HR0200001

.FORUM

oCM

ex

COo•aaCO

Liberalizacija i privatizacijaenergetskog sektora uzemljama tranzioije i

Europske unije

Iskustva i perspektive

World Energy CouncilCOWIf MONDIALDbJ bM-RWf

HRVATSKO ENERGETSKO DRUŠTVO

DAN ENERGIJE U HRVATSKOJ

.FORUM

Liberalizacija i privatizacijaenergetskog sektora uzemljama tranzicije i

Europske unije

Iskustva i perspektive

World Energy CouncilCONSEIL MONDIAL DEL'ENERGIB

HRVATSKO ENERGETSKO DRUŠTVO

IL/lfEIn)

Izdavač:Hrvatsko energetsko društvoZagreb, Savska cesta 163

Priredili:dr.sc. Goran Granić i dr.sc. Branka Jelavić

Glavni i odgovorni urednik:Dr.sc. Branka Jelavić

Korice:Darko Juričić, dipl.diz.

Tehnička priprema:Dina Marušić, dipl.oec.

Lektura:Prof. Anita Filipović

Engleski prijevodi:Prof. Dragana Klepo, Prof. Davorka Zmijarević

Tisak:AZP - Grafis - Samobor, Franjina 7

Naklada:350 primjeraka

Copyright:Hrvatsko energetsko društvoZagreb, Savska cesta 163

Za navode u člancima odgovorni su autori!

CIP - Katalogizacija u publikacijiNacionalna i sveučilišna knjižnica - Zagreb

UDK 620.9(4) (063)338.49;620.9>(063)

FORUM Dan energije u Hrvatskoj (10; 2001; Zagreb)Liberalizacija i privatizacija energetskog sektora u

zemljama tranzicije i Europske unije: iskustva iperspektive: zbornik radova / 10. forum Dan energije uHrvatskoj, Zagreb, 7. prosinca 2001; <priredili GoranGranić i Branka Jelavić; engleski prijevodi DraganaKlepo>. Zagreb: Hrvatsko energetsko društvo, 2001

Tekst na hrv. ili engl. jeziku.Bibliografija uz većinu radova.Summaries.

ISBN 953-96345-8-X

411126010

PLEASE BE AWARE THATALL OF THE MISSING PAGES IN THIS DOCUMENT

WERE ORIGINALLY BLANK

10. FORUM: DAN ENERGIJE U HRVATSKOJ"LIBERALIZACIJA I PRIVATIZACIJA ENERGETSKOG SEKTORA U

ZEMLJAMA TRANZICIJE I EUROPSKE UNIJE: ISKUSTVA I PERSPEKTIVE1

10™ FORUM: CROATIAN ENERGY DAY"ENERGY SECTOR LIBERALISATION AND PRIVATISATION IN

TRANSITION-ECONOMY AND EU COUNTRIES: EXPERIENCES ANDPERSPECTIVES"

Kazalo / Contents

Predgovor/ Preface 5

Dokumenti / Documents

1. 10. godina HED-a-HED Forumi 1992-2001 92. K. Brendow: Energy Transition in Cartoons 113. Svjetsko energetsko vijeće, 18. svjetski energetski kongres: "Energetska

tržišta: Izazovi novog tisućljeća, Energija za svijet, energija za mir" (Prijedlogzaključaka i preporuka) 17

Referati / Papers

1. R. Nota: "Reforma hrvatskog energetskog sektora dosadašnji rezultati" 27"Croatian Energy Sector Reform - Results Achieved" 41

2. K. Brendow: "Deregulation - Precondition for Distributed Energy in theEconomics in Transition" 57

3. P. Hoffman: "The Danish Energy Reform" 654. B. Petrov, I. VTksna, N. Zeltinsh: "Methodological and Technical Aspects of

Power Liberalisation of Latvia" 735. N. Duić, T. Jureković, M. da Graca Silva Carvalho: "Efekti liberalizacije

tržišta energenata u Portugalu" 836. P.R. Alonso: "The Liberalisation Process of the Spanish Electricity Sector" 997. J. E. Bartlome: "Energy Sector Liberalisation and Privatisation in

Switzerland" 1098. H. Lechner: "Electricity Market Liberalisation in Austria" 1139. J. Wieners: "Liberalisation and Market Opening Versus Energy Policy and

Regulation Proposals: The German Experience" ; 12110. W. Czernie: "Natural Gas Liberalisation and Deregulation - The German Gas

Industry's View " 13111. R. Madlener; E. Jochem: "Impacts of Market Liberalisation on the Power

Sector: Lessons Learned in Austria and Germany" 139

12. N. Wohlgemuth: "Importance of Electricity Transport Pricing in LiberalisedEnergy Markets" 153

13. N. Cherepnalkovski: "Liberalisation and Privatisation of the Energy Sector inthe Republic of Macedonia" 163

14. A. Dessenibus, A. Višković, T. Carollo: "The Liberalisation of the ElectricityMarket in Italy" 169

15. M. Senčar: "The Energy Sector in Slovenia Two Years After the Adoption ofthe Energy Act" 183

16. T. Dragičević, S. Kolundžić: "Priprema INE za otvoreno energetsko tržište iprivatizaciju" 189

17. A. Lešić, B. Štimac: "Dosadašnji razvoj i očekivana kretanja na područjuliberalizacije i privatizacije u industriji nafte i plina Hrvatske" 199

