje se da će koštati između 10 i 20 milijardi dolara. Independent Energy, Septembar 1992.

63

tražnje kao i većim cenama energenata. Kao posledica takve situacije, je i pad potrošnje električne energije.

Tabela 7. Promene u korišćenju električne energije i u GDP u CEE zemljama u periodu 1989-1993.godina

Zemlja Korišćenje el.energije GDP

% %

češka Republika -11.00 -21.00

Poljska -16.00 -14.00

Mađarska -18.00 -21.00

Slovačka -18.00 -26.00

Bugarska -26.00 -28.00

Rumunija -36.00 -35.00

Rusija -14.00 -41.00

Ukrajina -14.00 -39.00

Izvor podataka: Svetska banka, Preuzeto iz Nikolić M., Tanić G. (1997): Transformacija elektroenergetskog sektora, Ekonomski anali, oktobar-decembar br.135

Reforma cena, u smislu većeg uvažavanja tržišnih zakonitosti, zajedno sa uvođenjem i adekvatnih ekoloških standarda, nametnula je kao prioritet poboljšanje efikasnosti elektroenergetskih postrojenja, što je u uslovima nedostatka kapitala, otvorilo prostor za strane privatne investitore.

Azija danas predstavlja najsnažnije dugoročno tržište za strane investitore. Mnoge zemlje sa ovog kontinenta, suočavaju se sa izuzetno velikim stopama rasta potražnje za električnom energijom koje prelaze 10% prosečne godišnje stope za period 1980-1990.god. Predviđanja za ovaj region ukazuju da je potrebno do kraja ovog veka izgraditi za 38% više novih kapaciteta, u čemu se očekuje da će učešće privatnog kapitala iznositi 30%.

Osam zemalja ovog regiona su pokazale najveću zainteresovanost za prisustvo privatnog kapitala u ovoj delatnosti, i u tom pravcu su preduzele određene regulatorne i zakonske promene. To su pre svega Indonezija, Indija, Guandong provincija u Kini koja se graniči sa Hong Kongom, Tajland, Filipini, Malezija, Pakistan i Južna Koreja. Kao rezultat tih aktivnosti, je veliki broj nezavisnih privatnih kapaciteta koji se grade, i čija snaga iznosi nekoliko desetina hiljada megavata.

Tabela 8. Elektroenergetski profil pojedinih azijskih zemalja (1990)

Zemlja Cena Faktor Sistemski

64

centi/kWh iskorišćenja (%)

gubici (%)

Kina 2.78 - 12.9

Indonezija 5.80 67.4 20.4

Koreja 7.61 71.2 12.2

Filipini 7.61 71.2 23.1

Tajland 7.05 69.5 13.6

Bangladeš 6.34 58.5 39.2

Indija 4.88 55.0 28.6

Nepal 3.70 48.3 29.1

Pakistan 4.99 64.5 22.8

Šri Lanka 5.80 56.0 17.2Izvor podataka: Svetska Banka, Asia Technical Dept., Asia Energy Profile, Energy Sector Performance

1.6.2.2 Modeli privatizacije

Privatizacija javnih preduzeća predstavlja veoma kompleksan i složen proces koji podrazumeva rešavanje niza finansijskih, strukturalnih i zakonskih problema. Postoji veliki broj opcija koje moraju da se uzmu u obzir i procene, kao i jedan broj nerešenih pitanja na koje moraju da se nađu odgovori.

Prvo pitanje na koje treba potražiti odgovor jeste, da li elektroprivreda treba da bude privatizovana kao vertikalno integrisani monopol, ukoliko je tako organizovana, ili prvo treba izvršiti njeno restruktuiranje i razdvajanje na osnovne funkcije, pa tek onda izvršiti privatizaciju. Oba načina su moguća, i svaki od njih ima svoje prednosti i mane. Privatizacija koja je izvršena u Engleskoj, i koja se najčešće koristi kao ogledni primerak, upravo ukazuje na nejednak pristup države u ovom pogledu. Naime, pre nego što je izvršila privatizaciju elektroprivrede, ona je podelila CEGB na više preduzeća, pa potom ih privatizovala za razliku od British Telecom-a i British Gas-a koji su obadvoje prodati kao vertikalno i horizontalno integrisani monopoli.

Državi stoje na raspolaganju opcije da privatizuje celokupnu elektroprivredu ili samo jedan njen deo. Ukoliko izvrši privatizaciju celokupne elektroprivrede prodajom kompletnog broja akcija privatnim investitorima, ona ujedno prenosi i kontrolu nad kompanijama novim vlasnicima, za razliku od delimične privatizacije, gde postoji mogućnost da transferiše manje od 50% akcija, čime ta kontrola nad poslovanjem elektroprivrednih preduzeće i dalje ostaje u njenim rukama. Za koju će se opciju država opredeliti, u velikoj meri zavisi od opšte postavljenih društvenih ciljeva i politika kao i od sagledavanja sposobnosti postojećeg rukovodstva da obezbedi efikasno poslovanje elektroprivrede.

65

Još jedna od mogućnosti koje stoje državi na raspolaganju je da ona distribuira veliki broj akcija koje bi otkupilo stanovništvo ili manji investitori, te na taj način sa manjim kontrolnim paketom akcija zadrži ingerencije nad upravljanjem elektroprivrednim preduzećima, ili pak da jedan deo akcija otkupe preduzeća koja su u državnom vlasništvu.

Jedanput, kada se država opredelila za privatizaciju elektroenergetskog sistema, bilo delimičnu ili potpunu, ona to može da uradi uz zadržavanje postojeće strukture preduzeće, ili pak uz njegovu promenu. Tanenbaum, Lock i Barker (1992), iznose četiri osnovna modela privatizacije.

Prvi model podrazumeva zadržavanje postojeće strukture preduzeća uz zamenu državnog monopola privatnim, i često se naziva “privatizacija bez konkurencije”. Svaka kompanija, prema ovom modelu, zadržava u svom sastavu sve tri osnovne fukncije, proizvodnju, prenos i distribuciju električne energije, te na taj način posluje kao integrisan monopol ali u privatnom vlasništvu. Normalno je da privatizacija na ovaj način podrazumeva i uvođenje određenih formi ekonomske regulacije. Ovakav model privatizacije najčešće se koristi u situacijama kada se jave problemi sa budžetom.

Drugi model predstavlja kombinaciju tradicionalne strukture elektroprivrednog preduzeća koje ostaje u državnom vlasništvu uz simultano uvođenje određenih formi konkurencije u delu proizvodnje električne energije. Po ovom modelu, svaka kompanija nastavlja da bude vlasnik distributivne i prenosne mreže, ali joj se delimično ili u potpunosti ograničava pravo nad raspolaganjem novim proizvodnim kapacitetima. Ovakva struktura se javlja u onim situacijama kada zakonodavac želi da stimuliše veću zastupljenost nezavisnih proizvođača električne energije (IPP - Independent Power Producers), koji će se međusobno takmičiti oko toga ko će svoju električnu energiju isporučivati postojećim kompanijama. Ovakvav pristup posebno je karakterističan za SAD, naročito nakon donošenja PURPA (Public Utility Regulatory Policies Act) 1978.godine, koji je nametnuo vertikalno integrisanim kompanijama da moraju da kupuju proizvedenu električnu energiju od nezavisnih proizvođača. Donošenje ovog propisa, koji nije imao za nameru da promeni strukturu postojećih kompanija, značajno je uticao na pojavu novih IPP, tako da se po nekim procenama očekuje da će do kraja ovog veka 30 - 50% novih proizvodnih kapaciteta u SAD pripadati nezavisnim proizvođačima električne energije.

Treći model predstavlja razradu drugog modela, uvođenjem prava na slobodan pristup prenosnoj i/ili distributivnoj mreži. U okviru ovog modela, obaveza je preduzeća koje je vlasnik i korisnik prenosne/distributivne mreže, da stavi na raspolaganje prenosne kapacitete (uz određene uslove i nadoknadu), trećoj strani. Sa političke tačke gledišta, prednost ovog modela je u tome da on apriori ne podrazumeva bilo kakve promene u strukturi postojeće elektroprivrede, mada određene njegove varijacije mogu da uključe odvajanje prenosne od proizvodne i distributivne funkcije, kao što je to bio slučaj u Norveškoj i Portugaliji. Preporuke koje idu u pravcu usvajanja nekih od formi ovog modela mogu se naći u Energy Polcy Act-u koji je usvojen u SAD kao i u predlozima nadležne komisije Evropske unije.

četvrti model Tandenbaum i ostali jednostavno nazivaju “model Engleske i Velsa”. On podrazumeva vertikalnu dezintegraciju elektroprivrednih funkcija na proizvodnju, prenos i distribuciju, pri čemu operator na visokonaponskoj mreži (NGC), kao i operatori na

66

distributivnoj mreži (REC’s), imaju javnu obavezu da pruže uslugu svim kupcima i prodavcima električne energije. Na taj način ovaj model uvodi konkurenciju u domenu maloprodaje. Trenutno, potrošači koji angažuju preko 100 KW snage imaju pravo da kupuju električnu energiju od snabdevača po svom izboru. Nakon 1998.godine, ovakvu mogućnost će imati svi potrošači električne energije. Druga karakteristika engleskog modela je uvođenje spot tržišta električne energije koje je poduprto različitim varijetetima finansijskih ugovora. Glavna karakteristika ovih ugovora je da oni u suštini predstavljaju neku vrstu obezbeđenja i kupcima i prodavcima od dnevnih i sezonskih varijacija kao i od kolebljivosti spot tržišta. Treća karakteristika ovog modela je da on dozvoljava distributivnim kompanijama povratnu integraciju kroz pravo vlasništva ili raspolaganja proizvodnim kompanijama do nivoa koji obezbeđuje 15% njihovih ukupnih potreba za električnom energijom.

Svi ovi navedeni modeli imaju svoje prednosti i mane i moraju da budu predmet pažljivih istraživanja, poštvo svaka nacionalna elektroprivreda ima svoje specifičnosti koje ih čine jedinstvenima. Te specifičnosti potiču od strukture proizvodnih kapaciteta, stepena njihove razvijenosti i izgrađenosti, prirodnih izvora goriva, karakteristika potrošnje i slično, tako da jedan isti model ne može da se primeni na Francusku, koju karakteriše velika zastupljenost nuklearnih elektrana, i na Norvešku koja je skoro stopostotno bazirana na hidropotencijalu, ili pak na Dansku ili Holandiju u kojima dominiraju termoelektrane na fosilna goriva.

*

* *

Svojinski odnosi u elektroprivrednoj delatnosti su veoma raznoliki i složeni i oni se kreću u rasponu od integrisanih državnih monopola pa do diversifikovanih privatnih preduzeća. U pojedinim slučajevima, usled postojanja unakrsnog vlasništva, veoma je teško razgraničiti koji su osnovni tipovi vlasništva prisutni. Dominantan oblik svojinskih odnosa u velikoj meri zavisi od stepena razvoja elektroprivredne delatnosti, istorijskog nasleđa i raspoloživosti pojedinih vrsta energenata, tehnologija koje su u primeni kao i od balansa političkih i ekonomskih snaga koje mogu da oblikuju ovakav izbor.

Jedna od glavnih karakteristika zadnje decenije 20-og veka je proces privatizacije koji pokazuje znake široke rasprostranjenosti i koji je u velikoj meri zahvatio i elektroprivrednu delatnost. Njegovoj rasprostranjenosti (pogotovo u zemljama u razvoju i tranziciji) značajno doprinose i zahtevi od strane vodećih finansijskih ustanova kao što su MMF i Svetska banka, koji svoje kredite i finansijsku podršku uslovljavaju započinjanjem ovog procesa.

Proces privatizacije nije jednoznačan i razlikuje se od zemlje do zemlje. Diktiran tehničkom i tehnološkom složenošću grane, kao i neophodnošću preduzimanja određenih radnji neophodnih da bi se privatizacija uspešno obavila, vremenski period neophodan za izvođenje ove aktivnosti je prilično dugačak, pogotovo u zemljama u tranziciji koje da bi stvorile pretpostavke za ulaženje u ovaj proces moraju prethodno da

67

uklone cenovne neusklađenosti kao i da obezbede adekvatnu legislativu i institucionalne mehanizme koji prethode procesu privatizacije elektroprivrede.

Iako izbor strategije i tehnika zavise od ciljeva privatizacije, smatra se da je za zemlje u tranziciji najpovoljnija tehnika prodaja preduzeća strateškim investitorima uz kombinaciju sa internom i vaučerskom privatizacijom. To znači, da svaka država, ukoliko se opredeli da krene putem privatizacije, mora sama da odredi način i stepen privatizacije i da se opredeli za jedan od navedenih modela u skladu sa dugoročnim ciljevima koje želi da postigne. Glavna korist koju privatizacija donosi je ta što ona uvodi određeni stepen tržišne discipline, uspostavlja adekvatnu distancu i reguliše odnose između države i elektroprivrednih preduzeća, u smislu da smanjuje mogućnost državne intervencije u ovom sektoru rukovođenu neekonomskim ciljevima.

68

REGULACIJA

1.7 Opšte postavke regulacije

Svako stanje ekonomije predstavlja jedan poseban način, društveno više ili manje efikasan ili neefikasan, odvijanja ekonomskih aktivnosti i korišćenja ekonomskih resursa. Ono što je karakteristično za svako takvo stanje je određena alokacija resursa, kao i raspodela dohotka stvorenog ekonomskom aktivnosti.

Savremena ekonomska misao, koja se zasniva na primeni teorije ekonomskog blagostanja, polazi od upoređivanja alternativnih ekonomskih stanja sa stanovišta dobrobiti celoga društva kao načina za određivanje ekonomskog optimuma. Pri tome, ona polazi od primene rezultata analize opšte ravnoteže, ukazujući na konkretna pozitivna i negativna svojstva različitih ekonomskih sistema, raznih oblika konkurencije, monopola, ograničavanja konkurencije i slično.

Fundamentalna teorema ekonomike blagostanja predpostavlja da će opšta ravnoteža biti postignuta (dostignut optimum) ukoliko je alokacija resursa izvršena u skladu sa Paretovim kriterijumom. Polazeći od uslova opšte ravnoteže (Pareto optimuma), maksimum blagostanja se ostvaruje u situaciji kada je nemoguće pronaći način da se poboljšanjem položaja jedne jedinke ne pogorša položaj druge. Međutim, da bi se stanje opšte ravnoteže dostiglo u smislu Pareta, ono podrazumeva postojanje savršenog tržišta koga karakteriše:

• savršena konkurencija

• savršena deljivost dobara i proizvodnih faktora

• odsustvo eksternih efekata u proizvodnji

• savršena informisanost svih aktera

Konkurentsko tržište je karakteristično po tome što postoji veći broj preduzeća, koja proizvode istovetan proizvod, koja mogu slobodno, bez postojanja ikakvih barijera, da pristupaju ili odlaze sa njega, i koja pružaju potrošačima relevantan broj informacija o cenama i kvalitetu, na bazi čega oni mogu da opredele svoj izbor. čak i u slučajevima,

Poglavlje

4. 69

kada je najveći broj ovih uslova zadovoljen, još uvek je teško reći za neko tržište da je perfektno konkurensko. Situacije u kojima se javlja parcijalna nesavršenost tržišta, i u kojima blagostanje nije maksimizirano u Pareto smislu, podrazumeva postojanje oligopola, oligopsona, monopola i monopsona. Nesavršenost tržišta možemo predstaviti kao nemogućnost sistema baziranog na slobodnom formiranju tržišnih cena da u potpunosti podrži poželjne i spreči nepoželjne privredne aktivnosti. Shodno tome, nesavršenost tržišta može se, kako to čini Stiglitz (1988), definisati kao postojanje uslova pri kojima slobodno delovanje tržišta ne dovodi do efikasne alokacije resursa u smislu Pareta, odnosno do maksimizacije blagostanja.

Sve ove slučajeve karakteriše postojanje ograničenog broja prodavaca ili kupaca uz limitiranu mogućnost pristupa tržištu ili izlaska sa njega, što utiče i na restrikciju informacija koje su neophodne da bi opredelile izbor potrošača. Rezultat svega toga je da jedna ili mali broj firmi su u situaciji da ostvare značajnu tržišnu poziciju, i ako ostanu van ikakve kontrole, na osnovu toga prigrabe monopolski profit ili ograniče raspoloživost proizvoda kako bi ostvarili pritisak na rast cena

Postojanje nesavršenog tržišta otvara prostor za državnu intervenciju u cilju poboljšanja alokacije resursa. To, međutim, ne znači da samo postojanje nesavršenog tržišta opravdava državnu intervenciju, niti da će takva intervencija dovesti do uvećanja blagostanja. često se događa, da je alokacija resursa nakon državne intervencije gora nego što je postojala pre toga. Otuda, alokativna državna intervencija treba da se preduzima samo onda, ukoliko su realni izgledi da ona u stvarnosti dovede do poboljšanja alokacije resursa u skladu sa izabranim kriterijumima. Zadatak države u tim slučajevima je da “nađe najbolji mogući miks između neizbežno imperfektne regulacije i neizbežno imperfektne konkurencije” (Kahn A., 1988).

U uređenim tržišnim ekonomijama jasno su definisani slučajevi nesavršenih tržišta i razlozi zbog kojih konkurencija nije mogućna ili nije jedini regulatorni mehanizam (Greer,1987). Prema ovom autoru postoje četiti osnovna slučaja u kojima tržišna alokacija resursa nije zadovoljavajuća. Imperfektnosti tržišta (prirodni i veštački monopol, nepotpuna informisanost) i greške tržišta (eksterni efekti, javna dobra, očuvanje prirodnih resursa) podrazumevaju korišćenje kriterijuma efikasnosti u oceni da li je tržišna ravnoteža optimalna ili ne. Dinamička neusklađenost odnosi se na probleme prelaska iz jednog stanja ravnoteže u drugo i povezana je sa pojavom znatnih poremećaja ponude i tražnje na tržištu, pogotovo u slučajevima postojanja neelastičnosti (slučaj poljoprivrede). Tržišna alokacija resursa može biti osporena i po kriterijimima koji ne podrazumevaju efikasnost, već se zasnivaju na raznim vrednosnim sudovima.

Ponekad, država može da pristupi intervenciji i u slučaju kada tržište savršeno funkcioniše, dakle kada je alokacija resursa optimalna u smislu Pareta. Naime, moguće je da se proceni da raspodela individualnog blagostanja, koja bi proizašla iz takvog optimuma, nije pravedna16. Zbog toga država, pristupa redistributivnoj intervenciji, tj. vrši preraspodelu (redistribuciju) blagostanja između pojedinaca u društvu, pri čemu se ona uglavnom oslanja na dominantne vrednosne sudove iz domena društvene pravde, čime se otvara prostor za političku raspravu na tu temu17.

16 Jedna od glavnih zamerki na Paretov optimum je da on ne obezbeđuje pravednu raspodelu društvenog blagostanja17 Pod političkom raspravom podrazumevamo isključivo razmatranja iz domena političke filozofije, a ne dnevno-političke

70

1.8 Javni karakter eklektroprivredne delatnosti

Opšte prihvaćeno shvatanje je da elektroprivreda, bez obzira na svoj pravni status, tj. da li je ona u privatnom, državnom ili mešovitom vlasništvu, danas predstavlja javnu službu industrijskog tipa, koja u svom poslovanju treba da se rukovodi idejom najveće ekonomske koristi za celokupno društvo.

Javna dobra i usluge različito se definišu, ali ono što može da se izvuče kao zajednički imenitelj iz velikog broja definicija je: 1) da je reč proizvodima i uslugama koji imaju veliki značaj za društvenu zajednicu, te stoga zahtevaju javno vlasništvo ili javnu regulaciju u uslovima postojanja privatnog vlasništva: 2) da je u tim delatnostima proizvodnja organizovana na principu postojanja monopola.

Prema Bonbright-u (1988), javno preduzeće je ono koje uživa specijalan tretman od strane vlasti, sa obavezom da svojom proizvodnjom zadovolji potrebe potrošača bez ikakve diskriminacije.

Istoriski gledano, javna preduzeća mogu da se podele u dve osnovne kategorije: 1) preduzeća koja obavljaju svoju osnovnu ulogu kroz niz manje više direktnih ili indirektnih veza sa potrošačima (elektroprivreda, gas, snabdevanje vodom, telekomunikacije) i 2) javne transportne agencije. Jedna od osnovnih karakteristika svih ovih industrija, je opadajuća troškovna struktura koja omogućuje značajnu ekonomiju obima. U takvim slučajevima, najbolji pristup koji dovodi do najnižih troškova je postojanje jednog preduzeća. Ukoliko postoji takva situacija, onda se ona opisuje kao postojanje prirodnog monopola. Upravo tako i Schmalensse definiše prirodni monopol kao najefikasniji način proizvodnje bilo kog nivoa output-a od strane jednog preduzeća koji isključuje mogućnost konkurentskog odnosa na stani ponude (Schmalensee, 1979). Elektroprivredne funkcije, kao što su prenos i distribucija električne energije, koje omogućuju vezu između potrošača i proizvođača, su uglavnom prepoznate kao aktivnosti u kojima postoji prirodni monopol, pošto dupliranje ove mreže ne može da doprinese efikasnijem korišćenju električne energije.

Država je uglavnom pokušavala da umanji monopolsku poziciju ovih preduzeće, uvođenjem određene zakonske procedure i regulative, koja je omogućavala tim preduzećima specijalna ili ekskluzivna prava. Ova specijalna prava, ne samo elektroprivrednim nego i preduzećima koja su poslovala sa gasom, vodom, telefonijom i slično, su počivala na percepciji da njihove usluge predstavljaju esencijalno dobro bez koga je nemoguće zamisliti sadašnji civilizacijski život, te da stoga predstavljaju javno dobro.

Vlade razvijenih zemalja su imale različite poglede i pristupe oko uređenja i raspodele javnih usluga. Neke od njih su izrazile snažnu potrebu da ovu vrstu usluga drže pod čvrstom kontrolom preko sosptvenog vlasništva nad njima. Za razliku od njih, opredeljenje vlada drugih razvijenih zemalja je išlo u pravcu da privatan sektor može da obavi ovu vrstu usluga podjednako dobro ako ne i bolje nego što je to u slučaju postojanja državnog vlasništva.

71

Drugi važan segment javnog sektora je obaveza pružanja usluge, odnosno obaveza služenja javnom interesu. Za infrastrukturne delatnosti, kao što je to slučaj sa elektroprivredom, obaveza pružanja usluga se sastoji iz dva dela, i ona podrazumeva da potrošač mora da se prvo prikopča na mrežu, a zatim da mu se isporuči električna energija. Obaveza pružanja usluga, takođe podrazumeva i odgovarajući kvalitet koji mora da zadovolji javno preduzeće, što u slučaju elektroprivrede podrazumeva održavanje propisanog naponskog nivoa i frekvence, kao i obezbeđenje pouzdanosti snabdevanja.

Shvatanje da je električna energija esencijalno, javno dobro, odnosno da ona ne može da bude predmet delovanja tržišnih zakona, uticala je na to da su pojedine države de jure kreirale monopole (statutarni monopoli) kojima su dali ekskluzivno pravo uvoza i izvoza električne energije, kao i određene privilegije u delu proizvodnje, prenosa i distribucije električne energije. Najčešći oblik ovih privilegija je davanje ekskluzivnih prava snabdevanja određenih regiona (koncesiona prava) na dugi (15 - 25 godina) ili na neodređeni rok. U zamenu za takva prava, preduzeće su se obavezala da služe javnom interesu.

Evolucija elektroprivredne industrije u poslednjih nekoliko godina kao i uvođenje konkurencije čak do nivoa isporuka krajnjim potrošačima, potisnula su ova koncesiona prava, te su na taj način otvorila i pitanje da li i dalje postoji obaveza ovih delatnosti da služe javnom interesu. Ovo pitanje će biti predmet posebnog razmatranja.

Odnos prema elektroprivredi i njenom javnom karakteru nije bio indentičan u svim zemljama. Tako nailazimo na situacije, gde su se elektroprivredne kompanije tokom vremena razvijale i širile, i u odsutnosti konkurencije, one su stekle značajnu tržišnu poziciju i postala dominantna preduzeća u zemlji, ili na teritoriji na kojoj su pružale usluge. Ako je ovakav slučaj u pitanju onda govorimo o de facto monopolu, na koga nailazimo u Nemačkoj, gde je u odsustvu zakonskog okvira koji bi uticao na stvaranje statutarnih monopola, nizom spajanja i serijom sporazuma (tzv. demarkacioni ugovori), u jednom dužem vremenskom periodu, došlo do stvaranja preduzeća koja dominiraju na određenoj teritoriji, i zahvaljujući svojoj tržišnoj poziciji u suštini posluju kao kvazi monopol.

1.9 Teorijske osnove regulacije elektroprivrede

Postoje brojni razlozi, ekonomske i neekonomske prirode, koji ukazuju na potrebu regulacije elektroprivredne delatnosti. Jedna grupa tih razloga determinisana je stavom da su izvori primarne energije (ugalj, gas, nafta) prirodna bogatstva i da moraju biti kontrolisana od strane države. Kako pomenuti oblici primarne energije predstavljaju pogonsko gorivo za proizvodnju električne energije, to se ovaj stav proširio i na nju. Pored ove grupe, pretežno neekonomskih razloga, 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,

72

što zahteva određene oblike regulacije od strane države, kako bi se zaštitio interes tih potrošača.

Pod pojmom “regulacija” podrazumeva 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 da definišemo kao skup mera ekonomske politike i mehanizama za njeno sprovođenje koji su institucionalno kontrolisani. Država na taj način može da kontroliše cene, ulazak i izlazak preduzeća iz pojedinih industrijskih grana, standarde kvaliteta usluga, obračunske metode, zaštitu čovekove sredine i sl. Regulaciji uglavnom podleže privatni sektor, odnosno preduzeća u privatnom vlasništvu, mada se sa njom srećemo i u uslovima postojanja ostalih oblika vlasništva.

Regulacija postoji da bi se zaštitili potrošači od postojanja monopolskog položaja u pojedinim industrijskim granama. Jedan od oblika monopolskog položaja, predstavlja prirodni monopol, koga možemo da predstavimo kao postojanje tržišta sa manom. Naime, on se javlja u situacijama kada ukupna proizvodnja nekog proizvoda može da se obavi po najnižim troškovima samo ukoliko postoji jedan proizvođač, tako da ne postoji mogućnost da neka druga firma ravnopravno konkuriše onoj prvoj.

Monopolska pozicija na strani ponude može da nastane kao veštački 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 delovanje tržišta može uticati na stvaranje suboptimalnih tržišnih struktura, kada ekonomija obima odnosno subaditivnost funkcije troškova18 nisu dovoljno izraženi.

Pojam prirodnog monopola bio je dugo u ekonomskoj teoriji kontroverzan. Sve do početka 80-ih godina, opadajući troškovi (ekonomija obima) bili su osnova za definisanje postojanja prirodnog monopola. Smatralo se, da ukoliko opadajući troškovi se javljaju pri svakom obimu proizvodnje koji tržište može da prihvati, 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 dve ili više firmi. Otuda je prisustvo opadajućih troškova u nekoj grani bio kriterijum za državnu intervenciju i uvođenje ekonomske regulacije.

Grafikon 3. Prirodni monopol (opadajući troškovi)

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

73

Izvor: B.Begović (1995), : Ekonomika urbanističkog planiranja, str.117

Definicija prirodnog monopola preko koncepta opadajućih troškova, podrazumeva da prirodni monopol postoji kada pri svakom obimu proizvodnje prosečni troškovi po jedinici proizvoda opadaju19. Granični troškovi potrebni za proizvodnju dodatne jedinice proizvoda stalno su niži od prosečnih, što uslovljava da se kriva graničnih troškova (GT) nalazi ispod krive prosečnih troškova (PT) za svaki obim proizvodnje. Situacija monopola razdvaja krivu tražnje (ili krivu prosečnog prihoda PP, odnosno granične korisnosti GK) od graničnog prihoda20, na način da su granični prihodi stalno manji od prodajne cene. Kao i svaki proizvođač kome je maksimizacija profita cilj, monopolista izjednačava granične prihode i granične troškove (tačka E), što odgovara proizvodnji Qe i ceni Pe. Međutim, uslov da se društveno blagostanje maksimizira21 je da se izjednače granična korisnost (GK) odnosno cena i granični troškovi (GT). Presek ove dve krive je u tački C kojoj odgovara obim proizvodnje Q1 i cena P1. Ovaj obim proizvodnje odgovarao bi maksimalnom društvenom blagostanju u smislu Pareto-a, ali bi monopolista imao gubitak, jer je cena P1 nedovoljna da pokrije prosečne troškove (AC>0). U slučaju izjednačavanja graničnih troškova i cene (pravilo za maksimizaciju blagostanja) monopolista bi imao gubitak, što bi moglo dovesti do napuštanja proizvodnje. Ovakav slučaj dovodi do aktiviranja takozvanih drugih najboljih rešenja. Jedno od njih podrazumeva da država subvencionira gubitak monopolisti (Jovanović, 1992) ili da izvrši nacionalizaciju i iz budžeta pokriva ovu razliku. Ukoliko država ne želi da subvencionira ili nacionalizuje firmu, cena treba da bude određena tako da profit ne bude negativan, odnosno da obim proizvodnje bude između Qe i Q2 (tačka u kojoj se cena izjednačava sa prosečnim troškovima - granica rentabiliteta). Određivanje cene

19 Opadanje prosečnih troškova sa rastom obima proizvodnje posledica je nedeljivosti resursa koji se koriste u proizvodnji

20 Nejednakost graničnih troškova i prodajne cene dovodi do gubitka blagostanja, jer u slučaju monopolskog ponašanja, proizvodnja je ispod optimalne.

21 Stanje u kome nikom ne može biti bolje nego ranije, a da istovremeno nekom nije gore nego što mu je bilo.

74

odnosno obima proizvodnje u ovom slučaju vrši se po Ramsay pravilu, po kome će blagostanje biti maksimizirano ukoliko je odstupanje cene od graničnih troškova obrnuto proporcionalno cenovnoj elastičnosti tražnje. Ukoliko je visoka cenovna elastičnost tražnje (kriva tražnje blago nagnuta), odstupanje cene od graničnih troškova ne treba da bude veliko, pa je opravdano primeniti neka od drugih najboljih rešenja, a pogotovu ukoliko se drugo najbolje rešenje može postići određenim oblicima konkurencije.

Tokom osamdesetih godina, definisanje prirodnog monopola preko 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 prosečni troškovi ne moraju uvek biti opadajući. Na Grafikonu 4 prikazan je takav slučaj. To znači, da u nekoj grani prirodni monopol može biti prisutan i pored delimičnog odsustva ekonomije obima.

Grafikon 4. Subaditivnost, ekonomija obima i opadajući granični troškovi

Izvor: B.Begović (1996): “Smeće u ekonomskoj teoriji: slučaj prirodnog monopola”, Ekonomska misao 1-2, Beograd

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

75

Koncept subaditivnosti funkcije troškova22 polazi od poređenja troškova u slučajevima postojanja jedne ili dve i više firmi u nekoj grani, pri čemu je obim proizvodnje u grani konstantan. Subaditivnost postoji ako su troškovi proizvodnje jedne firme C(y) niži od zbira troškova proizvodnje dve ili više firmi koje ostvaruju isti obim proizvodnje y:

C(y) < ∑ C(yi),

Po ovom konceptu prirodni monopol postoji samo u slučaju ako je funkcija troškova firme 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 doprineo 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. Primenom koncepta subaditivnosti postaje moguća situacija rastućih graničnih troškova (koji su istovremeno veći od prosečnih), što znači da monopolista koji određuje cenu na bazi graničnih troškova ne mora da ostvaruje gubitak. Uz to, dovođenje cena na nivo prosečnih troškova, može, u zavisnosti od grane, biti izvedeno i putem konkurencije, što ukazuje da državna intervencija nije neophodna.

U pojedinim granama u kojima postoji prirodni monopol, mogu da se jave i neki specifični oblici konkurencije. Razlikujemo tri osnovna metoda konkurencije koji mogu da se primene u uslovima postojanja prirodnog monopola:

• franšiza

• kontestibilno tržište

• konkurencija supstituta

Franšiza podrazumeva pravo snabdevanja nekog tržišta specifičnom robom u određenom periodu. Demsetz (1968) smatra da ukoliko nije moguća konkurencija više preduzeća na jednom tržištu, onda treba omogućiti konkurenciju za dobijanje prava snabdevanja tog tržišta. Ukoliko su ispunjeni određeni uslovi (prosta tehnologija dostupna svim konkurentima, dovoljan broj konkurenata, neisplativost tajnih sporazuma) konkurencija sprečava buduće monopolsko ponašanje pobednika na aukciji. Franšiza se dodeljuje putem aukcije koju vodi obično lokalna državna vlast. Ponuđač najviše cene dobija pravo monopolskog snabdevanja nekog tržišta.

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. Iako je uticaj lokalnih vlasti izražen u periodu sprovođenja aukcije, Wiliamson (1985) ističe da telo koje respisuje licitaciju za izbor snabdevača i koje odlučuje o dodeli franšize, mora imati specifična znanja, što ga čini bliskim regulatornoj agenciji. Empirija je pokazala da je franšiza bila uspešna uglavnom u

22 O definicijama prirodnog monopola preko subaditivnosti funkcije troškova videti Sharkey (1982) i Tirole (1988).

76

granama koje karakteriše jednostavna tehnologija (saobraćaj, vodosnabdevanja), dok u granama koje se odlikuju brzim tehnološkim napredkom, primena franšiza nije bila efikasna23.

Teorija kontestebilnog tržišta (Baumol, Panzar, Willing, 1982) podrazumeva postojanje stvarne ili potencijalne konkurencije, koja primorava monopolsko preduzeće da se efikasno ponaša i da cenama pokriva prosečne troškove. To znači da se monopolista neće ponašati monopolski, odnosno da monopol ne treba regulisati. Ova teorija zahteva ispunjenje dve pretpostavke. Prva, da postoji sloboda ulaska novih preduzeća u granu, i druga, da ne postoje nepovratni (sunk) troškovi24. Naglasak na brzini ulaska i izlaska preduzeća iz grane porazumeva da je ova teorija pogodna za ona tržišta gde nema nepovratnih troškova ili su oni niski. U idealnom slučaju, prema ovoj teoriji, monopolista koga karakterišu opadajući prinosi, težiće da izjednači prosečne troškove i prosečne 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 cena teži prosečnim 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 primena franšiza u elektroprivredi nije česta. Uvođenje ekonomske regulacije u elektroprivredi vezuje se za loše rezultate koje je konkurencija za franšize imala na početku ovoga veka u SAD. Osnovni razlog napuštanja franšiza u elektroprivredi je bila korumpiranost organa vlasti koji su odlučivali o nosiocu franšize 25, što je stvaralo nepotreban rizik za privatna preduzeća. Uvođenje regulacije podrazumevalo je davanje monopola na nekoj teritoriji na neodređeno vreme što je olakšalo finansiranje razvoja (Jarrell, 1978). Otuda, ni kasnija zalaganja za franšizu nisu imala u vidu elektroprivredu, već pre svega komunalije i lokalni saobraćaj.

Za elektroprivredu je od značaja pojava teorije kontestabilnog tržišta. Naglašavanje slobodnog ulaska u granu i dostupnost sličnih tehnologija, doprinelo je uklanjanju zakonskih barijera, pogotovu u delu proizvodnje električne energije. 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 snabdevanja počnu posmatrati kao potencijalno konkurentni, što je brzo dovelo do stvarnog ulaska novih preduzeća u pomenute segmente.

23 Pojava tajnih sporazuma između konkurenata, problem prenosa imovine na novog nosioca franšize i teškoće vezane za specifikaciju ugovora o franšizi su osnovni razlozi neefikasnosti njene primene u telekomunikacijama i energetici (Jovanović, 1992)

24 Nepovratni (sunk) troškovi su oni troškovi koje preduzeće ne može da nadoknadi nakon prestanka obavljanja neke delatnosti (Sutton, 1991)

25 Pojedina preduzeća su putem lobiranja, veza i podmićivanja sve češće konkurisala na političkom polju ne bi li sebi stvorili prostor za formiranje monopolskog položaja.

77

Konkurencija između supstituta prisutna je kod električne energije jedino u domenu krajnje potrošnje kod zagrevanja prostorija. Za ostale namene za koje se koristi električna energija ona nije od značaja, tako da se može konstatovati da primena ovog oblika konkurencije nije od posebne važnosti za elektroprivredu, iako se ne može i zanemariti26.

Dosadašnja empirijska istraživanja bila su uglavnom usmerena na ispitivanje rezultata, odnosno kvaliteta regulacije elektroprivrede, a manje na ispitivanje karaktera monopola u elektroprivredi. Razlog za takvo ponašanje možemo da pronađemo u nekoj vrsti dugogodišnjeg profesionalnog konsenzusa oko poistovećivanja prirodnih i zakonskih monopola na nivou elektroprivrede.

Regulacija prirodnog monopola podrazumeva 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 podrazumeva direktnu državnu intervenciju kod određivanja cene proizvoda monopoliste.

Ovakav način regulacije nastao je u SAD, gde je doveo i do jednog neočekivanog efekta. Naime, preduzeća koja su u poziciji ovako regulisanog prirodnog monopola, počela su da investiraju preko potrebne mere kako bi povećali masu angažovanog kapitala pa samim tim i masu prisvojenog profita. Ovako ponašanje monopolista naziva se Averch-Johnsonov efekat27. Bez obzira na nepoželjne efekte koje ovakvo ponašanje monopolista izaziva po društvo kao celinu, uspostavljanje (propisivanje) pravedne profitne stope još uvek je dominantan oblik regulacije prirodnog monopola u SAD.

Pored navedenog metoda regulacije monopola, koji barem načelno podrazumeva mogućnost slobodnog formiranja cena, često se koriste i metodi koji se baziraju na državnoj intervenciji u domenu cena, tj. državnom određivanju visine cena. Ovakav način regulacije cena, podrazumeva i spremnost države da radi održavanja proizvodnje subvencioniše odnosno nadoknadi monopolisti eventualnu razliku koja može da nastane u slučaju kada nivo utvrđenih cena nije u stanju da pokrije troškove poslovanja.

Državne vlasti ponekad procenjuju da ni jedan od navedenih ili nekih drugih metoda regulacije prirodnog (privatnog) monopola nije efikasan, odnosno da ne može da obezbedi povećanje društvenog blagostanja. U tim slučajevima, polazeći od toga da državi nije cilj maksimizacija profita, ona pristupa nacionalizaciji, tj. prisilnom prevođenju monopolističkog preduzeća u državnu svojinu. Ovakav prilaz prirodnim monopolima posebno je izražen u evropskim zemljama u kojima ima dugu tradiciju.

Istraživanja o karakteru monopola u elektroprivredi nisu tako česta, ali daju zaključke koji se međusobno mnogo ne razlikuju. Za razliku od drugih infrastrukturnih grana,

26 Značaj konkurencije supstituta prevashodno zavisi od učešća električne energije u ukupnoj toplotnoj vrednosti koja se koristi za zagrevanje.

27 Navedeni efekat su prvi uočili Averch i Johnson (1962) u slučaju regulacije telekomunikacija i isporuke gasa putem gasovoda. Uzimajući u obzir doprinos koji je ovom razmatranju dao Wellisz (1963), ovaj efekat se ponekad naziva i Averch-Johnson-Welliszov efekat (skraćeno AWJ efekat)

78

većina empirijskih istraživanja vršena su po pojedinim segmentima elektroprivredne delatnosti, a ne po vertikalno inegrisanim preduzećima. Ovakav pristup omogućio je donošenje relativno preciznijih zaključaka, pošto prirodni monopol nastaje kao posledica primene određenih tehnologija u vršenju pojedinih funkcija i ne mora se ispoljavati u celoj grani. Istraživanja veze između veličine elektrana i prosečnih troškova (Steward, 1979), 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 (Joskow, 1987) 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 (Baldick, Kahn E, 1993; Hjalmarsson, Veiderpass, 1992)

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

1.10 Forme i karakteristike regulacije

Odsustvo konkurencije na monopolskom tržištu, primoralo je vlade tih zemalja da intervenišu u smislu da spreče zloupotrebu tog položaja na račun potrošača. Pored ovog osnovnog cilja, regulacija se razvijala i u pravcu obezbeđenja sigurnosti snabdevanja potrošača, očuvanja čovekove sredine, uvođenju određenih standarda troškova, kao što je često služila i u svrhu promocije nekih specifičnih političkih ciljeva kao što je izbor tehnologije, korišćenje pogonskog goriva u termoelektranama i slično.

Ekonomska regulacija se često tretira kao proces koji treba da nadomesti sve imperfektnosti tržišta, i obezbedi javnim preduzećima takve uslove poslovanja koji bi bili približno slični onima koji postoje na konkurentskom tržištu. U najširem smislu reči, uticaj regulatora na formiranje cena i obezbeđenje ne-diskriminatornog položaja za sve kategorije potrošača, treba da simulira konkurentske uslove koji teže da minimiziraju privatne i društvene troškove uz obezbeđenje sigurnog snabdevanja svih potrošača koji su spremni da plate za takvu uslugu.

79

Iako većina ekonomista više preferira konkurenciju nego regulaciju, postojanje monopola, pojava indirektnih troškova (npr. troškova zagađenja čovekove sredine) kao i slučajeva nedovoljne informisanosti javnog mnjenja (pogotovu kada ta informisanost podrazumeva poznavanje složenih tehnoloških procesa i sl.), neminovno dovodi do nje.

Postoje različiti stepeni i nivoi ekonomske regulacije, od one koja se često naziva strukturnom regulacijom u kojoj se neprestano kontroliše i nadgleda poslovanje preduzeća, od koga se traži da zadovolji određene zahteve koje postavljaju nadležni organi ili zakonodavac, do tzv. labave regulacije, gde je regulator najčešće nadležni državni organ koji postavlja osnovne principe poslovanja, koji se uglavnom odnose na više industrijskih grana koje posluju u sličnim uslovima, a koji proističu iz opšteg privrednog prava. U ovom slučaju, preduzeća imaju daleko veći stepen autonomije, manju kontrolu, a proveravaju se samo onda ukoliko naruše neko od ustanovljenih pravila ponašanja.

Funkcija ekonomske regulacije može da se sprovodi direktno od strane države ili kroz jedno ili više nezavisnih regulatornih tela, kojima je dat mandat i zakonsko ovlašćenje da sprovode kontrolu određenih aspekata poslovanja preduzeća.

Postoje neke opšte karakteristike koje se odnose na skoro sve navedene forme, a posebno na situaciju kada postoji nezavisna regulativa. U nameri da zadovolji svoju osnovnu funkciju, simulaciju konkurentskog okruženja, regulator mora da raspolaže pravom da to učini. To pravo može da proističe iz važećih privrednih, anti-monopolskih ili trgovačkih zakona, kao i po osnovu odluka, uredbi, dekreta i slično, koje donese vlada.

Zakonsko okruženje koje se uspostavlja u cilju kontrole i sprovođenja regulatornog režima je veoma bitno radi određivanja efektivnosti i efikasnosti regulatornog procesa. Što su veća prava kojima raspolaže regulatorno telo, to je manja mogućnost da ono postane zavisno.

U cilju obezbeđenja neophodnog autoriteta regulatornog tela, nekoliko fundamentalnih načela moraju da se zadovolje, kako bi regulacija bila efikasna i efektivna. To su nezavisnost, transparentnost i nepristasnost odnosno objektivnost.

1.10.1 Nezavisnost

Pitanje regulatorne zavisnosti je izuzetno važno. Ovaj fenomen se javlja u slučajevima kada je regulatorno telo pod uticajem kompanije(ja) koje treba da reguliše ili je pod uticajem vlade koja ga je ustanovila. Drugi oblik zavisnosti može da se javi kada osoblje koje se imenuje u regulatorno telo se nalazi pod uticajem kompanija i vlade. Dva su osnovna razloga koji dovode do ove regulatorne zavisnosti: nedovoljan autoritet, kao i asimetričnost informacija. Ovaj prvi razlog je jasan sam po sebi. Drugi razlog se javlja kada regulisani entitet kontroliše informacije i transferiše samo njihov minimalni deo u odnosu na onaj koji je tražio regulator. Zbog toga je neophodno da regulator raspolaže sa dovoljnom snagom da primora regulisano preduzeće da dostavi sve neophodne informacije. Otuda je u nekim zakonodavstvima u SAD i Kanadi, regulator dobio pravo revizije svih računa preduzeća.

80

1.10.2 Transparentnost

Transparentnost je drugi sastavni deo uspešne regulative. Ona ima dva aspekta: transparentnost informacija, podataka, računovodstvenih iskaza, i transparentnost regulatornog procesa. Transparentnost računovodstvenih podataka je veoma važan elemenat Severno američke regulatorne scene, na kojoj regulatori, bilo na državnom ili federalnom nivou, ne samo da imaju dugu tradiciju u ovom domenu, nego su u saradnji sa drugim industrijama uveli i tzv. “jedinstveni obračunski sistem” (Uniform System of Accounts), koji klasifikuje sve računovodstvene iskaze po jedinstvenom sistemu. Ovo ima za cilj da pojednostavi proces popunjavanja i objavljivanja računovodstvenih podataka.

Oba aspekta transparentnosti, predstavljaju značajan doprinos u pravcu smanjenja asimetričnosti informacija, poboljšavaju kvalitet i korektnost regulatornog procesa, i smanjuju mogućnost regulatorne zavisnosti. Transparentnost, u ekonomskom smislu, takođe ima značajan doprinos u povećanju efikasnosti delovanja tržišnih zakona.

1.10.3 Nepristrasnost

Treći osnovni elemenat efikasne i efektivne regulative je nepristrasnost, koja omogućuje regulatoru da se podjednako i fer odnosi kako prema prodavcima tako i prema kupcima. Pristrasne regulatorne odluke, na bilo čiju štetu ili korist, smanjuju kredibilitet i podrivaju autoritet regulatornog tela, pri čemu ta nepristrasnost nije dovoljna samoj sebi , nego je potrebno da i javnost bude uverena u nju.

Distancirani odnosi kako prema javnim vlastima tako i prema regulisanim kompanijama je prva i osnovna pretpostavka efikasne regulative, koja ujedno garantuje i njenu nepristrasnost. Regulatorno telo u velikom delu svojih aktivnosti ima i ulogu arbitra. Ono mora, sa jedne strane, da sagleda interese kompanija a sa druge strane da zaštiti interese potrošača, finansijskih institucija koje su uložile sredstva u te kompanije, njihovih snabdevača, ekoloških grupa i slično. Dobro izbalansirane, nepristrasne i podrobno dokumentovane odluke i pravila, imaju daleko veće šanse da budu prihvaćene od javnosti i od kompanija, umesto da budu predmet dugotrajnih sporova, arbitraža itd.