18. G. Sekulić, D. Tomljenović: "Tranzit i globalizacija nacionalnog naftnog iplinskog poslovanja" 213

19. Ž. Skodlar, K. Baranović, G. Sekulić: "Aspekti profita infrastrukturnihenergetskih objekata u Hrvatskoj u svijetlu privatizacije, s posebnim osvrtomnaJANAF" 227

20. I. Toljan: "Reforma hrvatskog elektroenergetskog sektora" 23521. Z. Tonković, G. Jerbić, D. Nevečerel: "Tranzit prijenosnom mrežom

Hrvatske u uvjetima otvorenog tržišta" 24122. B. Radmilović: "Uloga visokonaponske prijenosne interkonektivne mreže sa

susjednim zemljama u režimu liberaliziranog tržišta električne energije uHrvatskoj" 251

23. V. Rešković, S. Rešković: "Prilagodba velikih potrošača energije liberalizacijitržišta" 267

24. V. Potočnik: "Liberalizacija tržišta i sigurnost opskrbe energijom u Hrvatskoj" 27725. B. Jelavić, I. Raguzin: "Obnovljivi izvori energije u sklopu novog energetskog

zakonodavnog okvira Republike Hrvatske" 28726. K. Cerovac: "Utjecaj liberalizacije energetskog tržišta na politiku i mjere glede

energetske efikasnosti" 29927. I. Raguzin, V. Krstulović: "Označavanje energetske učinkovitosti sukladno

energetskoj regulativi Europske unije i Republike Hrvatske" 30528. J. Kurek, V. Krstulović: "Uloga i mjesto uslužnih djelatnosti na područjima

energetskog sektora u predstojećim promjenama" 315

PREDGOVOR

Hrvatsko energetsko društvo ove godine organizira svoj jubilarni, deseti Forum. Za tu priliku odabrali smotemu, koja je velikim dijelom dominirala energetskim sektorom u posljednjih desetak godina, a to jeliberalizacija i privatizacija europskog energetskog sektora. Naime, političke i gospodarske promjene u Europipotaknule su stvaranje otvorenog energetskog tržišta na kojem svakim danom ima sve više sudionika, a novisustav prodaje i kupovine energije omogućio je svim sudionicima u lancu (od proizvođača preko operatora dopotrošača) da preuzmu aktivnu ulogu na tržištu.

Odlučujuću ulogu u pokretanju ovih procesa imale su: Europska energetska povelja, te Direktive Europskeunije o liberalizaciji elektroenergetskog i plinskog tržišta zemalja članica, a liberalizacija energetskog sektorau većini zemalja provedena je u dva koraka, pri čemu je prvo provedeno restrukturiranje, a zatim privatizacija.Restrukturiranje znači promjenu organizacije i ekonomskih odnosa radi povećanja efikasnosti i smanjenjatroškova poslovanja, dok je privatizacija proces koji treba omogućiti stvaranje tržišta i konkurencije. Zaodređivanje koncepta privatizacije potrebno je prije svega projektirati tržište, a tek onda odrediti sampostupak privatizacije. Stvaranje tržišta i konkurencije provodi se kroz strukturne promjene, odnosnorazdvajanjem djelatnosti (proizvodnja, transport/prijenos i distribucija energije) i vlasništva, a jačanjeenergetskog tržišta ovisit će i o programima energetske efikasnosti, korištenju obnovljivih izvora energije, oudjelu kogeneracije u proizvodnji električne i toplinske energije i si.. Sve ove aktivnosti popraćene sudonošenjem odgovarajućeg zakonodavnog okvira kao i definiranjem regulacijskog tijela nadležnog za nadzornad ponašanjem subjekata u energetskom sektoru.

Okolnosti u kojima se odvijaju ovi procesi značajno se razlikuju od države do države, a dostignuta razinapromjena vrlo je različita kako u svijetu, tako i u Europi. Zaključak je jasan: ne postoji idealan model, te jestoga nužna razmjena iskustava i svekolika suradnja na ovom važnom području. Veći stupanj ujednačenostiostvaren je na tehničkoj razini, jer je to nužnost zajedničkog funkcioniranja sustava, no zakonodavstvo,ekonomski i vlasnički odnosi često su specifični za pojedinu državu, stoga je potrebno vrlo oprezno i detaljno,poštujući polaznu situaciju i nužno vrijeme prilagodbe planirati liberalizaciju energetskog sektora. Također jenužno pronaći pravu ravnotežu između tržišta i intervencije države, te između različitih aspekata korištenjaenergije (tehničkih, tehnoloških, ekonomskih, pravnih, sigurnosnih, društvenih itd.). U razmatranje treba uzetii različita viđenja reforme, koja su najčešće rezultat različitih interesa.

Osnovni okvir definiranja koncepta energetske reforme u Republici Hrvatskoj je bio jasan politički cilj daHrvatska postane članica Europske unije, te da energetsko tržište bude sukladno tržištu EU. Tijekom 1998.godine objavljen je prvi prijedlog reforme energetskog sektora, a u ljeto 2000. godine, Vlada i Sabor prihvatilisu Koncept reforme hrvatskog energetskog sektora. U srpnju 2001. godine Hrvatski sabor prihvatio je paketnovih energetskih zakona, a slijedi izrada niza podzakonskih akata te još nekoliko zakona nužnih zaprovedbu energetske reforme.

Pozivamo Vas da izmijenimo iskustva stečena na dosadašnjem putu liberalizacije energetskog sektora, te dazajednički sagledamo perspektivu razvitka sektora u smislu njegovog maksimalnog doprinosa stvaranjupozitivnih, kako ekonomskih tako i društvenih kretanja.

U Zagrebu, 20. studenog 2001.

Dr.sc. Goran Granić, dipl.ing.Predsjednik HED-a

PREFACE

This year HED - Croatian Energy Association - is happy to organise its jubilee-tenth Forum. For this occasionwe have chosen a theme that has been dominating the energy sector in the past ten years, i.e. theliberalisation and privatisation of the European energy sectors. Political and economic changes in Europeprovided an impetus for the creation of an open energy market with an increasing number of participants,while the new energy sale and purchase system enabled everybody engaged (from producers to operatorsand consumers) to take over an active part.

In the launching of these processes some documents played a decisive role: European Energy Treaty,European Union's Directives on Electricity and Gas Market Liberalisation of the Member Countries. Energysector liberalisation was in most of the countries carried out in two steps, i.e. first the restructuring took placeand then privatisation followed. Restructuring covers the change of organisation and economic relations withthe aim of increasing efficiency and cost reduction, and privatisation is the process that ought to enable thecreation of a market and competition. In order to define the concept of privatisation it is primarily necessary todesign a market and then to determine the procedure. Market and competition creation is carried out bymeans of structural changes, i.e. by business and ownership unbundling (energy generation,transport/transmission and distribution). Energy market strengthening depends on energy efficiencyprogrammes, utilisation of renewable energy sources, co-generation share in the production of electric andthermal energy, etc. All of these activities are followed by adequate legislative framework as well as bydefining a regulatory body to supervise the behaviour of the participants.

Circumstances in which these processes occur vary significantly from one country to the other and theachieved level of changes is considerably different not only in the world but also in Europe. The conclusion isevident: there is no ideal model, and therefore experience exchange and overall co-operation in thisimportant field are essential. A reasonably high balance has been gained on the technical level, because thisis a necessity of the common system functioning, but legislation, economic and ownership relationssometimes reflect specifics of an individual country. Thus, energy sector liberalisation should be planned withcaution and in detail, respecting the initial situation and the adjustment period necessary. It is also essentialto find a right balance between the market and state interventions, as well as different energy utilisationaspects (technical, technological, economic, legislative, safety, social, etc.). Various reform concepts shouldbe taken into consideration, as they most frequently result from differing interests.

The primary energy sector's reform concept in the Republic of Croatia was a clear political goal that Croatiabecome a member of the European Union, and that the energy market be congruent to the EU market. Thefirst proposal for the energy sector reform appeared in 1998 and in summer 2000 the Government and theParliament accepted the Croatian Energy Sector's Reform Concept. In July 2001 the Croatian Parliamentpassed several new energy laws, and the elaboration of a series of sub-law documents and some additionalacts for the reform is about to follow.

We would like to propose the exchange of experience gained so far with energy sector liberalisation andinvite you to consider the perspective of the sector development in view of the maximum contribution to thecreation of both economic and social progress.

In Zagreb, November 20, 2001

Dr.Sc. Goran GranićHED President

Dokumenti / Documents

10 godina HED-a

HED Forumi 1992-2001

1. FORUM 1 s t

1992. "Hrvatska energetika u ratu i nakon rata""Croatian Energy Sector During and After War Time"

2. FORUM 2 n d

1993. "Nove tehnologije i gospodarenje energijom""New Technologies and Energy Management"

3. FORUM 3 r d

1994. "Problemi tranzicije energetskog sektora""Energy Sector Transition Problems"

4. FORUM 4 t h

1995. "Cijene i tarifna politika u energetici""Prices and Tariff Policy in Energy Supply"

5. FORUM 5 t h

1996. "Očekivanja u potrošnji energije do 2020. godine""Energy Demand Forecasts by the Year 2020"

6. FORUM 6 t h

7997. "Ciljevi, metodologija i iskustva regionalnog planiranja kao dijela nacionalnogenergetskog sektora""Objectives, Methodology, and Experience in Regional Planning as a Part ofNational Energy Planning"

7. FORUM 7 t h

1998. "Budućnost energetike nakon Kyota""Future Facing the Energy Sector Following Kyoto Conference"

8. FORUM 8 t h

1999. "Energetska tržišta i energetska efikasnost u zemljama tranzicije""Energy Markets and Energy Efficiency in Transition Economy Countries"

9. FORUM 9 t h

2000. "Restrukturiranje, privatizacija i promjene tržišta umreženih energetskihsustava""Restructuring, Privatisation and Market Changes of Grid-bound EnergySystems"

10.FORUM 10th

2001. "Liberalizacija i privatizacija energetskog sektora u zemljama tranzicije iEuropske unije - Iskustva i perspektive""Energy Sector Liberalisation and Privatisation in Transition-Economy and EUCountries - Experiences and Perspectives"

"Energy Transition in Cartoons"

by Dr. Klaus Brendow

The good old times...

i~—~^

%

• _ 4

/ -s-̂ -

A

...and what it lead to

11

1989: from hell to paradise

"It's certainly refreshing to meet someone with no energy polky."

Energy reforms: thousand policies and no end!