1.11 Regulacija u državnim preduzećima

Iako se regulacija uglavnom vezuje za postojanje privatnog vlasništva u elektroenergetskom sektoru, to ne znači da pojedini njeni oblici i forme ne postoje i u zemljama u kojima dominira državno vlasništvo nad elektroprivredom.

Ono što je bitno napomenuti u ovom trenutku je to da zemlje sa državnim vlasništvom nad elektroprivrednim preduzećima, veoma često ne prave razliku između uloge države kao vlasnika i uloge države kao reprezenta interesa potrošača i proizvođača. Ove dve uloge mogu da se razlikuju i veoma često one su u suprotnosti jedna sa drugom. čak i u sistemima u kojima je orijentacija ka neprofitnim elektroprivrednim preduzećima, čiji je mandat samo da pokriju troškove, državni vlasnik je dužan da obezbedi finansijsku

81

stabilnost preduzeća28. Ovakvo opredeljenje može ponekad da dovede do prelivanja pojedinih troškova na potrošače, kao i direktnu pomoć u smislu pokrivanja gubitaka iz državnog budžeta.

Sa druge strane, država kao zastupnik interesa potrošača, dužna je da obezbedi da preduzeća posluju efikasno, održavajući troškove na minimumu, te shodno tome da i cene koje su utvrđene odražavaju pravu ekonomsku vrednost električne energije, i na taj način doprinose blagostanju stanovništva.

Stoga je bitno razdvojiti ulogu države kao vlasnika od uloge zastupnika interesa potrošača. Najbolji način da se to ostvari je delegiranje odgovornosti nezavisnom regulatoru, koji može da obavlja funkciju ekonomske regulacije.

Državni nadzor može da podrazumeva uključenje jednog ili više ministarstava ili nekih drugih vladinih organizacija (Laffont, 1993). Stepen nadzora i odgovornosti varira od zamlje do zemlje. Kao tradicionalne aktivnosti elektroprivrednih preduzeća koje zahtevaju odobrenje od strane države, a koje po svojim karakteristikama mogu u znatnoj meri da opredele i politiku cena električne energije, mogu se navesti uglavnom sledeće:

• program investicione izgradnje

• program zaduživanja

• očuvanje životne sredine

• izbor goriva kao i tehnologija

• izvozne/uvozne aktivnost

• tarife

Dva su glavna oblika državne regulacije sa kojima se srećemo u savremenoj praksi. To su tzv. planski ili društveni ugovori i direktna regulacija.

1.11.1 Društveni (planski) ugovori

U poslednjih nekolko godina, postoji tendencija u pojedinim zemljama sa dominantnim učešćem državnog vlasništva, da svojim elektroprivrednim preduzećima omoguće uslove poslovanja kao kvazi-nezavisnim entitetima. Ovakva orijentacija može da se

28 Uvažavajući industrijsku i komercijalnu prirodu elektroprivredne aktivnosti, Akt o nacionalizaciji dao je EDF-u finansijsku autonomiju. Ona podrazumeva da se u formulisanju finansijskih ciljeva ovo preduzeće rukovodi u skladu sa komercijalnom i industrijskom praksom, pri čemu mu je osnovni zadatak da ostvari uravnotežen budžet.

82

postigne kroz proces korporatizacije, koji je već prihvaćen u nekoliko zemalja kao što su Australija i Norveška, ili preko sklapanja društvenih ugovora.

Društveni ugovor je koncept koji je razvijen u Francuskoj, u kome EDF i vlada potpisuju ugovor kojim se regulišu prava i obaveze EdF-a u određenom vremenskom periodu. EDF-ove veze sa javnim vlastima uvek su počivale na dva osnovna zahteva: prvi, EDF-ova aktivnost mora da bude u skladu sa zvaničnom energetskom politikom; drugi, kao veliko javno preduzeće, EDF je služio kao instrument nadležnim ministarstvima za regulisanje sveukupne društvene ekonomske ravnoteže (Forster, Fouconier, 1988).

Da bi se izbegla konfuzija oko nadležnosti i odgovornosti bilo ministarstva ili EDF-a prihvaćeno je da EDF ne može u značajnoj meri da odgovori postavljenim zadacima a da pri tom ostvari punu efikasnost ukoliko on nema određenu dozu autonomije i slobodu delovanja ali u skladu sa ciljevima i ograničenjima koji su jasno izneti i koji pokrivaju period od nekoliko godina. Takav jedan okvir predstavlja osnovu na bazi koje se donosi Planski ugovor ( Contrat de Plan).

Prvi ugovor je potpisan 1971.godine na period od 4 godine, ali je on brzo napušten zbog naftnog šoka koji se u tom periodu desio. Skoro deset godina kasnije, on je ponovo obnovljen za period od 1985-89. godine, i osnovna opredeljenja koja su u njemu izneta skoncentrisala su se na smanjenje proizvodnih i distributivnih troškova kao i na promociju prodaje električne energije proizvedene u okviru nuklearnog programa. On je ustanovio i određene ciljeve prodaje koji bi trebalo da se kreću u 1990.godini na nivou od 370 - 390 TWh godišnje, kao i određene principe tarifne politike koja je zasnovana na jedinstvenim ne-diskriminatornim cenama za celo područje Francuske. Planskim ugovorom su nedvosmisleno indentifikovani određeni makro-ekonomski indikatori, uključujući i prosečnu stopu inflacije od 5%, kurs franka u odnosu na USD u paritetu 1$=8 FFr, radnu nedelju od 38 časova, kao i precizne cene goriva. Ciljevi koji su postavljeni pred EdF su sledeći:

• smanjenje troškova za 3%

• za 1% niži rast cena u odnosu na inflaciju

• nivo samofinansiranja od 48%

Na istim ili sličnim pretpostavkama su zaključeni treći (za period od 1989-92.god.), odnosno četvrti ugovor (za period od 1993-96.god.), stim što je rast cena električne energije u odnosu na inflaciju postavljen na nivou -1,5%, uvedena je obaveza smanjenja spoljnjeg duga za 20 mlrd. franaka, i što je po prvi put uvedeno nagrađivanje top menadžmenta u zavisnosti od rezultata poslovanja.

Ovakav oblik sporazuma može da posluži kao korisna alatka državnom preduzeću da ustanovi jasne strateške ciljeve i donese planove koji bi išli u pravcu njihovog ostvarivanja u toku ugovorenog perioda. Problem je u tome, što takvi društveni ugovori nemaju iza sebe određenu zakonsku platformu, koja bi primorala obadve ugovorne strane na njegovo sprovođenje.

83

1.11.2 Direktna regulacija

Drugi oblik regulacije državnih elektroprivrednih preduzeća je direktno upravljanje od strane države. Primer takve regulacije srećemo u Španiji, gde vlada primenjuje direktnu kontrolu nad elektroprivrednim sistemom. Naime, kroz Ministarstvo za industriju, na bazi kalkulativnih standarda troškova, ona utvrđuje cene i to kako za državna tako i za privatna preduzeća. Ujedno, ona koordinira sva investiciona ulaganja u proizvodnju, prenos i distribuciju, bilo koji da je investitor u pitanju. Uprkos promena koje su nastale u Španiji nakon 1985.godine, a koje su išle u pravcu restruktuiranja elektroprivrede, uloga države je i dalje ostala veoma značajna.

1.12 Regulacija privatnih preduzeća

Privatna elektroprivredna preduzeća, ili kako se u zapadnoj terminologiji nazivaju preduzeća u vlasništvu investitora (IOU’s - Investor owned utilities), tradicionalno su tretirana drukčije u odnosu na državna preduzeća. U situacijama kada država nije u stanju da kontroliše tržišnu moć preduzeća kroz direktno vlasništvo nad njim, regulacija predstavlja najčešće korišćeno oruđe kako bi se postigao isti cilj.

Bez obzira da li regulaciju sprovode nezavisne agencije ili vladina ministarstva, mehanizmi koji se najčešće koriste za tu namenu mogu se bazirati na kontroli strukture, kontroli performansi ili kontroli upravljanja (conduct regulation).

Strukturalna ili institucionalna regulacija predstavlja takav oblik regulacije koji počiva na postojećim zakonskim i institucionalnim okvirima, koji daju regulatoru pravni osnov za propisivanje određenih pravila ponašanja i nadgledanja njihovog sprovođenja. Regulacija strukture svodi se na kontrolu broja i veličine konkurenata, pravila ulaska i izlaska iz grane, stepen vertikalne integracije i definisanje kupoprodajnih veza kako u elektroprivredi tako i prema potrošačima. U zavisnosti od stepena zadiranja u poslovanje preduzeća, regulacija može da bude manje ili više detaljna. Za razliku od detaljne regulacije u kojoj regulator vrši konstantni monitoring regulisane firme i zahteva da se ona povinuje određenim pravilima, manje detaljna ili laka regulacija (lighthanded regulation) ne podrazumeva postojanje nekog institucionalnog okvira, već se ona svodi na nadgledanje i kontrolisanje ponašanja monopolskih ili dominantnih firmi na osnovu principa postavljenih u okviru anti-monopolskih ili sličnih zakona koji se odnose na više industrija i spadaju u zakonodavstvo kojima se reguliše konkurencija. Agencije zadužene za nadgledanje i kontrolisanje ne moraju da budu i regulatorne agencije per se.

U Nemačkoj, na primer, savezna anti-trust agencija (Bundeskartelamt) ima generalnu odgovornost za praćenje i rešavanje svih onih slučajeva koji dovode do zloupotrebe monopolskog ili dominantnog položaja, pa samim tim se njena odgovornost proteže i na praćenje situacije u energetskom sektoru.

84

Slična orijentacija postoji i u Australiji i u Novom Zelandu, gde nepostoje regulatorna tela, već svaki potrošač, koji je nezadovoljan svojim položajem, ima pravo, da se pozivajući na adekvatan zakonski akt, tuži preduzeće zbog zloupotrebe monopolskog položaja.

Regulacija performansi, kako to samo ime i govori, predstavlja takvu formu u kojoj regulator ustanovljava niz finansijskih i drugih ciljeva koji moraju da budu zadovoljeni od strane elektroprivrednih preduzeća. Najčešće kontrolisani indikatori su cene, troškovi, profit, a dva osnovna mehanizma putem kojih se sprovodi ovakav tip regulacije su model stope povraćaja (SP) na uložena sredstva (ROR - Rate of return), i Price cap model (RPI-X model). Glavni cilj SP modela je da kontroliše profit preduzeća, za razliku od Price cap modela koji je orijentisan na kontrolu cena i prihoda. O ova dva modela regulacije više ćemo govoriti u poglavlju o cenama električne energije.

Regulacija upravljanja predstavlja noviju formu regulacije nastalu kao odgovor na niže stope rasta potrošnje i rastuće ekološke probleme. Ona se zasniva na direktnom nedgledanju elektroprivrede u domenu proizvodnje, energetske efikasnosti, investicija i konkurencije sa ciljem da kroz nacionalnu energetsku politiku poboljša performase u delu proizvodnje i potrošnje električne energije te na taj način doprinese zaštiti čovekove sredine.

Ukoliko se energetska efikasnost i potreba zaštite okoline sagledavaju na dugi rok, onda se primenjuje tehnika planiranja koja omogućava vrednovanje raznih opcija kojima se može zadovoljiti buduća potrošnja (Integrative Resourse Planning - IRP). Ova tehnika je poznata i kao Least Cost Planning - LCP. Na ovaj način, autonomija preduzeća u izboru budućih tehnologija se smanjuje, a posebna specifičnost je posmatranje ušteda na strani potrošnje kao ravnopravnog izvora snabdevanja.

Suština ove tehnike je da se na bazi određenih metoda procena i finansijskih kriterijuma paralelno posmatraju efekti korišćenja resursa kako na strani ponude tako i na strani tražnje za električnom energijom. Ovaj model polazi od tradicionalnog saznanja da i proizvođači i potrošači čine jedan jedinstven sistem, u kome potrebe za dodatnom količinom električne energije mogu da se zadovolje ili izgradnjom novih kapaciteta ili smanjenjem potrošnje. Problem je u tome što odluke o ovome donose dve različite vrste investitora koji u svom opredeljenju koriste drugačiji set kriterijuma. Elektroprivredna preduzeća imaju interesa da podstiču investiciona ulaganja u izgradnju novih kapaciteta, pogotovu u uslovima postojanja tradicionalnog troškovno orijentisanog regulatornog sistema, računajući na veoma dug amortizacioni period osnovnih sredstava, za razliku od potrošača, koji u svom opredeljenju uglavnom polaze od finansijskih efekata koja ulaganja u efikasniju opremu za korišćenje električne energije mogu da proizvedu.

Polazeći od ovakvih divergentnih interesa, u sklopu ovog modela razvijeni su kriterijumi, koji na osnovu poređenja investicija kako na strani ponude, tako i na strani tražnje, su u stanju da reprodukuju ravnotežu u sistemu po najmanjim mogućim troškovima. Ovakav balans se u najvećem broju slučajeva postiže procenjivanjem svih mogućih opcija i na jednoj i na drugoj strani, kroz jedan javan, transparentan proces, koji omogućava da se sve prednosti i mane kao i troškovni efekti po celo društvo uoče.

85

Posebno treba istaći, da ovaj metod, sam po sebi, ne favorizuje ni jednu pojedinačnu opciju ili resurs, već on samo obezbeđuje niz obračunskih postupaka, koji u jednom otvorenom procesu, uz uključivanje svih relevantnih i zainteresovanih stranaka treba da dovede do optimalnog rešenja.

Za razliku od IRP, Demand Side Management (DSM) obuhvata razne forme upravljanja tražnjom električne energije, pri čemu je on usmeren na kratki rok i podrazumeva poboljšanje energetske efikasnosti bez novih investicija.

1.13 Promene u regulatornoj politici

Veliki broj država je započeo strukturalne i institucionalne promene u svojim eletroeneregetskim sistemima, bilo radi ostvarenja ciljeva nove energetske politike ili radi podizanja opšte ekonomske efikasnosti. Takva orijentacija je dovela do preraspodele odgovornosti između države, preduzeća i regulatornih tela. Proces donošenja odluka o investicionim ulaganjima, izboru goriva i tehnologija, pouzdanosti rada sistema i ekološkim uticajima je pretrpeo značajne promene. U sklopu svih tih promena, i uloga regulatornih tela se promenila u sklopu mandata koji su ova tela dobila u izmenjenom okruženju.

Regulatorne promene u elektroindustriji su započete u kasnim 70-im godinama, paralelno sa reformama koje su započele pojedine zemlje članice OECD-a u nekim drugim delovima ekonomske aktivnosti, kao što su transport, bankarski i finansijski sistem, pošta i telekomunikacija i sl. Politička spremnost pojedinih zemalja da liberalizuju tržište i smanje prisustvo i intervenciju države na njemu, dovela je do kritičkog preispitivanja i reevaluacije uloge i značaja regulacije. Šta više, i zemlje koje još nisu donele odluke da započnu sa glavnim strukturalnim promenama, uzimaju aktivno učešće u debatama oko pronalaženja najefikasnijeg načina za regulaciju svog elektroenergetskog sektora.

U ovom poglavlju daćemo evoluciju regulatornih funkcija kao rezultat nedavnih strukturalnih i institucionalnih reformi u pojedinim zemljama, u zavisnosti od dominantnog oblika vlasništva koji je zastupljen u ovoj delatnosti.

1.14 Korporativno vlasništvo

Ovo je slučaj u Australiji, gde je država nastavila da poseduje celokupnu elektroprivredu, i u Norveškoj, u kojoj je uprkos razdvajanja proizvodnih funkcija, država zadržala dominantno vlasništvo. Ove dve zemlje su primenile sasvim suprotne pristupe kada je u pitanju prihvaćeni model regulacije. Australija ne vidi potrebu za uvođenjem regulatornih tela dok za razliku od nje Norveška i dalje koristi Norvegian Water Resources i Energy Administration kao regulatore.

86

Australijske vlasti, iako još ne postoji formalna odluka, kako na federalnom tako i na državnom nivou preferiraju indirektni model regulacije koji uglavnom počiva na anti-monopolskom zakonu. U okviru ovog regulatornog scenarija, preduzeća su i dalje odgovorna za planiranje i izgradnju sistema, utvrđivanje cena, dok državna vlada odobrava sve ove odluke. Elektrane, koje posluju kao profitni centri, imaju slobodu kod izbora poslovne strategije kao i snabdevače gorivom, te na taj način stvorene su pretpostavke za redukciju troškova i efikasnije poslovanje. Vlada je zadržala za sebe pravo da postavlja menadžment i odobrava programe investicija i ino-zaduženja.

U uslovima postojanja cenovnih anomalija, prouzrokovanih uglavnom subvencijama koje su uvedene pre mnogo godina radi određenih političkih ciljeva, neizvesno je da li će one biti otklonjene prilikom donošenja konačne odluke o načinu regulacije. Pored ovoga, postavljaju se još neka pitanja, pogotovu u uslovima orijentacije na slobodan pristup prenosnoj mreži, kao što su:

• da li će državna preduzeća koja se bave prenosom električne energije, pod jednakim uslovima stavljati na raspolaganje prenosnu mrežu svim zainteresovanim stranama?

• na koji način će se prevazići prepreke koje se odnose na pristup mreži i utvrđivanju cena?

U Norveškoj, ulogu regulatora nakon donošenja novog zakona o elektroprivredi i njenog procesa restruktuiranja, zadržao je NVE, državno telo koje je imalo ovaj mandat i pre sprovedenih reformi. Istorijske veze i dugoročni ugovori između proizvođača i distributivnih kompanija su i dalje ostale na snazi, pri čemu je NVE, pored nadgledanja prenosne i distributivne mreže, zadržao ulogu davanja koncesionih i licencnih prava novim distributerima odnosno proizvođačima. Uvođenjem slobode izbora snabdevača električnom energijom za sve potrošače, distributivne kompanije su izgubile obavezu javnog služenja u smislu zadovoljenja potreba potrošača, koja se svela samo na obezbeđenje priključka. Cene za korišćenje prenosne i ditributivne mreže, utvrđuju njihovi vlasnici u skladu sa principima koje donosi NVE.

Slučaj Holandije je takođe interesantan, nakon donošenja zakona o elektroprivredi 1989.godine, kojim je dozvoljena sloboda izbora snabdevača. Iskustvo iz primene ovog zakona ukazuje na to da nakon njegovog donošenja je došlo do približavanja i ujednačavanja cena koje plaćaju potrošači. Sa druge strane, uvođenjem odredbe da pravo na dobijanje licence za proizvodnju električne energije mogu da dobiju samo oni koji imaju najmanje 2.500 MW instalisane snage, u velikoj meri je ograničilo pristup nezavisnim proizvođačima (IPP). Ono što je takođe interesantno u slučaju Holandije, je da potrošači imaju pravo na uvoz električne energije, mada u proteklih nekoliko godina to pravo niko nije koristio, što se objašnjava time što su regionalne distribucije vlasnici proizvodnih kompanija i što žele da obezbede pouzdanost snabdevanja.

87

1.15 Privatno vlasništvo

U zemljama kao što su Engleska, Nemačka, Japan, Belgija, Novi Zeland i SAD, u kojima se najveći deo elektroenergetskog sektora nalazi u privatnim rukama, prisutni su različiti oblici regulative ove delatnosti, koja u poslednje vreme doživljava određene promene.

Iz dosadašnjeg iskustva ovih zemalja, mogu se zapaziti dve osnovne tendencije u procesu reformi regulatornog sistema: deregulacija i reregulacija. Veoma često ova dva pojma se poistovećuju i predstavljaju se kao sinonimi, što u stvari nisu. U situacijama kada već postoje određene regulatorne forme, orijentaciju ka njihovom svođenju na minimum ili potpunom ukidanju nazivamo deregulacijom. Ukoliko se regulatorne funkcije redizajniraju u smislu da pokriju samo one delatnosti u kojima postoji prirodni monopol, dok ostale elektroprivredne funkcije bivaju izložene delovanju tržišnih zakona, onda govorimo o reregulaciji.

Dva su osnovna razloga koji dovode do procesa deregulacije i reregulacije: prvi je nemogućnost regulatornog procesa da pošalje korektne signale kompanijama, što prouzrokuje pad njihove efikasnosti; a drugi je saznanje da funkcije proizvodnje i prodaje ne predstavljaju prirodni monopol, i da je stoga moguće primeniti delovanje tržišnih zakona u ovoj oblasti.

U dosadašnjem periodu, električna energija se sretala sa konkurentskim pritiscima kroz sučeljavanje sa ostalim oblicima energije (nafta, ugalj, gas itd.), kao i kroz povećanje energetske efikasnosti (kupovinom savremenih aparata, potrošači mogu da smanje svoju potražnju za električnom energijom). Razdvajanjem osnovnih elektroprivrednih funkcija od onih u kojima postoji prirodni monopol, stvorili su se uslovi za konkurenciju:

• između proizvođača na prenosnoj mreži

• između snabdevača električnom enrgijom krajnjim potrošačima

Suština konkurencije između proizvođača, svodi se na pitanje koja preduzeća su u stanju i pod kojim uslovima da isporučuju energiju na tržištu. Nedavna pojava ne-tradicionalnih proizvođača električne energije u zemljama kao što su Engleska i SAD (Independent Power Producers - IPP, Non-Utility Generators - NUG’s, Qualifying Facilities - QF’s, Exempt Wholesale Generators - EWG’s), predstavlja alternativni izvor električne energije. Jedan deo ovih kapaciteta je napravljen radi proizvodnje električne energije za sopstvene potrebe (samoproizvođači ili industrijski proizvođači), a ukoliko je cena privlačna, viškove električne energije može da ponudi za prodaju na prenosnoj mreži. Drugi, grade elektrane rukovodeći se osnovnim ciljem da električnu energiju ponude zainteresovanim kupcima na prenosnoj mreži. Na taj način oni dolaze u konkurentske odnose sa tradicionalnim proizvođačima. Osnovna karakteristika nezavisnih proizvođača je da oni ne podležu istim regulatornim odredbama kao što je to slučaj sa tradicionalnim elektroprivrednim kompanijama.

88

Nedavne reforme koje su se desile u Engleskoj, Velsu i Norveškoj, dozvolile su potrošačima da nezavisno od veličine njihove potrošnje (u Engleskoj je ona privremeno do 1998.godine ograničena na 100 KW) mogu da biraju svog snabdevača. Predložene izmene u zakonodavstvu Švedske takođe predviđaju ovakvu slobodu izbora.

Ostaje nam da utvrdimo na koji način je postojanje konkurentskih pritisaka uticalo na postojeću regulativu?

1.15.1 Integrisana privatna preduzeća bez postojanja konkurencije

Ovaj slučaj reprezentuje tradicionalnu vertikalno integrisanu strukturu u svojoj privatnoj formi u kojoj se kontrola nad poslovanjem preduzeća nalazi u rukama akcionara. Iako se može argumentovano diskutovati o tome da ovaj model ne daje najbolju inicijativu za povećanjem efikasnosti, njega je najteže deregulisati. On ne daje dovoljno prostora za pojavu konkurencije, tako da je neka forma regulative koja pokriva sve četiri osnovne funkcije elektroprivrede (proizvodnju, prenos, distribuciju i prodaju) neophodna. Različite zemlje OECD-a su usvojile različite načine za rešavanje situacije postojanja privatnih monopola u ovoj delatnosti.

U Belgiji, Control Committee on Electricity and Gas (CCEG) ima ovlašćenja da preporuči vladi na usvajanje tarife koja su zasnovane na “rate of return” principu. CCEG se sastoji od članova predstavnika vlade, elektroprivrednih preduzeća i sindikata, uz postojanje etničke i političke ravnoteže. Regulatorna procedura se sastoji iz podnošenja finansijskog izveštaja o poslovanju CCEG-u koji odobrava troškove i određuje cenu u skladu sa formulom koja omogućava pokriće svih glavnih troškova. Važnost formule ostaje na snazi na neodređeni broj godina, sve dok ne dođe do značajnijih promena u strukturi proizvodnje kao što je na primer uvođenje u pogon novih nuklearnih elektrana. Ne postoji detaljan uvid u investicionu aktivnost kompanija, tako da su one u stanju da svoje investicione troškove povrate bez većih teškoća, kao što su i zbog nepostojanja inicijative za efikasno nadgledanje poslovanja u stanju da sve svoje troškove prevale na potrošače. Preporuke CCEG-a nisu obavezujuće za vladu, mada ih ona u najvećem broju slučajeva usvaja. Procedura CCEG-a nije otvorena za javnost, tako da nju karakteriše veoma slaba transparentnost. Nedavno spajanje tri vodeće privatne kompanije u jednu, nije uticalo na promenu regulatornog procesa.

U Japanu, deset najvećih eletroprivrednih preduzeća je u privatnom vlasništvu, i vlada, konkretno Ministry of International Trade and Industry (MITI) ima veoma značajnu ulogu kao supervizor i regulator funkcionisanje elektroenergetskog sistema. Državna regulativa se sprovodi kroz administrativne direktive, uputstva od strane MITI-ja kao i kroz učešće države u različitim aspektima elektroenergetskog sistema. Tarife, koje odobrava MITI su tako uređene da obezbeđuju kompanijama razumnu stopu povraćaja na uložena sredstva. Japanska zavisnost od uvoza energenata i njegova preokupacija da obezbedi pouzdano snabdevanje električnom energijom, uticali su na to da vlada učestvuje u sklapanju ugovora o uvozu goriva, kao i da ima dominantno mesto u izboru gorivnih ciklusa koji će se koristiti za proizvodnju električne energije. Najveći broj odluka se donosi zajedno sa kompanijama koje su uključene, a nakon konsultacija sa glavnim

89

potrošačima. Na taj način, uprkos tome što u strukturi vlasništva dominira privatni sektor, japanska elektroprivreda se ponaša tako i tako je regulisana kao u slučaju kada postoji državno vlasništvo nad sredstvima za proizvodnju.

1.15.2 Stvaranje konkurentskog okruženja

Jedan od načina uvođenja konkurencije između proizvođača električne energije je orijentacija da se potrebe za dodatnom električnom energijom obezbede iz nezavisnih kapaciteta, uz zadržavanje organizacione i vlasničke strukture u postojećim. U ovom slučaju, domaćim i stranim investitorima se daje mogućnost da konkurišu za izgradnju novih kapaciteta po sistemu BOO - Built, Operate and Own,(Izgradi, Upravljaj i Raspolaži) pod uslovima koji proističu iz komercijalnog ugovora između elektroprivrednog preduzeća i snabdevača.

Ovakva orijentacija je naročito karakteristična za SAD, u kojoj je nakon donošenja PURPA (Public Utilities Regulatory Policies Act) 1978.godine, statistika zabeležila preko 70 ponuda za izgradnju novih kapaciteta i to samo u periodu od 1984-90.godine. Ono što je još značajnije, iskustvo iz ovog perioda ukazuje na to da IPP’s su u istoj meri ako ne i više pouzdani snabdevači kao što su to i tradicionalna preduzeća, prevashodno zahvaljujući novijim elektranama kao i njihovoj težnji da iz finansijskih razloga (plaćeni su samo onda kada rade) budu prikopčani na mrežu što je više moguće. Kao rezultat toga, IPP’s elektrane na ugalj imaju prosečnu raspoloživost između 88-90% u odnosu na 81% kolika je raspoloživost istih u tradicionalnim preduzećima, dok elektrane na gas dosežu i imresivnih 94-96% raspoloživosti u odnosu na 87-92% u tradicionalnim preduzećima.

Regulatorna funkcija nije imala samo za cilj da postakne konkurentsku utakmicu između proizvođača električne energije, nego je ujedno tretirana i kao efikasan način za obezbeđenje dodatne snage iz novih kapaciteta. Posmatrano iz tog ugla, stimulisanje IPP’s da postanu integralni deo elektroenergetskog sistema SAD, predstavlja samo međukorak u evoluciji regulatorne funkcije.

PURPA predstavlja samo deo zakonodavstva SAD koji ima za cilj razvoj novih alternativnih izvora električne energije. No i pored toga, ovaj zakonski akt ima izvesne nedostatke koji se pre svega ogledaju u tome što QF’s ne podležu delovanju regulatornih propisa prilikom isporuka električne energije postojećim elektroprivrednim organizacijama, tako da postoji neravnopravan položaj između kupca i prodavca električne energije. Zatim, postoje ograničenja kod izbora tehnologija za korišćenje obnovljivih energetskih izvora koje mogu da koriste QF’s da bi se kvalifikovale za dobijanje ovakavog statusa. I treće, obaveza regulisanih elektroprivrednih preduzeća da moraju da otkupe svu eneregiju koja je ponuđena od strane QF’s a čija je cena ispod njihovih troškova uzdržavanja, dovodi ih u situaciju da kupe količine koje prevazilaze njihove trenutne potrebe.

90

Pored QF’s, novi Energy Policu Act, iz novembra 1992.godine, omogućio je da se proširi konkurencija, uvođenjem mogućnosti formiranja EWG’s (Exampt Wholesale Generators), slobodnih proizvođača električne energije na veliko, koje može da osniva ili kontroliše bilo koji pravni subjekt (uključujući tu i holding kompanije) iz SAD ili iz inostranstva, a koji na podležu uticaju regulatornih odredaba iz Public Utilities Holding Companu Act (PUHCA), već mogu kroz pregovore da formiraju tržišne cene, za razliku od QF’s čija se cena određuje na bazi troškova uzdržavanja od potrošnje (administrativno uređenom od strane regulatora), ili elektroprivrednih kompanija kod kojih su istorijski troškovi osnova za regulaciju cena.

Kod opredeljenja, da li da kupuju električnu energiju od drugih ili da je sami proizvode, elektroprivredne kompanije se daleko lakše opredeljuju za ovo poslednje, pošto im regulatorni uslovi omogućuju da kroz model stope povraćaja ostvare i određeni profit na uložena sredstva, dok u prvom slučaju mogu samo da prevale troškove kupovine u cenu. Zato su pojedine države u SAD preduzele određene inicijative kako bi korigovale ove nedostatke koji se javljaju kod opredeljenja za kupovinu električne energije.

Jedna od opcija je tipizacija (benchmark), koje omogućuje regulatoru da utvrdi opravdanost izgradnje novog objekta. Korišćenjem uporedne elektrane (ista veličina, tehnologija, gorivo) kao osnovu za tipizaciju, elektroprivrednoj kompaniji koja kupuje električnu energiju je dozvoljeno da zaračuna tako utvrđenu cenu kao trošak. Drugi način, koji je primenjen u državi Masačusets, kompanijama koje imaju potrebu za novim kapacitetima, ne daje više mogućnost da grade elektranu na bazi tradicionalnog modela troškova pružanja usluge (COS - Cost of Service), nego moraju da podnesu ponudu koja se ravnopravno razmatra sa ponudama drugih isporučilaca.

Bilo koja da je od ovih shema primenjena, elektroprivredna preduzeća i dalje imaju obavezu da zadovolje potrebe potrošača, kao što podležu i uobičajenoj proveri od strane regulatora. Cene električne energije i dalje odobrava regulator, kupovina energije se tretira kao trošak i prenosi se na krajnje potrošače, ali ono što je novo to je da značajniju ulogu u zadovoljenju njihovih potreba za dodatnom električnom energijom sada na sabe preuzimaju proizvodni subjekti koji su oslobođeni delovanja regulatornih propisa, i koji tu svoju ulogu izvršavaju kroz ugovore o snabdevanju u kojima su specificirani svi uslovi, penali, premije i slično, tako da za IPP’s kao i za postojeća elektroprivredna preduzeća u ovom slučaju ti ugovori predstavljaju regulatorni okvir.

Sa pojavom IPP’s, i obaveza regulatornih komisija je proširena. Ona se više ne svodi samo na kontrolu poslovanja elektroprivrednih preduzeća i utvrđivanje cena, nego je ona proširena i na sve aspekte nabavke električne energije od drugih nezavisnih preduzeća, na ustanovljavanje pravila i principa za konkurisanje kao i za obezbeđenje javnosti tog procesa. Ta javnost je ujedno i garant da je izabran najpovoljniji ponuđač, u skladu sa postavljenim pravilima, a sa ciljem da se na najbolji način zadovolje interesi potrošača elektroprivrednih preduzeća i njihovih akcionara. Stoga se svi aspekti ugovora o nabavci električne energije razmatraju kako bi se ustanovilo da li su zadovoljeni sledeći uslovi:

• da li su finansijska snaga i tehnička osposobljenost IPP dovoljni za izgradnju i vođenje elektrane na način koji neće ugroziti pouzdanost snabdevanja

91

elektroprivrednog preduzeća i njegovu obavezu da zadovolji potrebe potrošača;

• da li su troškovi po kojima IPP isporučuje električnu energiju elektroprivrednom preduzeću ispod njegovih troškova uzdržavanja (ovo podrazumeva da prethodno postoji definicija kao i usvojena metodologija šta se podrazumeva i kako se izračunavaju troškovi uzdržavanja);

• kakva je veza između preduzeća i IPP ? Da li je isporučilac pravi nezavistan proizvođač ili je on pridruženi proizvođač električne energije? Kakve su implikacije na konkurentsku poziciju bilo kog od ovih preduzeća?

• kakva je sposobnost snabdevača električnom energijom da odgovori na sve ekološke i građevinske zahteve?

1.15.3 Direktive evropske unije

Namera da se u elektroprivrednu industriju uvede u većoj meri konkurencija i delovanje tržišnih zakonitosti, danas je sve prisutnija. Ona može da se vidi i iz dve Direktive Evropske Unije iz decembra 1993.godine,(EKC,1997) čije bi neke osnovne karakteristike bile sledeće:

• Razdvajanje poslovnog računa za različite aktivnosti kao što su proizvodnja, prenos i distribucija, i njihova harmonizacija radi lakšeg praćenja troškova, pri čemu to ne podrazumeva i razdvajanje upravljanja vertikalno integrisanih preduzeća;

• Za izgradnju novih proizvodnih i prenosnih kapaciteta, zemlje članice EU mogu ili da obezbede transparentnost podataka i nediskriminatorne uslove na bazi objektivnih kriterijuma ili da to urade putem javnog nadmetanja kroz tendersku proceduru. Samoproizvođači kao i nezavisni proizvođači, nisu obavezni da poštuju tendersku proceduru, čak ako je ona i prihvaćena kao sistem;

• Progresivno otvaranje tržišta kroz slobodan pristup prenosnoj mreži za direktne isporuke električne energije velikim industrijskim potrošačima kao i distributivnim kompanijama. Pristup prenosnoj mreži mora da se obezbedi kroz proces pregovaranja, i on je obavezan i u slučajevima kada proizvođači snabdevaju električnom energijom sopstvena preduzeća koja se nalaze u istoj ili nekoj drugoj zemlji članici. Države članice EU su obavezne da u periodu do 1999.godine definišu spisak kvalifikovanih potrošača pod kojima

92

se podrazumevaju svi oni potrošači koji mogu da biraju svog isporučioca električne energije.

Pored razdvajanja elektroprivrednih sektora u smislu uvođenja većeg stepena transparentnosti i uvida u njihove troškove i rezultate poslovanja, namera da se tržište i njegove zakonitosti u većoj meri implementiraju u ovu delatnost ogleda se i u sveobuhvatnosti pristupa, od izgradnje kapaciteta pa do prodaje električne energije.

Elektroprivrede su obavezne da, bez obzira na njihov pravni ili vlasnički status, urade godišnje račune, da ih dostave na reviziju nezavisnom oditoru, i da ih nakon toga javno objave. Vertikalno i horizontalno integrisana preduzeća su obavezna da vode zasebne račune za proizvodnju, prenos i distribuciju električne energije, kao i konsolidovane račune za ostale vanelektroprivredne delatnosti. U okviru godišnjih računa, koji obavezno sadrže bilans uspeha i bilans stanja, elektroprivrede moraju da navedu i pravila koja se primenjuju prilikom raspodele zajedničkih potraživanja i obaveza kao i rashoda i prihoda koji se pojavljuju na nivou celog preduzeća. Ova pravila se mogu menjati samo u izuzetnim situacijama.

Direktivom je definisana obaveza svih zemalja članica da najmanje jednom u dve godine objave spisak kapaciteta planiranih za izgradnju ili za rekonstrukciju, kao i procenu potrošnje električne energije u budućem periodu. U slučaju postupka licitacije, države će odrediti javno ili privatno telo, koje se direktno ne bavi elektroprivrednom delatnošću, koje će biti zaduženo za organizovanje i sprovođenje postupka licitacije. Svi zainteresovani koji su podneli zahtev za izgranju novih kapaciteta, u slučaju odbijanja moraju da budu obavešteni, pri čemu razlozi odbijanja moraju da budu čvrsto argumentovani i jasno utemeljeni.

U sektoru prenosa električne energije, zahteva se formiranje tzv. operatora sistema, koji će biti odgovoran za siguran, pouzdan i efikasan rad prenosnog sistema, kao i za njegovo održavanje i razvoj. Ovaj operator mora da bude potpuno nezavistan i odvojen od drugih aktivnosti koji se odnose na proizvodnju i distribuciju električne energije. Način angažovanja proizvodnih kapaciteta, uvoz i izvoz električne energije vršiće se po kriterijumima čije osnovne principe određuje svaka zemlja članica. Ti principi moraju da budu objektivni i javno iznešeni, da budu zasnovani na principu ekonomičnog redosleda angažovanja, tako da se preko njih ne može vršiti diskriminacija prema bilo kojoj elektrani ili kupcu električne energije. Obnovljivi izvori električne energije (hidroelektrane, elektrane na sunčevu energiju i energiju vetra i sl.) imaju prioritet u angažovanju kao i domaći izvori, ali samo do nivoa koji ne prelazi 15% ukupne potrošnje primarne energije.

Kada su u pitanju distributivna preduzeća, zemlje članice EU su u obavezi da i od njih zahtevaju formiranje operatora distributivnog sistema, koji će biti odgovoran za njegovo održavanje, razvoj i angažovanje, i koji ni u kom slučaju ne sme da vrši diskriminaciju između pojedinih kupaca ili grupe potrošača.

93

Direktiva se posebno bavi načinom pristupa prenosnoj mreži. Moguća su dva postupka: dogovoreni pristup (Third Party Acces) i postupak jedinog kupca (Singl Buyer). U slučaju dogovorenog pristupa, države su obavezne da obezbede mere koje će omogućiti proizvođačima električne energije, preduzećima za snabdevanje i kvalifikovanim kupcima da dogovaraju pristup mreži kako bi mogli da zaključe međusobne ugovore na bazi najpovoljnijih komercijalnih efekata. Da bi se olakšali dogovori i povećala transparentnost, operatori prenosnog i distributivnog sistema su dužni da do kraja 1998.godine objave raspon cena za korišćenje prenosne i distributivne mreže.

U slučaju jedinog kupca, država će odrediti pravno lice koje će biti jedini kupac na teritoriji koju pokriva određeno elektroprivredno preduzeće. U ovom slučaju, države su dužne da javno iznesu nediskriminatorne tarife za korišćenje prenosne i distributivne mreže, te da omoguće kvalifikovanim potrošačima da sklapaju ugovore o snabdevanju električnom energijom sa proizvođačima unutar teritorije koju taj jedini kupac pokriva. Nezavisni proizvođači mogu da pristupaju prenosnom sistemu kako bi mogli da zaključuju ugovore sa potrošačima izvan sistema. Jedini kupac je obavezan da kupuje električnu energiju koju je dogovorio kvalifikovani potrošač sa proizvođačem unutar ili van teritorije dotične elektroprivrede samo u slučaju ukoliko je ta cena niža od cene koju tom potrošaču nudi jedini kupac umanjenu za tarifu prenosa.

Sve zemlje članice su obavezne da do januara 1999.godine obezbede otvaranje svojih tržišta električne energije onim krajnjim potrošačima koji troše više od 40 GWh godišnje. Ovaj nivo godišnje potrošnje će se u roku od tri godine od stupanja Direktive na snagu smanjiti na nivo od 20 GWh, a zatim u narednom periodu od tri godine na nivo od 9 GWh godišnje. Sve zemlje članice dužne su da objave listu svojih potrošača koji zadovoljavaju ovaj kriterijum kao i listu distributivnih preduzeća.

Grafikon 5. Modeli i planirane i realizovane promene strukture elektroprivrede u pojedinim zemljama

Model jedinog kupca

Model dogov. pristupa trećih

strana

Tržišni model

Francuska 1996 1999

Italija 1996 1997

Engleska 1990 1995 1998

Mađarska 1995

Poljska 1997

Rumunija 1998

Španija 1997 1998

94

Norveška 1991 1996

Švedska 1995 1996 1998

Holandija 1997 1998

Švajcarska 1998

SAD 1978 1992 1999

Nemačka 1998

Realizovane promene

Planirane promene

Izvor: Svetislav Bulatović, Efekti direktive Evropske Unije o tržištu električne energije na organizaciju evropskih elektroprivreda, Energija br.1, mart 1998

1.15.4 Konkurencija kod krajnjeg potrošača

Danas, među zemljama članicama OECD-a, postoje dva radna modela koji dozvoljavaju krajnjim potrošačima da biraju svoje snabdevače. To su modeli koji su prisutni u Engleskoj i Velsu i u Norveškoj elektroprivredi.

U Engleskoj i Velsu je došlo do restruktuiranja i privatizacije CEGB-a (Central Electric General Board), koji je do skora predstavljao integrisani monopol, kao i do privatizacije 12 regionalnih distribucija koje su i preimenovane u regionalne elektrodistributivne kompanije (Regional Electricity Companies - REC’s). Sa regulatornog stanovišta, restruktuiranje elektroprivredne industrije, podrazumevalo je i formiranje novog regulatornog tela OFFER (Office of Electricity Regulation) sa određenim nadležnostima koje su proistekle iz novog zakonodavstva, uključujući tu i funkciju ekonomske regulacije koja se odnosi na formiranje cena za korišćenje prenosne i distributivne mreže. Pored OFFER-a, postoje još dva tela, Monopolies and Mergers Commission (MMC) i Office of Fair Trading, čija je nadležnost da obezbede primenu konkurentskih zakona na elektroenergetskom tržištu.

Delovi elektroenergetskog sistema Engleske i Velsa, u kojima postoji konkurencija, ne nalaze se pod udarom regulatornih mera od strane OFFER-a. Oni se samo nadgledaju, u smislu obezbeđenja delovanje tržišnih zakona. Proizvođači električne energije, bilo da se nalaze u javnom ili privatnom vlasništvu, su slobodni da sami donose investicione odluke o tome koje će i gde će graditi nove kapacitete. Sadašnja formula za kalkulaciju berzanske izlazne cene (Pool Output Price - POP), je tako dizajnirana da u situacijama kada se ukaže nedostatak kapaciteta u sistemu, podstiče proizvođače na izgradnju

95

novih. U tom kontekstu su podešene i tarife za korišćenje prenosne mreže, koje treba da ukažu proizvođačima na kojoj lokaciji da grade svoje kapacitete kako bi ostvarili maksimalne efekte po osnovu gubitaka prenosa.

Kako je ovakav način uređenja elektroenergetskog sistema Engleske i Velsa tek nedavno zaživeo, to je naizvesno, posmatrano iz sadašnje perspektive, da li će on biti dovoljno stimulativan da obazbedi pouzdano snabdevanje potrošača i zadovolji njihovu buduću potražnju. To u velikoj meri zavisi od toga, da li će biti ostvareni korektni cenovni signali koji bi bili podsticajni za nove investicije. Od posebnog značaja je i način utvrđivanja cene za korišćenje prenosne mreže, koja inače potpada pod uticaj regulatornih propisa, jer od nje zavisi lokacija novih proizvodnih kapaciteta, odnosno potreba za izgradnju dodatne prenosne mreže, tamo i onda gde je ona neophodna.

Postoji i izvesna zabrinutost nakon privatizacije elektroenergetskog sektora, koja se pre svega tiče stepena koncentracije proizvodnog sektora, kao i posledica zatvaranja maloprodajnog tržišta električne energije. Može da se desi da oba ova slučaja, zahtevaju određenu formu regulatorne intervencije.

Naime, stepen koncentracije proizvodne funkcije u Engleskoj je ostao i dalje veoma visok. On je rezultat inicijalne odluke da se bivši CEGB razdvoji na više preduzeća, tako da su iz njegovog okvira iznedrene tri proizvodne kompanije i to PowerGen, National Power i Nuclear Electric. Očekivalo se da će sa pojavom novih IPP’s, ova koncentracija opasti, međutim, to što nose naziv “nezavisni” proizvođači ne mora da znači da su i stvarno nezavisni jer u velikom broju slučajeva njihov delimični ili potpuni vlasnik mogu da budu i REC’s (distributivna preduzeća). Naime, u nameri da smanje zavisnost distributivnih preduzeća od glavnih proizvođača električne energije, njima je dozvoljeno da do nivoa od 15% svojih ukupnih potreba zadovolje iz sopstvenih kapaciteta. Posledica takvog opredeljenja može da bude izvitoperenje konkurentskih uslova, ukoliko bi REC’s favorizovale sopstvene kapacitete odobravajući im više cene, što sve zajedno nameće potrebu za regulatornim nadgledanjem i eliminisanjem takvih slučajeva, što u suštini nije ni najmanje jednostavan posao.

U ovom periodu, do 1998.godine, REC’s su imale obavezu da zadovolje sve potrebe potrošača koji angažuju manje od 10 MW snage. U takvoj situaciji, oni su stavljen u neravnopravan položaj sa ostalim snabdevačima koji nemaju tu obavezu te se javlja potreba za intervencijom regulatora koji bi trebalo da odrede i definišu uslove maloprodajne konkurencije, koji ne bi išli na štetu distributivnih kompanija. Od 1998. godine pa nadalje, usled ukidanja franšiza i uvođenja konkurencije za isporuke svim potrošačima, eliminiše se i obaveza snabdevanja malih potrošača, i ona se zamenjuje obavezom davanja priključka. Otuda se postavlja pitanje da li je u takvim uslovima realno očekivati da će distributivna preduzeća nastaviti da zadovoljavaju potrebe svojih potrošača u onoj meri koliko je to neophodno, kada oni imaju slobodu da po svom nahođenju biraju svog isporučioca. Kako u takvoj situaciji obezbediti pouzdano snabdevanje potrošača električnom energijom?