Updating energy policies

12

Investor's nightmare

Investor's rate of return

Preaching transition: western consultants - local practitioners

13

0

Structural reforms: nuclear? coal?

or saving energy?

Environmental protection: needs and means

14

from neighbourly assistance...

... to integration

Congratulations, HED!

15

Svjetsko energetsko vijeće HR020003018. svjetski energetski kongreslistopad 2001. godineBuenos Aires, Argentina

ENERGETSKA TRŽIŠTA: IZAZOVI NOVOG TISUĆLJEĆA

ENERGIJA ZA SVIJET, ENERGIJA ZA MIR

PRIJEDLOG ZAKLJUČAKA I PREPORUKA

Predgovor

18. Svjetski energetski kongres prvi je važni svjetski skup o energiji u 21. stoljeću i prvikongres ikad održan na prostoru Južne Amerike i Kariba. Pri otvaranju kongresa,argentinski predsjednik de la Ftua naglasio je da suvremene energetske uslugenamijenjene svakom pojedincu predstavljaju ključ održivog razvitka, suglasja i mira učitavom svijetu.

Predsjednici na vlasti u tri države iz Južne Amerike i bivši predsjednik Rumunjske, 25ministara i mnogobrojni predsjedavatelji svjetskih i lokalnih energetskih kompanija održalisu četiri ključna pozdravna govora i jedanaest okruglih stolova. Više od 3000 delegata iz99 zemalja sudjelovalo je u diskusijama. Na kongresu je objavljen 241 tehnički referat, odčega su 137 sami autori izložili tijekom polemika ili plakatnih prikaza.

Izjavom za tisućljeće Svjetskog energetskog vijeća (WEC) "Energija za svijet sutrašnjice -djelovati treba odmah!" ustanovljeni su ciljevi energetske dostupnosti, raspoloživosti iprihvatljivosti na što se usredotočio i kongres. Trogodišnja Studija WEC-a o energetskimresursima i šest novih izvješća: Energetske tehnologije u 21. stoljeću, Južnoamerička ikaripska energetska tržišta u tranziciji, Etička dimenzija energetskog poslovanja,Djelotvornost proizvodne elektrane, Energetska efikasnosti i Suživot u jednom svijetu većsu objavljeni i mogu se pronaći na www.worldenergy.org. Predmet razgovora bila su iposljednja izdanja WEC-a: Cijene energije u zemljama u razvoju i Oblikovanje tržištaelektrične energije u regiji Azija-Pacifik.

Uspješni studentski program pratio je kongres. 54 studenata iz 26 zemalja sudjelovalo jeu posebnim seminarima i sastancima sa stručnjacima iz povjerenstava WEC-a. U prilogusu njihovi zaključci.

Kongres je održan u sjeni strahovitih događanja u Sjedinjenim Američkim Državama urujnu 2001. godine; čovječanstvo mora pobijediti terorizam gdje god on postoji. Međutim,delegati su odlučno nastavili poslove vezane uz održivi energetski razvoj na opću koristsvima i s nestrpljenjem očekuju Svjetski kongres Ujedinjenih naroda o održivom razvojukoji će se održati u Južnoj Africi u rujnu 2002. godine.

17

Ključne energetske definicije

Studija WEC-a o energetskim resursima 2001. godine potvrđuje da postoji bogatstvoresursa u svim dijelovima svijeta koji mogu zadovoljiti rastuću svjetsku energetskupotražnju duboko u 21. stoljeće. Nužno je da sva područja i zemlje obogate svojeenergetske portfelje tako što će svoje energetske opcije držati otvorenim, no fosilnagoriva će i dalje biti najznačajniji i najstabilniji čimbenik ukupnog sastava primameenergije tijekom nekoliko sljedećih desetljeća.

Ubrzano nastaje nova grana proizvodnje energije koja će se suočiti sa širokim i dubokimpromjenama nastalim pri vođenju energetskih poslova i koja će udovoljiti zahtjevima usvezi s konkurentnošću i očuvanjem okoliša. Tradicionalna elektrana se postupnopretvara u kompleksni pogon, koji ne samo da trguje energijom i kapacitetom kaoproizvodima, nego i zelenim kreditima i ostalim uslugama.

Ključne točke spomenute na kongresu bile su sljedeće:

• Nepostojanost cijena nafte i plina i njihovo odvajanje: Sigurna isporuka i stabilnecijene glavna su briga svih zemalja. Prihodi zemalja-proizvođača ovise o dostavinafte i prirodnog plina do glavnih tržišta, dok rast i razvoj zemalja-potrošača ovise opouzdanoj i prihvatljivoj isporuci. Sa sve većim prodorom tekućeg prirodnog plinauspostavit će se i globalno robno tržište prirodnog plina, s cijenama djelomičnoodvojenim od cijena nafte;

• Čistije tehnologije sagorijevanja za naftu, prirodni plin i ugljen: Ekonomičan načinproizvodnje energije iz fosilnih goriva uz nižu ili ograničenu emisiju CO2 predstavljajučiste tehnologije koje se sve više i brže šire. Kruta goriva imaju održivu budućnost ukombinaciji s ovim tehnologijama i/ili izdvajanjem ugljika. Tehnologija u razvoju,podzemna plinofikacija ugljena, mogla bi zadovoljiti ukupnu energetsku potražnjukroz više stoljeća uz relativno niske emisije;

• Uzajamnost plina i električne energije i kompleksne energetske usluge: Prijenoselektrične energije i transport prirodnog plina komplementarni su u regionalnimenergetskim sustavima i njihove regulatorne potrebe moraju se sagledati u cjelini usmislu poticanja likvidnosti i osiguravanja efikasnih energetskih usluga. Kad bi sejedna trećina svjetskih instaliranih jednostavnih plinskih elektrana pretvorila ukombinirane, povećana transformirana energija bila bi jednaka potrebama zadodatnim proizvodnim kapacitetima u sljedećih 4-6 godina, bez dodatnih emisijastakleničkih plinova;

• Plin i pitka voda: Postoji potencijalna povezanost između razvoja prirodnog plina iostalih kritičnih resursa, kao što je pitka voda. Na Srednjem istoku, na primjer, većase količina domaće pitke vode isporučuje putem plinskih elektrana-solana, kojetakođer proizvode i električnu energiju. Ako dođe do nedostatka pitke vode, ovakvekombinirane postupke bit će potrebno uvesti i drugdje;

• Nuklearna energija, velike hidroelektrane i emisija stakleničkih plinova: Zaproizvodnju električne energije za pokrivanje temeljnog opterećenja danas sunajučinkovitija dostupna sredstva za smanjenje emisije CO2 nuklearna energija ienergija hidroelektrana. One zemlje koje imaju najveći udio nuklearne i/ilihidroenergije imaju i najnižu emisiju CO2 po kWh. Nuklearna energija i velikehidroelektrane imaju svoje prednosti u smislu globalnog zatopljenja, stabilnostitroškova i visokih faktora korištenja kapaciteta što ih približava ciljevima održivog

18

razvoja u svijetu sutrašnjice. Trebale bi i dalje imati važnu ulogu u proizvodnjielektrične energije. Osobito:

• u slučaju nuklearne energije postoji čitav niz opcija koji uključuje produljenježivotnog vijeka elektrane, nova postrojenja, ponovnu preradu utrošenoggoriva s ciljem maksimalne iskoristivosti (gdje je to ekonomski izvedivo), teinovacijske tehnologije što se tiče oblikovanja, dozvola, planiranja, izgradnje,izvedbe, sigurnosti i efikasnog zbrinjavanja otpada. Međutim, nuklearnaindustrija shvaća da uz pomoć vlada mora nastaviti promicati javnuprihvaćenost ovog važnog izvora energije;

• novi veliki projekti hidroelektrana mogli bi sačinjavati značajan dio obnovljiveenergije koja je ljudima potrebna da bi u svijetu bilo moguće živjeti. Uzpomoć Međunarodnog udruženja za hidroenergiju (IHA) i Međunarodnekomisije o velikim elektranama (ICLD), planiranje, dizajn, izgradnja, pogon iodržavanje hidroenergetskih projekata bili su i a mogu i dalje biti promicani uskladu s najboljom praksom za očuvanje okoliša.

• Obnovljiva energija i distribuirana proizvodnje zasnovana na lokalnim izvorima:Vremenski okvir za značajan prodor novih obnovljivih tehnologija u globalnoj opskrbienergijom trenutno iznosi 30-40 godina. Kratkoročno, neki oblici obnovljive energije,kao na primjer vjetar i geotermalni izvori, predstavljaju vrlo prihvatljiv dodatak prijenego zamjenu za proizvodnju velikih razmjera. Tempo razvoja i korištenje obnovljiveenergije i distribuirane proizvodnje potrebno je ubrzati pomoću povećanogistraživanja i vladine podrške u raspodjeli, naročito u zemljama u razvoju;

• Konkurencija i efikasnost: Nove moderne tehnologije zaslužne su za oko 25 postopotencijalnog poboljšanja u radu elektrana, a 75 posto dolazi od boljeg rukovođenja ioperativnog donošenja odluka. Kada bi se mogao eliminirati značajan nesrazmjerizmeđu prosječne izvedbe elektrana širom svijeta i elektrana s vrhunskom izvedbomprimjenom najbolje prakse, ovo bi dovelo do procijenjene uštede od oko 80 milijardiUS$ godišnje, kao i do smanjenja onečišćenja. Kod krajnjih potrošača cijene utječuna modele potrošnje električne energije, ali ne mogu objasniti sve razlike uizvedbama među raznim zemljama. Konkurencija i trgovina potiču napredakefikasnosti krajnjih trošila. Okvirni uvjeti se poboljšavaju, a mogli bi povisitiefikasnost i 20-30 posto.

Strateški energetski izazovi

Postoje četiri osnovna izazova za poboljšanje energetske sigurnosti u cijelom svijetu:komercijalni pristup energiji za dvije milijarde ljudi u svijetu koji ga još nemaju; politička ipravna stabilnost na svjetskoj i regionalnoj razini; promidžba sigurnog korištenjanuklearne energije i obnovljive energije; i potreba za povećanjem efikasnosti putemkonkurencije i raspodjele tehnologije. Ovi su izazovi usko povezani.

Sudionici kongresa su se složili da trgovina i tehnologija potiču ekonomski rast koji jepreduvjet za pristup siromaštvu i dostupnosti energije. Ovo je, s druge strane, tijesnopovezano s energetskom raspoloživosti i prihvatljivosti. Aktivno nastojanje u postizanjuovih ciljeva doprinijet će smanjenju napetosti i promicanju boljeg sklada u svijetu.