*

96

* *

Mesto i uloga države u privrednom životu bitno se promenila u poslednjih nekoliko godina. Jedan od vidova tih promena tiče se ekonomske regulacije kao forme državne intervencije pri inperfektnosti tržišta. Od nje se zahteva napuštanje tradicionalnih mehanizama regulacije i prilagođavanje tržišno orijentisanom načinu proizvodnje. Razlozi koji determinišu promene ekonomske regulacije odnose se na pojavu novih tehnologija proizvodnje, snažne ekonomske argumente da će zamena regulacije konkurencijom imati pozitivne efekte na efikasnost kao i pritisak potrošača koji smatraju da regulacija nije efikasan način zaštite.

Opšte prihvaćeno shvatanje da elektroprivreda, bez obzira na svoj pravni status, predstavlja javnu službu industrijskog tipa, koja u svom poslovanju treba da se rukovodi idejom najveće ekonomske koristi za celokupno društvo, poslednjih godina pretrpelo je izvesne modifikacije. Nova rešenja u ekonomskoj teoriji doprinela su da se elektroprivreda više ne posmatra kao prirodni monopol na nivou grane. Proizvodnja električne energije i snabdevanje krajnjih potrošača prepoznati su kao segmenti koji su pogodni za uvođenje konkurencije, dok prenos i distribucija električne energije su delatnosti koje ispunjavaju uslove da ostanu prirodni monopoli.

Pojava novih formi i mehanizama regulacije elektroprivredne delatnosti ukazuje da cilj regulacije više nije samo kontrola prirodnog monopola već i zaštita konkurencije u delovima u kojima je ona moguća kao i kontrola eksternih ekoloških efekata. To ukazuje, da će bez obzira na veće okretanje tržištu, ekonomska regulacija još dugo biti prisutna kao forma državne intervencije u elektroprivredi.

97

PROMENE U ELEKTROPRIVREDI I NJIHOV UTICAJ NA NEKE OSNOVNE

PARAMETRE KOJI SU OD ZNAčAJA ZA FORMIRANJE CENA ELEKTRIčNE

ENERGIJE

1.16 Donošenje investicionih odluka i izbor tehnologija i pogonskog goriva

Izbor pogonskog goriva kao i način donošenja investicionih odluka u velikoj meri utiču na visinu troškova, pa samim tim i na nivo cene električne energije. U ovom poglavlju istražićemo uticaj organizacionih, vlasničkih i regulatornih modela na izbor goriva i donošenje odluka o investicijama u elektroenergetskom sistemu.

Poglavlje

5. 98

Glavni faktori na osnovu kojih se donose odluke vezane za investiciona ulaganja i izbor goriva su pre svega tehno-ekonomskog karaktera, a zavise i od raspoloživosti energenata, pouzdanosti snabdevanja kao i od njihovog uticaja na ekologiju. Sa promenama koje su nastale na tržištu električne energije u smislu uvođenja konkurencije i sve veće zastupljenosti privatnog sektora, normalno je da su i neki drugi elementi kao što su kvalitet usluga, tehnološka i informativna osnova, budžetska ograničenja i slično, dobili na specifičnoj težini i počeli u značajnijoj meri da utiču na opredeljenja prilikom donošenja investicionih odluka. Tradicionalno organizovana preduzeća, najčešće finansijski potpomognuta od strane države, su u prošlosti obično bila orijentisana na velika kapitalna ulaganja u bazne kapacitete sa velikom snagom i visokim časovnim korišćenjem, pri čemu je amortizacioni vek tih ulaganja bio vrlo dugačak. Privatne kompanije (bilo da su one vertikalno integrisane ili ne), pogotovo u uslovima postojanja konkurencije, teže ka manje kapitalno intenzivnim ulaganjem i ka kraćem periodu povraćaja sredstava. Ovakav različiti pristup investicionom ulaganju, ima znatan odraz na izbor tehnologija kao i pogonskog goriva.

Normalno je da svaki investitor preferira ka što većoj sigurnosti ulaganja i što manjem riziku, što mu postojanje monopolske pozicije uz poznavanje regulatornih propisa, u velikoj meri omogućava takvu situaciju. U onoj meri u kojoj se rizik od ulaganja u elektroenergetske kapacitete povećava, što je upravo slučaj kada postoji konkurencija ili kada dolazi do promene regulatornog režima, dolazi i do rasta stopa povraćaja na uložena sredstva, kako bi se kompenzovao povećani rizik. Ukoliko toga ne bi bilo, to bi se drastično odrazilo na raspoloživost kapitala za ulaganje.

Posebno pitanje koje se javlja u uslovima kada dolazi do privatizacije elektroenergetike i/ili do njenog restruktuiranja vezano je za izbor goriva i pouzdanost njegovih isporuka. Naime, u takvim uslovima, mogućnost države da utiče na njegov izbor takođe doživljava promene.

U velikom broju zemalja, elektroprivreda je korišćena od strane države kao instrument za obezbeđenje određenih ekonomskih stimulansa, otvaranje novih radnih mesta, zaštitu pojedinih kategorija potrošača, kao i za ostvarenje niza drugih javnih ciljeva. Kao deo takve strategije, država je neretko tražila od elektroprivrednih preduzeća da koriste raspoložive energente u okviru nacionalnih granica, pa makar je njihovo korišćenje bilo i nerentabilno, direktno ili indirektno je uticala na izbor tehnologije i opreme, koja je često bila u suprotnosti sa prethodnim opredeljenjem oko izbora goriva, ili je pospešivala odnosno zaustavljala određena investiciona ulaganja (nuklearne elektrane). U situaciji kada dolazi do promena u elektroprivrednom okruženju, i kada konkurencija i transfer sredstava u privatne ruke postaje sve dominantniji, takve intervencije od strane države su u velikoj meri ograničene i doživljavaju promene.

1.16.1 Faktori koji utiču na donošenje investicionih odluka

Izbor alternativnih proizvodnih kapaciteta zavisi od raspoloživosti pogonskog goriva i njihovih konkurentskih odnosa na tržištu, strukture troškova (odnos između kapitalnih

99

troškova, troškova održavanja i troškova goriva), karakteristika proizvodne tehnologije (faktor korišćenja, termička efikasnost, životni vek opreme) i diskontne stope koja odražava rizik ulaganja u ovu oblast.

1.16.1.1 Troškovi

Glavni elemenati kapitalnih troškova uključuju inicijalne investicije, kamate za vreme perioda izgradnje, i troškove zatvaranja elektrane (pogotovo značajni kod nuklearnih elektrana). Na osnovu podataka iz najnovije studije stručnjaka IEA i NEA (1993) 28, može se sagledati veličina kapitalnih troškova izgradnje elektrana do 2000 godine u 22 zemlje članice izražene u US $ iz 1991.godin29. Veličina kapitalnih troškova varira značajno od zemlje do zemlje, i ona u najvećoj meri zavisi od izbora goriva i tehnologije. Najveća odstupanja su primećena kod nuklearnih elektrana, i to uglavnom zbog različite dužine trajanja njihove izgradnje kao i zbog različitih tehnologija koje su korišćene. Raspon kapitalnih troškova NE se kreće od 1200 $/kW - 2900 $/kW, sa medijanom od 1780 $/kW. Kod termoelektrana na ugalj, kapitalni troškovi se kreću u rasponu od 800 - 1800 $/kW, sa medijanom od 1200 $/kW. Podaci za TE se odnose na različite primenjene tehnologije i u zavisnosti od zakonodavstva pojedinih zemalja oni uključuju ili isključuju investicione troškove za zaštitu čovekove sredine. Kod termoelektrana na gas, ovi troškovi su od 400 - 1200 $/kW sa medijanom od 650 $/kW. U studiji su dati i podaci za jedan mali broj elektrana na obnovljive izvore čiji kapitalni troškovi se kreću od 930 $/kW za elektrane na vetar pa do 4130 $/kW za mini hidroelektrane.

Značajan elemenat u strukturi troškova svake termoelektrane predstavljaju troškovi goriva. Kako ovi troškovi predstavljaju varijabilnu komponentu, to u zavisnosti od njihove veličine, elektrane bivaju angažovane od strane dispečera. Tokom vremena uspostavlja se određeni stepen do koga se pojedine elektrane koriste (faktor korišćenja ili časovno korišćenje elektrana - load factor), i on u velikoj meri opredeljuje ekonomiju pojedine elektrane. Otuda, tekući i budući troškovi goriva po kWh predstavljaju ključan elemenat svake investicione odluke. Pri tome, iz strategijskih razloga, zbog mogućih poremećaja u ceni kao i raspoloživosti pojedinih energenata, mora se voditi računa o diversifikovanosti kapaciteta. Iskustvo sa naftom dovoljno ukazuje na ovu potrebu.

Troškovi goriva kod nuklearnih elektrana kao i kod termoelektrana na ugalj učestvuju sa manjim procentom u ukupnim troškovima proizvodnje električne energije, što je između ostalog i glavni razlog što se ove elektrane koriste za tzv. osnovno opterećenje - base load. Na osnovu podataka iz navedene studije, pri diskontnoj stopi od 10%, troškovi gasa učestvuju sa 65% u ukupnim proizvodnim troškovima, nuklearnog goriva sa oko 15% a uglja oko 40%u ukupnim troškovima proizvedene električne energije tokom životnog veka elektrane.

Operativni troškovi i troškovi održavanja predstavljaju relativno predvidiv elemenat ukupnih troškova. Iako ovi troškovi mogu da rastu tokom životnog veka elektrane, oni to čine po predvidivoj progresiji, pogotovu ako je reč o tehnologijama koje su duže vreme u upotrebi. Izvesne tehnologije koje su novijeg datuma, kao što su CCGT i one koje se koriste kod obnovljivih izvora energije, nemaju tu pogodnost, pošto ne postoji dovoljno iskustvo u njihovom korišćenju. Za razliku od njih, kod nuklearnih elektrana troškovi

29 IEA/NEA. 1993. Projected Costs of Generating Electricitu, Paris: OECD

100

održavanja beleže takvu progresiju u poslednjih nekoliko godina, tako da pojedine kompanije u SAD razmišljaju o njihovom prevremenom zatvaranju.

Troškovi zaštite životne sredine predstavljaju sve značajniju stavku u strukturi ukupnih troškova proizvodnje električne energije. Učešće ove kategorije troška u budućnosti će biti sve veće, pošto efekti staklene bašte i kiselih kiša postaju sve uočljiviji, tako da se može očekivati daleko rigoroznija kontrola emisije štetnih materija, pogotovo kod elektrana koje koriste fosilna goriva.

1.16.1.2 Tehnološke karakteristike

Dužina perioda izgradnje predstavlja važan elemenat donošenja investicionih odluka. Dugačak investicioni period povlači za sobom veliki broj rizika. Dužina ovog perioda upravo je srazmerna veličini elektrane. Za elektrane na ugalj, period izgradnje se kreće između 4 i 6 godina, za elektrane na gas oko 3 godine dok za nuklearne elektrane ovaj period je između sedam i osam godina, mada u pojedinim zemljama ovaj period je trajao i 15 godina. Elektrane na obnovljive izvore imaju nešto kraći vek izgradnje pošto njihova veličina je uglavnom daleko manja.

Životni vek elektrane je takođe bitan elemenat za ekonomska upoređenja, kao što je to i njihova efikasnost korišćenja. Po podacima iz navedene studije, za konvencionalne elektrane na tečna goriva, gas i ugalj kao i za nuklearne elektrane on se kreće u rasponu od 25 do 40 godina. Period od 30 godina najčešće je u upotrebi, pogotovu ukoliko je rad elektrana praćen i odgovarajućim programom održavanja.

Pored proizvodnje električne energije, elektrane imaju ulogu održavanja normalnog rada prenosne mreže i celokupnog elektroenergetskog sistema. U jednom vertikalno integrisanom sistemu, ova uloga predstavlja sastavni deo proizvodnih i razvojnih planova, dok u uslovima postojanja konkurencije, ona mora da bude predmet posebnih (uglavnom cenovnih) podsticaja kako bi se obezbedio normalan i efikasan rad elektroenergetskog sistema. Daćemo kratak pregled tih ostalih funkcija elektrana:

• Održavanje konstantnog napona u prenosnoj mreži - postiže se proizvodnjom određene količine reaktivne energije kako bi se obezbedio jedinstven naponski nivo;

• Održavanje frekvence - količina proizvodnje po jedinici koja je pod direktnom digitalnom kontrolom kako bi se obezbedila konstantna frekvenca u sistemu;

• Off-peak proizvodnja - angažovanje elektrana u periodima van vršnog opterećenja radi obezbeđenja ekonomičnog rada baznih elektrana (pumpno akumulacione elektrane na primer);

• Rotirajuća rezerva - iznos raspoložive snage koja je u stanju da se odmah upotrebi;

• Regulaciona proizvodnja - sposobnost da se obezbedi adekvatna proizvodnja kako bi se izbegla kolebanja u sistemu. Ona podrazumeva takve tehničke

101

karekteristike elektrane koje omogućuju fino podešavanje angažovane snage kako bi se obezbedila ravnoteža između proizvodnje i potrošnje.

• Black start sposobnost - mogućnost proizvodne jedinice da startuje u uslovima kada je došlo do ispada većih proizvodnih jedinica ili raspada elektroenergetskog sistema. Kapaciteti sa ovom sposobnošću treba da predstavljaju osnovu za ponovno podizanje elektroenergetskog sistema;

Na osnovu svega prethodno navedenog, jasno je da je mrežna usluga koje pružaju elektrane od izuzetne važnosti za funkcionisanje jednog elektroenergetskog sistema, i stoga je bitno da ta njena usluga bude adekvatno i vrednovana, posebno u uslovima postojanja konkurentskog tržišta u proizvodnji električne energije.

U ukupnim razmatranjima oko alternativa za investiciona ulaganja, presudnu ulogu ima tajming, veličina i pouzdanost prihoda od prodaje električne energije. Neizvesnost oko očekivanih stopa rasta potrošnje, može da ima veoma negativne implikacije na obezbeđenje balansa između proizvodnje i potrošnje. Sa kraćim vremenom izgradnje, elektrane na gas mogu ranije da započnu sa proizvodnjom i generišu prihod pre nego što su to u stanju da urade elektrane na ugalj ili nuklearne elektrane čime se ujedno i smanjuje ukupan finansijski rizik. Pored toga, njihova ukupna snaga može ekonomično da se podešava u skladu sa očekivanom potrošnjom, čime se izbegava situacija preizgrađenosti ili nedostatka dovoljnih kapaciteta. Ovo je od posebnog značaja u uslovima postojanja konkurentskog tržišta, tako da i ne čudi da su zemlje koje su dozvolile ovakav vid konkurencije, u poslednjih nekoliko godina imaju strahovitu ekspanziju izgradnje elektrana upravo na gas. Posmatrano na duži rok, ključni faktor kod opredeljivanja za vrstu elektrane je postojanje dovoljne bazne potražnje za električnom energijom koja bi opravdala ulaganja u velike kapacitete sa dugim rokom izgradnje.

1.16.1.3 Diskontna stopa

Da bi se prilagodile procene prihoda i troškova (ili drugih stavki koje mogu da imaju novčani izraz) koji se dešavaju u različitim vremenskim periodima, i na taj način se dobile uporedive vrednosti koje bi mogle da posluže za ocenu opravdanosti pojedinih investicionih ulaganja, koristi se diskontna stopa. Postoji veliki broj pristupa izboru diskontne stope koji u najvećoj meri zavise od svrhe investicionog ulaganja. Stoga, utvrđivanje diskontne stope može biti u funkciji željene politike, tako da visoke stope imaju za cilj da podstaknu investiciona ulaganja, dok njihove umerene vrednosti mogu biti uzrokovane namerom da se uspostavi određena harmonija u skladu sa proklamovanim društvenim, ekonomskim ili političkim ciljevima, i takva praksa je više imanentna u situacijama kada postoji državno vlasništvo ili pak kontrolisani monopol nad elektroprivrednom delatnošću. Alternativno, diskontna stopa može da ima ekonomsku ili finansijsku osnovu koja je više karakteristična za uslove kada postoji konkurentsko tržište. Diskontna stopa može da se zasniva na: 1) oportunitetnim troškovima kapitala u periodu investicione aktivnosti koja je određena prihodom koji može potencijalno da se ostvari ukoliko se kapital uloži u neke alternativne delatnosti sa sličnim stepenom rizika; 2) realnim troškovima investicionih fondova ili kamatnom stopom koja se uobičajeno koristi za ulaganja u elektroprivrednu delatnost; 3)

102

društvenoj preferencijalnoj stopi koja odražava značaj investicione aktivnosti za buduće generacije; 4) na miksu nekih prethodno navedenih koncepata.

Diskontna stopa od 10% godišnje ili nešto više se u najvećem broju zemalja koristi za velike investicione projekte od strane privatnih preduzeća u uslovima postojanja konkuretskog okruženja, i ona je zasnovana na oportunitetnim troškovima kapitala za određenu nacionalnu ekonomiju. Prosečna godišnja realna stopa povraćaja na uloženi kapital, se u poslednjih nekoliko godina kretala u rasponu od 9 - 16% godišnje u najvećem broju OECD zemalja. Iskustvo i podaci iz zemalja članica OECD-a ukazuju na to da diskontne stope koje se koriste u drugim industrijskim granama su veće od onih koje se koriste u elektroprivrednoj delatnosti.

Kao ilustracija kretanja stopa povraćaja na angažovani kapital može da nam posluži primer koji je Edison Electric Institute izneo za SAD za 1989.godinu.

Struktura kapitala Iznos u mlrd. $ Struktura Stope povraćaja

obične akcije 147.3 42.8 10.11

preferencijalne akcije 25.9 7.6 8.02

pozajmljeni kapital 176.6 49.6 9.02

UKUPNO 349.8 100.0 -1 Prosečna ostvarena stopa povraćaja u 1989.godini, dok je odobrena stopa iznosila 12,9%

2 Ponderisana prosečna stopa u 1989.godini

Na osnovu ovoga primera možemo da primetimo da su stope povraćaja na angažovani akcionarski kapital veće nego što su na pozajmljena sredstva. Razlog za tako nešto leži upravo u većem stepenu rizika. Naime, kako elektroprivredno preduzeće dividende svojim akcionarima isplaćuje na osnovu ostvarenih rezultata poslovanja, to se ono sučeljava sa daleko većim stepenom rizika i to pre svega sa:

• Regulatornim rizikom - komisija može da smanji odobrenu stopu povraćaja ispod one koju određuje tržište, kao što može i da neodobri pokriće određenih troškova te na taj način direktno utiče na rezultate poslovanja. Takođe, promenom regulatorne politike i uvođenjem dodatnih obaveza za elektroprivredno preduzeće (pogotovu onih koje se tiču zaštite životne sredine), povećavaju se troškovi, odnosno rizik poslovanja.

• Ekonomskim rizikom - uspešnost poslovanja pojedinih preduzeća uslovljena je opštim ekonomskim i demografskim činiocima, kao i određenim specifičnostima vezanim za pojedine grane kao što su tehnološki progres i konkurencija.

• Poslovnim rizikom - tokom svog svakodnevnog poslovanja, elektroprivredna preduzeća su izložena uticaju više sile, promenljivoj hidrologiji, iznenadnim

103

kvarovima, izmenama u obimu i strukturi prodaje usled tehnoloških inovacija i sl.

• Finansijskim rizikom - ovaj rizik zavisi od ukupnog stepena zaduženosti kao i od strukture duga. U slučajevima kada je on iskazan u više nacionalnih valuta, iznenadne promene intervalutarnih odnosa mogu u velikoj meri da utiče i na rezultate poslovanja.

Za najveći broj tradicionalno vertikalno integrisanih eletroprivrednih preduzeća, njihova monopolska pozicija kao i cenovna regulacija, omogućuje im da umereni rast proizvodnih troškova prenesu na potrošače i da na taj način obezbede zaradu koja bi im omogućila prihvatljivu stopu povraćaja na uložena sredstva. Odsustvo konkurencije, niska cenovna elastičnost potražnje za električnom energijom, značaj koji električna energija ima kao esencijalni proizvod, priroda cenovne regulacije, omogućuje im da investicione rizike koji mogu da se jave, ne snose oni sami već im je pružena mogućnost da je prenesu na potrošače, obveznike poreza ili neku kombinaciju ova dva. U takvim uslovima, prirodno je da elektroprivredne kompanije koriste diskontnu stopu oslobođenu rizika za ocenu vrednosti investicija koja se kreće u rasponu od 3 - 5%, i koja automatski signalizira na to da postoji ili jako državno zaleđe ili monopolska pozicija preduzeća.

Izbor diskontne stope može da ima značajne efekte kod opredeljivanja između alternativnih investicija u kapacitete čiji period izgradnje je različit. Iako podizanje diskontne stope se odražava na rast ukupnih proizvodnih troškova, taj odraz je slabiji kod manje kapitalno intenzivnih opcija koje u principu imaju veće operativne troškove, u odnosu na one opcije koje su kapitalno intenzivnije. Tako na primer, visoke diskontne stope smanjuju troškove ulaganja u TE na gas u poređenju sa TE na ugalj ili nuklearnim elektranama.

1.16.2 Izbor goriva

Da bi se obezbedio nesmetan i pouzdan rad elektroenergetskog sistema, neophodno je rešiti i pitanje pouzdanog snabdevanja pogonskim gorivom. Relativna elastičnost protiv naglih promena na energetskom tržištu može se obezbediti diversifikacijom goriva ili orijentacijom na tehnologije koje mogu da koriste različite izvore goriva. Ovakvo opredeljenje pored povećanja pouzdanosti rada elektroenergetskog sistema, može da utiče i na smanjenje troškova oslanjajući se na konkurenciju raznih vidova energenata koji mogu da posluže kao pogonsko gorivo za rad termoelektrana.

Faktori koji opredeljuju korišćenje pojedinih goriva zavise od karakteristika inastalisanih kapaciteta, relativnih varijabilnih troškova, kao i regulatornih ograničenja. Opredeljenje za korišćenje određenih vrsta pogonskog goriva uglavnom je rezultat nacionalnih politika i strategija koje najčešće polaze od toga da ostvare određenu sigurnost u snabdevanju električnom energijom, podstaknu razvoj određenih regiona ili industrija, uravnoteže spoljnotrgovinski bilans, utiču na zagađenje čovekove sredine ili žele da promovišu odnosno destimulišu određene tehnologije i investicije. Iako je ovo najlakše ostvariti u uslovima postojanja državnog vlasništva nad elektroprivredom, to je takođe moguće postići i u uslovima postojanja privatnih elektroprivrednih preduzeća. Tako su

104

na primer Francuska i Japan kroz izgradnju nuklearnih elektrana stimulisali razvoj nuklearnog programa, dok su Engleska i Nemačka uticali na privatna preduzeća da koriste domaći ugalj čija cena je daleko veća od tržišne.

Uvođenje konkurencije i promena vlasništva od javnog ka privatnom, može da se odrazi na položaj proizvođača električne energije u pogledu izbora goriva. Sigurno je da postojanje monopola obezbeđuje odgovarajuću pregovaračku poziciju kod ugovaranja pogonskog goriva. Ukoliko je taj monopol još u državnom vlasništvu, onda su te pozicije još jače. Za male proizvođače električne energije koji međusobno konkurišu na ovom tržištu i koji se trude da troškove goriva svedu na što manju meru, nije u opšte sve jedno da li postoji tržište i za ostale energente ili su oni u određenoj monopolskoj poziciji ili pod uticajem države. Pitanje koje se otuda postavlja je u kojoj su meri pregovaračke pozicije individualnih proizvođača reducirane i na koji način obezbediti pouzdanost snabdevanja gorivom. Ukoliko isporučilac goriva nije u situaciji da bude izložen konkurenciji drugih snabdevača, onda on može da diktira uslove isporuke kao i cene. Otuda je i to pitanje adresirano na nosioce ekonomske politike, ukoliko žele da uvedu tržišne elemente u proizvodnji električne energije.

1.16.3 Izgradnja prenosne i distributivne mreže

Vertikalna i horizontalna dezintegracija elektroprivredne industrije kao i podizanje stepena konkurencije, nameće jedno pitanje vezano za distributivnu i prenosnu mrežu, a to je putem kojih mehanizama obezbediti neophodne investicije u mrežu onda i tamo gde je to neophodno. Prenosna mreža, za koju je generalno usvojeno da predstavlja prirodni monopol, u konkurentskim uslovima može da funkcioniše kao pasivno tržište na kome se susreću i izvode transakcije proizvođači i potrošači električne energije, ili može da funkcioniše kao berza na kojoj se celokupna električna energija prodaje od strane proizvođača i na kojoj svi potrošači zadovoljavaju svoje potrebe za njom. Ono što bitno razlikuje ova dva pristupa su međusobni odnosi i poslovne relacije koje nastaju između proizvođača električne energije.

Prvi slučaj je prisutan u SAD, gde nezavisni proizvođači prodaju svoje viškove elektroprivrednim preduzećima koji ih dalje kroz svoju mrežu preprodaju krajnjim korisnicima. Nabavno tržište nije konkurentsko i postoji obaveza zadovoljenja potražnje od strane elektroprivrednog preduzeća. Efekat ovakve situacije je transfer rizika za izgradnju i održavanje mreže od strane nezavisnih proizvođača ka eletroprivrednim preduzećima odnosno prema krajnjim korisnicima.

U drugom pristupu imamo situaciju da prenosna mreža pruža uslugu krajnjim korisnicima bez ikakve diskriminacije, naplaćujući pri tome određenu nadoknadu za korišćenje mreže. U ovom slučaju troškovi korišćenja mreže su kontrolisani od strane regulatora. Kompanija koja je dobila licencu, dužna je da održava mrežu na najefikasniji način, pruža nediskriminatorne usluge svima, podstiče konkurenciju i preuzima električnu energiju od proizvođača po redu vožnje koji je baziran na njihovim ponudbenim cenama.

U oba ova slučaja, obaveza za pružanjem usluga prenosa električne energije podrazumeva i postojanje obaveze za izvođenjem neophodnih investicionih radova.

105

Sredstva neophodna za finansiranje ovih investicija obazbeđivala bi se bilo preko bankarskih kredita i/ili akcionarskih uloga, koji bi za uzvrat bili servisirani iz prihoda ostvarenog kroz nadoknade za korišćenje mreže.

1.17 Pouzdanost snabdevanja električnom energijom

Pouzdanost snabdevanje električnom energijom podrazumeva nekoliko određenih karakteristika, ali sa stanovišta potrošača mogu se izdvojiti četiri glavna aspekta:

• Kvalitet - da bi mogla da se koristi, električna energija mora da zadovolji određene standarde kvaliteta. U ovom slučaju to su pre svega misli na naponski nivo i frekvencu. Oba ova elementa moraju konstantno da se održavaju u određenom opsegu, pri čemu se tolerišu veoma mala odstupanja. U suprotnom postoji velika opasnost da električni aparati ne rade kako treba, odnosno u krajnjoj liniji da dođe do njihovog oštećenja.

• Raspoloživost - potrošač mora da bude siguran da će imati na raspolaganju električnu energiju onda i onoliko koliko mu je potrebna. Verovatnoća da može da doće do iznenadne obustave isporuka mora da se svede na minimum, odnosno ona može da nastupi samo u skladu sa uslovima iz ugovora.

• Kontinuitet - potrošač mora da bude siguran da će se pouzdane isporuke električne energije ostvarivati i u budućnosti i to po razumnim cenama, bez obzira na individualni ili ukupan rast potrošnje u sistemu. To znači, da neće postojati eksterna ograničenja za korišćenje električnih aparata na način kako je to predviđeno tehničkim i sigurnosnim standardima.

• Troškovi - u skladu sa prethodno navedenim karakteristikama, mora stalno da se analiziraju troškovi njihovog obezbeđenja. Za većinu potrošača, 100% sigurnost ostvarenja svih ovih uslova predstavljao bi nepotrebno veliki izdatak.

Ovi aspekti pouzdanosti i sigurnosti kod električne energije prisutni su i kod drugih industrijskih proizvoda, stim što je zbog značaja koji električna energija ima za svakodnevni život on posebno istaknut. Međutim, posmatrano sa stanovišta elektroprivredne industrije, oni nameću niz specifičnih problema:

• Pouzdano snabdevanje električnom energijom obuhvata kako kratak tako i veoma dug vremenski horizont.

106

• zbog toga što električna energija ne može da se skladišti, to podrazumeva da proizvođači moraju neposredno da zadovolje sve promene u potražnji za njom, koja pri tome može da ima velike oscilacije.

• zbog potrebe za velikim kapitalnim ulaganjima kako za izgradnju novih proizvodnih kapaciteta tako i za izgradnju prenosne i distributivne mreže, investicioni periodi su veoma dugi i oni mogu da traju i do 10 godina.

• interkonekcija sa drugim sistemima, koja bi trebalo da posluži da se kroz razmenu električne energije prevaziđu kratkoročne nestašice, zbog tehničkih ograničenja često nije moguća. Uvođenje DC transmitora koji to efikasno omogućuju podrazumeva dodatna kapitalna ulaganja.

• Električna energija nije jedinstven proizvod deljiv na više jedinica (potrošači ne kupuju elektrone), nego podrazumeva niz usluga koje moraju da se urade kako bi se zadovoljile potrebe potrošača. Otuda, da bi se obezbedio adekvatan kvalitet, raspoloživost i kontinuitet, mora da se preduzme niz aktivnosti i radnji koje međusobno treba da budu sinhronizovane i koordinirane.

• Isporuka električne energije podrazumeva postojanje neprkidne fizičke veze između proizvođača i potrošača električne energije, i sve karike u tom lancu moraju perfektno da funkcionišu kako bi se zadovoljila potreba potrošača. Naime, nije dovoljno da elektrane proizvedu dovoljnu količinu električne energije u određenom vremenu, već je neophodno da i prenosni i distributivni kapaciteti budu u stanju da u tom trenutku prenesu tu količinu električne energije. U tom procesu, električna energija prolazi kroz niz transformacija koja svaka po na osob pridodaje novu vrednost na originalnu nastalu u procesu proizvodnje. Dispečeri koji upravljaju sistemom, moraju neprekidno da održavaju integritet i stabilnost sistema uprkos nizu nepredvidivih događaja koji mogu da se dese kako na strani proizvodnje (ispadi i kvarovi) tako i na strani potrošnje (nagli skokovi i padovi).

Kretanje električne energije kroz sistem prati određene fizičke zakone a ne uslove iz pojedinačnih ugovora o isporuci. U suštini ona se kreće u skladu sa najmanjom linijom otpora, odnosno u jednom povezanom sistemu električna energija se kreće od svih izvora (elektrana) ka svim potrošačima kroz sve raspoložive dalekovode u obrnutoj proporciji sa otporom koji se javlja u njima. Ovo ima značajne posledice, između ostaloga i sledeće:

• u praksi nije moguće ustanoviti u jednom interkonektovanom sistemu koji deo energije i angažovane snage se odnosi na pojedinačnog proizvođača.

• ugovorena isporuka električne energije od proizvođača A ka potrošaču B kroz sistem C može da ima efekte (u smislu smanjenja ili povećanja troškova) na interkonektovani sistem D koji nema nikakvog učešća u ugovoru.

107

Ne samo da svi delovi sistema moraju da rade pouzdano, nego da bi se obezbedila ta pouzdanost i snabdevanje gorivom takođe mora da bude pouzdano. Sa tradicionalnog stanovišta, ova pouzdanost snabdevanja gorivom je i opredeljivala izbor tipa elektrane.

Iz svih ovih razloga, uvek je postojala zainteresovanost države ili regulatora da na neki način obezbedi ovu sigurnost u snabdevanju električnom energijom. Najčešći i najednostavniji model koji je to omogućavao, svodio se na sklapanje neke vrste regulatornog ugovora o isporuci električne energije sa integrisanim eletroprivrednim preduzećem. U suštini, on podrazumeva obavezu elektroprivrednog preduzeća da snabdeva potrošače sa električnom energijom, zašta zauzvrat ono dobija razumnu nadoknadu, zaštitu od konkurencije kao i pravo da radi obavljanja svoje funkcije preduzima određene radnje i mere zaštite.

Ovi sporazumi teže da postanu mnogo komplikovaniji u uslovima postojanja tržišta i konkurencije na njemu. Nameće se niz pitanja koje traže adekvatne odgovore kao što su:

• ko određuje koji nivo potrošnje treba da se planira i zadovolji: preduzeće, država ili regulator ?

• u uslovima postojanja decentralizovane proizvodnje električne energije, ko koordinira aktivnosti različitih učesnika?

• ko je odgovoran za opreativno planiranje proizvodnje, prenosa i distribucije? Kako da se sve to koordinira a da se pri tom ne naruši autonomija različitih preduzeća?

• koji je stepen pouzdanosti potreban i društveno opravdan sa stanovišta troškova? Kolika rezerva u sistemu je neophodna da bi se izbegli negativni efekti pogrešne procene u potrošnji električne energije, ispada i kvarova kao i rizika oštrih vremenskih prilika? Kako osigurati da troškovi rezerve sistema se pravedno raspodele na sve potrošače?

• šta se dešava ukoliko sistem ne zadovolji sve potrebe za potrošnjom, odnosno dođe do njegovog pada? Ko snosi odgovornost i na koji način (ukoliko se to uopšte i radi) se nadoknađuje šteta naneta potrošačima?

U uslovima postojanja konkurencije među proizvođačima električne energije, ni jedan pojedinačan proizvođač ne može da ima obavezu i odgovornost za izgradnju novih kapaciteta radi zadovoljenja budućih potreba za električnom energijom. Ko je onda odgovoran za planiranje i obezbeđenje dovoljnog broja kapaciteta u budućnosti? Ova obaveza može da se prenese na nekog drugog u sistemu, na primer na prenosno preduzeće ili distributivna preduzeća u smislu da ona moraju da ugovore dovoljno kapaciteta kako bi zadovoljili sagledanu buduću potrošnju. Međutim, ovakva intencija može da bude u sukobu sa orijentacijom za veće uvođenje konkurencije na tržište električne energije, do krajnjeg potrošača, tako da u tim uslovima kada ni distributer

108

nema obavezu da zadovolji sve potrebe potrošača, kako onda da on bude odgovoran za obazbeđenje adekvatnih kapaciteta koji bi zadovoljili buduće potrebe.

Pouzdano snabdevanje zahteva visok stepen kontrole od strane prenosne mreže. Operator na mreži je odgovoran za dispečing, odnosno za uključenje određenog izvora električne energije na mrežu. Kako prenosna mreža predstavlja prirodni monopol, ukoliko bi i prenosno preduzeće delovalo sa monopolskih pozicija, odnosno kupovalo svu električnu energiju od proizvođača da bi je zatim prodali krajnjim korisnicima, to bi u velikoj meri razvodnilo konkurenciju i potisnulo sve pozitivne efekte koje ona donosi. Sa druge strane, ukoliko prenosno preduzeće nema kontrolu nad proizvodnjom, ono neće biti u stanju da održava siguran i stabilan rad mreže. Šta više, u uslovima liberalizovanog tržišta, može da dođe do formiranja lokalnih proizvođača električne energije koji nemaju u opšte potrebu da se prikačinju na prenosnu mrežu.

Na distributivnom nivou, u uslovima kada postoji više individualnih proizvođača, odnosno snabdevača električnom energijom, zašto bi bilo ko od njih imao obavezu da zadovolji javni interes. U najvećem broju postojećih elektroenergetskih sistema, postoji izvestan stepen prelivanja sredstava u smislu da pojedini potrošači za isporučenu električnu energiju ne plaćaju punu ekonomsku cenu, nego se ona razliva na sve potrošače, što je posebno karakteristično za ruralna i gradska naselja. Takođe, postoji prelivanje i između raznih kategorija potrošača (industrija i domaćinstva) što sve zajedno može da oslabi inicijativu za pouzdano snabdevanje nekih od njih u uslovima postojanja takvih tarifa.

Na koji način su pojedine zemlje rešile ovaj problem pouzdanog snabdevanja pokušaćemo da damo odgovor analizirajući tri opšte situacije koje se najčešće javljaju:

• Integrisani sistem u kome ne postoji konkurencija

• Dezintegrisani sistemi bez međusobne konkurencije

• Dezintegrisani sistemi sa konkurencijom na nivou proizvodnje i isporuke električne energije

1.17.1 Integrisani sistemi - bez konkurencije u delu proizvodnje električne energije

U uslovima postojanja potpuno integrisanog sistema koji ima monopol na isporuke električne energije na određenom tržištu, normalna je situacija da to preduzeće ima i odgovornost za zadovoljenje potreba za potrošnjom električne energije kao i za preduzimanje odgovarajućih akcija u pravcu razvoja proizvodnih kapaciteta kao i prenosne i distributivne mreže. U uslovima postojanja potpune integracije, koordinacija ovih aktivnosti u velikoj meri je uprošćena. Ovakva situacija je najčešće zastupljena u većini zemalja mada sa različitim varijacijama na zadatu temu. Mada u poslednje vreme doživljavaju izvesnu transformaciju pod uticajem liberalizacije tržišta električne energije, relativno pojednostavljeni primeri SAD u kojoj postoji uslovno decentralisana ali zato snažno regulisana elektroprivreda, i Francuske u kojoj je centralizacija daleko snažnije zastupljena u odnosu na regulatorne mere, mogu dobro da nam posluže da bi se

109

indentifikovale osnovne karakteristike i načini zadovoljenja kriterijuma pouzdanosti snabdevanja.

U SAD, regulatorni ugovor, definisan odgovarajućim zakonskim aktima, predviđa obavezu elektroprivrednog preduzeća da zadovolji sve, kako sadašnje tako i buduće, potrebe za električnom energijom potrošača koji se nalaze u okviru njegovog konzumnog područja na koga on ima kocesiju. Svoju regulatornu obavezu koja proističe iz ugovora, elektroprivredno preduzeće može da ispuni kako iz sopstvenih kapaciteta, tako i iz zakupljenih odnosno kroz aranžmane o odugoročnoj kupovini električne energije od drugih elektrana. Pri tome, kontrola prenosnog i distributivnog sistema se ne dovodi u pitanje. Mnoge države imaju u svojoj praksi regulisane i određene detalje rada elektroprivrednog preduzeća, kao što su planiranje i određivanje potrebe za izgradnjom novih kapaciteta kao i prenosne i distributivne mreže. No, i pored toga, primarna odgovornost za pouzdano i kvalitetno snabdevanje potrošača leži na elektroprivrednim preduzećima. Industrijske asocijacije, kao što je NERC, takođe imaju značajnu ulogu u utvrđivanju standarda, pravila i formi kooperacije koje su od značaja za pouzdanost sistema.

U poslednjih nekoliko godina, liberalizacija tržišta proizvodnje električne energije uticala je na snažnu ekspanziju tzv. Non-Utility-Generators (NUGs). Sa njihovim sve značajnijim učešćem u ukupno instalisanoj snazi, elektroprivredna preduzeća su primorana da prilikom sagledavanja potreba za novim proizvodnim kapacitetima uzmu u obzir i njihovo postojanje, uz uvažavanje mogućnosti slobodnog korišćenja prenosne mreže elektroprivrednog preduzeća sa druge teritorije.

U tako stvorenim uslovima, elektroprivredno preduzeće može da bude primorano da kupuje električnu energiju od nezavisnog proizvođača bilo zbog njegovog statusa koji uživa, bilo zbog nižih troškova proizvodnje. Ono je takođe primorano da, pod određenim uslovima, transportuje električnu energiju kroz svoju prenosnu mrežu za potrebe nekog drugog elektrprivrednog preduzeća. Ovakve obaveze proistekle su na osnovu propisa Savezne regulatorne komisije (FERC), koja ovu mogućnost predviđa ukoliko se njome štiti javni interes i ukoliko ona ne ugrožava pouzdanost snabdevanja na određenoj teritoriji posmatrano na duži period.

Ovakav razvoj događaja nije uticao na izmenu osnovnog regulatornog ugovora koji predviđa obavezu lokalnog elektroprivrednog preduzeća da obezbeđuje uslugu iz njegove nadležnosti, ali je na izvestan način smanjio stepen direktne kontrole koju je elektroprivredno preduzeće uživalo prilikom ispunjenja svojih obaveza iz ugovora. Takva situacija je otvorila i pitanje u kojoj meri će elektroprivredno preduzeće biti u stanju da garantuje pouzdanost isporuka u nekom budućem periodu, odnosno ako to i bude bilo u stanju biće prinuđeno da izgradi rezervne elektrane koje će u većoj meri povećati troškove za koje nije izvesno da će ih nadležni regulator prihvatiti. Neka mišljenja idu u pravcu da ovo povećanje rizika i gubljenje direktne kontrole vodi ka smanjenju pouzdanosti snabdevanja. Konačan odgovor na takve sumnje teško je dati, pošto je potrebno da prođe izvesno vreme da bi se videlo kako će se stvari razvijati. Sadašnja situacija ne ukazuje na takvu neku mogućnost pošto postoji preizgrađenost kapaciteta. Sve u svemu, elektroenergetski sistem SAD još uvek počiva i zasniva se na regulisanom elektroprivrednom monopolu sa tendencijom da kroz uvođenje liberalnijih struktura poveća njegovu efikasnost.

110

Sledeći primer integrisanog pristupa, ali na veoma centralizovanim osnovama, je Francuska. Trenutno, EDF ima potpuni monopol na uvoz, izvoz i prenos električne energije, koji je proistekao iz Zakona o nacionalizaciji iz 1946.godine, i praktično monopol nad proizvodnjom i distribucijom električne energije, mada postoje i drugi proizvođači čija je uloga zanemarljiva. Regulatorna osnova, u ovom slučaju, je dosta slaba i neke njene elemente možemo da nađemo u “Planskom ugovoru” u kome su definisani ciljevi EDF-a za naredni period, između ostalih i investiciona aktivnost kojom bi trebalo da se zadovolji buduća potražnja za električnom energijom29. U suštini, praktični uticaj države na donošenje odluka je veoma snaža30 mada su u poslednje vreme u toku neke diskusije vezane za liberalizaciju, prvenstveno onog dela koji se odnosi na proizvodnju električne energije (Forster G., 1988).

Planskim ugovorom definiše se i kvalitet usluge koju je EDF dužan da pruži potrošačima, i predviđene su kompenzacije u slučaju da zbog lošeg kvaliteta dođe do oštećenja aparata i slično.

Iako je EDF najveći izvoznik struje u Evropi i među OECD zemljama, broj i trajanje redukcija električne energije u pojedinim delovima zemlje je iznad OECD proseka. Potrošač čije se snabdevanje električnom energijom smatra nezadovoljavajućim definisan je kao onaj koji u toku godine ima više od 6 isključenja ili 70 mikro isključenja u trajanju dužem od dva sata godišnje. Kako je zbog forsiranja izgradnje nuklearnih elektrana, distributivna mreža bila zapostavljena u poslednjih nekoliko godina, to su se u pojedinim delovima zemlje, usled male gustine stanovništva i velikih distributivnih troškova, pojavili problemi u snabdevanju. Zadnjim “Planskim ugovorom” postavljen cilj da se kvalitet isporuka poboljša sa namerom da 2005 godine dostigne nivo proseka OECD zemalja.

Mada centralizovani sistem, kakav postoji u Francuskoj, u velikoj meri simplifikuje upravljanje i planiranje budućih potreba, on nije u potpunosti rešio problem pouzdanosti snabdevanja. Stavljanje EdF-a u funkciju izvršenja nekih nacionalnih strateških ciljeva, uticalo je na to, kako smo već naveli, da se pojave lokalni problemi u snabdevanju električnom energijom. Sa druge strane insistiranje na nuklearnom programu i njegova dominacija u strukturi proizvodnje odstupa od osnovnih principa pouzdanog snabdevanja, koje između ostalih zagovara i IEA, a to su diversifikacvija i fleksibilnost proizvodnje. Takođe, postavlja se pitanje da li prekomernim ulaganjem u kapacitete i njihovim viškovima u odnosu na sopstvene potrebe se racionalno koriste nacionalni resursi odnosno da li postoji jeftiniji način da se ostvari sveukupna sigurnost i pouzdanost u snabdevanju električnom energijom.

1.17.2 Dezintegrisani sistemi bez postojanja konkurencije u delu proizvodnje električne energije

I u okviru ove grupe postoji veliki broj varijetata, pri čemu će mo se mi osvrnuti samo na ekstreme, odnosno pojedine karakteristične sisteme kako bi ilustrovali načine na koje

30 Prilikom donošenja odluke o izboru metoda proizvodnje, EDF mora da vodi računa da se uklopi u ukupnu energetsku politiku Francuske u smislu da omogući pouzdanost snabdevanja do stepena koji odgovara učešću električne energije od 40% u ukupnom energetskom bilansu.

111

su pojedine zemlje pokušale da reše problem pouzdanosti snabdevanja električnom energijom.

Nemačka predstavlja primer zemlje sa izrazito decentralizovanim i slabo regulisanim sistemom sa blizu 1000 učesnika na različitim nivoima u ovom lancu. Neka vrsta regulatornog ugovora postoji samo na nivou distribucije električne energije, i uglavnom on se svodi na dobijanje koncesije o ekskluzivnim pravima isporuke na određenom teritorijalnom području. Pojedine distributivne kompanije mogu da raspolažu i sa sopstvenim izvorime električne energije, ali najčešće oni se snabdevaju od regionalnih ili supra-regionalnih prenosnih i proizvodnih sistema. Ti prenosni sistemi najveći deo električne energije obezbeđuju iz sopstvenih kapaciteta, mada kupuju električnu energiju i od nezavisnih proizvođača kao i od proizvođača koji to čine za sopstvene potrebe. U tom smislu postoji i određeni ograničeni nivo konkurencije u okviru određene regije ali ne i van nje, pošto prenosne kompanije obavljaju aktivnosti na ekskluzivnim područjima koja su razgraničena demarkacionim sporazumom.

Uticaj Savezne vlade na poslovanje ovih firmi je mali, skoro zanemarljiv, mada njena uloga u vezi izbora goriva je veoma izražena. Insistiranje na upotrebi domaćeg uglja, nominalno zbog obezbeđenja pouzdanosti snabdevanja, dosta je snažno, kao i želja za uspostavljanjem konsenzusa oko izgradnje nuklearnih elektrana koje su viđene kao esencijalna komponenta dobro izbalansiranog sistema za snabdevanje. Sa druge strane, ne postoji jedinstveni centar iz koga bi se upravljalo sistemom u celini niti postoji jedinstvena koordinacija investicionih programa. Šta više, primarna odgovornost za obazbeđenje pouzdanosti snabdevanja leži na distributivnim kompanijama, koje pored izgradnje sopstvenih kapaciteta, tu odgovornost ostvaruju i indirektno kroz sklapanje dugoročnih ugovora o snabdevanju sa regionalnim kompanijama.

Uprkos nedostatku jedinstvenog centra za upravljanje sistemom, koji je karakterističan za integrisane sisteme, postojeća struktura je pokazala izuzetnu stabilnost tako da su izostali bilo kakvi značajniji problemi u snabdevanju električnom energijom. Ovakva situacija može donekle da se objasni jednom od karakteristika nemačke elektroprivrede, a to je značajno učešće državnog kapitala u vlasničkoj strukturi kao i međusobna isprepletenost učešća akcijskog kapitala, što uz postojanje jake industrijske asocijacije u velikoj meri olakšava koordinaciju između različitih regionalnih sistema, a zahvaljujući visokom stepenu zastupljenosti državnog kapitala, eliminiše potrebu za postojanjem snažnih regulatornih institucija i mera.

Ovako složena i isprepletena struktura, teško može da se preslika na neku drugu zemlju, pogotovu što ona zahteva i odgovarajuću ekonomsku podlogu, pošto su cene zbog zaštite domaćeg uglja, visokih ekoloških standarda, postojanja viška kapaciteta kao i zbog primene cost plus sistema dosta velike.

U Španiji postoji takođe izvestan stepen decentralizovanosti, ali sa jakim uplivom države kako po osnovu učešća u vlasništvu tako i po osnovu planiranja. Naime, proizvodni kapaciteti moraju da budu licencirani od strane države koja na taj način zadržava odgovornost za pouzdano i sveobuhvatno snabdevanje električnom energijom. Ujedno, kroz vlasništvo nad prenosnom mrežom, država koordinira investicionu aktivnost i usklađuje je sa nacionalnim interesima. Kao i u Nemačkoj, postoji zaštita domaćih proizvođača uglja, dok je nuklearni program u krizi pošto trenutno postoji moratorijum za njegovu primenu. Distributivne kompanije kupuju

112

električnu energiju od prenosnog preduzeća i de facto imaju monopol na područjima koje snabdevaju električnom energijom.

Situacija u Holandiji je nešto drukčija. Proizvodne i distributivne aktivnosti su razdeljene. Proizvodne kompanije su vlasnice prenosnog preduzeća ( SEP ) koje ima monopol na ovu delatnost i koje vrši koordinaciju između proizvodnje i uvoza. Distributeri i veliki potrošači imaju pravo da po svom izboru biraju snabdevača električnom energijom. Distributivna preduzeća su odgovorna za uredno snabdevanje teritorije koju pokrivaju i mogu da investiraju u proizvodnju, mada im je za tako nešto potrebna saglasnost SEP-a ukoliko elektrana ima veću snagu od 25 MW. Zbog ekoloških razloga, izgradnja novih kapaciteta u Holandiji je dosta otežana što je dovelo do toga da SEP mora da uvozi skoro 15% od ukupnih javnih potreba za električnom energijom. Kako je holandska elektroprivreda dosta ovisna o gasu, razmatra se mogućnost sklapanja dugoročnog ugovora o razmeni električne energije sa Norveškom koji bi trebao da omogući oprimizaciju ova dva sistema bazirana na različitim izvorima električne energije. Na ovaj način, promoviše se novi pristup rešavanju pouzdanosti snabdevanja. Umesto tradicionalnog shvatanja da svaka nacionalna teritorija mora da raspolaže sa dovoljnim brojem kapaciteta kojima bi zadovoljila domaće potrebe za električnom energijom, ovaj novi pristup sastoji se u tome da se preko interkonekcije i stvaranjem međunarodnih pool-ova preko kojih bi se vršila razmena, obezbedi pouzdanost snabdevanja potrošača. Na taj način se, pored diversifikacije izvora, u velikoj meri utiče i na smanjenje troškova, pošto se smanjuju potrebe za rezervnom marginom (rezervnim elektranama).

1.17.3 Dezintegrisani sistemi sa konkurencijom

U prethodnim slučajevima videli smo da primarna odgovornost za pouzdanost snabdevanja leži na distributivnim kompanijama, koje tu svoju obavezu izvržavaju bilo direktno, kroz izgradnju sopstvenih kapaciteta, bilo indirekto, kupovinom električne energije od drugih nivoa u sistemu. Takođe, prenosne kompanije u prethodnim slučajevima nisu se suočavale sa mogućnošću korišćenja njihove mreže od strane nekog drugog učesnika (third party access), čak i u slučajevima kada je postojala ograničena konkurencija između proizvodnih kapaciteta. Svi ovi sistemi, u proteklom periodu, su pokazali i dokazali da mogu relativno dobro da obezbede pouzdanost isporuka. Otuda se postavlja pitanje šta se dešava i koji sve problemi iskrsavaju kada se uvede konkurencija?

Za traženje odgovora na ta pitanja mogu najbolje da nam posluže neki detalji iz Engleske i Velsa, čija elektroprivreda nakon privatizacije funkcioniše na čisto tržišnim principima i mehanizmima.

U uslovima nepostojanja plana za sistem kao celinu, proizvođači električne energije svoje odluke o izgradnji novih kapaciteta donose na čisto komercijalnoj osnovi, polazeći prevashodno od cenovnih signala. Znači, da u slučaju kada potražnja za električnom energijom nadmaši raspoložive kapacitete, dolazi i do porasta dela cene iz kojega se pokrivaju troškovi kapitala, pa će to biti signal koji bi trebao da podstakne izgradnju novih elektrana.

113

Prenosna kompanija (National Grid Company - NGC) upravlja sistemom na osnovu licitacionih cena koje dostavljaju svi proizvođači. Njoj je zabranjeno da se ponaša kao neposredni isporučilac (prodavac) električne energije, nego ona mora da deluje u skladu sa postavljenim ciljevima, odnosno da održava integritet i stabilnost mreže. Svoje usluge koje pruža, kao što su održavanje frekvence i odgovarajućeg napona, upravljanje reaktivnom energijom, ulazak i izlazak iz sistema i sl. ona naplaćuje, i to joj služi kao izvor sredstava za zadovoljenje osnovne funkcije.

NGC takođe pravi projekcije kretanja proizvodnje i potrošnje za sistem kao celinu, ali te projekcije nemaju funkciju centralnog plana, pošto one ne obavezuju ni proizvodne ni distributivne kompanije. Regulator (OFFER) i državni sekretarijat imaju obavezu da stvore uslove koji bi trebalo da omoguće zadovoljenje razumne potrošnje, odnosno koji bi omogućili licenciranim učesnicima u ovom lancu da finansiraju svoje aktivnosti.

Prodavci električne energije, koji bi dobili licencu za to, imaju obavezu da na svaki zahtev isporuče električnu energiju, kao i da održavaju sistem za koga su odgovorni, na efikasan i ekonomičan način. Regulator takođe, može da propiše određene standarde proizvodnje koji moraju da se postignu kao i penale za njihovo neostvarivanje. Distributivna preduzeća takođe moraju da se pridržavaju tehničkih pravila u skladu sa Distributivnim Kodom, kao što moraju da omoguće i transport kroz svoju mrežu ukoliko to od njih neka treća strana zatraži. One takođe mogu i da proizvode električnu energiju do određene granice koja je utvrđena prilikom davanja licence i ujedno podležu istim pravilima koja proizilaze iz licencnog i licitacionog sporazuma kao i proizvođači električne energije.

Konačno, postoje i neke druge mere koje imaju uticaja na obezbeđenje pouzdanosti snabdevanja. Naime, na osnovu obaveza koje proističu iz NFFO (Non Fossil Fuel Obligation), isporučioci električne energije su dužni da jedan njen deo nabavljaju iz izvora koji se ne zasnivaju na fosilnim gorivima. Ovakav zahtev je postavljen kako bi se obezbedilo da, radi zadovoljenja ekoloških i sigurnosnih razloga, ne dođe do pada udela nuklearnih elektrana (u manjoj meri i ostalih elektrana na obnovljive izvore) u ukupnoj strukturi raspoloživih kapaciteta.

Još je suviše rano doneti bilo kakav sud o ovakvom načinu regulisanja sistema pošto je on još uvek u procesu, a sa stanovišta njegove ocene oko obezbeđenja pouzdanosti snabdevanja potreban je daleko duži rok. Ono što se može konstatovati, to je da od trenutka uvođenja novog sistema u upotrebu, nije bilo nikakvih problema koji bi se odnosili na kvalitet i pouzdanost isporuka električne energije potrošačima.

U proizvodnom delu, postojao je inicijalni strah da će u uslovima važenja novog sistema doći do pada investicione izgradnje novih kapaciteta usled povećanog rizika ulaganja. Međutim, desila se sasvim obrnuta situacija, odnosno investicije su doživele bum, što je u velikoj meri otklonilo bilo kakve bojazni da sistem neće raspolagati sa dovoljno kapaciteta koji bi bili u stanju da zadovolje neku buduću potražnju za električnom energijom. Sa druge strane, sa stanovišta sigurnosti snabdevanja, ova ekspanzija izgradnje novih kapaciteta u kojoj dominiraju elektrane na gas, mada doprinosi diversifikaciji izvora pa samim tim i većoj fleksibilnosti sistema, uticala je na to da se javi bojazan od preterane zavisnosti od ovog primarnog energenta, tako da su se pojavile sugestije da se određenim merama utiče na ograničenje učešća ovih elektrana u ukupnoj strukturi. Neke projekcije koje su rađene za 2010.godinu, ukazuju na to da će

114

elektrane na ugalj učestvovati sa 34%, na gas sa 26%, nuklearne sa 27% dok će sve ostale elektrane u kojima dominiraju TE na mazut imati učešće od 13% u ukupnoj strukturi instalisane snage. U tom pogledu, ovaj budući miks ukazuje na to da će struktura kapaciteta biti bolje izbalansirana i diversifikovana u odnosu na postojeće stanje gde su TE na ugalj zastupljene sa 65%, NE sa 22% a svi ostali sa 13%.

Iako u delu prenosa i distribucije, novi sistem koji je zasnovan na Pool-u i licitacionim cenama, daleko složeniji, u dosadašnjoj praksi i radu on nije doveo do većih problema koji se tiču pouzdanosti snabdevanja. Takođe, većih problema nije bilo ni u delu isporuka krajnjim potrošačima, mada ova situacija može da se promeni u uslovima kada franšizno tržište više zaživi i kada se pojave novi učesnici na njemu iza kojih ne stoji vlasništvo nad proizvodnim kapacitetima.

Drugi primer dezintegrisanog tržišta sa konkurencijom predstavlja Norveška. Iako postoji dosta sličnosti između ova dva primera, postoje i značajne razlike. Naime, i u Norveškoj su ukinuti monopoli u delu proizvodnje električne energije. U okviru određenog geografskog područja, distributivna preduzeća imaju obavezu da priključe na mrežu sve potrošače, ali nemaju i ekskluzivno pravo i za njihovo snabdevanje, kao što nemaju ni obavezu da zadovolje bilo kakav rast potrošnje koji se pojavi na njihovoj teritoriji. Sa druge strane, prenosno preduzeće Statnett, je i dalje ostalo u državnom vlasništvu kao i najveći proizvođač Statkraft. Država je takođe zdržala pravo nadgledanja kao i odobravanja svakog izvoza ukoliko je on veći od 5 TWh.

U uslovima postojanja velikog broja proizvodnih i distributivnih preduzeća (preko 200) u okviru Statnett-a, otvorena je berza za razmenu električne energije, na kojoj imaju prava da učestvuju sve zainteresovane strane. Iako, ona postoji još od 1971.godine, samo mali deo ukupne proizvodnje se na njoj razmenjuje ( 15 TWh od ukupnih 118 TWh koliko je proizvedeno 1992.godine) uglavnom zbog zadržane vertikalne strukture lokalnih preduzeća kao i postojanja dugoročnih sporazuma između proizvođača i potrošača. Kako je samo mali broj, uglavnom velikih industrijskih preduzeća, uzeo učešća u radu berze, to efekte od njnog rada (koj su se u navećoj meri odrazili na pad cena) nije značajnije osetila većina potrošača.

U delu pouzdanosti snabdevanja, u dosadašnjem periodu nije bilo nikakvih problema. Pošto je vlada jasno stavila do znanja da će nastaviti sa sveukupnim praćenjem situacije u sistemu, to se može očekivati da ni u budućnosti neće do njih doći.

*

* *

U velikom broju zemalja, i to kako u nerazvijenim tako i u onima koje pripadaju krugu najrazvijenih zemalja, elektroprivreda je često korišćena od strane države za obezbeđenje određenih ekonomskih stimulansa, otvaranje novih radnih mesta, zaštitu pojedinih kategorija potrošača kao i niz drugih javnih ciljeva. Kao deo takve strategije, država je neretko tražila od elektroprivrednih preduzeća da koriste raspoložive

115

energente u okviru nacionalnih granica bez obzira na njihovu cenu i konkurentnost u odnosu na druge energente, direktno uticala na izbor tehnologija i opreme odnosno pospešivala ili destimulisala određena investiciona ulaganja (elektrane na obnovljive izvore, nuklearne elektrane).

U situaciji kada dolazi do promena u elektroprivrednom okruženju, i kada konkurencija i transfer sredstava u privatne ruke postaje sve dominantniji, i navedene intervencije od strane države u velikoj meri bivaju ograničene i doživljavaju adekvatne promene. Uticaj tih promena na ekonomske i društvene performanse u pojedinim nacionalnim ekonomijama može biti izuzetno veliki i u stanju je da dovede i do određenih socijalnih tenzija (štrajk rudara u V.Britaniji početkom 90-ih kao i u Mađarskoj u 1999.godini). Pozitivni efekti koje donosi konkurencija kroz smanjenje cena električne energije nastaju u jednom dužem vremenskom periodu, tako da je neophodno raspolagati sa dodatnim finansijskim izvorima koji bi mogli da se iskoriste kao amortizer dok ti efekti ne zažive (studije koje su rađene u SAD predviđaju da će uvođenje tržišta u segmente proizvodnje i prodaje električne energije uticati na godišnji rast društvenog proizvoda od 2,6% i da će dovesti do otvaranja 1.1-3.1 miliona novih radnih mesta) (www.eia.org/grd/policy/electres.htm).

Od posebnog značaja je i sagledavanje uticaja ovih promena na pouzdanost snabdevanja i kvalitet isporuka električne energije. Iako dosadašnja iskustva zemalja kod kojih je konkurencija zaživela, ne ukazuju na postojanje većih problema u ovom segmentu (što može biti posledica inercije usled još nedovoljne razrađenosti i zastupljenosti tržišta), pitanje odgovornosti za planiranje i obezbeđenje dovoljnog broja kapaciteta u budućnosti kao i zadovoljenja potreba potrošača bez obzira na njihovu geografsku lokaciju i gustinu stanovništva, ostalo je otvoreno i traži adekvatan odgovor.

116

CENE ELEKTRIčNE ENERGIJE

1.18 Uvodna razmatranja

Cena određenog proizvoda ili usluge ima niz funkcija koje treba da obavi. Najdirektnije, cena koja se zaračunava potrošaču predstavlja osnovu za formiranje prihoda proizvođača kojim on treba da pokrije troškove proizvodnje i da nešto i zaradi. U zavisnosti od visine zarade, zavisi i inicijativa za ulaganje u određenu delatnost. Cena ujedno predstavlja i poseban način sporazumevanja između proizvođača i potrošača, putem signala koji ukazuju na raspoloživost određenog proizvoda ili usluge.

Ove funkcije cena su relevantne za električnu energiju kao i za sve ostale proizvode i usluge. Velika kapitalna ulaganja, dug period izgradnje i korišćenja energetskih kapaciteta uz esencijalnu prirodu ovog proizvoda za svako društvo, nameće potrebu za takvim sistemom formiranja cena električne energije koji bi davao adekvatne signale investitorima, proizvođačima i potrošačima, u cilju formiranja jedne zdrave nacionalne ekonomije.

Održavanje cena ispod nivoa troškova zbog socijalnih i industrijskih razloga, nije bio samo čest slučaj u zemljama u razvoju nego i u pojedinim zemljama OECD-a. Posledice ovakve politike su izuzetno skupe i ogledaju se pre svega u preteranoj i neracionalnoj

Poglavlje

6. 117

potrošnji električne energije, prekomernom trošenju nacionalnih resursa kao i u nastanku šteta usled povećanog zagađenja čovekove sredine. Sa druge strane, posledice prekomernih cena električne energije mogu negativno da se odraze na konkurentsku moć industrije kao i na lišavanje stanovništva ovog esencijalnog dobra.

Otuda, uspostavljanje ravnotežnog nivoa cena električne energije u praksi nije ni najmanje jednostavno ostvariti pošto utvrđivanje cena električne energije u suštini predstavlja određeni kompromis između različitih interesa i ciljeva.

1. Interes potrošača

Pregledom interesa potrošača mogu da se otkriju dve vidne osobine: prvo, ne odlazeći tako daleko da očekuju da će struju dobiti besplatno, ipak svaki potrošač želi da plati što je moguće manje; drugo, potrošači žele da imaju fer i pošten tretman od strane isporučilaca električne energije, pri čemu neprestano prate koliko drugi potrošači plaćaju i kolika je cena za njih. To u suštini znači da kada dođe do toga da treba da se podele troškovi proizvodnje električne energije na različite grupe potrošača, onda te grupe imaju različite i uglavnom konfliktne interese. Na primer, glavni industrijski sektori često pokrenu čitavu medijsku kampanju u kojoj podvlače da su njihovi loši izvozni rezultati posledica viskokih troškova kojima se ruši njihova konkurentnost na ino tržištima. Pri tome naglašavaju da troškovi za električnu energiju u znatnoj meri opterećuju njihovu cenu koštanja.

2. Društveni (nacionalni) interes

Društveni interes ponekad diktiraju stanovišta i stavovi koji mogu podjednako da imaju uticaja i na položaj potrošača i proizvođača. Naime, vlada može da smatra da cenovna struktura električne energije može da posluži kao zgodan instrument za sprovođenje nacionalne ekonomske, energetske, socijalne ili industrijske politike. Takođe, u nameri da izbalansira nacionalni budžet, ili budžete lokalnih vlasti, mogu da budu uvedene razne takse ili pak neke druge obaveze kako na cenu električne energije tako i na druge oblike energije što može da dovede do poremećaja na tržištu energenata i da naruši njihove međusobne paritete.

3. Interes proizvođača

Na prvom mestu, preduzeće mora da postavi svoje ekonomske, finansijske i komercijalne ciljeve, i da onda u skladu sa njima angažuje sve raspoložive resurse kako bi ih ostvarili. Mada ovakva definicija interesa proizvođača počiva na legitimnom pravu svakog preduzeća da može slobodno da rukovodi svojim poslovnim aktivnostima, neka ograničenja na slobodu donošenja odluka moraju da se postave zbog postojanja prirodnog monopola u pojedinim segmentima ove delatnosti.

Neosporno je da pojedini nivoi cena električne energije mogu da idu na ruku, odnosno da forsiraju interese potrošača ili proizvođača. Ovi ekstremi u principu moraju se pomiriti i na određen način uskladiti sa interesima društva u celini. Bilo koji nivo cena odnosno tarifna struktura, očigledno mora da predstavlja kompromis između različitih očekivanja i ciljeva. U kojoj meri će taj kompromis biti postignut zavisi od mogućnosti prepoznavanja respektivnih interesa kao i od merenja i upoređivanja svih faktora koji su uključeni.

118

Međutim, postavlja se pitanje kako meriti i međusobno upoređivati različite faktore koje treba uzeti u obzir. Teškoća potiče od toga što se raznorodni zahtevi ne mogu meriti zajedničkom merom, te stoga nije ni moguće izraziti njihovu “sumu” za koju treba težiti da se postigne optimum.

Očito je teže brojčano proceniti jednu uslugu, uz koju su uglavnom vezani apstraktni pojmovi o kvalitetu, sigurnosti i redovnosti, nego proizvode koji se mogu brojati, klasificirati, vagati, tim više što ova usluga može imati bezbroj oblika i omogućuje najrazličitije primene.

Razmatranja o upotrebnoj vrednosti jedne usluge ili jedne robe ne prejudicira odgovor na pitanje da li ta vrednost treba da bude odlučujuća za utvrđivanje cena električne energije. Želi se međutim istaći da uvažavanje opšteg interesa ili interesa potrošača koje treba zadovoljiti u najvećoj meri nije dovoljno jasna kategorija. Uz to treba jednako biti u stanju, na ovaj ili onaj način, proceniti i izraziti stepen zadovoljenja. Bilo bi sasvim pogrešno zaključiti da se to zadovoljenje postiže količinom KWh koji su isporučeni, jer niko se nebi zadovoljio kada bi mu ponudili grejanje usred leta ili kuvanje posle ponoći. Sa druge strane, može se postaviti pitanje, da li optimum za kojim se teži u jednom kratkom roku odgovara najvišem opštem interesu posmatranom na dugi rok. Ukoliko želimo da naglasak stavimo na interese potrošača, moramo se zapitati da li da istu važnost damo svakoj potrošnji, ili želimo da, na primer, poklonimo više pažnje onoj potrošnji koja predstavlja faktor proizvodnje i čini sastavni deo ekonomskog ciklusa?

U svakom slučaju, pronalaženje ekonomskog optimuma za društvenu zajednicu kao celinu, mora da počiva na zadovoljenju sledećeih kriterijuma:

• ravnoteži prihoda i rashoda koja omogućava efikasno poslovanje elektroprivrednih preduzeća

• zadovoljenju opštih ekonomskih interesa

• ravnopravnosti potrošača, koje isključuje svako diskriminatorno ponašanje.

Sa stanovišta ekonomske nauke i misli, nije uopšte sporno da se mora ostvariti ravnoteža prihoda i rashoda, bilo da su u pitanju javna ili privatna preduzeća ili je pak reč o monopolskom položaju ili o uslovima potpune konkurencije. To je jednostavno sine qua non ukoliko se teži ka pronalaženju optimalnog rešenja. Međutim, pitanje koje se postavlja zahteva preciznije definisanje koja je to cena koja obezbeđuje takvu ravnotežu.

Ekonomska cena električne energije trebalo bi da osigura sledeće:

• da informiše proizvođače i potrošače o stvarnim troškovima proizvodnje, kako bi oni mogli donositi pravilne odluke (informativna funkcija cena),

• da izvrši raspodelu prihoda tako da se zadovolje zadati kriterijumi u primarnoj raspodeli (distributivna funkcija),

119

• da omogući pravilnu alokaciju proizvodnih faktora na alternativne upotrebe (alokativna funkcija),

• da omogući pravilno poređenje preduzeća prema uspešnosti poslovanja (selektivna funkcija)

Navedene četiri funkcije ekonomskih cena predstavljaju naravno, samo teorijski idealan slučaj koordinacije ekonomske aktivnosti kroz tržišne, konkurentno utvrđene cene. Iako stvarnost, uz sva postojeća ograničenja, u velikoj meri sputava ovakvu orijentaciju, treba težiti ka ceni električne energije koja u najvećoj mogućoj meri zadovoljava navedene funkcije.

1.19 Osnovni pojmovi vezani za cenu električne energije

Cena električne energije je složena kategorije, i da bi se izbegli eventualni nesporazumi u daljem radu, potrebno je definisati i razjasniti njene osnovne pojmove.

Osnovna podela cene električne energije je na tzv. “ulaznu” i na “izlaznu” cenu električne energije (Tocigl. B. 1989). Ulazna cena predstavlja određeni nivo stvarnih, odnosno standardizovanih ili priznatih troškova proizvodnje, prenosa i distribucije električne energije u određenom prostoru i kroz određeno vremensko razdoblje. U zavisnosti od organizacione strukture elektroprivrede, odnosno od toga na kom se nivou isporuka posmatra, razlikujemo cenu koštanja proizvodnje pojedinačne elektrane, cenu na pragu prenosa i cenu na pragu distribucije odnosno cenu krajnjeg potrošača. Cena na pragu prenosa predstavlja velikoprodajnu cenu pošto ona u sebi sadrži pored troškova proizvodnje i troškove prenosa električne energije i na taj način predstavlja mesto isporuka sa koga se snabdevaju svi potrošači (direktni - velika industrijska preduzeća i distributivna preduzeća). Nakon preuzimanja električne energije sa praga prenosa, u distributivnim preduzećima, ona trpi transformaciju do nižih naponskih nivoa i transportuje se do krajnjih potrošača. Otuda cena na pragu distribucije ili cena krajnjeg potrošača, pored troškova nabavke električne energije sadrži u sebi i troškove transformacije, transportovanja i usluga prodaje električne energije.

Transformacijom “ulazne” cene kroz tarifni sistem dobijamo “izlaznu” cenu električne energije. Tarifni sistem utvrđuje kriterijume preraspodele globalne prosečne ulazne cene na pojedine kategorije potrošnje, kao i njenu dalju razradu po tarifnim elementima. Osnovni princip utvrđivanja tarifnih stavova polazi od pretpostavke da se nivo ulazne cene, preraspodeljuje prema kategorijama potrošnje u zavisnosti od troškova izazvanih ponašanjem potrošača na mestu preuzimanja električne energije. Potrošač kupuje električnu energiju na određenom naponskom nivou (koji određuje kategoriju potrošnje) i plaća nabavljene količine po tarifnim stavovima određenim za taj nivo. U zavisnosti od mesta na kome preuzima električnu energiju, i od odnosa po kojima tu energiju koristi (snaga, energija, doba dana, sezona i dr.), potrošač ostvaruje svoju prosečnu individualnu cenu, koja u zavisnosti od strukture korišćenja može biti različita za svakoga ponaosob. Količnik ostvarenog prihoda od prodaje električne energije i isporučenih količina predstavlja prosečnu prodajnu ili izlaznu cenu električne energije.

120

Transformacija ulazne cene kroz tarifni sistem u izlaznu cenu nije jednostavan postupak i pored opštih principa na kojima počiva (nepristrasnost, jednostavnost, praktičnost i sl.) on se sukobljava sa niz problema:

Alokacija troškova - zbog prirode i specifičnosti elektroprivrednog sistema, troškovi električne energije ne mogu direktno da se prenesu na neposrednog potrošača. Naime, u određenom trenutku vremena, uključeno je više elektrana u pogon, svaka sa svojom strukturom kapitalnih i proizvodnih troškova. Pored toga, jedan deo troškova koji proizilaze iz poslova koje je neophodno preduzimati radi održavanja integrisanosti sistema, kao što su održavanje frekvence i napona, rotirajuća rezerva, upravljanje reaktivnom energijom i sl. nemoguće je direktno prevaliti na krajnjeg potrošača i on najčešće nije ni svestan njihovog postojanja. Zbog toga, ne postoji jedan jedinstven način za alokaciju ovih zajedničkih troškova, i različiti pristupi njegovom rešavanju mogu da imaju podjednako opravdane rezultate.

Praktičnost - čak i kada bi se mogli utvrditi precizni troškovi za isporuke električne energije svakom konkretnom potrošaču ili grupi potrošača, postojali bi i dalje praktični problemi odražavanja ovih troškova kroz cenu, pošto oni variraju kako u toku dana tako i u toku godine. Troškovna komponenta cene se sastoji iz fiksnog i iz varijabilnog dela, koji se reflektuju kroz cenu za angažovanu snagu odnosno utrošenu energiju. Za male potrošače, koji čine ogromnu većinu, veoma je teško utvrditi cene koje adekvatno reflektuju ove varijacije u troškovima zbog izuzetno visokih troškova merenja koji čine ovako nešto neracionalnim. Neke varijacije u troškovima (između pojedinih regiona u zemlji, između gradskih i seoskih područja i sl.) ne predstavljaju praktičnu teškoću da nađu svoje mesto u ceni električne energije, ali se sučeljavaju sa shvatanjem da takve neke razlike ne bi smele da se ispoljavaju kroz cene, pogotovu kada je u pitanju javna usluga.

Politički ciljevi - kao što je već navedeno, cena električne energije se često koristi da bi se postigli određeni dugoročni energetski ciljevi, kao što su promocija korišćenja izvora sa obnovljivom energijom, korišćenje nacionalnih energetskih resursa i sl. što sve zajedno može da dovede do udaljavanja od striktnog utvrđivanja cena električne energije na bazi troškova.

1.20 Osnove za utvrđivanje cena električne energije

Kod većine dobara i usluga kod kojih postoji konkurencija, delovanje tržišnih zakona bi dovelo do cena koje bi izbalansirale ponudu i potražnju i obezbedile proizvođaču razuman profit na uložena sredstva. Tradicionalano shvatanje je da tržište električne energije, de facto i de jure predstavlja monopol. Da bi se izbegla zloupotreba monopolskog položaja, država je izvršila regulaciju niza aktivnosti elektroprivredne delatnosti, uključujući i cene. Ovo je podrazumevalo razvijanje niza različitih modela i pristupa koji bi omogućili adekvatnu zamenu za tržišnu cenu. Tek nedavno, kako je deregulacija uzimala maha, preduzeti su određeni koraci ka uspostavljanju tržišta na kome bi se cene uspostavljale kroz međusoban kontakt prodavaca i kupaca.

Mogu se indentifikovati tri pristupa koji se najčešće koriste za utvrđivanje cena električne energije:

121

Utvrđivanje cena na bazi istorijskih troškova - Ovaj pristup imao je za cilj da zadovolji onu prvu funkciju cena koju smo naveli, a to je da omogući proizvođaču da pokrije svoje troškove uz “pravičnu” stopu povraćaja, ali ne i da ostvari prekomerni profit. On je najčešće zastupljen u zemljama u kojima se električna energija obezbeđuje iz privatnih izvora i gde ne postoji konkurencija, a u pogledu regulacije može da varira od veoma detaljne (SAD) pa do sasvim površne (Nemačka) regulacije.

Utvrđivanje cena na bazi marginalnih troškova - Posmatrano na dugi rok, troškovi električne energije moraju svakako da budu pokriveni, ali ovaj pristup stavlja veći naglasak na drugu funkciju cena, davanje ekonomski korektnih signala koji bi rukovodili potrošnjom i investicionim odlukama. On je najčešće zastupljen u visoko integrisanim elektroprivredama koje su u državnom vlasništvu kao što je slučaj sa Francuskom i Velikom Britanijom pre privatizacije.

Tržišno utvrđivanje cena električne energije - ovaj pristup počiva na tržištu i delovanju tržišnih zakona kao osnovi za formiranje cena električne energije. On počiva na dve osnovne pretpostavke: prvoj, kao što je slučaj u Norveškoj i V.Britaniji, da su proizvodnja električne energije i njene isporuke potpuno liberalizovani, tako da se putem berze ili kroz kupoprodajne ugovore električna energija može kupovati i prodavati na bazi cena koje određuje tržište; i drugoj, da je električna energija predmet razmene kako između samih elektroprivrednih organizacija koje postoje u jednoj zemlji tako i između zemalja i to po cenama koje neposredno određuju zainteresovane strane u sporazumu. Teorijski posmatrano, tržišne cene (u uslovima postojanja perfektne konkurencije) izravnavaju se 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 cena). 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 konkurentskom tržištu.

1.21 Utvrđivanje cena na bazi istorijskih troškova

Tradicionalan pristup obrazovanju cena električne energije zasniva se na klasičnoj kalkulaciji cene koštanja električne energije. Cena električne energije utvrđena u skladu sa ovim postupkom pokriva prosečne troškove proizvodnje31, koji po svojoj suštini uvek izražavaju prethodno stanje proizvodnih kapaciteta ne uvažavajući pri tome promene u ukupnim troškovima do kojih dolazi uvođenjem dodatnih kapaciteta ili promenom stepena korišćenja postojećih.

Najrazvijenija verzija ovog pristupa je ona koje se primenjuje u SAD. I druge zemlje, u suštini primenjuju sličan metod, dozvoljavajući proizođačima električne energije da kroz cenu pokriju troškove proizvodnje uključujući tu i određenu stopu povraćaja na uloženi

31 Prosečni troškovi proizvodnje dobijeni su kao količnik ukupnih troškova i proizvedenih količina i oni mogu da se posmatraju na nivou svake elektrane kao i na nivou celog sistema.

122

kapital. čak i u situacijama kada ne postoji formalni regulator (kao što je slučaj u Nemačkoj), kombinacijom javnog vlasništva ili koncesijama generalno se stimuliše “cost recovery” pristup. U nekim slučajevima, gde se formalno odobravanje cena nalazi u rukama države ili nacionalnog parlamenta (npr. Portugalija, Australija), ili pak posebnih komiteta (Belgija), ono takođe počiva na “cost recovery” principu. U zemljana kao što su Danska ili Finska, ovaj opšti pristup je razvijen kroz upustva koje donose industrijske asocijacije koje su nadležne za ovu strukturu kao i za nivo cena.

Stoga, iako postoje izvesne nacionalne razlike koje proističu iz primene ovog opšteg pristupa, njegove osnovne konture mogu najbolje da se sagledaju na osnovu najtransparentnijeg ali takođe i najkomplikovanijeg i najskupljeg oblika, koji se primenjuje u SAD.

Osnovni kriterijum od koga se polazi je da cene moraju da budu pravedne i razumne i da ne smeju da budu diskriminatorne, u smislu da za nekoga budu stimulativne a za drugoga destimulativne. Maloprodajne cene ili cene kod krajnjeg potrošača, su regulisane od strane državnih komisija. Praksa varira od države do države, ali je opšti princip da operativni troškovi budu nadoknađeni direktno iz cene, dok kapitalni troškovi se pokrivaju na osnovu odobrene vrednosti sredstava, “rate base”, na osnovu koje se određuje koja stopa povraćaja (“rate of return”) može da se ostvari kao i koji iznos amortizacije može da se prizna kao trošak. Sredstva se ne uključuju automatski u cenovnu osnovicu (rate base). Mnoge države zahtevaju da se investiciona ulaganja korektno utvrde, odnosno da se ustanovi da li su ona korisno upotrebljena pre nego što se odobri da ona uđu u osnovicu za formiranje cena. Neke države odobravaju da se ovo učini još za vreme izgradnje elektrana, dok neke druge to omogućuju tek kada elektrana uđe u pogon.

Iako je ovaj sistem dobro razrađen i imao je priliku da bude široko zastupljen, tokom prethodnih godina on je pokazao i izvesne slabosti, pogotovo u situaciji preizgrađenosti kapaciteta (da li ovi troškovi investicija koje nisu bile neophodne treba prevaliti na potrošače), kao i u vezi sa nuklearnim programom (da li prekomerni troškovi zbog dugih rokova izgradnje ili obustavljene investicije treba da budu predmet povraćaja kroz cene). Treba naglasiti da ovi problemi, iako su najuočljiviji na primeru SAD, su prisutni i u ostalim zemljama koje su preferirale ovakav pristup formiranju cena električne energije.

Sa druge strane, ovaj sistem ima i niz prednosti. On je relativno precizan, pošto je zasnovan na istorijskim troškovima, podrazumeva mali rizik za proizvođače (te shodno tome i nisku stopu povraćaja na uložena sredstva), i relativno je lak za razumevanje i prihvatanje od strane potrošača. Međutim, njegova mana je u tome što on ne pruža korektne ekonomske signale u situaciji kada su marginalni troškovi veći od prosečne cene (npr. kada je nova elektrana zbog inflacije ili zbog uvedenih ekoloških standarda skuplja od postojećih), ili pak kada su niži (npr. kada u sistem uđe elektrana koja ima veću efikasnost od postojećih). Osnovna ograničenja ovakvog pristupa obrazovanju cena električne energije sastoje se u toma što su propisane, normirane vrednosti obračunskuh troškova po pravilu potpuno različiti od troškova koji su relevantni za efikasnu alokaciju resursa. Ovakav pristup predstavlja ex post pogled na troškove i stvara iluziju kod potrošača da su troškovi proizvodnje (pa time i resursi) isto toliko jeftini kao što je to bio slučaj u prošlosti, odnosno da su resursi u istoj meri raspoloživi kao što je to nekad bilo. Naime, u slučaju kada su cene usmerene na pokrivanje ostvarenih

123

prosečnih troškova, one ne ostvaruju svoju alokativnu funkciju u smislu da potrošačima daju signal koliki su dodatni troškovi proizvodnje neophodni za zadovoljenje dopunske potrošnje. Ovaj argument važi, naravno, i u suprotnom smislu. Ukoliko potrošači smanjuju svoju potrošnju, tada su ekstra troškovi dodatnih kapaciteta izbegnuti ili smanjeni, pa će u slučaju da su cene u korelaciji sa njima, i smanjenje troškova pojedinačih potrošača električne energije odražavati uštedu resursa do koje je došlo.Usled toga on može da utiče na veliko lutanje u cenama uprkos činjenici da je tok novih investicija prilično konstantan, i ujedno on ne daje snažan podsticaj efikasnosti poslovanja. Konačno, nizak rizik za proizvođača, podrazumeva visok rizik za potrošača koji je taj koji u krajnjoj instanci kroz svoj račun plaća za sve počinjene greške kako proizvođača tako i regulatora.

Svi ovi nedostaci mogu donekle da se otklone efikasnijom regulativom, ali po cenu pravljenja kompromisa sa komercijalnom autonomijom preduzeća. Stoga su u poslednje vreme učinjeni koraci u pravcu uvođenja veće fleksibilnosti, bilo kroz tržino orijentisano određivanje cena bilo kroz uvođenje podsticajnog regulisanja cena električne energije. Ovo zadnje, ima za cilj da oslabi vezu između troškova i cene električne energije, vezujući ih za inflaciju umanjenu za stopu rasta produktivnosti, podstičući na taj način, sa jedne strane smanjenje tarifa, a sa druge strane preduzeća na veću efikasnost kako bi mogli da ostvare i veće profite. Ovaj model poznatiji kao RPI-X ili price cap model, najpre je bio primenjen u V.Britaniji, da bi se kasnije proširio i na druge zemlje. U daljem tekstu daćemo detaljniji opis utvrđivanja cene električne energije putem ovih modela.

1.21.1 Model stope povraćaja (SP)

Ovim mehanizmom, nivo cena se utvrđuje indirektno, kontrolom troškova i profita, te je on u praksi poznat i pod imenom cost plus metod, pošto je orijentisan na to da ustanovi takve cene koje bi omogućile preduzeću da pokrije sve operativne troškove, kao i da ostvari određeni nivo profita.

Metodologija primene ovog modela se sastoji iz serije dobro definisanih koraka koji u krajnjoj instanci, kroz jedan administrativni postupak dovode do formiranja cene električne energije. U prvom koraku, regulatorna komisija određuje kapitalnu bazu, koja može da se definiše kao iznos sredstava na koje elektroprivredno preduzeće ima pravo da obračuna stopu povraćaja (rate of return). Drugi korak predstavlja utvrđivanje operativnih troškova (gorivo, zarade, takse, amortizacija i sl.) I jedna i druga stavka se u početku utvrđuje za period od 12 meseci koji se smatra probnim. U trećem koraku, određuje se stopa povraćaja u vidu procentnog iznosa koje elektroprivredno preduzeće može da primeni na kapitalnu osnovu.

U svojoj ulozi regulatora, komisija je dužna da sagleda i odobri sve troškove elektroprivrednog preduzeća 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 preduzeća ili je on posledica primene programa koji treba da stimuliše racionalno korišćenje električne energije. Pri tome, da bi odobrila sve navedene troškove, komisija mora da utvrdi da li su oni “razumno” određeni. Kod utvrđivanja šta je to “razumno”, komisija se rukovodi

124

time da li je onaj koji donosi odluke, na osnovu informacija kojima je raspolagao ili kojima je morao da raspolaže ukoliko pretenduje da posluje sa pažnjom dobrog privrednika, mogao da donese takve odluke.

Pored ovoga, u delu koji se odnosi na kapitalne troškove, komisija je dužna da ustanovi da li se oni odnose na sredstva koja se nalaze u neposrednoj i svsishodnoj ulozi. To podrazumeva, da se nedozvoljva zarada na kapital koji je uložen u projekte koji su u toku izgradnje, kao i to da se u pojedinim slučajevima iz kapitalne osnove isključi višak kapaciteta koji nije u neposrednoj funkciji zadovoljenja potreba potrošača i koji prevazilazi potrebe rezervne margine 32.

Kontrola proizvodnih (operativnih) troškova predstavlja najjednostavniji deo posla regulatora. U ove troškove spadaju troškovi goriva, plate i nadnice menadžera i radnika, materijalni troškovi, troškovi održavanja, amortizacija i porezi, i u strukturi ukupnog prihoda oni imaju najveće učešće. Jednostavnost kontrole ovih troškova počiva na transparentnosti njihovog formiranja. Naime, najveći njihov deo je van kontrole elektroprivrednog preduzeća, kao što su porezi i takse, troškovi goriva koji se formiraju na bazi tržišnih cena, nadnice koje se utvrđuju na bazi kolektivnih ugovora i slično. Otuda problem kontrole proizvodnih troškova može da nastane u situacijama kada dođe do relativno visoke inflacije ili kada naglo porastu cene goriva, kao u slučaju dva naftna udara (1973. i 1979.godine). Nakon toga je uvedeno pravilo da se porast cena goriva automatski prebacuje na cene električne energije.

Iako uključivanje amortizacije u ukupne proizvodne troškove koji se moraju pokriti kroz cenu električne energije nije predmet rasprava, način njenog izračunavanja može biti sporan. Iznos amortizacije određuje se konvencijom pa su česti sporovi koji se tiču osnovice za njen obračun, vek trajanja sredstava kao i metod otpisivanja33.

Daleko najveći problem za regulatora predstavlja određivanje kapitalne baze i stope povraćaja, jer njihov proizvod određuje profit preduzeća. Za izračunavanje kapitalne baze može da se koristi nekoliko metoda:

• vrednovanje sredstava na osnovu njihove istorijske (knjigovodstvene) vrednosti

32 Iako je uključivanje novih elektrana kao i objekata i opreme iz delatnosti prenosa i distribucije električne energije u kapitalnu osnovu bila stvar rutine i retko se dešavalo, da u uslovima rastuće tražnje za električnom energijom, neka komisija odbije takav zahtev, sa povećanim učešćem nuklearnih elektrana u strukturi proizvodnje i nedovoljnom sigurnošću nuklearnih tehnologija, početkom 1980-ih godina došlo je do niza otkazivanja i zaustavljanja izgradnje ovih elektrana. U periodu 1983-1988 godina, oko 10 milijardi $ investicija u elektroprivredu SAD nije dobilo dozvolu regulatornih komisija za uključivanje u kapitalnu bazu (Oak Ridge National Labaratory, 1989.). Porast broja neodobravanja uključivanja izgrađenih elektrana u kapitalnu bazu doveo je do porasta rizika ulaganja u elektroprivredu, te samim tim i do povećanja stope povraćaja.

33 Vek trajanja hidroelektrana kreće se u rasponu od 40-60 godina, termoelektrana od 20-30 godina dok se vek prenosnih i distributivnih kapaciteta kreće u rasponu od 30-40 godina. Ovakvi rasponi veka trajanja elektroenergetskih kapaciteta direktno utiču i na visinu amortizacionih stopa koje se primenjuju u obračunu. Kratak vek trajanja dovodi do visokih amortizacionih stopa i favorizuje investitore, i obrnuto dugi vek trajanja potencira niske amortizacione stope i favorizuje potrošače.

125

• vrednovanje sredstava na osnovu reproduktivne (zamenske) vrednosti (kupovina istog postrojenja po sadašnjim cenama)

Regulatorne komisije obično koriste istorijsku (knjigovodstvenu) vrednost za utvrđivanje kapitalne baze, pošto je to i najjednostavnije34. Iako je ovaj metod dosta nepovoljan za regulisanu firmu, njegovi nedostaci mogu da se kompenziraju prilikom određivanja stope povraćaja.

Jedanput, kada je utvrđena bazna osnova, prelazi se na utvrđivanje strukture kapitala iz koje se ona sastoji. Slično kao i kod drugih kompanija, struktura izvora sredstava se sastoji iz kratkoročnih i dugoročnih zajmova i akcijskog kapitala. Regulator utvrđuje odnos pozajmljenog i akcijskog kapitala, i određuje maksimalan iznos dobiti koju kompanija može da ostvari po osnovu učešća akcijskog kapitala. Postoji već dobro uhodana i razrađena metodologija koja se koristi za kalkulaciju dozvoljene stope povraćaja, i ona je zasnovana na proceni rizika sa kojim se kompanija sučeljava prilikom opredeljenja da se bavi ovom vrstom posla.

1.21.1.1 Procedura

Jedna od glavnih karakteristika regulatornog procesa određivanja cena metodom interne stope prinosa je njegova transparentnost i otvorenost. Ovaj proces je evoluirao tokom prethodnih godina, i on je baziran na konceptu javnosti. Naime, utvrđivanje cena električne energije privatnim elektroprivrednim preduzećima, ostvaruje se u jednom kvazi-pravnom postupku zasnovanom na administrativnom zakonu. Zbog razloga transparentnosti, regulatorni tribunal je dužan da javno saopšti svoju nameru utvrđivanja cena električne energije, bilo da je ona podstaknuta zahtevom elektroprivrednog preduzeća ili se pokreće na sopstvenu inicijativu. Sve informacije vezane za ovu tematiku su dostupne kako najširoj javnosti, tako i zainteresovanim stranama koje su dužne da saopšte ukoliko žele da uzmu aktivno učešće u ovoj raspravi.

Tokom javne rasprave, prikupljaju se podaci od svih zainteresovanih učesnika koji pokrivaju sve aspekte ove problematike, finansijske, socijalne, tehničke, pravne. Na kraju javne rasprave, tribunal iznosi svoju odluku sa obrazloženjem i odgovorima na sva pitanja koja su se postavila tokom rasprave.

Bitno je napomenuti da uloga regulatora se ne svodi samo na utvrđivanje cena električne energije, već se njegova aktivnost proteže na sve one oblasti koje su od značaja da obezbede da elektroprivredno preduzeće ne prigrabi dominantnu tržišnu poziciju i sve ono što iz nje proizilazi. Ovako široko shvaćen mandat regulatornog tela, podrazumeva i njegovo nadgledanje ostalih aktivnosti preduzeća koja mogu da utiču na povećanje njegove tržišne pozicije (raznorazna fuzionisanja ili kupovine drugih preduzeća), praćenje uslova isporuke i pružanja usluga u cilju obezbeđenja ne-diskriminatornog tretmana potrošača itd. Ovo je od posebne važnosti u sklopu sa novim tendencijama na severnoameričkom tržištu električne energije (slobodan pristup mreži), što nameće regulatornim telima da se pozabave sa nizom novih pitanja kao što su utvrđivanje načina i uslova pristupa prenosnoj mreži, cena prenosa i sl.