19

Kongres je obradio sljedeće točke vezano uz energetske izazove:

• Tržišna reforma uključujući trgovinsku i regionalnu integraciju: Iskustva vezana uzreformu energetskog tržišta u većini su zemalja bila korisna u smislu energetskeprihvatljivosti i raspoloživosti. I dok se uvjeti u razvijenim i zemljama u razvojurazlikuju vezano uz poticaje za energiju, njihove političke strukture ili osnovne izvore(a svaka zemlja treba poticati reforme u skladu sa svojom vlastitom strukturom iuvjetima), u svim prostorima postoji potreba da se ubrza trgovina energijom iregionalna integracija. Energetski projekti trebaju se planirati na osnovu onog što jeekonomski opravdano za taj prostor bez pretjerane pažnje prema političkimgranicama. Upravo tržišna reforma i nepristrano reguliranje predstavljaju kamentemeljac za privlačenje privatnog kapitala ka specifičnim energetskim projektima; akupci i potrošači energije u svakoj zemlji trebali bi podržavati reforme kojepoboljšavaju izbor kupaca, kvalitetu usluga i cijenu energije;

• Odgovarajuća regulacija i institucije u svezi ograničenja kapacitet i prijenosa: Brojneovisnih regulacijskih agencija u svijetu raste, a nalazimo ih u zemljama sizraženom politikom odvajanja djelatnosti;

• Regulatori moraju biti svjesni novih izazova s kojima se suočavaju energetskatržišta, kao što su dugoročno planiranje i rad sustava, međudržavna infrastruktura irješavanje sporova, i mjere usuglašavanja. Nova iskustva na područjima kaoKalifornija nagovještavaju da nije bilo mehanizma da se tržište suoči s kapacitetom.Kako je električnu energiju nemoguće pohraniti, mora se izgraditi tržište za kapacitetkao zamjena za pohranu energije. Sličan problem postoji u infrastrukturi prijenosakako za električnu energiju tako i za plin gdje ograničenja u svezi pristupa ikapaciteta prijenosa mogu ugroziti tempo i uspješnost tržišne reforme;

• Presudnu ulogu imaju nove međusobne veze i prijenos (i za električnu energiju i zaplin). Neophodno je da se brzo donesu učinkovite odluke o izvedbi tržišta irazdvajanju djelatnosti kako bi se potaknula izgradnja novih proizvodnih i prijenosnihkapaciteta u svim dijelovima svijeta. Potrebno je prepoznati i pokriti troškove novihkapaciteta kako za proizvodnju tako i za prijenos a u svrhu postizanja većeg stupnjapouzdanosti. Kako postoje dokazi da regulirani financijski dobitak na infrastrukturiprijenosa predstavlja neodgovarajuću inicijativu za novu izgradnju, regulatori morajuuvesti prihvatljivije oblike ulaganja kako bi se potaknuli novi kapaciteti.Transparentnost troškova i uklanjanje proizvodnih subvencija jesu važni, ali dobrociljane potrošačke subvencije mogu biti opravdane, na privremenoj osnovi, upristupu pitanjima dostupnosti i financijske prihvatljivosti vezano uz tržišnu reformu;

• Energetske opcije treba držati otvorenima kada su u pitanju sigurnost i pouzdanost:Kriminalne ili neke druge prijetnje energetskoj infrastrukturi zahtijevaju dugoročnoupravljanje rizikom i planiranje nepredviđenih okolnosti, no uloga je vlada dasurađuju u borbi protiv ovakvih prijetnji. Najbolji način za poboljšanje pouzdanostienergetskih usluga je energetska raznolikost i regionalno trgovanje energetskimuslugama;

• Tehnologija i uloga vlada u temeljnom istraživanju, izgradnji kapaciteta i zaštitiintelektualnih prava vlasništva: Kratkoročno ili srednjeročno gledano, ne postojeznačajne nove tehnologije koje bi promijenile važnu ulogu krutih goriva u ukupnojponudi primarne energije. Međutim, nove tehnologije za elektrane, rukovođenjepostrojenjima, korištenje u kućanstvima, i poljoprivrednim područjima pomoći će upostizanju stalnog procesa poboljšanja učinkovitosti; ukoliko se ove tehnologijeubrzo raspodijele, pomoći će i u bavljenju ekološkim pitanjima na globalnoj osnovi.

20

Upravo će otvaranje tržišta, njihova regionalna integracija i svjetska trgovina ubrzatiraspodjelu tehnologija, naročito u zemljama u razvoju, u postizanju ciljevakomercijalnog pristupa energiji, kvaliteti i trajnosti opskrbe energijom, te ekološkeprihvatljivosti u proizvodnji, distribuciji i korištenju energije;