34 Istorijski troškovi kao osnova za utvrđivanje kapitalne baze u najvećoj meri su zastupljeni u zemljama Severne Amerike, dok alternativni pristup korišćenja zamenske vrednosti je zastupljen u nekim evropskim zemljama (V.Britanija, Holandija) koje ne koriste model interne stope povraćaja kao osnov za utvrđivanje cena električne energije.

126

Regulacija putem modela interne stope povraćaja može se smatrati relativno zastarelim, tradicionalnim metodom, no i pored toga ona je i danas dosta zastupljena, pogotovo u elektroprivredi SAD. Razlog leži u uspešnom opiranju privatnih elektroprivrednih monopola, koji zahtevaju da sve njihove investicije odobrene od strane regulatora nose dogovorenu stopu povraćaja 35. Ipak, ovaj model se lagano napušta pošto ne stvara dovoljno podsticaja za smanjenje troškova. Ima mišljenja da ovakav mehanizam utvrđivanja cena električne energije nagrađuje preduzeće za učinjene troškove, a ne za performanse (Gilbert, Newbery, 1994), tako da je sklonost ka povećanju kapitalne intenzivnosti (Averch-Johnson efekat) njegova stalna karakteristika. Takođe, usled toga što se ovaj model regulacije bazira na istorijskim troškovima, to on često zahteva povećanje stope povraćaja usled rasta cena, tako da one sa svoje strane mogu da daju negativne signale za potrebne investicije u ovu granu 36.

Iako ovaj model regulacije lagano gubi značaj u pojedinim zemljama, ovaj mehanizam ima neke osobine koje potenciraju njegovu primenu, pogotovu u određenim situacijama. Naime, zbog toga što umanjuje rizik ulaganja, u uslovima nedostatka kapitala za razvoj elektroprivrede (što je danas posebno izraženo u zemljama u razvoju kao i onim zemljama koje su započele proces tranzicije), garantovanje određene stope povraćaja na uloženi kapital predstavlja način da se privuku strani investitori. Nesklad između potreba za elektroenergetskim kapacitetima i raspoloživog kapitala, uticao je na to da su stope povraćaja na strane investicije za ove namene u zemljama u razvoju relativno visoke. Prema Public Utility Forthnightly ova stopa se kreće i do 16% i varira u zavisnosti od kreditnog rejtinga pojedine zemlje. Mađarska, kao zemlja stabilne političke situacije i dobrog kreditnog rejtinga, ugovorila je sa stranim ulagačima u elektroprivredu stopu povraćaja od 8% 37.

1.21.2 Price cap model

Price cap regulacija treba uskoro da postane dominantan oblik regulacije u oblastima u kojima postoji prisutan prirodni monopol38. Veliki broj ekonomista (Braeutigam i Panzer

35 Da bi dopustila promenu forme regulacije, elektroprivredna kompanija koja snabdeva električnom energijom Rhode Island, zahtevala je kao nadoknadu oko 1 milijarde dolara.

36 Smatra se da je usled primene ovog modela regulacije cena električne energije u SAD došlo do preinvestiranosti u kapaciteta za proizvodnju koja se procenjuje na oko 10%.

37 Podaci Allami Privatizacios, Budimpešta

38 Price cap regulacija predstavlja najpoznatiji i najčešće primenjivani vid tzv. regulacije putem podsticaja. U svojim začecima, regulacija putem podsticaja uglavnom se svodila na vezivanje pojedinih troškova za određene parametre kao što su raspoloživost elektrana ili stepen korišćenja kapaciteta. Prema empirijskim istraživanjima (Berg, Jeong, 1991) ovakav vid podsticajnih mehanizama se nije pokazao efikasnim, te se on pre može smatrati kao dopuna regulacije putem stope povraćaja nego posebnim vidom regulacije. Napredniji vid ovakvog načina regulacije predstavlja odobravanje delimičnog porasta cena u slučaju porasta troškova na koje preduzeće ne može da utiče. Na ovaj način samo deo porasta troškova se prenosi na cene (taj

127

1989, Brown, Einhorn i Vogelsang, 1989) veruje da će price cap model poboljšati ekonomske performanse i pokrenuti inicijativu u pravcu efikasnijeg poslovanja u daleko većoj meri nego što je to bio slučaj u uslovima primene modela interne stope povraćaja. Oni ujedno smatraju da ovakav način regulative predstavlja optimalan iskorak iz pozicije zastarele regulative, kakvom se smatra model interne stope povraćaja, u pravcu većeg uvođenja konkurencije u okviru elektroprivrednog tržišta.

Začetak price cap regulacije, vezan je za uvođenje ovakvog modela od strane SAD Federal Communications Commission’s (FCC) za AT&T 1990.godine. Nakon toga, još devet država je usvojilo ovakav model regulacije cena, dok veliki broj drugih razmatra mogućnost njegovog uvođenja.

Kao što se vidi, price cap model regulacije cena je prvo zaživeo u telekomunikacionoj industriji, da bi se potom proširio i na elektroprivredu i gas, odnosno na sve one delatnosti u kojima postoji prirodan monopol.

Suštinu price cap regulative čini price cap formula. Ona u sebe uključuje uticaj inflacije, promenu stope produktivnosti kao i uticaj egzogenih faktora, i njome se determiniše dozvoljeni stepen promene prosečne cene u propisanom ili dogovorenom periodu. Ukoliko dođe do inflacije, cene se u skladu sa formulom automatski usklađuju, umanjene za određeni faktor-X koji treba da odražava očekivani porast produktivnosti u posmatranom periodu (najčešće 5 godina). Kao mera za inflaciju, u zavisnosti od zemlje do zemlje mogu se primenjivati različiti indeksi. Tako na primer, u SAD koristi se indeks cena nacionalnog bruto proizvoda, dok u V.Britaniji za meru inflacije služi indeks cena na malo. Za izražavanje promena stopa produktivnosti takođe mogu da posluže razni parametri, odnosno ove promene mogu da se posmatraju na različitom nivou. Tako kao deo formule može da se koristi promena produktivnosti u pojedinom preduzeću, ili pak promena prosečne stope produktivnosti u industriji, ili promena stope produktivnosti u delatnostima koje su najbolji reprezent određene industrijske grane.

Cene takođe mogu da se promene ukoliko dođe do izmene egzogenih faktora. Tu se prevashodno misli na one troškove koji nastaju nezavisno od ponašanja preduzeća kao što su takse i porezi. Pri tome, porezi na dobit koje plaća preduzeće, ne smatraju se egzogenim faktorom i oni ne mogu da dovedu do promene cena.

Obzirom da cena električne energije predstavlja sintetičku komponentu koja je rezultanta primene tarifnih stavova i odgovarajuće strukture potrošnje i stepena angažovane snage, to se price cap formulom reguliše prosečna cena a ne tarifni stavovi.

1.21.2.1 Transformacija u pravcu Price cap regulacije

Sadašnju praksu regulacije cena uglavnom karakteriše pristup da nadležne komisije odobravaju takav nivo cena koji preduzećima omogućava da pokriju garantovane troškove, kao i da ostvare fer stopu povraćaja (dobiti) na uložena sredstva. Ovakav pristup regulaciji cena smatra se da je nedovoljno podsticajan u smislu povećanja

deo se određuje na bazi ranijih performansi ili performansi sličnih preduzeća), čime se stimuliše efikasnije i racionalnije ponašanje preduzeća u delu koji je pod njegovom kontrolom.

128

efikasnosti poslovanja. On ne uvažava, odnosno destimuliše tehnički progres i povećanje produktivnosti, pošto je kompanijama dozvoljeno da koriguju svoje cene u onoj meri koliko rastu troškovi inputa. Pri tome je potpuno odsutna motivacija za smanjenje troškova. To je ujedno bio i glavni razlog zašto se krenulo u iznalaženje novog modela za regulaciju cena koji bi eliminisao te negativne karakteristike dosadašnje prakse. Smatra se da je to učinjeno sa price cap modelom.

Osnovno sredstvo koje se koristi u ovom modelu je određivanje gornje granice godišnjeg rasta cena. Za razliku od modela povraćaja sredstava, u ovom modelu, cene se utvrđuju za određeni vremenski period u zavisnosti od kretanja opšteg indeksa rasta cena na malo, umanjenog za određeni iznos koji treba da predstavlja podsticaj preduzeću da smanji svoje troškove. U svom najprostijem obliku, price cap formula izgleda:

Maksimalno dozvoljeni rast cena (PC) = RPI - X

gde RPI (Rate Price Index) predstavlja godišnju promenu opšteg rasta cena, dok X predstavlja faktor produktivnosti koji preduzeće treba da ostvari u tom periodu. Zbog ovakvog izgleda formule, ovaj model se često u praksi naziva i RPI-X model. Primenjena u praksi, ova formula je mnogo kompleksnija39, i ona podrazumeva različite faktore produktivnosti (X) za različite kategorije troškova, pri čemu se može desiti da se pojedini rashodi (kao što su troškovi goriva) prihvataju u celini. Ovaj X-faktor je gotovo uvek pozitivan (umanjuje opšti rast cena), i samo u izuzetnim slučajevima, kada su potrebne velike investicije, može imati negativne vrednosti (da se pridodaje opštem indeksu rasta cena). Suština ovog modela je da se preduzećima omogući da zadrže jedan deo profita koji je rezultat njegove povećane produktivnosti.

Važno je napomenuti, da ova formula važi za određeni vremenski period, nakon čega se vrši njegova korekcija, polazeći pri tome od modela stope povraćaja kao osnove za utvrđivanje bazne cene. Ova korekcija se vrši sa namerom da se “ispeglaju” prenaglašeni profiti ili gubici nastali u periodu primene price cap formule usled ostvarivanja nivoa produktivnosti koji se u većoj meri razlikuju od zacrtanog. Primenom price caps formule, preduzeće može menjati cene u propisanom periodu bez direktnog mešanja regulatora.

Formula je dizajnirana tako da odražava promenu prosečnih troškova ostvarenih od strane reprezentativne firme. Ukoliko individualna kompanija posluje bolje od tako postavljenog standarda, ona je u stanju da ostvari ekstra dobit, i obrnuto, ukoliko posluje sa troškovima koji su veći, onda njeni akcionari su penalisani sa manjim profitom 40.

39 Praktična primena ove formule je mnogo složenija i podrazumeva povezivanje raznih vrsta troškova sa raznim X-faktorima. Samo u elektroprivredi Engleske i Velsa postoji 37 price caps formula. Od tog broja, jedna se odnosi na prenos a narednih 36 služe za regulaciju cena električne energije u 12 distributivnih kompanija. Na ovaj način regulisano je oko 35% cena kod finalnih potrošača (Sas, 1991).

40 Inovaciju ovog mehanizma predstavlja uvođenje podele profita između regulisanog preduzeća i potrošača. Naime, u formulu se unosi maksimalni nivo profita koji preduzeće može da ostvari, nakon čega se on deli prema dogovorenoj proporciji. U ovakvoj shemi, preduzeću je ostavljena mogućnost izbora X faktora u smislu da ukoliko se opredeli za nižu X stopu, onda je stopa iznad koje se deli profit niža i obratno. Smatra se da uvođenje podele profita poboljšava performanse price cap mehanizma, jer uvodi stimulanse na strani potrošača (Sappington, Weisman, 1994)

129

Pored direktnog regulisanja cena, postoji još nekoliko price cap mehanizama od kojih je primena maksimiranja računa po potrošačima najčešća. Suština ovakvog pristupa je da se svakom potrošaču maksimizira trošak za električnu energiju i to prema sledećoj formuli:

RPC1 = RPC0 x (1+i-X+adj.) + (UPC x MC)

gde je

RPC - prihod po potrošaču ( parametri 0 i 1 označavaju baznu i posmatranu godinu)

i - je mera inflacije obično data preko cena na malo

X - ocena mogućeg poboljšanja produktivnosti

adj. - mera usklađivanja koja se odnosi na popuste ili takse

UPC - promena potrošnje kod pojedinih kategorija potrošača u kWh

MC - marginalni troškovi

Primena maksimiziranja ovog tipa ima opravdanja jer eliminiše podsticaj ka povećanju potrošnje koji je prisutan u slučajevima maksimiziranja cena, te se na ovaj način insistira na konzervaciji resursa i stimulaciji štednje električne energije.

Izbor adekvatnog X-faktora podrazumeva da se regulator prethodno mora opredeliti za jednu od dve mogućnosti. Prvo, regulator mora da odredi da li će price cap formula da se bazira na određenom industrijskom standardu, ili će pak da se zasniva na transformisanom nacionalnom standardu41. Price caps formula zasnovana na industrijskim standardima omogućava promenu cena na osnovu kretanja cena inputa i promene prosečne produktivnosti za tu industrijsku granu. Za utvrđivanje stepena rasta produktivnosti u pojedinim industrijskim granama koristi se metod ukupnog faktora produktivnosti.

Price cap formula bazirana na transformisanom nacionalnom standardu, počiva na stopama nacionalne inflacije i produktivnosti prilagođene industrijskim granama koje se regulišu. Ukoliko se opredeli za ovakav pristup, regulator mora da se osigura da je tu transformaciju izvršio na najbolji način u smislu da se opredelio za pokazatelje koji na

41 U pojedinim slučajevima, može da se koristi i rast produktivnosti individualnog preduzeća umesto industrijskog. Međutim, ovakav pristup je nekonzistentan sa osnovnom filozofijom price cap modela u kome se firma testira u odnosu na opšti industrijski standard ( Canterbery, 1994).

130

najbolji način odražavaju poslovanje izabrane delatnosti koja se reguliše. Posmatrano na dugi rok, ovakav pristup ima tendenciju da se izravna sa industrijskim standardom, dok u kratkoročnom ciklusu on može da prouzrokuje značajne gubitke ili dobitke u zavisnosti od opštih ekonomskih uslova (Loube, 1995).

I pored toga što postoji opasnost od kratkoročnih problema koji mogu da nastanu usled primene transformisanog nacionalnog standarda, regulatorne komisije se najčešće opredeljuju za njega.

Još jedna primedba koja može da se uputi ovako formulisanoj price cap formuli je moguća razlika u sveobuhvatnosti merenja opšteg rasta cena i rasta produktivnosti. Ukoliko tu postoji neusklađenost, a najčešće postoji, u smislu da se prilikom merenja i utvrđivanja opšteg rasta cena posmatra celokupno društvo a kod merenja rasta produktivnosti samo privatan ili državni (javni) sektor, onda može da dođe do distorzija u primeni price cap formule.

Otuda da bi se efikasno mogla primenjivati price cap formula, neophodno je da se na jedinstven i koliko je god to moguće sveobuhvatan način tretiraju statistički podaci. Pri tome je posebno važno da ustanove koje to čine budu potpuno nezavisne kako bi se izbegao uticaj pojedinih interesnih grupa na formiranje i prikazivanje statističkih podataka.

Prednosti price cap regulacije su pre svega u njegovoj jednostavnosti kao i u mogućnosti pojave inicijativa koje bi vodile ka smanjenju troškova. Posledica te jednostavnosti su i daleko manji troškovi primene ovog modela kao i skraćeni vremenski period njegove primene, uz ostavljanje slobode preduzeću da izabere najbolji način na koji će doći do povećanja produktivnosti.

Slabe strane ovog modela mogu da se naslute u situacijama kada preduzeće želi da poveća svoju produktivnost na uštrb kvaliteta usluga. U takvim situacijama, regulator mora više da bude okrenut kontroli kvaliteta umesto kontroli troškova što je slučaj kod regulacije putem stope povraćaja. Takođe, primena ovog modela prouzrokuje izvesnu dozu neizvesnosti oko obezbeđenja inicijative za kapitalna ulaganja, kao i oko nekih drugih esencijalnih pitanja kao što su ekološka zaštita, racionalna potrošnja električne energije i slično.

Ujedno, postoji sumnja da sa uvođenjem price cap formule može se eliminisati tendencije prelivanja troškova i prihoda u okviru jednog preduzeća sa jedne na drugu uslugu ili proizvod. Takva mogućnost se uglavnom koristi da bi se stimulisala prodaja određenog proizvoda ili da bi se eliminisala konkurencija.. Naime odvojeno tretiranje i nepostojanje uzajamne korelacije između cena i troškova proizvodnje, ne eliminiše mogućnost alternativnog formiranja cena, što je posledica postojanja monopolskog položaja na tržištu i slabe cenovne elastičnosti. U takvim uslovima, u slučajevima kada preduzeće želi da poveća cene, da bi opravdalo zahtev za takvim povećanjem, preduzeće jednostavno prevali troškove na određene usluge ili proizvode koji su predmet tog zahteva. Usled toga, regulatorna tela i institucije moraju relativno često da preispituju rezultate postignute sa uvođenjem ove formule kako bi eliminisali sve navedene negativne tendencije. Sa druge strane, pojedini elementi koji se koriste kao osnovni instrumenti za formiranje price cap formule (kao što je stopa produktivnosti) su relativno nepouzdani i veoma teško ih je utvrditi na zadovoljavajući način. Takva

131

situacija može negativno da se odrazi u smislu uvođenja sve većeg administriranja prilikom regulacije cena.

1.22 Utvrđivanje cena na bazi marginalnih troškova

U principu, podsticajno utvrđivanje cena električne energije, na način kako je to ranije navedeno, može da se kombinuje sa bilo kojim pristupom za određivanje cenovnog nivoa. U praksi, pošto je ovaj pristup zasnovan na inicijativi za povećanjem stope povraćaja, on je primenjiv samo u situaciji kada postoji privatno vlasništvo nad elektroprivrednim kapacitetima, u kojima pritisak akcionara na povećanje zarada predstavlja glavni motivacioni faktor. U slučajevima kada je elektroenergetska industrija u državnom vlasništvu i organizovana je na nacionalnom nivou, vlasnici i potrošači u suštini predstavljaju istu grupu kojoj maksimizacija profita nije prvenstveni cilj. Otuda je u tim zemljama daleko više naglašenija orijentacija koja bi vodila ka ekonomski racionalnijem utvrđivanju cena zasnovanom na optimalnoj alokaciji resursa i odašiljanju adekvatnih cenovnih signala.

Objašnjavajući marginalne troškove kao troškove potrebne da bi se obezbedila dodatna proizvodnja, ili kao troškove koje ostvaruju novi kapaciteti koji treba da podmire dodatnu potražnju za električnom energijom, u jednu ruku predstavlja veoma pojednostavljeno shvatanje marginalnih troškova. Da bi mogli bolje da sagledamo ovu problematiku, potrebno je da se podrobnije osvrnemo na pojedine aspekte sadržine i strukture marginalnih troškova.

Potražnja za električnom energijom nije ravnomerno raspoređena tokom godine. Naime postoje periodi kada je ta potražnja veća kao i periodi kada je ona mala tokom godine, a tu su i periodi kada se postižu vršna opterećenja. Ciklusi kretanja potrošnje električne energije mogu biti dnevni, nedeljni ili godišnji. Proizvodnja mora konstantno da se održava u skladu sa ovim varijacijama u potrošnji kao i sa postojećim ograničenjima u elektroenergetskom sistemu. No, i pered svega ovoga, kao prva aproksimacija mogu da se posmatraju dve situacije.

Sa jedne strane, 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. Dodatne potrošnja u tim periodima može da se momentalno zadovolji, 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 postojećim elektranama da bi se zadovoljila dodatna potrošnja.

Sa druge strane, postoje periodi u godini tokom kojih je potrošnja izuzetno velika. Može se desiti da u takvim slučajevima, usled krajnje nepovoljnih uslova (npr. nemogućnost nabavke električne energije od drugih elektroenergetskih sistema), proizvodni kapaciteti ne budu u stanju da u potrpunosti zadovolje postojeću potrošnju. Rizik od dolaženja u ovakvu situaciju mora da se svede na takve okvire u kojima bi njegova materijalizacija izazvala najmanje štete za društvo u celini.

132

Nasuprot ova dva izneta slučaja, pojava novih potreba za električnom energijom povećava rizik od nedostatka odnosno od nemogućnosti zadovoljenja tih potreba, što postavlja obavezu pred elektroprivredno preduzeće da održava kvalitet svoje usluge povećanjem raspoloživih kapaciteta ili instalisanjem nove mreže. Marginalni troškovi za dodatnu potrošnju su u tom slučaju upravo jednaki troškovima takvog proširenja. Ukoliko potražnja za električnom energijom konstantno raste, onda se povećanje raspoloživih kapaciteta može posmatrati kao ubrzavanje novih investicija za koje bi se potreba ukazala nešto kasnije. Polazeći od ovakvog stava, možemo posmatrati marginalne troškove kao troškove prevremene potrebe za povećanjem kapaciteta.

U kontekstu kontinuiranog povećanja potrošnje, marginalni troškovi mogu prosto da se opišu kao troškovi rasta, predstavljajući odnos rasta troškova zbog rasta potrošnje. Posmatrano na godišnjem nivou, ovi troškovi mogu da se razdvoje na dve komponente:

• varijabilne troškove koji odgovaraju iznosu dodatnih troškova goriva tokom godine;

• investicione troškove koji korespondiraju sumi finansijskih troškova, amortizacije i fiksnih operativnih trokova koji će se pojaviti tokom prve godine korišćenja novih kapaciteta.

1.22.1 Kratkoročni nasuprot dugoročnim marginalnim troškovima

Kada se javi potreba za novom potrošnjom, preduzeće ima dve mogućnosti:

• Jedna alternativa je da odmah izgradi dodatnu jedinicu sa kojom bi zadovoljila potrošnju. Marginalni troškovi u tom slučaju bili bi jednaki troškovima instalacije u prvoj godini plus troškovima goriva tokom godine. Ovako definisani troškovi poznati su kao dugoročni marginalni troškovi, odnosno troškovi koji nastaju kada proizvođač povećava obim svojih kapaciteta.

• Nasuprot prethodno iznetoj alternativi, pretpostavimo da elektroprivredno preduzeće nije u stanju da poveća svoje proizvodne kapacitete. Kada ne postoji mogućnost da se pojavi nedostajuća proizvodnja, u tom slučaju marginalni troškovi su jednaki troškovima goriva utrošenom u kapacitetima koji su zadovoljili tu dodatnu potrošnju. Tokom perioda kada postoje izgledi da potrošnja prevaziće raspoloživu proizvodnju, dodatnu proizvodnju moguće je ostvariti po troškovima koje izaziva prestanak isporuke novom korisniku. Troškovi koji se pripisuju izgubljenom kwh su proporcionalni odnosno odgovarajući troškovima štete koju je pretrpeo potrošač pogođen ovim merama, i oni se definišu kao troškovi nestašice prouzrokovane dodatnim zahtevima sa proizvodnjom. U odsustvu bilo kakvih investicionih ulaganja, kratkoročni marginalni troškovi predstavljaju sumu troškova goriva i troškova nestašica nastalih tokom godine.

133

Dugoročni i kratkoročni marginalni troškovi se međusobno razlikuju po strukturi i kompoziciji, ali njihovim upoređivanjem možemo doći do optimalne veličine proizvodnih kapaciteta. Ekonomski optimum podrazumeva da mora da bude uspostavljena dugotrajna ravnoteža između precenjenosti i podcenjenosti proizvodnih kapaciteta. Kako se proizvodnja koja će zadovoljiti potrošnju ne može stoprocentno garantovati, ravnotežnu tačku predstavlja minimum troškova koje će društvo kao celina imati. Mera te ravnotežne tačke, odnosno minimuma troškova za društvo dobija se kada se sa jedne strane saberu troškovi elektroprivrede (zbir godišnjih operativnih i investicionih troškova za dodatnu proizvodnju) a sa druge strane saberu tzv. troškovi nestašice za društvo kao celinu.

Teorija marginalnih troškova počiva na naporima Depuit-a i nakon njega Hotellinga, koji su na početku ovoga veka prvi započeli istraživanja na ovu temu42. Razvoj terorije, posebno njene primene u elektroenergetskom sektoru, doživeo je snažan podstrek u radovima Boiteux-a, Stainer-a i drugih autora tokom pedesetih godina dvadesetog veka43. 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 videti na osnovu jednog primera i njegove grafičke interpretacije:

Tabela 9. Ukupni, prosečni i granični troškovi

Nivo Ukupni Prosečni Troškovi Granični

200 1.000.000 5.000 - -

400 1.380.000 3.450 380.000 1.900

600 1.620.000 2.700 240.000 1.200

800 1.760.000 2.200 140.000 700

1000 1.850.000 1.850 90.000 450

1200 1.980.000 1.650 130.000 650

1400 2.240.000 1.600 260.000 1.300

1600 2.800.000 1.750 560.000 2.800

1800 3.780.000 2.100 980.000 4.900

42 P.Depuit, (1932):De l Utilite et de Sa Mesure, La Reforma Sociale, Turin

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

43 M.Boiteux (1949): La tarification des Demandes en Pointe, Revue General da lžElectricite, vol.58

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

134

Dijagram konstruisan na bazi prethodne tabele još bolje prikazuje razvojni tok kako prosečnih tako i graničnih (marginalnih) troškova.

Grafikon 6. Prosečni i marginalni troškovi

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800

Iz dijagrama možemo da uočimo da granični troškovi u celoj zoni degresije leže ispod prosečnih troškova. Povećanjem proizvodnje, počevši od najnižih stepena korišćenja kapaciteta, prosečni troškovi opadaju do određenog nivoa usled smanjenja učešća fiksnih troškova po jedinici proizvoda, da bi svoj minimum dostigli u tačci gde se fiksni i varijabilni troškovi izjednačavaju.

135

Marginalni troškovi takođe 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, usled povećanja stepena reagibilnosti kod pojedinih vrsta i grupa varijabilnih troškova, dolazi i do rasta graničnih troškova, koji su još uvek niži od prosečnih troškova. Tačka u kojoj se izjednačavaju prosečni i marginalni troškovi naziva se tačkom optimalnih troškova, i u toj situaciji preduzeće na najbolji mogući način iskorišćava svoje proizvodne kapacitete.

Razlog za utvrđivanje cena koje bi bile jednake marginalnim troškovima može da se prikaže na prostom dijagramu ponude i tražnje.

136

Grafikon 7. Dijagram ponude i potražnje137

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

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

ND = ∫p

dQQp0

)( - ∫q

dQQMC0

)(

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

Maksimiziranjem ND dobijamo:

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

138

Na osnovu ovog izraza može se zaključiti da tačka u kojoj se seku kriva tražnje i kriva marginalnih troškova predstavlja optimalnu tačku u kojoj se postiže maksimum funkcije (p0 i Q0).

Posmatrana analiza je do sada imala statičan karakter. Ukoliko bi se u nju uključila dinamička komponenta u smislu da se pretpostavi da će u odnosu na baznu godinu, sledeće godine doći do rasta potrošnje, onda bi se i kriva tražnje pomerila sa nivoa D 0

na nivo D1 . Ukoliko bi se u narednoj godini zadržala bazna optimalna cena p0, onda bi višak tražnje za električnom energijom iznosio GK. U idealnom slučaju, proizvodnja bi morala da poraste na nivo Q1 da bi se uz cenu p1 uspostavila nova tačka optimuma L.

Raspoložive informacije koje se odnose na novu tražnju D1 mogu da budu nekompletne, odnosno da stvaraju problemu 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 poveća do nivoa od Qž a cena do nivoa pž. Postojanje daljeg viška tražnje MN ukazuje da je neophodno da proizvodnja i cene dalje rastu. Ukoliko bi se u tome preteralo, i ukoliko bi došlo do više raspoložive proizvodnje nego što je to neophodno u datom trenutku, onda bi se moralo sačekati dok rast tražnje ne dostigne nivo moguće proizvodnje. Usled stalnog rasta potrošnje električne energije, kao i zbog činjenice da u delu proizvodnje nije moguće fino podešavanje i usklađivanje zbog specifičnosti proizvodnih kapacitete i težnje da njihova veličina bude što veća, dostizanje optimalne tačke može da predstavlja skoro nerešiv problem. Prikazaćemo to na sledećem grafikonu:

Pretpostavimo da u baznoj godini maksimalna proizvodnja iz raspoloživih kapaciteta iznosi Q, dok je optimalna tačka dostignuta pri proizvodnji Q0 i ceni p0 koji odgovaraju tražnji D0 i krivi kratkoročnih marginalnih troškova SRMC. Ukoliko dođe u narednom periodu do rasta tražnje sa nivoa D0 na nivo D1, da bi se uspostavili tržišni odnosi posmatrano na kratki rok, cena mora da poraste do nivoa p1 pošto su kapaciteti fiksni. Pomeranjem krive tražnje do nivoa D2 i cene na nivo p2, javlja se potreba za uvodjenjem novih kapaciteta za proizvodnju električne energije Q. Nakon toga, kada ti novi kapaciteti postanu operativni, kriva kratkoročnih marginalnih troškova teži da se vrati na prvobitni trend, tako da bi nova optimalna cena bila p3 koja bi odgovarala tražnji D3.

139

Grafikon 8. Grafikon kratkoročnih marginalnih troškova

Generalno posmatrano, ovako velike cenovne oscilacije koje nastaju usled stalnog rasta potrošnje i primene kratkoročnih marginalnih troškova (kao što je prikazano u prethodnom grafikonu), su neprihvatljive sa stanovišta potrošača. Ovaj praktičan problem može se prevazići ukoliko bi se kratkoročni marginalni troškovi zamenili sa dugoročnim, pri čemu je neophodno da se ujedno izvrši i diferencijacija cena električne energije.

Uprošćeni grafički prikaz modela dugoročnih marginalnih troškova moguće je prikazati ukoliko se uvedu dve krive tražnje za električnom energijom, Dpk koja odgovara tražnji u časovima vršnog opterećenja i Dop koja odgovara tražnji u ostalim dnevnim časovima kada je potrošnja mala ili umerena. Kriva ponude, iskazana kao a kroz kratkoročne marginalne troškove, je pojednostavljena tako da nivo a odgovara troškovima goriva, proizvodnje i održavanja jednog određenog tipa elektrana i ona je konstantna, dok kriva dugoročnih marginalnih troškova koji odgovaraju troškovima dodatnog kapaciteta, je data kroz konstantni nivo b. Statički dijagram je dat kako bi se ukazalo da pritisak na izgradnju novih kapaciteta nastaje usled potrošnje u periodima vršnog opterećenja D pk, i da potrošači koji se nalaza u okviru potrošnje Dop ne treba da snose dodatne troškove izgradnje novih jedinica. Iz tog razloga, i model utvrđivanja optimalne cene mora da uzme u obzir ovu okolnost, te se cena mora razdvojiti na dve komponente u zavisnosti od doba dana korišćenja električne energije odnosno na vršni period ppk=a+b, i vanvršni period pop=a

140

Grafikon 9. Dugoročni marginalni troškovi

Lako je ustanoviti da razlika između ova dva marginalna troška je prosta razlika između godišnjeg troška izvođenja investicionog projekta i troškova očekivanja određenog datuma. Otuda, ukoliko, su ti troškovi u ravnoteži, tj. dugoročni i kratkoročni marginalni troškovi su isti, onda je postignuta optimalna veličina sistema. Drugim rečima, konfiguracija proizvodnog sistema je optimalna onda kada su dugoročni i kratkoročni marginalni troškovi jednaki.

Kao dodatak ovim teoretskim osnovama dugoročnih marginalnih troškova, oni mogu da imaju dodatnih prednosti u određenim posebnim situacijama. Dva tipa situacija možemo da istaknemo: Prvi, kada su cene i cenovni odnosi između potrošača narušeni raznim vladinim intervencijama i stimulacijama tokom jednog dužeg perioda pa je potreban jedan objektivan i efikasan metod i način da se ti odnosi poprave i uklone sa političke arene (kao što je to bio slučaj sa npr. sa Italijom i Grčkom); Drugi, kada dolazi do značajne promene u troškovnoj strukturi proizvodnje električne energije što je bila situacija u Francuskoj (uvođenje nuklearnog programa). Naime, u režimu prosečnih troškova, uvođenje u pogon nuklearne elektrane koju karakterišu visoki kapitalni i niski operativni troškovi, uprkos njenim sveukupnim nižim troškovima, imaće za posledicu povećanje cena u prvih nekoliko godina zbog velikog učešća kapitalnih troškova u cenovnoj osnovi. U takvoj situaciji, ekonomski je opravdano da se od samog početka krene sa dugoročnim marginalnim troškovima, pošto potrošači u suprotnom ne bi imali stabilne ili precizne cenovne signale koji bi mogli da utiču na njihovo ponašanje u uslovima kada dolazi do izmene strukture proizvodnje.

141

1.22.2 Ograničenja ekonomske teorije: problemi primene

Ekonomska teorija je zasnovana na pretpostavkama i preduslovima, od kojih mnogi , u praksi, samo delimično mogu da se ostvare. Problemi koji nastaju prilikom prelaska sa teorije na praksu ne smeju se podceniti. Oni u suštini izrastaju iz kontradikcije između šematske strukture tarifnih stavova i kompleksne prirode koncepta marginalnih troškova u stvarnoj ekonomiji.

1.22.2.1 Ekonomsko okruženje

Prodaja po ceni koja odgovara marginalnim troškovima ne predstavlja konačnu cenu koja u potpunosti pogađa direktnog korisnika sve dok i ostali učesnici u lancu kreiranja konačne cene električne energije ne kreiraju svoj cenovnik. U praksi, do te konačne cene je veoma teško doći, pogotovu na tržištu eneregenata, jer je ono prepuno raznoraznih poreza, taksi kao i subvencija koje su manje ili više očevidne ili skrivene. Štaviše, pojedini troškovi se ne uzimaju podjednako i uvek u obzir, kao što je to slučaj sa troškovima zaštite čovekove okoline. No, sve to što smo do sada naveli ne znači da se ne može učiniti racionalan prilaz u smislu da se uticaj ekonomskog okruženja što više neutrališe.

1.22.2.2 Neusklađenost

Potrošnja raste u principu konstantno, linearno, za razliku od proizvodnje koja se kreće skokovito. Ovakvi trendovi neizbežno dovode do situacija u kojima čas imamo predimenzionirane, čas podcenjene kapacitete, te samim tim dolazi i do adekvatne fluktuacije marginalnih troškova. Sa svoje strane, da bi mogla da bude primenjljiva, cena odnosno tarifna struktura koja iz nje proističe mora da bude stabilna pogotovu ako počiva na dugoročnim investicionim odlukama. Otuda, nije uopšte sporno da cena u potpunosti treba da odgovara nepravilnom kretanju marginalnih troškova iz godine u godinu, odnosno, da tarifna skala mora da odgovara dugoročnom trendu troškova razvoja mreže i instalacija.

1.22.2.3 Kratkoročna slučajnost i dugoročna neizvesnost

Potreba da se stalno razmišlja o budućem razvoju, dovodi nas do drugog paradoksa: cene moraju da budu pouzdane i poznate za najmanje nekoliko godina unapred, dok marginalni troškovi na kojima počivaju te cene su promenljivi i podložni uticaju slučajnih i nepredvidivih događaja. Ukoliko svemu ovome pridodamo i nemogućnost kontrolisanja i preciznog predviđanja događaja u okruženju, praktična primena principa ekonomskog optimuma u smislu povećanja pouzdanosti planiranja budućih događaja, podrazumeva uvođenje neizvesnosti u budućnosti kroz spajanje različitih faktora rizika čija verovatnoća pojave može da bude predmet procene. Otuda, možemo da kažemo da marginalni troškovi koji služe za formiranje cena, predstavljaju matematičko očekivanje budućih događaja sa velikim rizikom za proizvođača.

142

1.22.2.4 Primena tarifnih skala

Pretvaranje marginalnih troškova u tarife predstavlja glavni problem. Po svojoj konstrukciji, marginalni troškovi su kompleksni podjednako i u svojoj strukturi i u sadržini, i takođe su ekstremno diversifikovani. Tamo gde bi se pokušalo da se tačno odrede troškovi snabdevanja, ne bi postojala dva potrošača koji bi imali iste troškove.

Sa druge strane, tarife moraju da budu u saglasnosti sa osnovnim načelima i šematski date. Kako je njihov osnovni cilj da putem određenih signala utiču na odluke potrošača, one moraju da budu prepoznatljive i razumljive potrošačima kojima su upućene. Pokušajem da se tarife što vernije približe troškovima i da se obezbedi što veća njihova tačnost, umanjio bi se efekat poruke sa jedne strana a sa druge povećali bi se troškovi merenja 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 merenja i administriranja koje bi takva tarifna struktura proizvela.

1.22.2.5 Budžetska ravnoteža

Gledano striktno, po zakonima računovodstva, prodaja po marginalnim troškovima ne mora neminovno da obezbedi i ravnotežu prihoda i rashoda, odnosno budžeta. Analiza operativnih tekućih prihoda i rashoda šta više ukazuje na to da teoretski ne mora postojati nikakva veza između prosečnih ekonomskih troškova i knjiženih troškova, zbog uticaja različitih faktora kao što su inflacija, izmena kamatnih stopa i deviznih kurseva kao i raznih pravila koji se tiču amortizacije sredstava (revalorizacije). Ovo je razlog zašto prodaja po marginalnim troškovima sasvim retko proizvede prihode koji se očekuju iz primene tarifnih stavova. Shodno tome, ravnoteža budžeta može da se uspostavi samo prilagođavanjem naviše ili naniže dugoročnih troškova za svaku kategoriju potrošnje.

Iz svih tih razloga bilo bi pogrešno ukoliko bi bilo koju od pomenutih zemalja naveli kao primer potpune primene modela dugoročnih marginalnih troškova. To je prvenstveno zbog toga što nije uvek moguće eliminisati političko uplitanje u potpunosti niti zanemariti potrebu za pokrićem istorijskih troškova. Stoga, implementacija marginalnih troškova kod utvrđivanja cena električne energije može da ima različite oblike odnosno da se primenjuje samo na delovima cenovnog sistema, polazeći pre svega od toga da ukoliko želi da se ostvari ekonomski racionalan i pre svega efikasan pristup, i struktura cena odnosno tarifni sistem je od podjednake važnosti kao i sam nivo cena električne energije.

Dugoročni marginalni troškovi, kao pristup utvrđivanju cena električne energije, ima mnogo atraktivnih karakteristika sa stanovišta ekonomske efikasnosti, ali je njega zbog svoje kompleksnosti veoma teško primeniti. Po svojoj prirodi, dugoročne marginalne troškove je daleko teže utvrditi nego one koji su se već desili u prošlosti, pošto su oni

143

više zasnovani na intencijama i proceni. Dugoročni marginalni troškovi, kao i svi drugi troškovi, trpe promene tokom vremena. U stabilnim uslovima i okvirima za donošenje odluka, ovo ne mora da predstavlja problem, ali se javlja rizik da jedan preterano krut pristup može da dovede do promena u tržišnim uslovima, kao i rizik da ovaj pristup može da pruži pogrešne signale posmatrano na kratak rok.

Imajući u vidu problem “drugog najboljeg rešenja”, odnosno evidentnu mogućnost da ni cene ostalih proizvoda nisu određene na njihovom realnom nivou, što narušava mogućnost najbolje alokacije resursa pošto dolazi do iskrivljavanja vrednosti odgovarajućih parametara, može se postaviti pitanje o relevantnosti dobijenih optimuma metodom marginalnih troškova. Međutim, problem “drugog najboljeg rešenja” nije samo specifikum ovog metoda već i svih drugih načina obračuna najefikasnije upotrebe resursa. On se uvek javlja kada cene pojedinih roba odstupaju od njihove ekonomske vrednosti, odnosno uvek kada se informativna funkcija cena deformiše usled njihove nepodudarnosti sa indeksima retkosti određenih proizvoda, te na osnovu toga i izvedenih indeksa retkosti angažovanih proizvodnih faktora (Institut za ekonomiku industrije, 1981).

1.23 Tržišno utvrđivanje cena električne energije

Treći mogući pristup utvrđivanju optimalnih cena električne energije, umesto na nekom od cost plus modela, počiva na delovanju tržišnih zakona. Ovaj pristup je relativno nov i tek od nedavno je počeo da se primenjuje u elektroprivredi uz veoma primetnu akceleraciju. Delimična liberalizacija proizvodnje u pojedinim zemljama povećala je prostor za delovanje konkurencije i tržišnih zakona u pojedinim fazama ovog procesa, ali za sada možemo da kažemo da samo dve zemlje imaju relativno razvijeno tržište električne energije. To su Velika Britanija i Norveška. Iako svaka od njih ima dosta svojih specifičnosti, ono što im je zajedničko, to je postojanje jednog centralnog mesta, pool-a - berze, na kome se utvrđuju cene električne energije.

U Norveškoj, nacionalna kompanija za prenos električne energije Statnet, preko svoje filijale Statnet Marked, operiše ujedno kao i pool poznatiji kao Power Exchange. Na tom mestu se ne vrši celokupna kupoprodaja električne energije već jedan veliki deo se razmenjuje na osnovu bilateralnih sporazuma između samih elektroprivrednih preduzeća. Na berzi, električna energija može da se kupi po tri različita osnova:

• Dnevno (spot) tržište - Cene se dnevno utvrđuju za svaki naredni dan. Trenutno postoji 6 različitih cena za radne dane i 2 cene za vikend i praznike.

• Nedeljno tržište - Na ovom tržištu postoje dva tipa ugovora, jedan koji se odnosi na baznu snagu (snagu u bandu) i drugi koji se odnosi na dnevnu snagu. Cene se određuju svake nedelje za sledećih 3 do 7 nedelja kao i za 5 blokova po 4 nedelje, to jest za 23 do 27 nedelja unapred. Bazna snaga podrazumeva fiksnu, konstantnu isporuku za 168 sati nedeljno, dok dnevna snaga podrazumeva konstantnu dnevnu isporuku u periodu od 7 do 22 h za prvih 5 dana u nedelji, odnosno 75 h nedeljno.

144

• Regulaciono tržište - Ovo tržište ima funkciju balansiranja proizvodnje i potrošnje kao i njegove regulacije u slučaju ispada i kvarova u sistemu. Kada se utvrde cene i količine na dnevnom tržištu, Statnet Marked poziva učesnike da daju svoje ponude za povremene isporuke koje bi služile za regulaciju proizvodnje i potrošnje na gore ili na dole. Kada se te ponude dostave, cena za energiju koja služi za regulaciju se određuje na nivou najskuplje ponude za određeni sat. Statnet Marked pravi obračune za svaki sat za sva nezavisna preduzeća sa kojima kompanija razmenjuje električnu energiju. Trenutno postoje 82 takva preduzeća. Sva razlika između proizvodnje plus ugovorene kupovine elektroprivrednog preduzeća i njegove potrošnje plus ugovorene isporuke definiše se kao kupovina i prodaja regulacione energije.

Nezavisno od regulacionog tržišta, cene se utvrđuju na osnovu ponuda svakog elektroprivrednog preduzeća za određeno vreme. Kompanija može da daje ponude za kupovinu ili za prodaju električne energije ili i za jedno i drugo, npr. ona može da izrazi spremnost za kupovinu određene količine električne energije ispod utvrđene cene kao i spremnost da proda iznad te cene. Sve ponude se zbiraju, i cena se balansira na nivou gde su kupovina i prodaja jednaki. Ukoliko se pojave uska grla u prenosnom sistemu, posebne ponude mogu da se zatraže za različite delove sistema.

Zbog monopolskih karakteristika koje imaju prenos i distribucija električne energije, cena za ove funkcije nije predmet utvrđivanja na tržištu, već se ona određuje na bazi troškovnog pristupa. Elemenat razdaljine nije elemenat tarifa za prenos koje naplaćuje Statnet, ali se zato naplata vrši prema mestu konekcije na prenosni sistem kao i za aktuelne energetske tokove. Posebna cena za energiju, podeljena u 5 tarifnih grupa (plus šesta za izvoz) odražava troškove gubitaka u prenosu i određuje se prema cenama na spot tržištu. I drugi izdaci mogu da se zaračunavaju kao što je npr. slučaj sa novim priključcima na mrežu.

Pored glavne prenosne mreže koja je u vlasništvu Stannet-a, postoje i regionalne i distributivne mreže, koje su takođe otvorene za sve one koji su zainteresovani. Kao i na glavnoj prenosnoj mreži, cene se utvrđuju u skladu sa upustvom od strane NVE (Water Resources and Energy Administration) koji takođe rukovodi i organizuje rasprave na tu temu, ali direktno ne utvrđuje niti odobrava tarife.

Norveško tržište ima niz karakteristika i specifičnosti. Skoro celokupna proizvodnja oslonjena je na hidrokapacitete uz prisustvo značajnih viškova; uprkos opštoj deregulaciji, zadržana su neka ograničenja koja se odnose na izvoz električne energije. Postojeći viškovi, uticali su na smanjenje cena, pogotovu za velike potrošače kao i za kupovinu na veliko, kao i na smanjenje pritiska na proizvodne troškove. Nije jasno da li će postojeći sistem reprodukovati takve cene koje bi bile dovoljne da generišu nove investicije onda i u meri kada i koliko to bude neophodno. Trenutno, najveći broj proizvođača, postojećom cenom pokriva samo kratkoročne marginalne troškove (koji su inače kod hidroproizvodnje izuzetno niski) kao i amortizaciju koja je usled velike starosti kapaciteta značajno podcenjena, tako da aktuelni kapitalni troškovi ne predstavljaju značajnu stavku u strukturi cene.

145

Daleko razvijeniji oblik tržišnih institucija na kojima dolazi do formiranja cena električne energije sučeljavanjem ponude i potražnje srećemo u elektroprivredi Engleske i Velsa. Kažemo razvijeniji, pošto u ovom primeru pored velikoprodajnog tržišta sastavljenog od tržišta dugoročnim ugovorima (na kome se trguje kapacitetima) i spot tržišta (na kome se trguje energijom), srećemo se i sa maloprodajnim tržištem na kome se odvija konkurencija kod krajnjih potrošača (retail competition)44.