• Lokalni, regionalni i globalni ekološki ciljevi: Ubrzana raspodjela tehnologije i mjeretržišne reforme pomažu pri smanjenju lokalnog i regionalnog zagađenja uslijedproizvodnje, distribucije i korištenja energetskih usluga. Održavanje energetskihopcija otvorenim, tako da nuklearna energija, hidroenergija i ostali obnovljivi izvorizadrže ili povećaju svoj udio u svjetskoj energetskoj ponudi najbolji je način pristupaglobalnim ekološkim ciljevima u kratkom ili srednjem roku. Globalno ograničavanjeemisije stakleničkih plinova trebale bi provoditi vlade, u suradnji s industrijom, takoda se mogu uvesti jasne odredbe za upravljanje emisijama i mehanizmi čistograzvoja što prije je moguće, a bez da se poremeti nacionalna ekonomija ili isključineka energetska opcija. Mehanizmi čistog razvoja trebaju biti dio energetskogplaniranja tako da se mogu povećati ulaganja u nove energetske projekte uzemljama u razvoju koji povezuju komercijalni pristup energiji sa smanjenjememisija. Važno je prihvatiti da je učinkovito smanjenje globalnog zatopljenjaodgovornost svih građana kao i energetskih kompanija i vlada;Etički problemi i promicanje ljudskog dostojanstva: Najbolji način da se pristupikorupciji i drugim etičkim pitanjima, u cijelom svijetu, je promocija transparentnosti idjelovanje zakona putem tržišne reforme i odgovarajuće regulacije. Energetskekompanije vode računa o društvenoj odgovornosti jer, sve više i više, njihovidioničari, zaposlenici i kupci o tome vode računa. Znanost i tehnologija ne mogu biti"iznad etičnosti". Upravo reforma energetskog tržišta i regionalna integracija nudenajučinkovitiji put ka tehnološkoj rasprostranjenosti u smanjenju ljudske patnje.

Neki zaključci i preporuke

Važno je imati na umu da je čovječanstvo bilo suočeno s brojnim izazovima kroz stoljeća,ali svaki put je pronašlo novo rješenje. Holistički, razumljiv pristup energiji, koji uključujenjene društvene i kulturne dimenzije, potreban je na primjer u povezivanju ljudskihpotreba i pristupa sigurnoj i odgovarajućoj opskrbi vodom.

Industrija treba smanjiti troškove i povećati učinkovitost uz uvažavanje okoliša. Vlademogu pomoći industriji podupirući privatna ulaganja u istraživanja i razvoj uz podrškutemeljnom istraživanju i prikazu novih tehnologija, osiguravajući odgovarajuću zaštitu zaintelektualno vlasništvo, povećavajući suradnju na svjetskoj razini i regionalnu tržišnuintegraciju i jačajući konkurenciju i trgovinu.

Privredni rast, društveni napredak i zaštita okoliša tri su međusobno povezana stupaodrživog razvoja. Važno je čovječanstvo staviti u centar tržišne reforme, raspodjeleregulacije i tehnologije. Energetske kompanije napredovale su u ovim područjima, ali jošje puno toga potrebno da bi se suočilo sa siromaštvom, vještinama i radnim uvjetima, tezagađenjem. Neophodno je potrebno da energetske kompanije i vlade nastave djelovatizajedno na realnim tržišno orijentiranim rješenjima posebnih problema.

21

Vlade imaju legitimnu i bitnu ulogu u energetskoj politici i oblikovanju regulacije, naročitozbog toga što tržišna reforma vodi do regionalnih ili čak globalnih energetskih rješenja.Važno je da vlade zadrže težište svoje politike na tržišnoj reformi čak i usprkos privrednihpoteškoća. Obrazovani pojedinci, transparentnost i zakonitost temeljna su pitanja nakojima vladina politika mora biti jasno zasnovana i pravilno usmjerena. U kontekstuodrživog razvoja, treba obnavljati obveze u smislu financiranja odgovarajućeg osnovnogenergetskog istraživanja, kao i razvoj i demonstraciju naprednih tehnologija (na primjer,izdvajanje ugljika, obnovljiva energija, i potencijal za vodik). To je potrebno učiniti ukontekstu međunarodnog plana s ciljem pouzdanih, financijski pristupačnih i održivihenergetskih usluga za sve ljude na svijetu s ovim posebnim ciljevima:

• omogućiti komercijalne energetske usluge onoj jednoj trećini svjetskepopulacije koja sada nema pristupa, te uključiti razvijene zemlje u planiranjeovog programa razvoja i istraživanja;

• zaštititi lokalni, regionalni i globalni okoliš;« dugoročno fokusirati pitanja u svezi s inercijom energetske infrastrukture i

djelovanjem konkurencije na obzoru industrije; i• uvesti raznolikosti u portfelj provjerenih tehnologija koje predstavljaju jedinu

pravu zaštitu pred budućim neizvjesnostima.

Regulatori su ključni za dobro funkcioniranje energetskih tržišta na lokalnoj, regionalnoj iglobalnoj razini, lako je kongres iznova potvrdio izvanrednu ulogu tržišnih mehanizama upostizanju učinkovite raspodjele energetskih resursa, sami tržišni mehanizmi nisu uvijekdovoljni i zahtijevaju odgovarajuću regulaciju, na primjer u pristupu kapacitetu prijenosa,financijskoj prihvatljivosti i ekološkim pitanjima. Na regionalnoj razini postoji potreba daenergetska infrastruktura poveže tržišta električne energije i prirodnog plina na osnovuusklađene regulacije, koja obrađuje pitanja izbora kupaca, ravnopravne konkurencije,prijenosa i trgovine, kao i ulaganja u nove kapacitete. Jednom kada vlade ustanove jasnuenergetsku politiku, rastuća neovisnost regulatora u odnosu na uplitanje vlade iliindustrije postat će temeljna i prihvaćena.