Spot tržište predstavlja najradikalniji deo reforme koja je izvedena u Engleskoj i Velsu. Na njemu se sučeljavaju ponuda i potražnja za električnom energijom u smislu da svako jutro proizvođači moraju da prijave koje će elektrane i blokovi biti raspoloživi za naredni dan sa odgovarajućom cenom45, dok istovremeno svi potrošači za taj isti period moraju da prijave procenjene potrebe za električnom energijom i to po naponskim nivoima na kojima preuzimaju struju. Cene i količine koje se nude utvrđuju se za svakih pola sata.. Na osnovu ovako dobijenih podataka, dispečeri u okviru NGC (National Grid Company) startuju kompjuterski program čiji je zadatak da minimizira sistemske troškove proizvodnje za naredni dan. Rezultat rada kompjutera je poznat kao neobavezni spisak rasporeda angažovanja elektrana, pošto on ignoriše sva ograničenja koja mogu da se pojave u prenosnoj mreži. Naime, usleg zagušenosti prenosne mreže, može da se javi situacija da neka elektrana bude angažovana iako je njena cena veća od cene neke druge elektrane, tako da je neophodna revizija ovog prvobitnog spiska angažovanja. Na osnovu revidovanog prvobitnog spiska, kalkuliše se cena za svakih pola sata, tzv. sistemska marginalna cena (SMP) 46 koja je jednaka ceni 1 MWh najskuplje elektrane koja je u pogonu. Način utvrđivanja cema na spot tržištu može najbolje da se vidi na sledećem primeru (Hunt, 1991).

Ako postoje četiri ponude (1,2,3 i 4 penija/kWh) dispečeri odlučuju da se prihvate tri najniže, tako da je SMP jednaka 3 penija po kWh za tih pola sata. Sva tri proizvođača čije su ponude prihvaćene dobijaju po 3 p/kWh. Uz ovu cenu, bez obzira da li su se kvalifikovali ili ne, proizvođači dobijaju naknadu za svaku elektranu koja je pogonski spremna. Na taj način uveden je elemenat kapaciteta u cenu. Taj elemenat kapaciteta računa se po formuli:

LOLP x (VOLL - max. SMP)

gde LOLP (Loss of Load Probability) - Mogućnost prekida snabdevanja -predstavlja rizik da potražnja bude veća od raspoloživih kapaciteta. Naime, ovaj elemenat pokazuje u kojoj meri je potrošnja blizu maksimalno raspoloživim kapacitetima, odnosno koja je verovatnoća da može doći do pada napona i prekida snabdevanja. Ukoliko je ta

44 Za sada samo onih sa preko 1 MW angažovane snage

45 Proizvođač ne može direktno isporučiti električnu energiju na zahtev potrošača, već mora biti pozvan da to učini od strane dispečera

46 Naziv Sistemska marginalna cena (SMP) je dat zbog toga što sistem označava da ponude daju svi proizvođači, dok marginalna označava to da se računa najviša (granična) usvojena ponuda, i cena zato što su u pitanju cene a ne marginalni troškovi koji su uobičajeni za dispečersku funkciju. Ipak, može se konstatovati da ceo ovaj sistem podstiče proizvođače da svoje ponuđene cene što više približe marginalnim troškovima, jer ukoliko su one više, šanse da budu odbijeni su veće i obratno, ukoliko su niže javlja se opasnost da ostvare gubitak.

146

verovatnoća velika onda je LOLP jednak 1, i obratno u slučaju postojanja viška kapaciteta LOLP je jednak 0.

VOLL (Value of Lost Load) - Vrednost izgubljenog snabdevanja - u uslovima kada tržište nije još u potpunosti zaživelo, ovaj iznos predstavlja administrativno utvrđenu vrednost koja treba da simulira nivo maksimalne cene koju su kupci spremni da plate za dodatni kWh. Trenutno vrednost VOLL je ocenjena na 2 funte / kWh.

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

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

Cene po kojoj spot tržište prodaje energiju PSP (Pool Selling Price) veća je od PPP za prosečne gubitke prenosa za tih pola sata kao i za troškove održavanja stabilnosti sistema.

Teorijski gledano, ova cenovna struktura se suočava sa mnogobrojnim problemima. Ona treba podjednako da odražava kratkoročne marginalne troškove (preko sistemske margimalne cene) kao i dugoročne kapitalne potrebe (kroz elemente kapaciteta). Cene prenosa su u glavnom zasnovane na troškovnom principu i one se bazirane na tarifama za pristup prenosnoj mreži, pri čemu razdaljina nije presudan elemenat, a efikasnost je stimulisana kroz primenu RPI-X model. Ekonomski rezon, na kome počiva ovakva orijentacija zasnovan je na želji za pružanjem što efikasnijih cenovnih signala, kao i na težnji da kroz cenu priključka na prenosnu mrežu se ustanovi gde postoje lokalna uska grla, te na taj način stimulišu izgradnju novih proizvodnih kapaciteta kako bi se smanjili sistemski troškovi.

Osvrćući se na sveukupnu cenovnu situaciju, koja je danas prisutna u V.Britaniji, u ovoj fazi procesa javljaju se i izvesna ograničenja, koja se posebno ogledaju u sposobnosti tržišnih snaga da deluju neometano. Proizvodnjom u Engleskoj i Velsu, i dalje dominira duopol Powergen i National Power, dok regionalne distributivne kompanije imaju monopolsku poziciju na njihovom franšiznom području, tako da su u stanju da sve svoje troškove kupovine električne energije prevale na potrošače. Konačno, za razliku od Norveške berze, u V.Britaniji samo prodavci mogu da se pojavljuju na berzi sa svojim ponudama, dok je kupcima onomogućeno učešće i ostavljena im je mogućnost samo da izraze svoju spremnost da kupe ili ne kupe električnu energiju.

Uz sva ova nerešena pitanja, nije iznenađujuće što berzanska cena se ne ponaša uvek u skladu sa teoriskim pretpostavkama odražavajući marginalne troškove. Potrebno je još jednom naglasiti da, i pored toga što funkcionisanje pool-a u velikoj meri ima sličnosti sa klasičnim dispečingom u kome se redosled angažovanja elektrana određuje na bazi kratkoročnih marginalnih troškova, ono nije zasnovano na troškovnom principu nego na tržišnom odnosno na sistemu ponuda. Cene iznete u ponudama mogu ali ne moraju da odgovaraju proizvodnim troškovima, i postoje mišljenja da u uslovima postojanja duopola, ovakva mogućnost može u velikoj meri da se zloupotrebljava. Takođe, cene za isporuke električne energije potrošačima van franšiznog područja, nisu direktno regulisane, i mnogi proizvođači koriste ovu mogućnost kako bi kroz direktne ugovore sa kupcima izbegli fluktuacije cena na berzi.

147

Sveukupni efekat ovakvog pristupa formiranju cena na potrošače je dosta teško utvrditi, i u V.Britaniji je započeta debata oko toga da li su ikakve koristi imali potrošači od ovakve promene. Rezultat te debate, zbog postojanja konfliktnih trendova, u velikoj meri zavisi od dužine vremenskog perioda u kome bi se vršilo ovo poređenje kao i od izbora grupe potrošača koja se posmatra. Privatizacija teži da podigne stope povraćaja na uloženi kapital u skladu sa povećanim rizikom sa kojim su se suočili proizvođači nestankom garantovanog tržišta. Sa druge strane, imamo konkurenciju koja podstiče smanjenje cena i troškova. Sloboda sklapanja ugovora eliminiše mogućnost prelivanja troškova između pojedinih grupa potrošača. Sve u svemu, iako je međunarodno upoređenje cena otežano zbog uticaja kurseva valuta i drugih faktora, može se konstatovati da cene u V.Britaniji za najveći broj potrošača, prema podacima EUROSTAT i IEA, su u evropskim uslovima relativno niže nego što je to slučaj u drugim zemljama (videti tabelu sa uporednim pregledom cena električne energije po pojedinim zemljama).

1.24 Tarifne strukture

Iako je tema ovog rada uglavnom skoncentrisana na problem utvrđivanja opšteg nivoa cena električne energije, faktorima koji su od značaja za njeno formiranje i principima na kojima se ono zasniva, tarifni sistem i njegova struktura predstavlja elemenat koji je od izuzetne važnosti i koji se ne može zanemariti kada je reč o cenama električne energije.

Prilikom razrade tarifnog sistema, analiza potrošnje predstavlja jednu od najbitnijih faza. Da bi je uspešno izveo, tarifer je, koliko god nastojao kombinacijom buduće tarife delovati na tržište, prinuđen već od početka da prihvati situaciju onakvu kakva jeste. On dakle posmatra sadašnju potražnju nebi li joj istražio strukturu, nivo i ako je moguće osetljivost na cene, budući da su na tu potrošnju po svoj prilici već jako uticale tarifna struktura i cene koje su bile na snazi pre uvođenja nove terife, kao i komercijalna politika koju je vodilo elektroprivredno preduzeće.

Sama osetljivost na cene usko je vezana uz postojanje konkurentnih oblika energije sposobnih da potrošaču pruže istu uslugu ili, ako se radi o industrijskom potrošaču, sposobnih da pruže iste usluge nekom iz njegove branše. Ali, i kada ne postoje konkurentni oblici energije, ograničeni prihodi kojima raspolažu potrošači, zahtevaju da postoji neka maksimalna cena iznad koje bi njihova potrošnja prestala ili bi barem bila vrlo ograničena. Prodaja električne energije nalazi se u konkurenciji sa prodajom proizvoda koji pružaju ekvivalentnu uslugu, ali takođe i sa prodajom svih ostalih proizvoda.

Idealna analiza potražnje trebala bi utvrditi koju upotrebnu vrednost ima isporuka za potrošača ili grupu potrošača, te kako se menja ta upotrebna vrednost u zavisnosti od potrošene količine. Drugim rečima, ona bi trebala predstavljati mrežu krivulja potražnje različitih postojećih i mogućih potrošača.

148

Analiza potražnje nekog proizvoda obično nailazi na ozbiljne teškoće zbog prisustva velikog broja faktora koje treba posmatrati kako bi se potražnja okarakterisala i odmerila na ispravan način.

Na području električne energije analiza se komplikuje stoga što se istom fizičkom jedinicom mere stvarno raznovrsni proizvodi ( KWh isporučeni u razno vreme, odnosno istovremeno ali različitog kvaliteta ), koji pripadaju različitim tržištima i koji se ravnaju po različitim zakonima. Za svaki od ovih proizvoda potražnja zavisi od niza uslova: cene, komercijalne aktivnosti, cene aparata, cene konkurentskih oblika energije, kupovne moći stanovništva.

U tim uslovima poželjno je razlikovati ove proizvode pre nego što se istraže faktori na koje oni reaguju, jer je jasno da analiza ukupne potrošnje i uticaja srednjeg nivoa cene na tu potrošnju ne bi odgovarala cilju tarifnog sistema, koji treba da razlikuje pojedine kategorije potrošnje te shodno tome i odredi cenu za svaku od njih.

Uticaj cena drugih proizvoda, i teškoća koju on stalno uvlači u studiju potražnje, biti će vrlo jasan ako se uzme u obzir priroda električne energije i njen karakter proizvoda vezanog za druge. Potrošača ne interesuje električna energija sama po sebi, nego usluga koju ona može pružiti u vidu svetla, toplote, pogona, zvuka, slike i sl. Potrošač se može koristiti tim uslugama samo ako najpre nabavi potrebne aparate. Potražnja električne energije je dakle usko vezana za potražnju aparata, koja je opet vezana za njihovu cenu. Potražnja električne energije ima isto tako posredni karakter i na području industrije i trgovine, pa je razumljivo da zavisi od odgovarajuće potražnje konačnog proizvoda.

Za zadanu kategoriju potrošača, kriva potražnje predstavlja varijaciju cena koju prihvata tržište u zavisnosti od preuzetih količina. Ona se može razvrstati na niz "stepenica" koje pri zadatoj ceni odgovaraju pojavi novih primena električne energije kod kojih ona zamenjuje neki drugi oblik energije. Visina svake "stepenice" određena je cenom konkurentnog oblika energije. Svaka od ovih stepenica neće biti stvarno horizontalna, jer različiti potrošači ne prosuđuju "ekvivalentnost" na isti način, te stoga treba očekivati da će se uzduž krive potražnje električne energije naići na nagle promene elastičnosti.

Proučavanje područja koji čine pojedinu stepenicu je od izuzetne važnosti, jer ono može da nam da odgovor na pitanje koliku je cenu potrošač spreman da plati radi zadovoljenja neke svoje potrebe, odnosno šta je on sve u stanju da učini umesto da se priključi na distributivnu mrežu.

Kod ovih analiza ne sme da se zanemari i uticaj države, odnosno njeno uplitanje koje može da ide u pravcu da promenama u ekonomskoj strukturi se stvore sasvim različiti uslovi od onih koje bi dala neposredna analiza tržišta. Tu se prevashodno misli na direktne ili indirektne subvencije potrošnje radi zadovoljenja nekih od društvenih ciljeva ( npr. smanjenje nezaposlenosti putem preraspodele kupovne moći i sl. )

Da bi se projektovao racionalan tarifni sistem, koji predstavlja odraz troškova i uvažava zehteve proračuna prihoda i rashoda kao i izvesnu jednakost tretmana s obzirom na karakteristike traženih isporuka, moraju se odrediti kategorije potrošača, koje daju osnovu za postojanje različitih tarifnih stavova.

149

Da bi se utvrdile ove kategorije ili "parcijalna tržišta" mora se poći od više kriterija:

Prvo od čega može da se pođe, to je vrsta primene električne energije kako bi se u tarifni sistem unela klasifikacija koja je bila korišćena kod proučavanja potražnje. Ovaj metod je bio veoma popularan u vreme kada se smatralo mogućim predvideti kod jednog te istog potrošača odvojene tarife za osvetljenje, snagu, kuvanje, grejanje i sl. Povećanje broja primene električne energije za različite namene kod istog potrošača je uticalo na to da najveći broj elektroprivreda u svetu napusti ovakav sistem, te da se opredeli da kategorije potrošača obrazuje sve više na osnovu karakteristika vremenskih varijacija opterećenja koje potrošač nameće mreži.

Obzirom, da izvesne društvene kategorije potrošača približno istih potreba mogu imati iste krive opterećenja u istim satima, to se klasifikacija prema karakteristikama opterećenja , barem kao opšte grupe, može koristiti za razlikovanje potrošača u industriji, trgovini, domaćinstvima, poljoprivredi i sl. Bez sumnje, podrobnija analiza potrošnje, ukazaće na potrebu formiranja i podkategorija pa se tako npr. u okviru kategorije koje se odnosi na primenu u trgovini može postaviti razlika između rasvete, i grejanja koje izaziva znatne potrebe za snagom u vreme vršnog opterećenja cele mreže.

Ako mreža snabdeva jednu vrlo prostranu teritoriju, to se mora ona razdeliti na geografske zone, ni prevelike da se ne bi stopile skupa vrlo različite cene koštanja, ni premale da bi se izbegle beznačajne diferencijacije tarife. Može se isto tako, na jednom području razlikovati seoske i gradske zone, polazeći od činjenice da potrošači nemaju ni iste navike, ni iste potrebe ni iste krive opterećenja. Cena koštanja će biti različita i zbog različite gustine potrošnje.

Sa druge strane, prirodno je posmatrati kategorije potrošača po količini potrošnje. Ona može biti karakterisana bilo godišnjim volumenom preuzetih količina, bilo maksimalno izazvanim opterećenjem, bilo pak naponom snabdevanja koji je opet u uskoj vezi sa prethodna dva kriterija.

Posmatrano sa stanovišta potražnje, bilo bi idealno kada bi se kod svake kategorije potrošača mogla definisati potrošnja u zavisnosti od svih promenjljivih veličina koje mogu na nju uticati. Međutim, veoma je teško postići takav stepen opštosti i preciznosti ali se barem mogu istražiti podaci kako bi se došlo do saznanja o predznaku i redu veličine neke varijable.

Ono što se uopšteno može primetiti, to je:

• da je potražnja u onoj meri manje elastična koliko potrošači smatraju tu potrebu neophodnijom. Iz ovoga jasno proizlazi da je elastičnost veća kada postoje proizvodi ili usluge koji su u stanju da zamene električnu energiju po približnim cenama. Tako, konkurencija gasa, lož ulja, uglja i drveta, povećava elastičnost potrošnje u termičke svrhe, a putem nje i elastičnost ukupne potrošnje kod kategorije domaćinstvo. Isto tako, konkurencija vlastitih kapaciteta za proizvodnju električne energije povećava elastičnost potražnje kod grupe industrijskih potrošača, čija bi potrošnja mogla opravdati izgradnju takvih kapaciteta.

150

• kako se potrošnja električne energije dopunjuje kupovinom aparata koji omogućuju njeno korišćenje, na elastičnost potrošnje u zavisnosti od njene cene utiču i takvi elementi koji su karakteristični za takve aparate (cena, potreban prostor, lakoća rukovanja i sl. )

• potrošačev budžet utiče na stepen elastičnosti, tako da ukoliko je taj izdatak zanemariv u odnosu na njega, elastičnost potražnje je slaba i obrnuto. To isto važi i za jednog industrijskog potrošača kod koga učešće troškova električne energije u ukupnom prihodu opredeljuje stepen elastičnosti potražnje u odnosu na cenu.

Potražnju kao funkciju različitih varijabli treba analizirati vodeći račina o njenom trajanju, i to sa više gledišta:

Kod određenog stepena razvoja industrije, i kod zadatog nivoa cene električne energije, neke vrste primene ovog energenta mogu postati interesantne za potrošača, ali one se neće momentalno i razviti jer od potrošača zahtevaju napor da dobije određene informacije i da ih razume, a potom i ulaganja. Da bi posmatrana primena postigla svoj puni razvoj, potrebno je da prođe i nekoliko godina. Stoga nema pravog značaja meriti potražnju u datom trenutku i upoređivati je sa cenom u tom istom momentu.

Sa druge strane, treba imati u vidu da je opšta industrijska oprema jedna zemlje u stalnom razvoju, često i nezavisno od nivoa cene električne energije, te da se shodno tome stalno menjaju potrebe potrošača.

Rezultanta ovih činilaca i razvoja cene električne energije pod uticajem tehničkog napretka, ogleda se u dupliranju potrošnje u roku između 8 i 12 godina kako je to ustanovljeno u mnogim zemljama koje su ušle značajnije u fazu industrijalizacije. Ove stope rasta potrošnje bile su prisutne u Evropi sredinom ovog veka, da di danas one bile manje.

Na taj način tarifer, osim teškoća koje ima prilikom "statičke" analize potražnje ( koja ide za što vernijom slikom stvarnih momentalnih prilika snimljenom u raznim njenim komponentama ) mora da predvidi i budućnost, polazeći naravno od analize proteklog razvoja, ali i od dugoročnog perspektivnog sagledavanja u punom smislu reči. Postavlja se pitanje koliko to sagledavanje treba da ide daleko u budućnost? Najpre će ga na izvestan broj godina vezati posebno sklopljeni ugovori. Sa druge strane opšte tarife se neće moći tako često menjati da se ne bi ozlovoljili potrošači koji su već izabrali određenu opremu, odnosno da bi elektroprivredna preduzeća što realnije mogla planirati svoj budući razvoj.

Kao što smo u ranijem tekstu već napomenuli, troškovi isporuke električne energije neprestano variraju i razlikuju se od potrošača do potrošača. Stoga je uobičajeno, da se kroz tarifni sistem identifikuju glavne troškovne kategorije i da se one raspodele kroz tarifne stavove na određene grupe potrošača koji imaju izvesne zajedničke karakteristike. Tri glavna troškovna elementa koji se najčešće valorizuju su:

• Troškovi potrošača (takođe poznati kao fiksni troškovi ili troškovi konekcije) odnose se na onu grupu troškova koja nastaje samim činom priključka potrošača na mrežu, i oni nisu zavisni od vremena isporuka ili od nivoa

151

potrošnje. Oni podrazumevaju pokriće troškova koji nastaju usled pružanja usluga potrošačima, kao što su održavanje i očitavanje brojila, slanje računa i slično.

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

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

Potrošački troškovi često predstavljaju jedan od elemenata višedelnog tarifnog sistema. Obično, troškovi koji su vezani za pružanje usluga određenoj grupi potrošača odražavaju prosečne troškove koje plaća svaki pojedinačni potrošač, mada u određenim posebnim slučajevima, kada su ti troškovi visoki (kao što su to troškovi priključka za udaljenog potrošača), oni mogu biti direktno nadoknađivani, dok se specijalne usluge (npr. dirigovano upravljanje, posebno merenje i sl.) nadoknađuju kroz specijalne tarife sa većim fiksnim iznosom.

Snaga se obično meri i predstavlja poseban elemenat trodelne tarife. U pojedinim zemljama, maksimalna snaga koja se angažuje može da se limitira pomoću posebnih uređaja tzv.limitatora, i takva praksa se posebno primenjuje za kategoriju domaćinstava. U tom slučaju, potrošači imaju izbor između različitih nivoa maksimalne snage, koji podrazumevaju i veći tarifni stav za veći iznos angažovane snage.

U velikom broju zemalja, potrošači iz kategorije domaćinstvo se susreću sa dvodelnom tarifom koja se sastoji iz dela cene za snagu i dela cene za energiju. čest je slučaj postojanja i specijalne noćne tarife koja odražava manje troškove energije u periodima slabog opterećenja sistema.

Troškovi snage i energije variraju tokom dana i godine. Sistem alokacije troškova obično pokušava da klasifikuje elektroenergetske troškove po pojedinim elementima i po pojedinim kategorijama potrošača. U kojoj meri to može precizno da se uradi zavisi od raspoloživih mernih uređaja kao i od složenosti tarifnih struktura. Praktično, to je veoma teško da se učini pošto se u sistemu javlja simultana, istovremena potražnja za energijom velikog broja potrošača, pa je skoro nemoguće indentifikovati ko i u kolikoj meri učestvuje u takvoj potrošnji te shodno tome i pripisati mu alikvotne troškove.

Na ova ograničenja praktične prirode nadovezuju se i socijalni kao i određni ekonomski ciljevi, koji u velikoj meri doprinose tome da tarifa i njeni stavovi ne odražavaju troškove koje su potrošači izazvali svojim ponašanjem. Primeri za takvu situaciju su brojni.

Da bi se obezbedio minimum potrošnje za kategorije sa niskim primanjima uvode se posebni blokovi u okviru kojih je cena niska i obično se ne naplaćuje deo koji se odnosi na snagu. U daljem razvoju ovog koncepta, za potrošače iz kategorije domaćinstva, postoje sukcesivni blokovi potrošnje koje u najvećem broju slučajeva karakteriše

152

degresivna cena za energiju i progresivna cena za angažovanu snagu. Od razvijenih zemalja, jedino Japan i Italija imaju progresivnu blok tarifu i za energiju i za snagu.

Usled svega toga, kao i zbog postojanja unakrsnih stimulacija i različitih troškovnih struktura pojedinačnih sistema, relativni isto kao i apsolutni nivo cena električne energije značajno varira od zemlje do zemlje. Na primer, statistički podaci Evropske Unije pokazuju da je cena za male potrošače u Dizeldorfu dva puta veće nego što je evropski prosek odnosno tri puta veća od nivoa koji je u Holandiji, dok odnos između cena za male i velike potrošače varira u rasponu od 1 do 4 puta (Videti tabelu u prilogu Cene eektrične energije po metodologiji UNIPEDE-a). Iako se jedan deo ovih razlika može objasniti različitom strukturom pogonskog goriva kao i proizvodnih troškova, najveći deo ovih efekata je posledica regulacije. Stoga je i cilj deregulacije da putem slobodnog pristupa prenosnoj i distributivnoj mreži dovede do većeg obima razmene i preko toga do ujednačavanja cena za različite grupe potrošača, kao i do ujednačavanja relativnih odnosa cena između grupa potrošača u različitim zemljama.

Da li će ovakva orijentacija i dovesti do promena u tradicionalnim tarifnim strukturama zasnovanim na uprosečavanju troškova po pojedinim kategorijama potrošača nije dovoljno jasno. Veliki potrošači, zbog mogućnosti utvrđivanja cene kroz pojedinačne ugovore kao i usled raspoloživosti sofisticiranih mernih uređaja, nalaze se u povoljnijem položaju od malih, i za njih je ova orijentacija izvesnija. Šta više, ugovaranjem cene električne energije kroz direktne pregovore, oni mogu da uzmu u obzir i određene posebne elemente (kao što je časovno korišćenje na primer) a ne samo prosečne troškove. Za male potrošače, zbog regulatornih i praktičnih razloga, verovatnije je da će se zadržati postojeće tarifne strukture, uz očekivanje da će, sa razvojem mernih uređaja, doći do daleko razvijenijih i raznovrsnijih tarifnih elemenata zasnovanih na time-of-day principu.

Jedan od osnovnih principa na kojima se baziraju tradicionalni tarifni sistemi i od kojih polazi regulator prilikom njihovog formiranja je da se izbegne nepotrebna diskriminacija. Pod njom se podrazumevaju dve stvari:

• Tarife za sve potrošače iz iste grupe moraju da budu jednake

• Tarife po svojoj strukturi, kao i opšti nivo cena za pojedine grupe potrošača, moraju da odražavaju troškove vezane za tu grupu.

Sve dok postoje značajne praktične teškoće u razdvajanju pojedinih potrošača u okviru iste kategorije, tenzije između ova dva principa će biti male. Ali onda kada, zahvaljujući razvoju savremenih mernih uređaja, detaljna diferencijacija između pojedinih malih grupa potrošača postane moguća i praktična sa stanovišta troškova, koncept zasnovan na ova dva principa postaje nepotreban. Razdvajanjem distributivne delatnosti na transport i prodaju električne energije, stvaraju se pretpostavke za uvođenje

153

konkurencije među isporučiocima električne energije i totalnu deregulaciju cena, čime bi ova dva principa, na kojima je počivala sadašnja regulacija, izgubili donekle na značaju.

*

* *

Specifičnosti koje električna energija ima kao proizvod, kao i njeno mesto, uloga i značaj za nacionalne ekonomije u velikoj meri ograničavaju osnovne funkcije koje cena određenog proizvoda treba da ima (informativnu, distributivnu, alokativnu i selektivnu). U nedavnoj prošlosti, održavanje cena električne energije ispod nivoa troškova radi davanja podrške razvojnim, socijalnim i drugim politikama, bio je čest slučaj koji se javljao ne samo u nerazvijenim nego i u mnogo razvijenijim zemljama. Posledice takvog odnosa prema električnoj energiji ogledaju se pre svega u njenoj neracionalnoj potrošnji, prekomernom trošenju nacionalnih resursa kao i nastanku šteta po osnovu povećanog zagađenja čovekove sredine.

Svaki od navedenih modela za obrazovanje cena električne energije (istorijski, marginalni i tržišni), kao što je izneto u prethodnom tekstu, ima svoje prednosti i nedostatke, i nijedan od njih ne uspeva upotpunosti da zadovolji postavljene kriterijume optimizacije (minimalni troškovi uz maksimalnu pouzdanost snabdevanja).

Još jedan zaključak može da se izvede iz analize navedenih modela, a to je da svaki od njih je imanentan određenoj fazi razvoja elektroprivrede kao i dominantnom vlasničkom odnosu koji je zastupljen u njoj. Tako, u situacijama kada treba da se podstakne razvoj elektroprivrednih kapaciteta, u uslovima dominantnog privatnog vlasništva, insistira se na primeni istorijskog modela i to prevashodno kroz regulaciju stope povraćaja, koja obezbeđuje manju dozu rizika i stimulativna je za investitore. Pandam takvoj orijentaciji, u situaciji kada je državno vlasništvo dominantno, su dugoročni marginalni troškovi. Sa druge strane, primena tržišnog modela je moguća tek u fazi pune zrelosti elektroprivrede, kada postoji dovoljan broj ili se čak javlja i višak proizvodnih kapaciteta, kada je izvšena potpuna elektrifikacija nacionalnog teritorija i kada su prenosna i distributivna mreža kao i prateća tehnička infrastruktura na takvom nivou da obezbeđuju nesmetanu međusobnu konkurenciju kako proizvođača tako i prodavaca električne energije.

154

RAZVOJ I

OSNOVNE

KARAKTERISTIKE ELEKTROPRIVREDE SRBIJE

1.25 Istorijat

U periodu od 1878 - 1912. godine, opšti stepen dostignutog privrednog, društvenog i kulturnog nivoa u Srbiji nije nudio velike mogućnosti za razvoj elektroprivrede. Od ukupnog broja stanovnika 87% je živelo na selu, tek svako šesto domaćinstvo je bilo dobrog imovnog stanja, seoska domaćinstva nisu mogla da podmire svoje novčane potrebe tržišnim viškovima, industrija je bila tek u povoju i nju su činili uglavnom mlinovi i strugare, itd.(Dobrijević č. 1993)

Otuda, na takvim materijalnim osnovama prvobitne akumulacije, nije bilo realno obezbediti velika finansijska sredstva koja su ulaganja u elektroprivredu zahtevala. Zbog toga razvoj elektroprivrede u Srbiji je imao logičan redosled: prvo koncesije stranom kapitalu, zatim mešovita preduzeća sa stranim i domaćim kapitalom da bi potom ona prerasla u čista akcionarska preduzeća sa više ulagača i podele rizika i profita.

I pored svega toga, Srbija ne zaostaje za svetom u primeni praktičnih elektrotehničkih otkrića koja su se desila u tom periodu. Samo dve godine nakon Edisonove demonstracije rada sijalice na jednosmernu struju, Petar Jovanović Šapčanin je (1881) osvetlio baštu svoje kafane koja se nalazila na uglu ulica Masarikove i Kneza Miloša, na mestu gde se danas nalazi poslovna zgrada beogradske distribucije (Kremić M. 1993).

Prva električna centrala na paru u Srbiji puštena je u rad 1884.godine u Kragujevcu , dok je prva hidroelektrana izgrađena 1891.godine u Obilićevu kod Kruševca. I jedan i drugi objekat izgrađeni su za potrebe vojne industrije, prvi da bi osvetljavao čaurnicu u Vojno-tehničkom zavodu, a drugi za potrebe barutane. Ipak početkom elektrifikacije u Srbiji smatra se 6.oktobar 1893.godine kada je puštena u rad električna centrala u Beogradu i uvedeno javno osvetljenje u glavnom gradu.

četiri godine nakon što je na Nijagari izgrađena hidroelektrana koja je radila na Teslinom principu naizmenične struje, na reci Đetinji kod Užica, 1900.godine izgrađena je hidroelektrana koja je radila na istom principu.

Poglavlje

7. 156

Do 1914.godine, u Kraljevini Srbiji je bilo 13 javnih elektrana (5 termoelektrana i 8 hidroelektrana), ukupne snage 4.470 kW, koje su uglavnom bile u rukama domaćih akcionara, dve su bile privatno vlasništvo, tri u opštinskom vlasništvu a jedna (u Beogradu) u vlasništvu inostranog koncesionara (Tadić A. 1979.) Ukupna proizvodnja ovih elektrana pred I svetski rat iznosila je 4.600 MWh, uz korišćenje kapaciteta od svega 11,7%.

Nakon razaranja koja su usledila tokom I svetskog rata, pristupilo se obnovi elektroenergetskih postrojenja, koja je usled nedostatka finansijskih sredstava bila uglavnom prepuštena privatnoj inicijativi. Posebno interesovanje za ulaganje u energetiku pokazao je strani kapital, koji je bio zainteresovan da kao isporučilac investicione opreme, obezbedi razvoj svoje elektroindustrije.

Prema podacima iz sačuvane statistike, 1931.godine u Srbiji je bilo:

108 javnih električnih centrala ukupne snage 52,9 MVA

24 mešovite elektrane snage 10,9 MVA

82 industrijske elektrane snage 42 MVA

23 kućne električne centrale ukupne snage 1,1 MVA

Svega 237 električnih centrala ukupne snage 106,9 MVA

U periodu od 1938 do 1941.godine, intenziviran je proces zatvaranja usitnjenih, dotrajalih i nerentabilnih elektrana. Na osnovu raspoloživih podataka, može se konstatovati da je u Srbiji pred II svetski rat bilo u pogonu 142 električne centrale za sve namene (javne, mešovite, kućne i industrijske) sa ukupno instalisanom snagom od 148 MW.

Broj elektrificiranih naselja kao i potrošnja električne energije, u ovom međuratnom periodu je porasla, što ukazuje na sve veću zastupljenost električne energije koja se prevashodno koristila za osvetljenje a delimično i za motorni pogon mlinova, tkačkih razboja i dr.

Tabela 10. Pregled elektrificiranih naselja

Vremenski period Ukupno Srbija Vojvodina Kosovo

do 1918.godine 64 20 44 -

Od 1919-1940.godine 367 169 182 16

Ukupno do 1940.godine 431 189 226 16

Broj naselja 6.044 4.268 443 1.333

Elektrificirano u % 7,13 4,42 51,0 1,2

157

Izvor: Vek elektrike, 1993.

Od ukupno 1.387.431 domaćinstava u Srbiji 1939.godine, prema statističkim podacima, bilo je elektrificirano 414.286 ili 29,8%.

Ukupna potrošnja električne energije u domaćinstvima te iste godine, iznosila je oko 58 miliona kWh, a prosečna godišnja potrošnja domaćinstava bila je 140 kWh, odnosno prosečno mesečno 11,7 kWh.

Ukupna proizvodnja u toj godini. kako javnih tako i industrijskih elektrana iznosila je 225 miliona kWh, i ona je raspoređena na sledeće kategorije potrošača:

Tabela 11. Struktura potrošnje električne energije

Potrošač GWh Učešće u %

industrija 111.5 49.5

domaćinstva 58.0 25.8

motori i aparati 14.0 6.3

poslovni prostor 12.5 5.6

javni vodovod 11.0 4.8

gradska električna vuča 12.0 5.3

ulično osvetljenje 6.0 2.6

Ukupno 225.0 100

Izvor: Vek elektrike, 1993.

Na osnovu svega izloženog, može se konstatovati da predratnu elektrifikaciju Srbije karakteriše usitnjenost, izolovanost i individualnost izvora energije, koji uglavnom služe za zadovoljenje lokalnih potreba naselja u kojima su podignuti, a u ređim slučajevima i za podmirenje potreba prigradskih i daljih naselja. Električne centrale su bile u vlasništvu privatnog (pretežno akcionarskog) kapitala i opština sa tačno utvrđenim područjima snabdevanja, na kojima su važile tarife formirane na bazi individualne kalkulacije, nezavisno od važećih cena u susednim područjima. To su u suštini bile samostalne elektroprivredne jedinice, koje nisu imale nikakvog interesa da se međusobno povezuju te samim tim formiraju manje ili veće elektroenergetske sisteme. Otuda, u periodu između dva svetska rata, vrlo slabo je razvijena mreža dalekovoda za prenos električne energije na veće daljine, pošto za tako nešto nije postojala ni potreba.

158

1.26 Razvoj elektroprivrede Srbije nakon II svetskog rata

Posleratni razvoj elektroprivrede Srbije ostvarivao se etapno, i tu se mogu razlikovati tri perioda koji su karakteristični po načinu organizacije, upravljanja i finansiranja razvoja elektroprivredne delatnosti. To je pre svega period obnove i uspostavljanja jedinstvenog elektroenergetskog sistema koji je trajao do 1965.godine, zatim period ekspanzije i uspostavljanje modernog elektroprivrednog sistema koji je trajao sve do 1990.godine, da bi u periodu nakon toga došlo ponovo do stagnacije uslovljene pre svega raspadom bivše Jugoslavije i uvođenjem sankcija od strane međunarodne zajednice.

1.26.1 Razvoj elektroprivrede do 1965.godine

Period do Privredne reforme 1965.godine, predstavljao je prelaz od osposobljavanja postojećih izvora i distributivne mreže i izolovanog (ostrvskog) rada elektrana, do formiranja klasičnog elektroenergetskog sistema sa svim svojim funkcijama i atributima. Otuda, razvoj elektroprivrede odražavao je u punom svetlu elemente privrednog sistema ranog socijalizma, odnosno tzv. “državnog socijalizma”.

Poznato je, da je evolucija ovog razvoja išla od jedinstvenog preduzeća Srbije, preko Obračunskog centra elektroprivrednog sistema NR Srbije, pa do osnivanja Zajednice elektroprivrednih preduzeća NR Srbije.

Tabela 12. Instalisana snaga elektrana (u MW)

1945 1950 1955 1960 1965

Ukupno 143 175 286 702 1.024

- HE 6 7 68 298 318

- TE 137 168 218 404 706

Izvor: Dokumentacija EPS-a

Donošenjem zakona o elektroprivredi 1958.godine, republičku zajednicu elektroprivrednih preduzeća sačinjavala su preduzeća proizvodnje i prenosa, dok je distribucija dobila karakter komunalne delatnosti. U okviru ove Zajednice, vršena je kupovina i prodaja električne energije, obračunavali troškovi proizvodnje, prenosa i distribucije na bazi jedinstvenih normativa, a preko fonda za pokriće manjkova pri Zajednici jugoslovenske elektroprivrede vršeno je izjednačavanje prihoda i rashoda.

159

U periodu do 1965.godine ostvarena proizvodnja i potrošnja električne energije u SR Srbiji iznosila je:

Tabela 13. Ostvarena proizvodnja i potrošnja (GWh)

1945 1950 1955 1960 1965

Proizvodnja 198 558 887 2.024 3.749

- HE 8 16 212 1.009 1.182

- TE 190 542 675 1.075 2.567

Nabavka - 2 41 133 864

Raspoloživo 198 560 928 2.217 4.613

- gubici 30 83 119 377 653

Neto potrošnja 168 477 809 1.840 3.960

- industrija 87 316 543 1.145 2.317

- domaćinstva 34 65 122 405 1.061

- ostala potrošnja 47 96 144 290 582

Izvor : dokumentacija EPS-a

I pored ostvarene visoke prosečne stope rasta potrošnje u ovom periodu koja iznosi preko 17%, potrošnja po stanovniku je bila mala i iznosila je, na primer u 1964.godini u Srbiji, svega 464 kWh.

Porast potreba u električnoj energiji u Srbiji nije u dovoljnoj meri praćen odgovarajućom izgradnjom elektroenergetskih kapaciteta, tako da nastali manjkovi su uglavnom pokrivani kroz međurepubličku razmenu kao i uvozom.

1.26.2 Razvoj elektroprivrede u periodu 1965-1990.

Zaostajanje u razvoju kapaciteta za proizvodnju električne energije do 1966.godine nametnulo je potrebu za inteziviranjem izgradnje istih, te samim tim i za obezbeđenje neophodnih sredstava za finansiranje ovog razvoja. U onoj meri koliko je period do 1965.godine predstavljao period obnove i uspostavljanja jedinstvenog elektroenergetskog sistema, toliko je period koji sledi predstavljao doba pune ekspanzije i uspostavljanja jednog modernog i nadasve efikasnog elektroenergetskog sistema koji po svim bitnim parametrima nije zaostajao za postojećim svetskim elektroenergetskim sistemima.

160

Društveno-ekonomske promene koje je pokrenula Privredna reforma, uticale su na to, da za razliku od prethodnog perioda u kome je dominiralo centralističko odlučivanje i finansiranje, samostalne radne organizacije budu te koje će biti nosioci razvoja.

U tom periodu dolazi i do formiranja Združenog elektroprivrednog preduzeća (ZEP) koga su osnovale sve HE i TE, prenos kao i rudnici uglja sa površinskom eksploatacijom. Ovo konstituisanje usledilo je nakon donošenja Osnovnog zakona o elektroprivredi 1965.godine.

Ovim Zakonom elektroprivreda je izjednačena sa ostalim privrednim delatnostima, odnosno dobila je karakter robnog proizvođača, što je stvorilo pretpostavke za organizaciona i ekonomska rešenja koja idu u pravcu maksimalnog stimulisanja efikasnog poslovanja. Takođe, elektroprivredna preduzeća postaju nosioci investicione aktivnosti, i sve nadležnosti iz oblasti razvoja koje su ranije bila u domenu federacije prenete su na republike.

Značaj investicionih fondova više nije bio toliko izražen, i sredstva stanovništva prikupljana putem zajmova, inostrani krediti i sopstvena sredstva elektroprivrede postaju glavni izvori iz kojih se finansira razvoj.

A razvoj elektroenergetskih kapaciteta u ovom periodu bio je veoma intenzivan. Od 1965 - 1990.godine. instalisana snaga elektroenergetskih kapaciteta više se nego udesetostručila a sličan trend ima i ostvarena proizvodnja

Tabela 14. Instalisana snaga i ostvarena proizvodnja udruženih elektrana

1965 1970 1975 1980 1985 1990

Proizvodnja (GWh) 4.035 8.694 17.532 27.147 35.852 38.890

- HE 1.182 3.336 8.572 10.972 9.819 8.449

- TE 2.833 5.358 8.960 16.175 26.033 30.441

Instal. snaga (MW) 740 2.384 3.572 5.190 8.116 8.770

- HE 308 1.075 1.853 1.889 2.642 2.827

- TE 432 1.309 1.719 3.301 5.474 5.943

Izvor podataka : dokumentacija EPS-a

Ovakvim ubrzanim razvojem i izgradnjom novih kapaciteta ne samo da je izmenjena struktura raspoloživih kapaciteta, nego je Srbija došla u poziciju da od zavisnika od uvoza električne energije preraste u značajnog izvoznika električne energije.

161

Tabela 15. Razmena električne energije Srbije sa ostalim elektroenergetskim sistemima (GWh)

1960 1970 1980 1990

Isporuke 95 252 4.381 5.422

Prijem 228 573 1.758 926

Saldo -133 -321 2.623 4.496

Izvor podataka: dokumentacija EPS-a

Zahvaljujući ubrzanom razvoju privrede, intenzivnoj elektrifikaciji domaćinstava, postepenom rastu standarda i opremanju električnim uređajima, godišnje stope rasta potrošnje su bile dosta velike. Istovremeno, stope rasta potrošnje u industriji su opadale, a sa njima i učešće u ukupnoj potrošnji, da bi se u ovom periodu zadržalo na nivou oko 47% dok se učešće domaćinstava u ukupnoj potrošnji u ovom periodu stabilizovalo na oko 39%.

Tabela 16. Prosečne godišnje stope rasta potrošnje (%)

1966-70 1971-75 1976-80 1980-85 1986-90

Ukupna neto potrošnja 13.2 9.6 10.1 4.7 1.9

Industrija 10.4 7.1 11.7 3.8 0.6

Domaćinstva 19.6 12.7 8.4 5.2 2.0


162

1.26.3 Razvoj elektroprivrede Srbije nakon 1990.g.

Raspad bivše Jugoslavije i uvođenje sankcija od strane međunarodne zajednice, u velikoj meri je uticalo na razvoj i tehno-ekonomski položaj elektroprivrede Srbije. Prekid veza sa zapadnoevropskom interkonekcijom, nametnuo je tzv. “ostrvski” režim rada elektroprivrede sa svim onim negativnim implikacijama koje takav položaj podrazumeva (nemogućnost razmene električne energije i havarijske ispomoći, povećanje rezervne margine i slično).

U ovom periodu, zbog uvođenja međunarodnih sankcija, stopirani su svi međunarodni krediti kao i pristup drugim izvorima finansiranja, tako da je došlo do obustave izgradnje novih kapaciteta, a oni koji su započeti, konzervirani su i ostavljeni da čekaju bolja vremena. Problem se nije javio samo u delu razvoja, nego i u pogledu održavanja postojećih kapaciteta koji su u velikoj meri zavisili od uvoza rezervnih delova. Povećano angažovanje proizvodnih i prenosnih kapaciteta zbog nedostatka drugih energenata, uticao je na njihovo brže raubovanje, koje usled nedostataka finansijskih sredstava nije moglo da se nadomesti kroz veće investiciono održavanje.

Raspad prethodne federalne države bio je praćen jačanjem ionako značajne uloge republika u elektroprivredi. Tokom 1991.godine donet je novi zakon o elektroprivredi 47

kojim su preduzeća iz ove delatnosti proglašena javnim i prevedena u državno vlasništvo.

Nacionalizacija elektroprivrede Srbije iskorišćena je za stvaranje jednog preduzeća u kome su objedinjene sve tri delatnosti (proizvodnja, prenos i distribucija električne energije) kao i proizvodnja uglja sa površinskom i jamskom eksploatacijom, na celom području Republike. Novonastalo preduzeće - EPS formiralo je 23 javna preduzeća kojima upravlja, tako da ono predstavlja potpuno vertikalno i horizontalno integrisano preduzeće. Pri tome, nije jasno da li je nacionalizovana aktiva ili kapital elektroprivrednih preduzeća, a takođe nije određeno ni ministarstvo koje je vlasnik akcija EPS-a. To znači da postoji situacija multiprincipala, jer je republička vlada sastavljena od više ministarstava koja mogu da imaju konfliktne ciljeve. Komercijalne veze između preduzeća u sastavu EPS-a ostvaruju se na bazi internih cena koje se utvrđuju na osnovu Kriterijuma za obrazovanje internih cena.

Elektroprivreda Srbije (EPS) u 1998.godini, raspolagala je sa 9.0 GW instalisanih kapaciteta na generatoru, odnosno 8,3 GW na pragu elektrana. U strukturi kapaciteta preovlađuju termoelektrane na ugalj (lignit) koje čine 62% ukupnih kapaciteta, termoelektrane na gas i tečno gorivo učestvuju sa 4% u ukupno instalisanoj snazi, protočne HE sa 22%, akumulacione sa 5% i reverzibina HE sa 8% u ukupno instalisanoj snazi.

Termoelektrane su građene u blizini površinskih kopova uglja koji predstavljaju integralni deo EPS-a. Površinsko otkopavanje uglja obavlja se u tri basena u kojima se rezerve uglja procenjuju na 15 milijardi tona (kosovometohijski basen 11.6 milijardi tona, kolubarski 2.7 milijardi tona i kostolački 0.7 milijardi tona). Raspoloživa godišnja

47 Službeni glasnik Republike Srbije 45/1991

163

proizvodnja uglja iz ovih kapaciteta iznosi 46,7 miliona tona od čega blizu 80% se isporučuje termoelektranama.

Termoelektrane na ugalj raspolažu sa relativno velikim agregatima (300-600 MW) koji su u vreme ugovaranja i ulaska u pogon predstavljali vrh svetske tehnologije. Međutim, danas prosečna starost instalisanih termokapaciteta iznosi 24 godine, a čak 17 blokova (oko 58% kapaciteta) prešlo je eksploatacioni radni vek od 100.000 časova rada.

Sistem za prenos električne energije obuhvata dalekovode od 400 KV (1.559 km), 220 KV (2.189 km) i 110 KV (6.432 km). Distributivni dalekovodi (naponskih nivoa od 0,4 KV do 110 KV) imaju dužinu od preko 154.000 km, od čega na kablovsku mrežu otpada oko 23.000 km.

Za razliku od ostale industrije, elektroprivreda Srbije je uspela da se u 1998.godini vrati na nivo proizvodnje iz 1990.godine. Oscilacije u proizvodnji koje su se javljale tokom ovog perioda, rezultat su kako kretanja potrošnje električne energije, tako i uticaja određenih vremenskih faktora (ostvarene hidrologije) kao i raspoloživosti energenata pre svega gasa i tečnih goriva.

Tabela 17. Proizvodnja električne energije na pragu elektrana (GWh)

HE TE - na ugalj TE-TO Ukupno

1990 8.282 25.805 1.181 35.268

1991 10.244 22.540 618 33.402

1992 9.837 21.315 272 31.424

1993 8.835 21.091 10 29.936

1994 9.549 21.188 8 30.745

1995 10.660 22.280 21 32.961

1996 12.228 19.814 173 32.215

1997 11.199 23.651 286 35.136

1998 11.120 23.906 88 35.114


1.27 Začeci tarifne politike i cena električne energije

164

Tarifna politika ( tj. tarifni sistem ) nastaje početkom elektrifikacije i ista evoluira-razvija se paralelno sa razvojem potrošnje električne energije i sve većim potrebama za racionalnim korišćenjem stalno rastućih i sve skupljih elektroenergetskih kapaciteta. Takav razvoj tarifne politike omogućava i pojava i razvoj sve usavršenijih uređaja za merenje električnih veličina.

Začeci tarifne politike u Srbiji u stvari prethode i samoj elektrifikaciji (Brajanovski D., Kecman D., Nikolić D., 1997). Naime, u ugovoru o davanju koncesije za električno osvetljenje između opštine varoši Beograd i g.Periklesa Cikosa iz Milana, zaključenom u julu 1891.godine, nalazimo način za utvrđivanje elemenata za obračun električne energije, koja je iz elektrane (koja je bila predmet ugovora) potekla tek nakon dve godine.

Pomenutim ugovorom o koncesiji bilo je jasno precizirano koliko metara ulica prve a koliko druge klase treba da bude osvetljeno, koje jačine sijalica odnosno plamenih lampi i na kojoj razdaljini će biti postavljeno kao i niz drugih detalja koji jasno ukazuju na prapočetke tarifne politike na ovim prostorima. Pojedini članovi ugovora na to jasno ukazuju:

“čl.25. Intenzitet uličnog osvetljenja neće biti isti cele noći. Sve će lampe goreti do 11 sahata uveče. Posle tog vremena broj zapaljenih lampa svešće se na polovinu. Lampe koje svetle do 11 sahati, goreće 150 sahati, a one što svetle cele noći, gore 2500 sahati godišnje. Trajanje osvetljenja jedne vrste tih lampa može se povećati ili smanjiti na račun lampa druge vrste i to u granicama pomenutog broja godišnjih satova.

Kad će se lampe u veče paliti a kad će se u jutru gasiti prema dobu godine i mesečevim fazama, utvrdiće nadzorna komisija naročitom tablicom posle potpisa ovog ugovora i u granicama pomenutog broja godišnjih sahati.

čl. 27. Godišnja cena napred određenog uličnog osvetljenja varoši Beograd jeste osamdeset hiljada din. (80.000).

čl.29. Ako bi opština gore utvrđeni broj lampa obe vrste ili trajanja osvetljenja povećala, onda će za to povišenje plaćati pored pomenute godišnje cene još za svaki sahat gorenja:

0,14 dinara za sijalicu od 60 sveća

0,035 “ “ “ 16 “

0,025 “ “ “ 10 “

0,40 dinara za plamenu lampu od 1000 sveća

čl.30. Za osvetljenje državnih i opštinskih zgrada i lokala, cena električnog osvetljenja ostaje ista kao i u članu 29.

čl. 32. Najviše cene za privatno osvetljenje i na sahat ove su:

165

0,06 dinara za sijalicu od 16 sveća

0,04 “ “ “ 10 “

0,60 dinara za plamenu lampu od 1000 sveća

Cena za lampu drugih jačina po naročitoj pogodbi.

U svakom slučaju koncesionar zadržava pravo da napred navedene cene za neulično osvetljenje obori ili da abonentima odobri naročiti rabat prema broju lampa ili trajanja osvetljenja.”

Iz navedenog se između ostalog može zaključiti:

• da je kalkulacija cene prvog električnog osvetljenja Beograda izvedena precizno i da ona sadrži sve troškove proizvodnje i distribucije električne energije i svakako profit koncesionara koji bez toga ne bi ulazio u posao.

• da se ovde radi isključivo o zakupu i plaćanju snage a ne i potrošene energije koja se i ne meri.

• da se još od ugovaranja elektrifikacije, dakle pre njenog puštanja u funkciju, itekako vodilo računa o racionalnoj potrošnji energije, našta ukazuje i činjenica da je ugovor predvideo da se sati gorenja osvetljenja tokom godine utvrđuju prema mesečevim fazama, kako bi se iskoristila mesečeva svetlost.

Cena električne energije, na početku elektrifikacije Srbije, bila je veoma visoka. Njenu visinu opredeljivali su realno visoki troškovi kao i nizak stepen korišćenja instalisanih kapaciteta. Otuda je električna energija bila dostupna veoma malom broju stanovnika, odnosno onima koji su bili u stanju da plate takvu cenu koja se razlikovala po nameni potrošnje.

Prve tarife posle I svetskog rata razlikovale su tarifne stavove za privatne pretplatnike i za državna nadleštva, a po nameni za osvetljenje i za pogon motora. One su bile dosta diskriminatorne, obzirom da su kancelarije, hoteli, kafane i dućani plaćali višestruko veće cene od ostalih. Postojale su i paušalne tarife zbog toga što veliki broj potrošača nije imao strujomere, pa se potrošnja obračunavala na bazi svetlosnih kalendara.

Prvi racionalni tarifni sistem koji stimuliše potrošače na veće korišćenje električne energije donet je 1931.godine. U njemu su uvedeni niži tarifni stavovi za noćnu potrošnju, a pored cene za potrošene kilovat-sate, uvodi se i cena za korišćenu snagu, a slobodno se ugovara potrošnja kod motornih potrošača sa instalisanom snagom preko 100kW i mesečnom potrošnjom preko 1500 kWh. Tako se po prvi put u Srbiji javila tzv. dvojna tarifa ( cena za snagu i cena za energiju) što će ostati u osnovi svih budućih savremenih tarifnih sistema.

166

1.28 Pregled konceptualnih okvira za sprovođenje politike cena električne energije nakon II svetskog rata

Osnovni specifikum elektroprivredne delatnosti, u celokupnom posleratnom razdoblju, je bilo pitanje finansiranja razvoja i cene električne energije.

Period nakon II svetskog rata karakterističan je po visokom stepenu administrativnog uplitanja u područja organizacije i poslovanja elektroprivrednih organizacija. Tretman elektroprivrede kao javne službe, opredeljivao je i direktnu ingerenciju države na sektoru politike i režima cena električne energije, utvrđivanja društveno potrebnih troškova poslovanja i dohotka kao i na donošenju politike investicione izgradnje elektroenergetskih objekata.

Uslovi privređivanja za elektroprivredna preduzeća u ovom periodu karakteristični su po tome što je društvena zajednica vodila politiku niskih cena električne energije, jer je to bio jedan od važnih uslova za bržu ekspanziju cele privrede i jačanja njene konkurentne sposobnosti na inostranom tržištu i za podizanje životnog standarda stanovništva.

Opšta karakteristika sistema finansiranja izgradnje elektroenergetskih objekata bila je centralizacija sredstava i dominirajući položaj centralne investicione odluke.

Uslovi finansiranja investicija menjali su se u ovom periodu u zavisnosti od izmena instrumenata tekuće ekonomske politike. Naime, kreditiranje investicione izgradnje, odnosno anuitetna služba, uvedena je 1953.godine, tako da svi objekti čija je izgradnja završena do tog perioda, u strukturi cene koštanja ne sadrže troškove anuiteta.

Od 1954. do 1962. godine, sredstva iz Opštih investicionih findova (OIF-a) dodeljuju se kao krediti sa kamatnom stopom od 2% i rokom otplate od 50 godina za HE i 35 godina za TE. Nakon 1962.godine, vreme otplate zajmova iz OIF-a je smanjeno i to na 35 godina za HE i 20 godina za TE, pri čemu je kamatna stopa ostala nepromenjena.

Različiti tretman objekata u pogledu uslova finansiranja, naročito je došao do izražaja kada su u pitanju bila sredstva koja su poticala iz izvora van OIF-a. Uvođenjem obaveznog učešća sredstava investitora i pojavom prekoračenja u troškovima izgradnje, elektroprivreda je potrebna sredstva pribavljala putem bankarskih kredita pod mnogo nepovoljnijim uslovima i različitom strukturom od objekta do objekta.

Na taj način su uspostavljeni uslovi finansiranja već u startu stvarali problem diferencijacije uslova privređivanja unutar elektroprivrede, te su samim tim uticali na različit ekonomski položaj pojedinih organizacija, nezavisan od racionalnosti i ekonomičnosti njihovog poslovanja.

Diferencirani tretman potrošača u snabdevanju električnom energijom bio je realizovan tako što su formirane grupe i kategorije potrošača po namenskom principu i utvrđene cene za energiju i snagu po unapred odeređenom ključu, vodeći računa da takve cene odgovaraju prosečnim troškovima proizvodnje, prenosa i distribucije po kWh. Međutim, troškovi električne energije su bili relativno niski, jer u sebi nisu sadržavali otplatu investicionih kredita pošto se izgradnja elektrana i prenosne mreže finansirala iz opšteg i republičkog investicionog fonda pod veoma povoljnim uslovima.

167

Na politici niskih cena bila je postavljena i tarifna politika. Od 1.januara 1957.godine počeo je da se primenjuje jedinstveni tarifni sistem sa jedinstvenim tarifnim stavovima po nameni, odnosno grupama potrošnje, za celo područje tadašnje Jugoslavije. U osnovi to je bio binomni tarifni sistem sa cenom za snagu i energiju koja je bila diferencirana po dobu dana na dnevne i noćne tarifne stavove i imala je u sebi sadržanu i sezonsku komponentu.

Prvi konzistentan model formiranja cena električne energije kod nas definisan je postavkama Privredne reforme iz 1965.godine. Poznato je, da je politika cena u toj reformi u osnovi polazila od pariteta između domaćih i svetskih cena i to cena na konvertibilnom tržištu. Pri tome, kao osnova za formiranje cena poslužile su cene koje naša privreda ostvaruje u spoljnotrgovinskoj razmeni. Na ovom principu su u Reformi formirane cene za oko 2/3 industrijskih proizvoda. Usvojeni koncept formiranja cena električne energije na prenosnoj i distributivnoj mreži pošao je od kriterijuma tzv. normiranih troškova poslovanja uz uvažavanje promena svih cenovnih inputa kao posledice reformskih promena i stope akumulativnosti u visini od 6% u delatnosti proizvodnje i prenosa, odnosno 10% za delatnost elektrodistribucije.

Na ovim postavkama računalo se, da će se proizvodno-prenosnom delu sa stopom akumulacije od 6% omogućiti zajedno sa delom obračunate amortizacije obezbeđenje od oko 30% sopstvenih sredstava za finansiranje razvoja.

Međutim, kako je jedna od reformskih odrednica bila da cene električne energije ne preopterete ostalu privredu koja treba da bude konkurentna u međunarodnoj razmeni, kao i da ne ugrozi životni standard, to je bio odobren znatno niži nivo cena koji je jedva bio dovoljan da pokrije prostu reprodukciju.

Na tom nivou cene su ostale nepromenjene do 1970.godine sa svim posledicama na jačanje reproduktivne sposobnosti ove grane. Zbog tako određenih relativno niskih cena električne energije zadržan je sistem regresa, odnosno naknade onim preduzećima koja su imala relativno više troškove proizvodnje od dozvoljenih prodajnih cena. Pravo na regrese ostvarivale su tri republike, i oni su se postupno smanjivali, da bi na kraju 1968.godine bili i ukinuti. Elektroprivreda Srbije ostvarivala je najveći nivo regresa zbog toga što je tadašnja struktura njene proizvodnje električne energije bila izuzetno nepovoljna zbog velikog učešća malih i skupih termoelektrana, i relativno male zastupljenosti hidroenergije u ukupnoj proizvodnji.

Takva politika cena električne energije u ovom periodu negativno se odrazila na položaj elektroprivrede, i osnovne primedbe koje su na nju upućene mogle bi se svesti na sledeće:

• prilikom donošenja mera Privredne reforme, cene električne energije nisu bile dovodene u paritetni nivo sa cenama ostalih proizvoda i usluga, usled čega je, zbog čvrste kontrole cena električne energije, disparitet postajao sve oštriji, jer su cene ostalih proizvoda na domaćem tržištu, pogotovu onih proizvoda koji bitno utiču na troškove proizvodnje električne energije, bile u stalnom porastu;

168

• da se zbog takve politike cena ekonomski uslovi poslovanja elektroprivrede stalno pogoršavaju, tako da je stopa vlastitog učešća u finansiranju izgradne proizvodnih i prenosnih objekata umesto predviđenih 30%, u ovom periodu iznosila samo 11,7%;

• da kod utvrđivanja nivoa cena električne energije nisu uzete u obzir inodomicilne cene električne energije evropskih zemalja za utvrđivanje paritetnog nivoa, što bi bilo u skladu sa principima Reforme;

• da se takvim određivanjem cena postavlja i pitanje politike usmeravanja potrošnje električne energije i njenog mesta u strukturi troškova privrede i troškova života porodice, što je dovelo do toga da naša zemlja u odnosu na druge evropske zemlje beleži najveći trend rasta potrošnje električne energije.

U prelaznom periodu posle 1970.godine pa do 1974.godine cene električne energije su bile u nadležnosti federacije, pri čemu treba naglasiti da se taj period poklapa sa pojavom prve energetske krize iz 1973.godine. Već 1972.godine, pokušalo se sa definisanjem sveobuhvatnog modela za dugoročnu politiku cena u energetici. Tako je sačinjen Dogovor o cenama energetskih goriva i električne energije i potpisan je od tri energetske grane: Udruženja rudnika uglja, Jugela i Saveta za naftu PKJ.

U tom dogovoru je predviđeno da se cene električne energije obrazuju:

• do nivoa prosečnih domicilnih cena u zemljama ZET-a sa razvijenom tržišnom privredom uz primenu tekućeg kursa, ili

• do nivoa koji u sebi sadrži sredstva za prostu i proširenu reprodukciju, paritetne cene energetskih goriva, kao i najmanje 35% potrebnih sredstava za finansiranje proširene reprodukcije u proizvodnji i prenosu električne energije i do 80% potrebnih sredstava za finansiranje razvoja elektrodistributivne mreže

Cene električne energije na mreži distribucije, utvrđuju se u odnosu 2 : 1 prema ceni električne energije na pragu prenosa.

Za velike specijalne potrošače kao i za isporuke u međurepubličkoj razmeni, cene električne energije će se obrazovati pod posebnim uslovima zavisno od ugovorenog načina isporuke i od učešća u finansiranju izgradnje elektroenergetskih objekata za njihove potrebe.

Pored ovoga koncepta postojao je i predlog na saveznom nivou u pogledu režima kontrole cena po kome bi Savezno izvršno veće svojom odlukom utvrđivalo kriterijume za formiranje cena za proizvodnju i prenos električne energije u okviru kojih bi elektroprivredna preduzeća u dogovoru sa republičkim izvršnim većima određivala svoje prodajne cene. Pored toga, predlog je sadržao i pitanje mehanizma godišnjeg usklađivanja nivoa cena električne energije po principu automatskog usklađivanja sa tržišnim kretanjima domaćih cena proizvoda i usluga koje bitno utiču na troškove reprodukcije elektroprivrede.

169

Takođe, predlog je sadržao i potrebu trajnije primene neposredne kontrole cena, stim što će cene određivati republike i pokrajine u međusobnom dogovoru a na osnovu kriterijuma koji proističu iz opšte politike cena, koja se utvrđuje na nivou federacije.48

Donošenjem Ustava SFRJ 1974.godine i prestankom važenja jedinstvenog Zakona o elektroprivredi, republike i pokrajine su svojim zakonima i drugim aktima regulisale problematiku rada i poslovanja elektroprivrede pa samim tim i politiku cena i politiku razvoja. Na osnovu toga doneti su i posebni tarifni sistemi i tarifni stavovi za prodaju električne energije koji su se međusobno razlikovali u meri u kojoj je vođena i različita politika razvoja.

Na taj način, desilo se da je utvrđivanje cena električne energije preneto iz nadležnosti federacije na republike i pokrajine, a cene energetskih goriva ostale su u nadležnosti federacije. Takva preraspodela nadležnosti u određivanju cena električne energije i energetskih goriva dovela je do produbljivanja dispariteta cena u energetici kao celini, dok je između pojedinih republika i pokrajina došlo do velikog odstupanja u cenama električne energije.

Republike i pokrajine neujednačeno su donosile odluke o povećanju cena električne energije rukovodeći se trenutnim ekonomskim položajem potrošača i zaštitom standarda stanovništva, ili pak potrebama za obezbeđenje sredstava za finansiranje razvoja. Pored toga, pristupilo se uvođenju različitih vidova doprinosa namenjenih finansiranju razvoja, koji za potrošače električne energije, u osnovi, imaju karakter cene. U pojedinim republikama, ekonomski položaj elektroprivrednih preduzeća koja su poslovala sa gubicima popravljan je korišćenjem različitih vidova dodatnih sredstava. Na taj način se definitivno udaljilo od postavki datih Reformom iz 1965.godine, po kojoj električna energija treba da ima tretman kao i svaka druga roba, sa svim ekonomskim atributima.

Zakonom o osnovama sistema cena i društvenoj kontroli cena (donet krajem 1979.god.) uređuju se osnovi sistema cena kao i prava i dužnosti pojedinih subjekata pri usklađivanju i uređivanju odnosa u oblasti cena.

Tim zakonom determinisane su polazne osnove i kriterijumi za obrazovanje cena:

• odnosi ponude i potražnje na domaćem tržištu

• uticaj svetskih cena na nivo i odnose cena

• produktivnost rada i korišćenje sredstava za proizvodnju

• položaj u primarnoj raspodeli i nivo uslova privređivanja

48 Savezni sekreterijat za privredu: “Osnovi sistema i politike cena”, Beograd 1972.god.

170

Polazeći od ovog Zakona, 1983.godine donete su Osnove dugoročne politike cena energetskih goriva i električne energije, na bazi koga je trebalo da se zaključi društveni dogovor o dugoročnoj politici cena energenata na nivou SFRJ.

Kao kriterijum za utvrđivanje paritetne cene električne energije na pragu prenosa predložen je nivo prosečnih prodajnih cena u pojedinim zapadno-evropskim zemljama koje imaju slične uslove proizvodnje električne energije kao i Jugoslavija, i koje vrše razmenu električne energije sa elektroprivredom Jugoslavije a istovremeno su i značajni ekonomski partneri naše zemlje. To su Nemačka, Italija, Austrija, Grčka i Švajcarska.

Kao dopunski kriterijum, paritetna cena bi se utvrđivala na pragu prenosa na osnovu cene domaćeg uglja za TE, primenom koeficijenta prerade uglja u električnu energiju od 1,8 na troškove goriva utvrđene na osnovu specifične potrošnje toplote od 11.724 KJ/kWh i cene po jedinici toplote u uglju.

Primena dopunskog kriterijuma za utvrđivanje paritetne cene električne energije utvrđena na osnovu cene domaćeg uglja za TE važila bi u slučaju ako ova cena odstupa za više od +- 5% od paritetne cene električne energije utvrđene na osnovu cene u 5 zapadno-evropskih zemalja.

Da bi model bio konzistentan, predviđeno je da se cene domaćeg uglja utvrđuje na bazi ino-domicilnih cena uglja kod proizvođača uglja u zemljama Zapadne Evrope (Nemačka, Belgija, Francuska i V.Britanija) uz koeficijenat boniteta u zavisnosti od vrste i kvaliteta uglja.

Ovako formirane cene ne mogu preći nivo cena od 80% cene nafte umanjene za koeficijent boniteta uglja.

Ovaj koncept, urađen u energetskim granama, međutim nije prošao u republičko-federalnim institucijama, pa su cene u energetici bile direktno pod kontrolom saveznih organa u periodu od 1983.godine.

Donošenjem Dugoročnog programa ekonomske stabilizacije, stvorene su pretpostavke za prevazilaženje postojećeg stanja u pogledu odnosa cena. Ponovo se insistira na delovanju svetskih cena koje naša privreda postiže u razmeni sa inostranstvom, dok u segmentima gde cene ne mogu biti isključivo rezultat direktnog tržišnog odmeravanja u principu treba polaziti od uvažavanja dejstva ekonomskih faktora (faktora proizvodnje) na nivo cena. Takođe, u Dugoročnoj strategiji razvoja energetike, kao separatu ovog Programa, definisano je da da u procesu reprodukcije svaki oblik energije mora da se tretira kao spacifična roba, uz uvažavanje ekonomskih faktora prilikom formiranja cena energije.

Ostvarivanje ovih postavki datih u Dugoročnom programu ekonomske stabilizacije operacionalizovano je Društvenim planom Jugoslavije za period 1986 - 1990.godine, gde su decidno razrađeni kriterijumi za formiranje cena u energetici:

171

“Cene osnovnih proizvoda i usluga u proizvodnji energije i energetskih sirovina i vršenja usluga železničkog i PTT saobraćaja obrazovaće se u skladu sa Zajedničkim elementima za obrazovanje cena. Zajednički elementi za obrazovanje cena su: prosečni utrošci i korišćenje faktora proizvodnje na bazi jedinstvenih standarda i normativa, odnosi i nivoi svetskih cena, odnosi cena energenata i usluga, pri čemu uticaj pojedinih zajedničkih elemenata na nivo cena ovih proizvoda i usluga treba da bude u skladu sa opredeljenjima sadržanim u Dugoročnom programu ekonomske stabilizacije, polazeći od dugoročnih interesa proizvođača i potrošača za kontinuirano i stabilno obazbeđenje ovih proizvoda i usluga”.49

Realizacija utvrđene politike cena postavljena Društvenim planom otpočela je 1986.godine kada su i usvojeni Zajednički elementi za obrazovanje cena električne energije. Kako je ovim Planom bilo predviđeno da se smanje razlike u odnosima cena električne energije, uglja i prirodnog gasa, u 1986.godini je trebalo otkloniti 33% od postojećih dispariteta cena zatečenim krajem 1985.godine.

Koncept Zajedničkih elemenata za obrazovanje cena električne energije zasnovan je na proračunu (na tri različita načina) cene električne energije i to na osnovu:

• prosečnih utrošaka faktora proizvodnje na bazi jedinstvenih standarda i normativa

• odnosa i nivoa svetskih cena

• odnosa cena energenata

Doprinos svake od ove tri navedene cene u konačnoj ceni električne energije postavljen je u odnosu 70% : 20% : 10%.

Standardi i normativi utvrđeni su za sve elemente u strukturi cene i to za:

• hidroelektrane,

• termoelektrane na čvrsta goriva,

• termoelektrane na tečna goriva,

• nuklearne elektrane,

• prenos

• distribuciju

Normirani su amortizacija, investiciono održavanje, gorivo, ostali materijalni troškovi, kamate na kredite, premije osiguranja, deo dohotka po nameni,

49 Društveni plan Jugoslavije za period 1986-1990.godina, Drugi deo poglavlja V tačka 1. Službeni list SFRJ br. 75/85.

172

naučno-istraživački rad, naknada za korišćenje prirodnih resursa, naknada za očuvanje životne sredine, lični dohoci, zajednička potrošnja te sredstva za proširenje materijalne osnove rada. Pored toga, normirani su i gubici električne energije u prenosnoj i distributivnoj mreži. Normativi su bazirani na ostvarenju u prethodnim godinama.

Proračun svetske cene električne energije polazio je od nivoa cena postignutih u spoljnotrgovinskoj razmeni (35%) i nivoa cena u 5 zapadnoevropskih zemalja (65%). Ove poslednje dobijale su se na osnovu ponderisane cene za industrijske potrošače i domaćinstva.

I utvrđivanje treće cene na bazi odnosa cena energenata polazio je od dva elementa: odnos cena energenata korišćenih kao pogonsko gorivo (15%) i uspostavljenih pariteta kroz preradu primarne energije (85%). Kod ovog prvog elementa za poređenje kao osnov uziman je motor sa pogonom na dizel gorivo i električna energija, dok se drugi elemenat zasniva na ceni domaćeg uglja čiji je paritet izveden iz cene kamenog uglja u 4 zemlje Zapadne Evrope, korigovan za koeficijente boniteta za mrki ugalj i lignit uz uvažavanje faktora za njegovu preradu.

Na bazi tako proračunate cene, dobijala se konačna cena za električnu energiju, koja je trebalo da se usklađuje sa stopom rasta cena industrijskih proizvoda, uvažavajući postupno otklanjanje dispariteta.

Tok realizacije koncepta utvrđivanja cena električne energije na bazi zajedničkih elemenata u početku je zadovoljavajuće tekao, da bi se uskoro svi efekti veoma brzo poništili, naročito krajem 1988.godine kada SIV praktično suspendovao dugoročnu politiku cena zasnovanu na ovim elementima.

U okviru objavljene radikalne reforme i makroekonomske politike Savezne vlade krajem 1989.godine, cene svih vidova energije bile su zamrznute, da bi se zatim izmenili instrumenti kontrole cena energije. Novi model zasnivao se na većem prostoru delovanja tržišnih uslova, uz kontrolne limite koji bi reflektovali neku vrstu prosečne cene u nekoliko odabranih zemalja Zapadne Evrope. Za električnu energiju novi model nazvan je “Zajednički kriterijumi za obrazovanje cena električne energije”.

Osnovni parametar modela na osnovu koga se izvodila gornja granica cene električne energije bili su cene u pet zapadnoevropskih zemalja (Austrija, Italija, Grčka, Nemačka i Švajcarska). Kao “cena” u ovim zemljama računat je ponderisan prosek za domaćinstva i industriju (na osnovu ostvarene potrošnje električne energije kod ovih kategorija), da bi se preko zvaničnih kurseva one prevele u dinare, te na taj način dobila prosečna cena kao kontrolna veličina za finalnu potrošnju električne energije.

Kao dodatni kriterijum uvedene su cene koje su postignute u spoljnotrgovinskoj razmeni električne energije. Obzirom da je učešće ovog kriterijuma u formiranju konačne cene bio udeo uvoza i izvoza u ukupnoj potrošnji električne energije u SFRJ, praktičan značaj dodatnog kriterijuma u modelu je bio marginalan od svega nekoliko procenata.

173

U modelu, nadležnost državnih organa je prvobitno predviđena samo kao manje više tehnička kontrola koja se ubrzo transformisala u ubeđivanje proizvođača da u cenama ne koriste prostor koji model dozvoljava. Potom se paritet u uslovima precenjenosti dinara u poslednjoj godini postojanja SFRJ potpuno devalvirao, tako da ga elektroprivredne organizacije nisu koristile. Model formalno nije napušten ni u SRJ, mada su ga nove okolnosti realno eliminisale.

Početkom 1992.godine, republike Srbija i Crna Gora su izvršile izmene svojih zakona o cenama te na taj način stvorile mogućnost da propisuju mere neposredne kontrole cena za proizvode i usluge od interesa za celu zemlju. Vlada Republike Srbije je 30.januara 1992.godine donela Uredbu o cenama električne energije, nafte i derivata nafte i usluga u železničkom i domaćem PTT saobraćaju (Sl.glasnik RS, br.3/92), kojom je utvrđeno da se cene ovih proizvoda i usluga mogu menjati uz saglasnost Vlade Republike Srbije. Od 25.10.1995.godine, cene energenata i električne energije u Srbiji se obrazuju u skladu sa Uredbom o izmeni i dopuni Uredbe o merama za sprečavanje i otklanjanje poremećeja na tržištu izazvanih zloupotrebom monopolskog položaja (Sl.glasnik RS, br.42/95), tako što za svako povećanje cena, privredni subjekti su dužni da pribave saglasnost ministarstva nadležnog za pitanje cena. Ovi propisi su i danas na snazi.

1.28.1 Rezime različitih koncepata dugoročne politike cena električne energije

Prikazani vremenski tok u kome su se odigrale značajne promene na sektoru primarne raspodele u elektroprivredi karakterišu, u osnovi, ako se izuzme period obnove od 1945-65., tri generalna pristupa definisanja dugoročne politike cena električne energije.

Prvi, iz perioda Privredne reforme 1965.godine u osnovi ima model za definisanje cena električne energije kao ekonomske cene na principu reprodukcijske cene. Međutim ekonomska cena se ne može utvrditi ako se ne znaju stvarni troškovi njene proizvodnje, odnosno ako na znamo cene utrošaka (inputa) koji ulaze u proizvodnju električne energije.

U tržišnim ekonomijama ovaj problem nije tako akutno izražen kao kod nas jer se cene inputa formiraju na tržištima faktora proizvodnje kroz konkurentsku utakmicu. U uslovima kada nije jasno definisana ni cena rada ni cena kapitala, pojam reprodukcione cene je ostao samo kao teorijska podloga koja nikad nije bila dosegnuta u toku realizacije ovog koncepta.

Drugi model, koji se javio u energetskim granama posle 1970.godine za određivanje cena pa i cena električne energije, pošao je od egzogenih faktora na bazi kojih je trebalo izgraditi normalnu ili paritetnu cenu. Ti egzogeni faktori bile su cene električne energije u zemljama sa razvijenom tržišnom ekonomijom i važeći devizni kurs. Na ovaj način se pokušalo doći (u uslovima nedostatka sopstvenih) do objektivnih kriterijuma za valorizaciju svih faktora proizvodnje uz

174

uvažavanje i eventualnih posebnih pogodnosti (povoljniji prirodni resursi) koje imaju naši primarni energetski izvori u odnosu na one koji postoje u Zapadnoj Evropi. Dopunski podmodeli predstavljaju samo derivaciju ovog osnovnog, obzirom da i u Evropi postoji čvrsta korelacija između cena primarnih resursa i električne energije.

Ovaj model određivanja ekonomskih - paritetnih cena nije imao adekvatnu podršku od strane države, pošto je činjenicu da u pojedinim segmentima elektroprivredne delatnosti postoji prirodni monopol, država iskoristila kao izgovor za odustajanje od konzistentnog rešavanja dugoročne politike cena električne energije.

Treći model Zajedničkih elemenata kao i Zajedničkih kriterijuma, predstavlja sintezu prethodna dva, u kome se pokušalo objediniti delovanje i egzogenih i endogenih faktora na formiranje cene električne energije. Sa učešćem egzogenog elementa od 30% u strukturi cene električne energije, pokušalo se u većoj meri izvršiti objektivizacija i tržišno verifikovanje ove robe.

U čitavom ovom vremenskom razdoblju, počivajući na voluntarizmu iz perioda ranog socijalizma i politike jeftine energije, zadržao se i antirobni odnos prema električnoj energiji, tako da su na jeftinoj, neekonomskoj ceni električne energije realizovani mnogi megalomanski investicioni projekti, čija je rentabilnost poslovanja iskrivljena dobrim delom i zbog nerealno obračunatih troškova električne energije. Kroz nisku cenu podsticano je rasipanje električne energije i pothranjivala se njena potrošnja izvan stvarnih materijalnih mogućnosti njene proizvodnje i društva u celini, i ujedno derogirali svi napori koji su išli u pravcu njene štednje i racionalnog korišćenja.

1.29 Kritički osvrt na kriterijume koji su korišćeni za utvrđivanje cene električne energije

Na osnovu pregleda dosadašnjih koncepata za formiranje cena električne energije, može se konstatovati da u čitavom posmatranom periodu nije postojao jasno definisan mehanizam za formiranje i usklađivanje cena električne energije, već da su kriterijumi koji su za ove namene korišćeni počivali na tzv. modelu paritetnih cena i paritetnih odnosa50.

Svi navedeni kriterijumi su u principu bili dosta uopšteno definisani i nedovoljno konkretizovani za praktičnu primenu. Zbog toga oni i nisu mogli da budu siguran oslonac i garancija u procesu formiranja unutrašnjih cena, šta više, pogodovali su pojavi arbitrarnosti prilikom utvrđivanja apsolutnog nivoa cena i relativnih odnosa među njima (Rudarski institut, 1980.).

U meri u kojoj postoje različiti kriterijumi u formiranju cena, postoje i različiti paritetni odnosno relativni odnosi među cenama. Paritet se može meriti u odnosu na pojedine

50 Pod paritetnim odnosima (cenama) podrazumevaju se relativni odnosi vrednosti u razmeni pojedinih roba i usluga.

175

grupe proizvoda iz iste delatnosti, prema proizvodima koji ulaze u troškove reprodukcije datog proizvoda, prema opštem indeksu porasta cena, u odnosu na izvozne i uvozne cene ili domicilne cene u pojedinim zemljama.

Za paritetne odnose u cenama bitno je to da u uslovima potpune konkurencije, promene u paritetima cena mogu da nastupe samo kao posledica povećanja produktivnosti u pojedinim granama i delatnostima. U nesavršenim tržišnim uslovima, promene pariteta cena mogu nastupiti i kao posledica koncentracije i centralizacije kapitala odnosno stvaranja monopolskog položaja, diferencijacije tržišnih struktura kao i usled uticaja monetarno-kreditnih faktora. Pri tome, mesto i uloga države takođe može biti značajan generator nastajanja dispariteta cena, i to pre svega kroz njenu intervenciju u delu investicija, kao i kroz njen uticaj na globalnu raspodelu društvenog proizvoda, fiskalnu politiku kao i na spoljnotrgovinsku razmenu. Sve navedeno direktno ili indirektno utiče na odnose među cenama i stvara različite paritete među njima.

Kao kriterijumi za formiranje paritetne cene električne energije u dosadašnjoj praksi najčešće su korišćene: inodomicilne cene u pojedinim zemljama (tzv. “svetske cene”), cene ostvarene u spoljnotrgovonskoj razmeni, cene energenata i standardi i normativi utrošaka u procesu proizvodnje, prenosa i distribucije električne energije51.

Ono što je bitno napomenuti, to je da praktično nijedan od korišćenih modela za utvrđivanje paritetnih cena nije ujedno predstavljao i mehanizam za automatsku korekciju cena, nego je bio samo pokaznog karaktera, odnosno služio je za utvrđivanje stepena dostignutog pariteta u odnosu na izabrane kriterijume.

U narednom tekstu više ćemo se pozabaviti kritičkom analizom pojedinačnih kriterijuma koji su korišćeni za utvrđivanje paritetne cene električne energije.

1.29.1 Svetske cene kao kriterijum za utvrđivanje paritetnih cena

Nakon privredne reforme, svetska cena je postala jedan od najčešće korišćenih kriterijuma za obrazovanje cena proizvoda i usluga. Takav tretman svetske cene posledica je želje jugoslovenske privrede za veće uključivanje u međunarodne privredne tokove.

51 Najveći broj ovih kriterijuma potiče iz teza “Sistem i politika cena” koje je Savezni savet za privredni razvoj i ekonomsku politiku kao i Savezni savet za pitanja društvenog uređenja, utvrdio 1975.godine. U tezi 33. utvrđena su četiri kriterijuma za obrazovanje cena proizvoda i usluga:

• Odnosi ponude i tražnje

• Cene iz međunarodne razmene

• Dogovoreni razvoj

• Troškovni princip

176

Valjda nijedan drugi kriterijum za obrazovanje cena nije toliko osporavan i kritikovan, sa jedne strane i ujedno mu pridavan toliki značaj, sa druge strane kao koncept svetskih cena. Osnove za takav odnos prema svetskim cenama su mnogobrojne.

Iako su svetske cene realnost u našoj privrednoj praksi i neposredno utiču na nivo i odnose unutrašnjih cena, njih je veoma teško definisati, i postoji niz problema metodološkog karaktera, pošto se one teško mogu statistički sagledati i precizno utvrditi.

Međunarodna razmena ne obavlja se samo na osnovu jednog oblika tekuće svetske cene, pošto egzistira više vrsta svetskih cena, koje se međusobno mogu u velikoj meri razlikovati. U internacionalnoj razmeni najčešće se susrećemo sa sledećim vrstama svetskih cena (Institut za ekonomiku industrije, 1976):

• uvozne (importne)

• izvozne (eksportne) cene

• inodomicilne cene

• berzanske (kotacijske) cene

Prema tome, tekuća svetska cena nije neka jedinstvena i homogena ekonomska kategorija, već se pojavljije u više oblika koji su po svojoj ekonomskoj sadžini različiti, a u kvantitativnom pogledu se ne podudaraju ni prostorno ni vremenski.

Uvozne (importne) cene su one koje zemlja uvoznica plaća za uvoz robe i usluga iz inostranstva. Za zemlje izvoznice to su izvozne (eksportne) cene. One se međusobno razlikuju za iznos transportnih troškova, carinsku zaštitu, i druge neposredne troškove koji se javljaju u međunarodnoj razmeni. Uvozne i izvozne cene pojavljuju se u specifičnim oblicima, kao što su na primer cene koje se javljaju za povremene ad hoc nabavke, odnosno cene po osnovu dugoročnih aranžmana.

Po inodomicilnim cenama obavlja se razmena unutar granica nacionalne privrede. I ova vrsta cena javlja se u različitim oblicima (slobodne, fiksne, maksimirane, monopolske i sl.). One su najčešće rezultat režima i politike cena date nacionalne ekonomije.

Berzanske (kotacijske) cene, su one koje se formiraju na velikim svetskim berzama za određene proizvode (bakar, nafta, kaučuk, pšenica i sl.). Pri tome, ni za ove cene ne možemo da kažemo da su jedinstvene, jer za pojedine artikle može da se pojavi više cena, a u pojedinim slučajevima se uzima cena dominirajućeg izvoznika. Sa druge strane, jedan mali deo međunarodne razmene, uglavnom ad hoc isporuke, se obavlja po ovim cenama, tako da one u suštini predstavljaju samo jedan indikator opštih tendencija i kretanja cena na svetskim tržištima.

Svetske uvozne, izvozne, inodomicilne i kotacijske cene najčešće nisu pravi izraz dostignutog nivoa produktivnosti, nego su pre svega deo jednog ukupnog potencijala neke nacionalne ekonomije, odnosno rezultat su određene spoljnotrgovinske i opšte

177

ekonomske politike. Retke su situacije da neki proizvođač za jedan artikal postiže iste cene i na domaćem tržištu i u međunarodnoj razmeni.

Svetske cene osciliraju i vremenski i prostorno. Vremenske oscilacije izraz su određene konjukture, i one su redovna pojava. Isto tako, ne može se govoriti ni o postojanju nekog jedinstvenog svetskog tržišta pošto postoje velike razlike u izvoznim i uvoznim cenama po zemljama i regionima.

Pojava velikih multinacionalnih kompanija u znatnoj meri je uticala i na nivoe svetskih cena, i to bilo kroz ograničavanje konkurencije bilo kroz intrakompanijsku razmenu (poznato da su cene u intrakompanijskoj razmeni daleko veće u odnosu na one koje se postižu na slobodnom svetskom tržištu52). Isto tako, sve veći deo međunarodne razmene odvija se na osnovu dugoročnih aranžmana i posebnih bilateralnih i multilateralnih sporazuma (pri čemu je stepen zastupljenosti kontratrgovinskih poslova izuzetno visok53), tako da u tim slučajevima robna cena više nije jedini ekvivalenat, nego su prisutni i drugi interesi i računice.

No, i pored svih imperfektnosti svetske cene, ovo je najčešće korišćen paritet gde se upoređuje domaća cena električne energije sa cenom u okruženju (bližem, evropskom, svetskom). Osnov za primenu ovakvog pariteta počiva na ideji da postoji veliki deo globalno objektiviziranih troškova koji su zajednički za sva elektroprivredna preduzeća. Na taj način, pokušalo se doći do posrednog uticaja međunarodnog tržišta na cene električne energije i to kako preko predmeta koji predstavljaju inpute u proizvodnji električne energije kao što su investicije i gorivo, tako i kroz proizvode kod kojih električna energija predstavlja značajnu stavku u strukturi njihove cene koštanja.

Da bi se ostvarila poređenja ovakve vrste neophodno je izvršiti konvertovanje cene u domicilnoj valuti na neku zajedničku, pri čemu je dolarska cena najuobičajenija pošto se najveći deo svetske trgovine energenata odvija u ovoj valuti. Usled fluktuacije međuvalutarnih kurseva po pojedinim zemljama, kao i zbog relevantnosti oficijelnog kursa, takva poređenja mogu u velikoj meri da budu izvitoperena, tako da se često sugerišu i paralelni kursevi za obračun međusobnih odnosa, koji su vezani za kupovnu snagu nacionalne valute na domaćem tržištu.

Kada su u pitanju cene električne energije, treba razlikovati barem dva nivoa. Jedan su cene koje plaća finalni potrošač, i one uključiju kumulativnu cenu ponude (proizvodnja, prenos i distribucija) kao i poreska i druga opterećenja koja se pridodaju na ovu cenu. To je ujedno i jedini nivo cena koji je relevantan za ponašanje potrošača. Drugi nivo su cene bez poreza i taksa, koje određuju ekonomski položaj elektroprivrednog preduzeća.

Imajući prethodno u vidu, to prilikom iznošenja komparacija domaćih cena sa cenama u drugim zemljama, neophodno je dati metodološki pristup (informacionu osnovu) kao i dodatna pojašnjenja da li se radi o elektroprivrednoj ceni ili finalnoj ceni koju plaća potrošač.

52 Videti više o ovome u radu Dr Marjana Svetličića, Transnacionalne kompanije, Ljubljana 1980.godina.

53 O stepenu zastupljenosti kontratrgovinskih poslova u međunarodnoj razmeni i o njenom uticaju na formiranje cena videti više u radu Gordana Tanića, 1987. Kontratrgovina kao oblik međunarodne razmene, Magistarski rad.

178

Za potrebe međusobnih komparacija cena električne energije po pojedinim zemljama, u stručnoj literaturi kod nas se danas najčešće koriste dve metodologije:

• Metodologija OECD-a (koja za informacionu osnovu koristi podatke iznete u publikaciji Energy Prices and Taxes koju izdaje OECD, a koja je ujedno priznata i od Savezne vlade kao zvanična publikacija koja se koristi za međusobno upoređivanje cena energenata), po kojoj se iskazuje nivo ostvarene prosečne prodajne cene, sa i bez poreza i taksi, i to samo za dve kategorije potrošnje, industriju i domaćinstva.

• Metodologija Komiteta za ekonomske studije i tarife - UNIPEDE (Međunarodna unija proizvođača, prenosnika i distributera električne energije), po kojoj se za određivanje i upoređivanje nivoa cena električne energije po pojedinim zemljama utvrđuju tzv. “tipski potrošači” po pojedinim kategorijama potrošnje sa definisanim tarifnim elementima (snaga, energija, doba dana sezona i dr.), i uz primenu važećih tarifnih stavova za prodaju izvode prosečne godišnje cene električne energije.

Pitanje pariteta cena električne energije u odnosu na svetsku cenu zavisi i od stepena uključenosti neke privrede u međunarodne robne tokove, pri čemu se naravno ne sme zanemariti i struktura domaće privrede, njen stepen razvijenosti, dostignuti nivo životnog standarda, struktura domaćih izvora za proizvodnju električne energije kao i načina finansiranja investicija u elektroprivredi.

Međutim, najveći razlog za korišćenje svetske cene kao kriterijuma za obrazovanje paritetnih cena električne energije leži pre svega u činjenici da na domaćem tržištu ne postoje realne cene faktora proizvodnje (ni kapitala ni rada), pa se preko pariteta svetskih cena pokušava nadomestiti taj nedostatak.

1.29.2 Paritet prema troškovima proizvodnje

Nasuprot postojeće ili neke buduće potrošnje električne energije stoje odgovarajući troškovi proizvodnje, prenosa i distribucije električne energije. Ti troškovi u suštini predstavljaju osnovu za sagledavanje neophodnog prihoda koga je potrebno ostvariti preko cene električne energije.

Iako se može videti iz prethodnih poglavlja da troškovni pristup kao osnova za formiranje cena električne energije dominira u velikom broju razvijenih zemalja (u nekoj od izloženih formi), ovakav pristup formiranju cena električne energije nije u značajnijoj meri bio prisutan u našoj praksi. On je kratkotrajno bio primenjivan neposredno posle Drugog svetskog rata, u periodu obnove, i korišćen je kao osnovni kriterijum u modelu Zajedničkih elemenata. Razlozi za takav odnos prema troškovima kao osnovi za obrazovanje cena električne energije već su delimično objašnjeni kada je bilo govora o svetskoj ceni kao kriterijumu za obrazovanje cena električne energije (nemogućnost utvrđivanja realne vrednosti faktora proizvodnje). Dodatni ralog za ovakav odnos prema troškovima proizvodnje ideološke je prirode. Naime, ovakav pristup formiranju

179

cene električne energije karakterističan je za elektroprivrede u kojima dominira državno vlasništvo, što u uslovima samoupravljanja i postojanja društvenog vlasništva nad sredstvima za proizvodnju nije bilo mnogo popularno54.

U ekonomskoj literaturi, kao i u brojnim studijama koje su rađene na ovu temu, ovakav koncept formiranja cena električne energije je dosta detaljno obrađen. Uglavnom on se zasniva ili na istorijskim troškovima ili na modelu standarda i normativa. Takođe, u jednom broju studija zagovaran je i model dugoročnih marginalnih troškova bilo direktno bilo u formi razvojne cene.55 Kao osnovni model formiranja cena električne energije u Dugoročnoj strategiji razvoja energetike, koji je uradila Savezna vlada uz pomoć velikog broja visokoškolskih ustanova, navodi se Cost plus model, koji bi trebao da predstavlja neku vrstu kompilacije dugoročnih marginalnih troškova i razvojne cene.

Pri tome, problem koji smo već istakli i sa kojim su se suočili kako autori navedenih studija tako i autori Strategije je kako utvrditi cene faktora proizvodnje koji predstavljaju input u proizvodnji električne energije (kapital, rad, zemlja, mašine, itd.), ukoliko ne znamo njihove stvarne ekonomske troškove.

Naime, za neke troškove koji su poznati kao direktni i nije poseban problem da se utvrdi njihova realna vrednost (na primer: izdaci za gorivo, materijal itd). Drugi, naprotiv, već po svojoj samoj prirodi izazivaju diskusiju. To je pre svega slučaj kod troškova kapitala i troškova osnovnih sredstava, - amortizacije - koji predstavljaju važan ako ne i dominirajući deo cene koštanja električne energije.

Pojam troškova kapitala kod nas se nije shvatao i još uvek se ne shvata jasno i jednosmerno iz razloga koji bez sumnje potiču kako iz ideološkog nasleđa tako i zbog dominantnih vlasničkih odnosa koji su prisutni kod nas. Ovakav odnos prema troškovima kapitala nije samo naša specifičnost. Sa njim su se suočavale i druge zemlje u procesu razvoja, i on je u velioj meri proisticao iz raličitog načina i strukture finansiranja izgradnje elektroprivrednih postrojenja.

Naime, u periodu kada su preduzetnik i zajmodavac bili jedna te ista osoba, postojala je tendencija shvatanja da troškovi kapitala predstavljaju sastavni deo eskontovane dobiti ostvarene posmatranom proizvodnjom , a ne elemenat troškova u pravom smislu reči. Drugim rečima, očekivana dobit vlasnika preduzeća rezultirala je iz razlike između ukupnog prihoda i troškova proizvodnje, a sama dobit vezana za kapital nije bila smatrana posebnim elementom cene (UNIPEDE, 1964).

Ovakav stav je lako objasniti, jer ako preduzetnik nije obavezan izdavati određene iznose kao naknadu nekom spoljnjem zajmodavcu, ne zapaža se odmah da finansijske obaveze ipak postoje i predstavljaju jedan element cene.

54 U periodu samoupravljanja, i preduzeća i država su bili zainteresovani da vrednost osnovnih sredstava bude što niža. Preko podcenjenog troška amortizacije, stvarala se veštačka situacija da dohodak bude veći, što je išlo u prilog i državi (veći porezi) kao i zaposlenima (veće plate) odnosno direktorima koji su prikazivali uspešnije rezultate poslovanja. Takva tendencija, i pored promena koje su se desile u poslednjih nekoliko godina, još uvek su prisutne, i napori ka utvrđivanju realne vrednosti sredstava veoma teško prodiru u savremenu praksu.

55 Videti studije koje su rađene na temu cene električne energije u Institutu za ekonomiku indistrije, Rudarskom institutu, Ekonomskom institutu, CES MEKONU i sl.

180

Sa ekonomskog gledišta, ovo razgraničenje na sopstvena i pozajmljena uložena sredstva nema nikakvog realnog značaja. I na sopstvena sredstva (slobodna amortizacija, neraspoređena dobit, rezervni fondovi i dr.) kao i na tuđa treba da se obračunava kamata, pošto bi ona mogla da se investiraju u neke druge grane. Stoga, ekonomska teorija smatra u svakom slučaju normalnim da se u celosti vodi računa o ekonomskoj činjenici koju predstavlja ulaganje kapitala, to jest da se u cenu koštanja električne energije uključe ovi troškovi bez obzira na poreklo sredstava.

U tom slučaju se postavlja pitanje kako odrediti stopu troškova kapitala koju treba primeniti?

Vrednost koju u času prodaje ima bilo koje od dobara potrebnih za proizvodnju, može se u toku kalkulacije cene koštanja proceniti samo po njegovoj realnoj vrednosti za privređivanje (definisanoj po mogućnosti tržišnom cenom) jer bi se inače mogla izgubiti iz vida pogodnost neke druge unosnije primene tog dobra.

Stvarna ekonomska vrednost određenog načina proizvodnje može se oceniti samo tako, ako se ispita da li se kapital, rad, sirovine i trajna sredstva proizvodnje mogu negde drugde korisnije primeniti. Stepen koristi se upravo meri cenom koja se može postići na tržištu, a posebno na tržištu kapitala tj. kamatnom stopom.

Kamatna stopa koju treba primeniti biće dakle jednaka sadašnjoj kamatnoj stopi koja važi na tržištu posmatrane zemlje za onu vrstu kapitala potrebnog za finansiranje preduzeća. Pri tome, treba imati na umu da vlastita sredstva, zbog većeg rizika, zahtevaju nešto veće kamatne stope nego što je to slučaj kod pozajmljenih sredstava56. Normalno je da će ova stopa zavisiti od uslova poslovanja samog preduzeća, odnosno od načina na koji ono trajno osigurava ravnotežu svojih prihoda i rashoda.

Osim troškova kapitala, amortizacija predstavlja takođe značajnu stavku u strukturi cene koštanja električne energije. Poznato je da amortizacija predstavlja godišnji iznos obaveza po osnovu korišćenja osnovnih sredstava. Već smo naveli kako je i zbog čega ova vrsta troška kod nas podcenjena zbog nerealnog iskazivanja vrednosti osnovnih sredstava. Međutim, ono što dodatno komplikuje stvari je sam pojam amortizacije osnovnih sredstava koji je teško ispravno shvatiti obzirom da je uspostavljanje jasne granice između investicionog održavanja i zamene osnovnih sredstava dosta problematično. Naime, periodičnom zamenom istrošenih osnovnih sredstava praktično je moguće obezbediti neograničen vek trajanja, što (barem teoretski) isključuje otpis tog osnovnog sredstva. Nasuprot tome, ukoliko ne bi bilo investicionog održavanja, došlo bi do bržeg raubovanja osnovnih sredstava čime bi se njihov vek trajanja znatno skratio. Stoga je neophodno da kod utvrđivanja amortizacije u obzir se uzme i stepen investicionog održavanja.

1.29.3 Paritet prema cenama energenata

56 U prilog ove tvrdnje videti tabelu na 99 strani

181

Paritet cena električne energije prema drugim energentima predstavlja takođe jedan od često primenjivanih kriterijuma za obrazovanje cena električne energije. On počiva na logici da je električna energija kao proizvod ujedno i sastavni deo celokupnog energetskog tržišta na kome se sučeljavaju ponuda i potražnja određenih energenata zavisno od njihove namene, odnosno u segmentima u kojima jesu ili mogu biti supstituti u okviru potrošačkog sektora, kao i u delu gde enertgenti predstavljaju osnovno pogonsko gorivo za proizvodnju električne energije57.

Imajući u vidu značaj energetike i njen uticaj na razvoj ostalih grana i oblasti privrede, osnovno je da se u sprovođenju opšte politike cena u energetici uspostave i održavaju međusobni odnosi cena energenata. Zbog toga, pitanje koje se nameće je da li su postojeći međuenergetski pariteti racionalno uspostavljeni, i ako nisu, kakvi bi oni trebali da budu? Odgovor na ovo pitanje najčešće se traži kroz međunarodne analogije. Implicitna je pretpostavka da su druge, pogotovu razvijene zemlje, kombinacijom tržišnih snaga i usmerenom energetskom politikom uspostavile racionalne odnose cena energenata.

Kod ovakve analize, različiti energenti treba da budu konvertovani na zajedničku jedinicu mere. Konverzija se vrši na osnovu toplotne vrednosti pojedinačnog energenta, i najčešće se iskazuje preko ekvivalentne nafte58. Treba napomenuti da posmatranje po toplotnoj vrednosti, kada su u pitanju cene različitih vrsta energenata, uprošćeno rešenje. Postoje razlike u stepenima iskorišćenja u zavisnosti od vrste energenta. Međutim, u međunarodnim komparacijama odnosa cena ovo i nije neki veliki problem, jer se podrazumevaju iste razlike u stepenu korisnosti različitih vrsta energenata.

Međunarodne analogije mogu da posluže kao korisna informaciona osnova (ilustracija odnosa cena energenata kod nas i u pojedinim evropskim zemljama, može se videti u tabelama u prilogu), ali pri tome mora se biti obazriv pošto pored mera energetske politike, očigledno je da postoje i razlike u troškovima funkcionisanja energetske infrastrukture (što se može zaključiti i na osnovu podataka iz priloženih tabela), koje se reperkutuju i u različitim paritetima.

Relativno zaostajanje cena električne energije za cenama drugih vidova energije posredno utiče i na raubovanje domaćih prirodnih bogatstava. Naime, u situaciji kada su cene uglja za proizvodnju električne energije u direktnoj vezi sa cenama električne energije (a skoro 80% ukupne domaće proizvodnje uglja se sagori u termoelektranama), jasno je da zaostajanje cena električne energije podrazumeva i zaostajanje cene uglja, te se samim tim stvaraju pretpostavke za neracionalnu potrošnju i jednog i drugog energenta.

57 “Eletroprivreda ne može da temelji svoje tarife samo i isključivo na principu troškova koje potrošač izaziva, već isto tako i na vrednosnom principu, tj. na tome koliku vrednost za potrošača ima električna energija s obzirom da se može zameniti drugim vidovima energije ako one stoje potrošaču na raspolaganju. Drugim rečima, tarifa za električnu energiju mora predstavljati kompromis između troškova kao ekonomskog činioca vrednosti električne energije i ocene njene vrednosti koju joj pridaje potrošač s obzirom i na druge zamenjive i pristupačne oblike energije”, A.Tadić, Cena električne energije, Beograd 1959. str.54.

58 1 Toe (Tone of oil equivalent) ili Ten (tona ekvivalentne nafte) = 41.868 kJ/kg

182

1.30 Aktuelni ekonomsko-finansijski položaj elektroprivrede Srbije

Da bi se shvatile sve posledice dosadašnje politike cena električne energije (koje su bile objektivno i subjektivno uslovljene), u ovom delu daćemo aktuelni položaj Elektroprivrede Srbije (EPS) sa posebnim osvrtom na zadnju dekadu ovog milenijuma, odnosno na period pre izbijanja rata na teritoriji SRJ.

Poslovanje elektroprivrede Srbije u periodu od 1991 pa do danas karakteriše izuzetno niska cena električne energije, značajno niža od realne cene koštanja, nelikvidnost, gubici u poslovanju, neizvršavanje planiranog obima remonata, prenapregnuto korišćenje kapaciteta te usled toga i povećan broj kvarova, iscrpljivanje zaliha materijala i rezervnih delova, zaostajanje u planiranoj investicionoj izgradnji i sl. Istovremeno, ostvarenom proizvodnjom, su uspešno, po kvantitetu i kvalitetu, zadovoljene sve potrebe potrošača. Ovo su konstatacije koje nisu bez osnova, i argumentacija koja ide ovome u prilog je brojna.

183

Već je navedeno da osnovni razlog za ovako težak ekonomsko-finansijski položaj EPS-a je niska cena električne energije, koja u proteklom periodu, u uslovima kada nisu postojali dodatni izvori finansiranja (tu se pre svega misli na dotacije iz budžeta), nije bila dovoljna da pokrije troškove proste reprodukcije.

Tabela 18. Kretanje prodaje električne energije na konzumnom području EPS-a i ostvarene prosečne cene preračunate u US cente po prosečnom godišnjem komercijalnom kursu

Godina Prodaja (GWh) Cena (US c/kWh)

1986 22.638 3.97

1987 23.846 4.78

1988 24.246 3.89

1989 23.495 3.86

1990 24.145 3.48

1991 24.673 4.67

1992 23.427 0.82

1993 23.277 -

1994 24.301 1.68

1995 25.572 1.85

1996 27.056 3.05

1997 27.540 3.74

1998 27.417 2,71Izvor: dokumentacija EPS-a

U situaciji spoljne blokade, nedostatka drugih energenata, rata i posledica ratnih razaranja u okruženju, elektroprivreda je bila jedan od glavnih amortizera negativnog uticaja na privredu i stanovništvo, garant privredne stabilnosti, društvene sigurnosti i socijalnog mira u zemlji. U uslovima kada je čitava privreda jedva radila sa pola kapaciteta i manje, ona je bila jedina grana koja je iz godine u godinu ne samo prebacivala ostvarenja, nego je ujedno ostvarivala i planove koje je društvo pred nju postavljalo, što u navedenoj situaciji ni najmanje nije bilo lako. Cena takvih uslova privređivanja bila je izuzetno velika. Ona se delimično može sagledati kroz iznos gubitaka iz poslovanja koje je EPS imao u proteklom periodu.

Tabela 19. Iznos ostvarenog gubitka u periodu 1991-1998.g. preračunat u US $ po prosečnom godišnjem komercijalnom kursu

184

Godina Iznos gubitka u 000 dinara

Pros.god. kurs US$

Iznos gubitka u 000 US $

Kumulativni gubitak u 000 $

1991 157.777 43,64 3.615 3.615

1992 188.256.426 642,12 293.180 296.795

1993 10.638.240.00 8.020,46 1.326.387 1.623.182

1994 1.476.741 1,93 765.151 2.388.333

1995 4.430.912 3,54 1.251.670 3.640.003

1996 3.979.113 5,37 722.367 4.362.370

1997 3.099.853 6,86 451.939 4.814.310

1998 5.412.135 11,31 478.527 5.292.837 Izvor podataka: dokumentacija EPS-a

Iako se mogu staviti određene metodološke primedbe na ovakav način izračunavanja i iskazivanja gubitka kao i cene električne energije u nekoj stranoj valuti (tu se pre svega misli na preračun gubitka po jedinstvenom prosečnom godišnjem kursu u uslovima kada je dinamika ostvarivanja prihoda i rashoda tokom godine različita), navedeni podaci mogu dosta ilustrativno da ukažu na ekonomsko-finansijske teškoće sa kojima se susretao EPS u proteklim godinama. Što je i logično, gubitak je bio najveći u godinama kada je inflacija bila visoka, što neposredno potvrđuje činjenicu da su stabilni uslovi privređivanja neophodni za uspešno poslovanje elektroprivrede. Na takav zaključak navode i iskazani gubici u 1996., 1997. i 1998.godini koji su u direktnoj korelaciji sa ostvarenim stopama inflacije, odnosno kada su efekti izvršenih korekcija cena električne energije mogli da daju adekvatne rezultate.

Navedeni kumulativni gubitak od 5,3 milijardi US dolara sa koliko je EPS “kreditirao” potrošače predstavlja samo direktne negativne efekte, dok su indirektni daleko veći. Oni se pre svega ogledaju u promenjenoj strukturi potrošnje, koja je u velikoj meri neracionalna, pošto se njen najveći deo preselio kod kategorije domaćinstvo, odnosno korišćen je za termičke potrebe. Ovi efekti posebno zabrinjavaju pošto za njihovo otklanjanje je potreban jedan duži vremenski period u kome bi kroz adekvatnu politiku cena električne energije i ukupnu energetsku politiku bilo neophodno da se koriguju sve devijacije u potrošnji.

Tabela 20. Struktura prodaje električne energije na konzumnom području EPS-a u GWh

1990 1994 1995 1996 1997 1998

185

Na 110 KV 3.489 1.272 1.389 2.171 2.573 2,320

Na 35 KV 2.154 1.144 1.309 1.498 1.568 1,529

Na 10 KV 5.782 3.608 3.784 4.177 4.326 4,443

Ukupno visoki 11.425 6.024 6.481 7.846 8.467 8,292

Domaćinstva 10.083 15.317 15.842 15.683 15.367 15,333

0,4 KV I stepen 1.021 1.040 1.151 1.312 1.333 1,396

0,4 KV II stepen 1.345 1.676 1.837 1.928 2.060 2,072

Javna rasveta 271 245 260 287 313 325

Ukupno niski 12.720 18.278 19.090 19.210 19.073 19,126

Ukupna prodaja 24.145 24.302 25.571 27.056 27.540 27,418


Rast potrošnje električne energije od 13% u 1998.godini u odnosu na 1994.godinu koja je na skoro približnom nivou 1990.godine, u najvećoj meri je posledica oživljavanja privrednog ciklusa u ovom periodu (prodaja na visokom naponu je u 1998.g. porasla za 38% u odnosu na 1994.g.) Takav rast potrošnje nije kompenzovan adekvatnim smanjenjem kod kategorije domaćinstvo (ono je u 1998.g. na nivou potrošnje iz 1994.godine koja je sa druge strane za 52% veća od nivoa iz 1990.godine)

Od skoro 50-to postotnog učešća u ukupnoj prodaji u 1990.god., niski napon je na kraju 1998.godine učestvovao sa 70%. Ovakva izmena strukture potrošnje imala je poseban uticaj na ekonomsko-finansijski položaj JP EPS-a uzimajući u obzir neodgovarajuće relativne odnose između cena pojedinih kategorija potrošača. Naime, preseljenjem potrošnje sa visokog napona (industrije) u korist niskog napona, a pre svega domaćinstva, došlo je ne samo do povećanja troškova proizvodnje, prenosa i distribucije električne energije, nego je i zbog depresiranih cena električne energije za domaćinstva u odnosu na troškove koja ova kategorija potrošača svojim ponašanjem u potrošnji izaziva, došlo i do relativnog zaostajanja prihoda za rashodima. To se najbolje može videti ukoliko se ostvareni relativni odnosi cena električne energije po pojedinim kategorijama potrošnje uporede sa realnim relativnim odnosima koji proističu iz troškova koje pojedine kategorije potrošača svojim ponašanjem izazivaju.

Tabela 21. Relativni odnosi cena (110 KV=1,00)

1994 1995 1996 1997 1.10.98 Realni59

Na 110 KV 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00

59 Ovako iskazani relativni odnosi cena po pojedinim kategorijama potrošača dobijeni su na osnovu strukture potrošnje koja je postojala u periodu pre uvođenja sankcija. Ukoliko bi se na sadašnjoj strukturi potrošnje pokušao utvrditi realan odnos cena na bazi troškova koje pojedine kategorije potrošača svojim ponašanjem izazivaju na nivou sistema, onda bi koeficijenti na niskom naponu bili daleko veći u odnosu na one koji su iskazani u tabeli.

186

Na 35 KV 1.08 1.11 1.14 1.18 1.17 1.14

Na 10 KV 1.41 1.56 1.55 1.53 1.58 1.40

Ukupno visoki napon 1.26 1.35 1.32 1.30

Domaćinstva 0.62 1.49 2.10* 1.79 1.89 2.00

0,4 KV I stepen 1.58 1.76 1.89 1.83 1.85 1.90

0,4 KV II stepen 2.38 3.46 3.42 2.42 2.40 2.40

Javna rasveta 1.57 1.86 1.98 1.82 1.57 1.85

Ukupno niski napon 0.85 1.70 2.22 1.86

Ukupna prodaja 0.97 1.61 1.96 1.69

• Ugrađeni su i efekti primene blok tarife kao i fiksne naknade od 7 KW

Izvor podataka: Dokumentacija EPS-a

Posledica zaostajanja cena električne energije u odnosu na realnu cenu koštanja, njenog dispariteta prema cenama drugih energenata, pogotovu onih koji mogu da posluže kao supstitut za termičke potrebe, kao i od ovako iskazanih relativnih odnosa cena po pojedinim kategorijama potrošača, je i njeno neracionalno korišćenje, koje se ogleda u tome što se potrošnja iz produktivnih sfera preselila u neproduktivne.

Korišćenje električne energije za zagrevanje prostorija u zimskim mesecima, dovelo je do povećanja maksimalnih opterećenja za oko 2.100 MW ili za 25%. Vršno (maksimalno) opterećenje sistema u 1998.godini dostiglo je 7,2 GW ili blizu 85% ukupno raspoložive snage na pragu elektrana. Na ovaj način, znatno su pogoršane karakteristike potrošnje kao i uslovi korišćenja elektroenergetskih kapaciteta.

Promene u energetskoj efikasnosti u Srbiji su u kardinalnom raskoraku sa onim što se događalo i sa stanjem u zemljama OECD-a. Ukupna potrošnja električne energije po stanovniku u Evropskoj uniji je približno dva puta veća nego u Srbiji. Međutim, ukupna potrošnja po jedinici društvenog proizvoda (kWh/$), odnosno energetski intenzitet, u 1995.godini u Srbiji je sedam do osam puta veći nego u zemljama Evropske unije, a u domaćinstvima čak oko 17 puta.

Tabela 22. Potrošnja električne energije u Srbiji po stanovniku i po jedinici društvenog proizvoda

Godine Potrošnja po stanovniku Potrošnja po jedinici DP (cene 94)

1990 2.433 0,554

1991 2.520 0,641

1992 2.384 0,848

1993 2.362 1,210

1994 2.459 1,232

1995 2.580 1,226

1996 2.724 1,220

187

1997 2.768 1,158 Izvor podataka: dokumentacija EPS-a

U kojoj meri je ovakva potrošnja neracionalna i odstupa od nivoa dostignutog društvenog standarda može najbolje da se vidi ukoliko se ona uporedi sa potrošnjom po jedinici društvenog proizvoda u pojedinim evropskim zemljama.

Grafikon 9. Potrošnja električne energije po jedinici DP u pojedinim zemljama

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800

Srbija 97.

Gr~ka

Irska

V.Britanija

Belgija

Francuska

Portugalija

Danska

[panija

Nema~ka

Holandija

Italija

Potrošnja električne energije po društvenom proizvodu u KWh/000 $

Izvor: Maćić LJ. (1996): Reorganizacija i privatizacija elektroprivrede: Osnovne karakteristike i trendovi u svetu, Energija br.2, Beograd

Uloga energetskog i socijalnog amortizera, koju je elektroprivreda imala u proteklom periodu, u meri koliko su to zahtevali uslovi međunarodne blokade, morala bi da se izmeni. U narednim godinama EPS bi morao da preraste u jednog od glavnih nosilaca privrednog razvoja. U vezi sa tim, neophodno je da postojeća organizaciona i vlasnička struktura EPS-a doživi adekvatnu transformaciju kako bi se uskladila sa tendencijama i zahtevima koje nameće međunarodna praksa.

Pretpostavka za takav jedan novi odnos i shvatanje uloge EPS-a leži pra svega u adekvatnijoj politici cena električne energije. Ona bi morala da uvaži ovaj proizvod kao robu koja (uz izvesna ograničenja) podleže delovanju svih tržišnih zakona i da kroz uspostavljanje realnih pariteta prema drugim energentima i putem dostizanja svog ekonomskog nivoa omogući da elektroprivreda konačno stane na noge.

Pod ekonomskim nivoom cene električne energije, uvažavajući trenutnu situaciju, podrazumevamo onaj nivo koji omogućava pokriće društveno opravdanih i priznatih (standardizovanih i normiranih) troškova neophodnih za održavanje proste reprodukcije u delu proizvodnje, prenosa i distribucije električne energije kao i u delu proizvodnje

188

uglja za potrebe termoelektrana. U ovom trenutku taj nivo je reda veličine 5 US centi/kWh, pri čemu on ne obuhvata vraćanje ranije preuzetih kreditnih obaveza, troškove zaštite čovekove sredine kao ni troškove kapitala.

Uvažavajući dostignuti stepen društvenog standarda i platežnu sposobnost stanovništva, postavlja se pitanje realnosti stava da se kroz cenu električne energije obezbede i dodatna sredstva neophodna za investicioni razvoj, mada je takvo opredeljenje izneto u Dugoročnoj strategiji razvoja energetike (obrazovanje cena električne energije po modelu cost plus). Ovog trenutka, daleko je važnije obezbediti realnu cenu električne energije koja bi u uslovima stabilizacije privrede i njenog otvaranja prema svetu stvorila pretpostavke da se neophodna sredstva za razvoj obezbede na način koji je primeren ovoj oblasti u razvijenim ekonomijama. Slobodna amortizacija koja bi se stvorila dostizanjem nivoa eksterne cene od 5 US centi/kWh bila bi dovoljna da posluži kao sopstveno učešće u daljoj investicionoj aktivnosti, dok bi se ostala sredstva morala pribaviti kroz finansijske i robne kredite.

Ne treba se zavaravati da će elektroprivreda dostizanjem ovakvog nivoa cena rešiti sve svoje probleme i moći odmah da posluje na ekonomskim principima. Breme prenetih obaveza iz prošlosti je isuviše veliko. Obaveze prema dobavljačima i druge neizmirene obaveze (prema državi, bankama, radnicima i sl.) na kraju 1998.godine, dostigle su nivo od 2,3 milijarde dinara. Iako su i potraživanja po osnovu isporučene električne energije iz prethodnog perioda na približno istom nivou, realnost njihove naplate je daleko neizvesnija nego što su to prenete obaveze (tu se pre svega misli na potraživanja od Sremsko-baranjske oblasti, potraživanja po osnovu isporučene električne energije izbeglicama, privrednim kolektivima koja već godinama ne rade ili rade sa minimum iskorišćenih kapaciteta i sl.)

Za rešavanje pitanja likvidnosti realna ekonomska cena predstavlja rešenje na dugi rok, a nelikvidnost (pogotovu ovog obima) zahteva korišćenje drugih finansijskih instrumenata koji bi mogli da u kratkom roku premoste ovaj problem. Neiznalaženje rešenja za ovaj problem (kako pitanja cena električne energije tako i likvidnosti) može imati veoma ozbiljne posledice, pošto obzirom na značaj i zastupljenost elektroprivrede u društvenom proizvodu stvaraju se realne pretpostavke za generisanje ekonomske i finansijske krize u društvu kao celini.

Autor je mišljenja da jedan od bitnih razloga za neuspeh većine posleratnih reformi kao i programa ekonomske stabilizacije leži između ostalog i u nerealnoj ceni električne energije. Kroz njenu podcenjenost samo su se još više nagomilavali problemi i teškoće koje nije bilo moguće prevazići na kratki rok, i u strahu da se uhvate u koštac sa njima i prekinu taj začarani krug, “circulus virciozus”, nadležni organi su samo produžavali agoniju u kojoj se nalazilo celokupno društvo i stvarali privid rasta i blagostanja. Sakrivanjem iza zaštite društvenog standarda i podsticanja konkurentnosti privrede, oni su na dugi rok unazadili i tu privredu i osudili buduće generacije da plate sve zablude sa kojima su živeli.

189

ZAKLJUčNA RAZMATRANJA

Poglavlje

8. 190

U zemljama širom sveta svedoci smo promena koje se dešavaju u elektroprivrednoj delatnosti. Pri tome neke zemlje su već dublje zagazile u te promene, neke se nalaze usred tog procesa, a neke ih tek planiraju.

Te promene se, pre svega, ogledaju u izmeni vlasničke i organizacione strukture elektroprivrednih preduzeća kao i u svojevrsnoj ekonomskoj i pravnoj deregulaciji ili reregulaciji usled neefikasnosti državnih monopola i postojeće regulacije, nemogućnosti budžetskog pokrivanja gubitaka iz poslovanja, nedovoljnih sredstava za finansiranje investicija i slično.

Uvođenu delovanja tržišnih zakona i konkurencije u veliki broj industrija koje su do tada poslovale u određnoj meri definisanim i regulisanim uslovima, prethodila je adekvatna teorijska priprema, posebno u delu tretiranju prirodnih monopola. Naime, istraživanja koja su vršena u ovoj oblasti, pokazala su da pojedini segmeni elektroprivrede ( proizvodnja i snabdevanje električnom energijom) su pogodni za uvođenje konkurencije, dok drugi i dalje ostaju prirodni monopoli (prenos i čista distribucija).

Da bi konkurencija mogla da zaživi u pojedinim segmentima elektroprivrede, neophodno je da se izvrše značajne strukturne promene. Restruktuiranje je obično limitirano postojećim prirodnim izvorima kao i političkim ograničenjima, i ono u suštini podrazumeva stvaranje novih horizontalnih i vertikalnih veza u okviru grane. Pri tome, posebno je izražen trend vertikalne dezintegracije, dok su u domenu horizontalne integracije prisutne brojne izmene u broju preduzeća i njihovog udela na tržištu.

Promene u vertikalnoj i horizontalnoj integrisanosti elektroprivrednih preduzeća kao i u zastupljenosti regulacije, podstaknute su u najvećoj meri procesom privatizacije, koji je postao svetski proces, i za koji se očekuje da će biti još izraženiji u budućnosti. Na to ukazuje porast udela različitih oblika privatnog vlasništva koji je primetan skoro kod svih zemalja članica OECD-a, kao i kod pojedinih zemalja u razvoju kao kod onih koje su dublje zagazile u proces tranzicije. Forme i oblici privatizacije veoma su raznovrsni od zemlje do zemlje, a sami procesi se primenjuju sa različitom vremenskom dinamikom.

Standardne forme utvrđivanja cena električne energije kao što su model dugoročnih marginalnih troškova ili model interne stope povraćaja, sve više ustupa mesto tržišnim mehanizmima, pri čemu, usled kratkog roka primene ovog modela ne može se pouzdano reći kakve su posledice po pouzdanost snabdevanja potrošača.

Iako, shodno ekonomskoj teoriji, tržište kroz svoje mehanizme dovodi do optimalne alokacije resursa, te je kao takvo poželjan oblik u svim industrijskim delatnostima, ono što je posebno interesantno, vezano za navedene promene u elektroprivrednoj delatnosti, je da njegovo geografsko širenje nije uslovljeno silom ekonomske logike, već određenim institucionalnim prinudama izraženim u formi direktiva, uslovljavanja dobijanja razvojnih kredita, mogućnostima plasmana električne energije i slično.

Nasuprot očekivanjima da će povećana konkurencija u delu proizvodnje električne energije i njene prodaje uticati na smanjenje cena, stoje predviđanja da će povećanje rizika poslovanja imati sasvim suprotne tendencije u ovom domenu. Otuda se postavlja

191

pitanje koji su to razlozi koji utiču na toliko insistiranje za uvođenje tržišta i slobodne konkurencije u delu elektroprivrede u kome ne postoji prirodni monopol?

Odgovor na ovo pitanje može da se nađe ukoliko se ove promene stave u kontekst nekih opštih međunarodnih tendencija, pre svega procesa globalizacije kao sastavnog dela uvođenja novog svetskog poretka. Za tu svrhu su poslužile i teorisjke podloge nastale u krilu “čikaške” liberalne škole koja je trasirala put za sve ove promene.

“Globalizam je model koji Trlaterala pokušava da nametne svetu bez alternative; reč je o jednoumlju koje ne dozvoljava ni jedan drugi tip političke ekonomije ili društvenog razvoja sem onoga koji nudi Trilaterala i njeni pomoćni organi: Međunarodni monetarni fond, Međunarodna banka za obnovu i razvoj i OECD.

Karl Marks, tvorac “naučnog socijalizma”, postavio je svoju globalističku viziju prelaza u postnacionalnu epohu na bazi odumiranja države kroz proces proleterskog internacionalizma. Ideolozi Trilaterale rešavaju ovaj problem pragmatički, bez mistifikacije, proglašavajući nacionalnu državu arhaičnom ustanovom; njen konačni nestanak sa scene treba da teče kroz proces deregulacije i privatizacije i postepenog prenošenja pravnih funkcija na transnacionalne kompanije u domenu finansija, investicija i regulisanja radnih odnosa. Prodajom velikih privrednih giganata, država gubi ne samo finansijske izvore za pokrića socijalnih davanja, nego “de jure” postaje vlasništvo velikih transnacionalnih kompanija”. (S.Avramov, 1998)

Na osnovu ovog citata kao i prethodno iznetog, jasno je da sve navedene promene koje se dešavaju u elektroprivrednoj delatnosti predstavljaju sastavni deo jednog daleko šireg procesa, odnosno da su jedan od instrumenata uvođenja novog svetskog poretka. Politika cena električne energije, kao jedan od faktora preko koga država vrši optimizaciju funkcionisanja elektroenergetskog sistema i usmerava razvoj, i koja ujedno predstavlja jednu vrstu nacionalnog makroekonomskog instrumenta za vođenje i drugih ekonomskih i socijalnih politika, na ovaj način gubi svoju funkciju. Kroz proces privatizacije i deregulacije i kroz značajnije uvođenje tržišnih mehanizama u delu elektroprivredne delatnosti, ta politika, koja je do sada imala nacionalna obeležja, dobija nova, internacionalna obeležja i prelazi u ruke vodećih transnacionalnih kompanija.

Bivši japanski premijer Mijazava, istaknuti član Trilaterale, u svom referatu na sastanku u Tokiju 1978.godine ističe:”Ekonomska sloboda podrazumeva slobodu takmičenja korporacija, slobodu tržišta i donošenja nezavisnih odluka o platama, slobodu regulisanja odnosa između rada i menadžmenta. Ekonomska reforma treba da ima tri bitna elementa: privatizaciju, deregulaciju i decentralizaciju. Na taj način nacionalne vlade će izgubiti moć i kontrolu na svojoj teritoriji, ali i zvore prihoda kojima se pokrivaju socijalne potrebe”.

Imajući sve ovo u vidu, nameće se pitanje kakvi će biti efekti ovih promena na elektroprivrednu delatnost, odnosno kako će ova industrija da se razvija u budućnosti i koja bi to strategija bila koja bi omogćila uspešno poslovanje preduzeća?

U jedanom od mogućih scenarija koji je izneo Eduardo Valente u svom radu “Overview of Electricity Supply Industry in Europe”, on pokušava da predvidi sa kojim sve izazovima mogu elektroprivredna preduzeća da se suoče u narednih 10 odnosno 20 godina.

192

Uzimajući u obzir dve osnovne dimenzije: stepen političkog i ekonomskog otvaranja i stepen tehnoloških i ekoloških promena, autor je izneo tri moguća scenarija budućnosti. Svako od njih predstavlja alternativnu budućnost koja je moguća da se desi u narednih 10-15 godina, pri čemu stepen njihove izvesnosti nije podjednak. U suštini ova scenarija bolje je posmatrati kao eventualne mogućnosti koje bi trebalo da ukažu na stepen neizvesnosti i rizika kojima je izložena ova privredna delatnost.

Prvi scenario predstavlja projekciju sadašnjeg stanja i trendova u budućnost, i autor ga naziva “today’s tomorrow”. On podrazumeva mali stepen političkog i ekonomskog otvaranja kao i minimalna tehnološka i ekološka pomeranja koja neće bitnije da promene današnji način proizvodnje i isporuke električne energije. U ovom scenariju konkurencija postoji, ali u meri koja ne ugrožava poslovanje i opstanak postojećih elektroprivrednih preduzeća. Regulativa je ta koja još uvek usmerava tokove i način poslovanja ovih preduzeća.

Drugi scenario, autor naziva haosom. On označava svet u kome postoji slobodna konkurencija, gde ne postoje trgovinske barijere između zemalja i u kome će potrošači imati mogućnost da biraju snabdevača električnom energijom po sopstvenom nahođenju u skladu sa cenama i uslovima prodaje koje oni pružaju. Određivanje cena umesto u regulatornim telima zasnivaće se na tržišnim principima sem u delovima elektroprivrede u kojima postoji prirodni monopol. Novi proizvođači sve više se uključuju na to tržište, predstavljajući na taj način ozbiljnu pretnju postojećim preduzećima.

Ključni elemenat ovog scenarija je da u njemu postoje pobednici i pobeđeni, i polako ali sigurno pojedini učesnici u ovom poslu biće potisnuti sa tržišta ili pomereni u manja profitabilna područja.

Treći scenario odnosi se na sasvim drukčiju situaciju u kome se elektroprivredna delatnost radikalno transformiše usled tehnoloških proboja kao što na primer predstavlja uvođenje kućnih generatora čija eksploatacija je cenovno konkurentna, koja bi u slučaju široke rasprostranjenosti učinila prenosnu i distributivnu mrežu potpuno nepotrebnom ili pak marginalnom. Iako ovaj scenario zadire u daleku budućnost, i ima najmanju verovatnoću ostvarenja, njegove posledice po elektroenergetski sistem su najveće. Da i ovakva mogućnost treba da se uzme u obzir, ukazuje i podatak da se do 2000-te godine očekuje da će približno 4.000 MW instalisane snage biti raspoloživo u gorivim ćelijama. Takođe, uticaj interaktivne tehnologije i njena primena u domaćinstvima kao što su daljinsko očitavanje brojila i naplata, daljinska kontrola i automatsko biranje najpovoljnijeg isporučioca električne energije (kao što je to moguće u određenim slučajevima kod GSM mobilne telefonije) mogu u velikoj meri da promene postojeću sliku poslovanja elektroprivrednih preduzeća.

Iako svesni činjenice da nijedno od navedenih scenarija neće da se ostvari na način kako je ovde opisano, već da su verovatnije kombinacije i varijacije svih ovih faktora, iznošenje ovakvih mogućnosti ima za cilj da nam ukaže i suoči sa činjenicama da svako elektroprivredno preduzeće mora da počne da razmišlja o svojoj budućnosti drukčije nego što je to do sada činilo. Tradicionalni pristupi ovoj problematici moraju jednostavno da se zaborave i ustupe mesto globalnim tendencijama u kojima nema mesta za uvažavanje nacionalnih interesa i potreba. Elektroprivredna preduzeća moraju da se okrenu sama sebi jer iskustva i istraživanja učinjena u nekim drugim industrijskim delatnostima sugerišu da trend u pravcu većeg tržišnog otvaranja i primene značajnijih

193

tehnoloških inovacija je već prisutan i da je takvo stanje neizbežno. Više se ne postavlja pitanje da li će se neko od zadnja dva navedena scenarija desiti već kada će se desiti.

L I T E R A T U R A

1) Đajić N., Tomanović R. (1997): Energenti 21 veka, Zbornik radova sa savetovanja ekonomista i energetičara Jugoslavije na Kopaoniku, Beograd

2) Ćuk N. (1998): Stanje i tendencije razvoja termoelektrana sa fosilnim gorivima, Energija br.1, Beograd

3) Antić S. (1998): Privatizacija i ekonomska regulacija elektroprivrede, Doktorska disertacija, Podgorica

4) Averh. H., Johnson L. (1962): Bahaviour of the Firm Under Regulatory Constraint, American Economic Review 52, December

5) Avramov S. (1998): Trilateralna komisija, Veternik, Beograd

194

6) Babić R. Maćić LJ. (1999): Uslovi i mogućnosti prevazilaženja zastoja u razvoju Elektroprivrede Srbije, Energija br.1, Beograd

7) Bailly H.C. (1992): The Burgeoning Market for Privatized Power: The International Potential, Fifth Annual American Bar Association Conference on Electricity Low and Regulation, March 12, Denver

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

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

10) Begović B. (1995): Ekonomika urbanističkog planiranja, Ces Mecon, Beograd

11) Begović B. (1996a): Smeće u ekonomskoj teoriji: slučaj prirodnog monopola, Ekonomska misao 1-2

12) Begović B. (1996b): Privatizacija telekomunikacija u Istočnij Evropi, Ekonomika Vol XXXII no 10, Beograd

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

14) Berrah N., Lamech R. (1995): Power sector reform in developing countries, Power Technology Internacional, Washington

15) Boiteux M. (1949): La tarification des Demandes en Pointe, Revue General da laElectricite, vol.58

16) Bonbright J., Danielson A., Kamerschen D. (1988): Principles of Public Utility Rates, Public Utilities Reports, Arlington

17) Brajanovski D., Kecman D., Nikolić D. (1997): Razvoj tarifnog sistema za prodaju električne energije u Srbiji, EPS, Beograd

18) Bulatović S. (1998): Efekti direktive Evropske Unije o tržištu električne energije na organizaciju evropskih elektroprivreda, Energija br.1

19) CES Mecon (1992): Koncept formiranja cena električne energije u SR Jugoslaviji, CES Mecon, Beograd

20) Coopers & Lybrand Deloite (1990): Comparison of Electricity Structures in Member States - Final Report, London

21) Debra Johnson (1996): Trans - European Energy Networks, Financial Times, London

22) Demsetz H. (1968): Why Regulate Utilities, Journal of Low and Economics, No.11 April

195

23) Depuit P. (1932):De l Utilite et de Sa Mesure, La Reforma Sociale, Turin

24) Dobrijević, č. (1993): Ekonomika u elektroprivredi, Vek elektrike, JP EPS, Beograd

25) Ekonomski Institut (1997): Cena energije i energetskih sirovina u SR Jugoslaviji, Beograd

26) Ekonomski institut Beograd, Institut za elektroprivredu Zagreb (1990): Kvantitativna i kvalitativna ekspertiza zajedničkih kriterijuma za obrazovanje cena električne energije i predloga za njihovu izmenu i dopunu«, Beograd

27) Elektroenergetski koordinacioni centar (1997): Direktiva o unutrasšnjem tržištu električne energije u Evropskoj uniji, Beograd

28) Energy for Tomorrow's World, Global Report (1992): 15 WEC Congress, Madrid

29) Fajertag G. (1988): Privatisation in Westwrn Europe, ICEF, Brusseles

30) Forster G., Fauconnier C. (1988): Electricity Tarification in France, EDF, Paris

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

32) Gilbert R., Newbery D. (1994): The Dinamic Efficiency of Regulatory Constitutions, Rand Journal of Economics, Vol 25 no 4

33) Gluščević B. (1975): Infrastruktura, Ekonomski leksikon, Savremena administracija, Beograd

34) Hain L. (1990): Fueling Growth: The Energy Revolution and Economic Policy in Postwar Japan, Harvard University Press, Cambridge, Mass.

35) Henney A. (1988): Memorandum 60: Restructuring the Electricity Supply Industry of England and Wales, Energy Committee, House od Commons, London

36) Hjalmarsson L., Veiderpass A. (1992): Productivity in Swedish Electricity Retail Distribution, Scandinavian Journal of Economics

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

38) Humphrey B.G. (1991): Electric Utility Management in the United States, Seminar on Power Generation Management and Structures in East and West, Berlin

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

40) Hunt, Shuttleworth (1996): Competition and Choice in Electricity, John Wiley & Sons

196

41) ICEF (1992): Energy Privatization and Deregulation, ICEF, Brisel

42) IEA/NEA (1993): Projected Costs of Generating Electricity, OECD, Paris

43) Independent Power Report (1992): World Bank Require State Utilities to Open Markets to Independent Power, March 27, Washington

44) Institut za ekonomiku industrije (1976): Osnovi za utvrđivanje cena električne energije i mehanizam za usaglašavanje cena električne energije sa tržišnim kretanjima, Beograd

45) Institut za ekonomiku industrije (1981): Osnove za određivanje ekonomske cene električne energije ZEP-a, Beograd

46) Institut za ekonomiku industrije (1989): Zajednički elementi (zajednički kriteriji) za obrazovanje cene električne energije kao sistem i osnova dugoročne politike cena električne energije u Jugoslaviji, Beograd

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

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

49) Jovanović P. (1992): Uloga države u savremenoj privredi, Ekonomski institut, Beograd

50) Kahn A. (1988): The Economics of Regulation: Principles and Institutions, Wiley, New York

51) Kojima T. (1991): Design and Construction of Termal Power Stations in Tokyo, Seminar on Power Generation Management and Structures in East and West, Berlin

52) Kremić M. (1993): Razvoj elektrifikacije Srbije do drugog svetskog rata, Vek elektrike, JP EPS, Beograd

53) Maćić LJ. (1996): Reorganizacija i privatizacija elektroprivrede: Osnovne karakteristike i trendovi u svetu, Energija br.2, Beograd

54) Munasinghe M., Jeremy J. (1982): Electricity Pricing, World Bank, Washington DC

55) Navarro P. (1996): Electric Power Industry in Japan, u Gilbert R. i Kahn E. (eds): International Comparisons of Electricity Regulation, Cambridge University Press, Cambridge, Ma

56) New Jersey Board of Public Utilities (1986): Staff Assesment of the PURPA Implementation 1981-1986, Trenton NJ

57) Nikolić M., Tanić G. (1997): Transformacija elektroenergetskog sektora, Ekonomski anali, oktobar-decembar 1997, br.135

197

58) Oak Ridge National Laboratory (1989): Prudence Issues Affecting the U.S. Electricity Utility Industry: Update, 1987 and 1988 Activities, Oak Ridge, TN

59) OECD International Energy Agency (1994): Electricity Supply Industry Structure, Ownership and Regulation in OECD Countries, Paris

60) OECD: Energy Prices and Taxes - više brojeva, Paris

61) Paquette J.F. (1990): Financial Consequences of Evolving Electric Utility Regulation in the United States, Third UNIPEDE Conference on Problems of Financial Management, Luxembourg

62) Požar H. (1983): Snaga i energija u elektroenergetskim sistemima I-II, Informator, Zagreb

63) Power in Europe (1993): German Utilities, Maj 21

64) Public Utility Forthnigtly (1994): Competition in Progres, November 15

65) Raina J. (1996): Prestruktuiranje i nova uloga sindikata u elektroprivredama zemalja Srednje i Istočne Evrope, ICEM konferencija, Haltern, Nemačka

66) Report on Conference on Restructuring/Privatization (1991): Moscow, Putnam, Hayes and Barlett, Washington

67) Rudarski institut (1980): Problemi cena električne energije i lignita, Beograd

68) Sappington D., Weisman D. (1994): Designing Superior Incentive Regulation I & II, Public Utility Forthnigtly, 15 February 1994, 1 March

69) Sas B. (1991): The RPI-X Formula: Economic Regulation of the Electric Industry, u Ulectricity in England and Wales: The Contractual Matrix, International Bar Association, Section on Energy and Natural Resources Law, London, 1991

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

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

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

73) Stiglitz J.E. (1988): Economics of Public Sector, Norton and Company, New York,

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

75) Tadić A. (1959): Cena električne energije, Beograd

198

76) Tadić A. (1979): Elektrifikacija Srbije, Monografija »Od Đetine do Đerdapa«, Beograd

77) Tanenbaum B., Lock R., Barker J. (1992): Electricity Privatization: A Structural, Competitive and Regulatory Options, Energy Policy, December, Oxford

78) Tanić G. (1996): Karakteristike elektroprivrede SAD, Energija br 1. Beograd.

79) Tanić G. (1996): Privatizacija i deregulacija: Izvorišta i ciljevi, materijal urađen za potrebe sindikata JP EPS-a, Beograd.

80) Tirole J. (1988): The Theory of Industrial Organization, MIT Press, Cambridge

81) Todorović M. (1998): Politika i pariteti cena energenata, Energija br.1, Beograd

82) UN (1994): Annual Bulletin of Electric Energy Statistics, New York

83) UN: Energy Statistics Yearbook, više brojeva, New York

84) UNIPEDE (1964): Tarifiranja električne energije, Skandinavski kongres

85) Utility Data Institute (1992): State Directory of New Electric Power Plants, April 2, Washington

86) Williamson O. (1985): The Economic Institution of Capitalism, The Free Press, New York

87) World Bank (1993): The World Banks Role in the Electric Power Sector, A World Bank Policy Paper, Washington

88) World Bank (1996): From Plan to Market: World Bank Development Report, Washington

89) World Bank Asia Tehnical Department (1992): Asia Energy Profile, Energy Sector Performance, Washington

199

162031015 Politika Cena Elektricne Energije

Documents

Transcript of 162031015 Politika Cena Elektricne Energije