Energetsko poslovanje, čak i s kratkoročnim pritiscima u svezi izvedbe, mora biti uskladu s dugoročnim i globalnim rješenjima. Međunarodni karakter energetskih uslugatreba se nastaviti, i bit će nastavljen. Ako cijene energije budu odražavale sve stvarnetroškove isporuke, distribucije i korištenja energije, pospješit će se privatna inicijativa uistraživanju i razvoju. Pristup potpunog ciklusa pogonskog goriva dozvoljava da se uzmuu obzir vanjski troškovi, kao na primjer troškovi vezani uz okoliš.

WEC je u jedinstvenom položaju da zasije sjeme zajedničkog rada na globalnoj,višeenergetskoj osnovi. WEC-ov zadatak je:

• osuvremeniti i nanovo ocijeniti budući rad u svezi s pokretačkim silama naenergetskoj sceni;

• u daljnjem radu na tržišnoj reformi, zauzeti položaj koji zastupaodgovarajuće oblikovanje tržišta uključujući trgovinu, ne samo u KWh, nego iu kapacitetu, s time da prodavatelji moraju osigurati potrebni kapacitet uzadanim granicama i u sprezi cijena na malo i veliko. Ovaj bi rad trebaopotaknuti mehanizam koji bi uskladio infrastrukturu prijenosa električneenergije i plina kada je to potrebno;

22

• provesti daljnju analizu krajnjih tehnologija, raspodjele proizvodnje iizdvajanja ugljika;

• razmotriti utjecaj propisa o trgovanju emisijom, CDM i drugim aspektimaglobalnog ekološkog rukovođenja u kontekstu VVEC-ovog Pilot programa osmanjenju emisije stakleničkih plinova i ciljeva održivog razvitka;

• odrediti, prikupiti i objaviti ključne podatke o privrednim, ekološkim idruštvenim aspektima fosilnih goriva, nuklearne energije i obnovljivih izvorakoji omogućuju realne usporedbe;

• poticati širu i dublju praksu poboljšanja učinkovitosti u proizvodnji, distribucijii korištenju energije, s posebnim naglaskom na čistijim tehnologijama i bržojraspodjeli tehnologije zemljama u razvoju;

• poboljšati regionalna nastojanja u zemljama u razvoju s ciljem ubrzanjatržišne reforme i odgovarajuće regulacije da bi se privukao odgovarajućiulagački kapital (uključujući CDM) i da bi se pristupilo ciljevima financijskedostupnosti, raspoloživosti, i prihvatljivosti energije; i

• osnovati dalekosežni program o etičkoj dimenziji energetskog poslovanja naosnovu posebnih studija, koje pokrivaju aspekte ponašanja, društvene iekološke aspekte.

Obrazovanje o ulozi energije u održivom razvoju, izgradnji kapaciteta u zemljama urazvoju, i bolja komunikacija u javnosti važni su čimbenici ovog rada. Ako vlade,regulatori, energetske kompanije i potrošači djeluju zajednički, energetski razvoj možeslužiti svim ljudima ovog svijeta i postati pravi katalizator mira.

23

Referati / Papers

Roman Nota, dipl.ing. HR0200002Ministarstvo gospodarstvaZagreb, Hrvatska

REFORMA HRVATSKOG ENERGETSKOG SEKTORA DOSADAŠNJIREZULTATI

Sažetak

Energetski sektor posljednjih desetak godina zahvaćaju promjene koje obuhvaćajuključne tržišne, gospodarske, zakonodavne i institucionalne aspekte poslovanja sektora.

Budući da je opći cilj Republike Hrvatske integracija u Europsku uniju, reformaenergetskog sektora mora se provoditi u skladu s aktualnim procesima razvitka tržišta uEuropskoj uniji na način da se zadovolje svi zahtjevi sigurnosti u najširem smislu riječi.

Sukladno navedenome na sjednici Hrvatskog sabora održanoj u srpnju 2001. godine,donesen je paket zakona ("Narodne novine" 68/01):

1. Zakon o energiji2. Zakon o regulaciji energetskih djelatnosti3. Zakon o tržištu električne energije4. Zakon o tržištu plina5. Zakon o tržištu nafte i naftnih derivata

koji predstavljaju početak reforme energetskog sektora (web www.minqo.hr).

UVOD

Energetski sektor posljednjih desetak godina zahvaćaju promjene koje obuhvaćajuključne tržišne, gospodarske, zakonodavne i institucionalne aspekte poslovanja sektora.

Moguća rješenja reforme energetskog sektora rezultat su sažimanja konačnih strateških,političkih, gospodarskih i energetskih ciljeva razvitka Republike Hrvatske.

Budući da je opći cilj integracija u Europsku uniju, reforma energetskog sektora mora seprovoditi u skladu s aktualnim procesima razvitka tržišta u Europskoj uniji na način da sezadovolje svi zahtjevi sigurnosti u najširem smislu riječi.

Republika Hrvatska je ratificirala Ugovor o Energetskoj povelji1 čija je svrha utemeljenjepravnog okvira za unaprjeđenje dugoročne suradnje na području energetike, zasnovanena dopunjavanju i uzajamnoj koristi. Energetska povelja uređuje sljedeća pitanja: trgovinaenergetskim materijalima i proizvodima, tržišno natjecanje, tranzit (prolazak) energetskihmaterijala i proizvoda temeljem otvorenog i objektivnog pristupa, prijenos energetsketehnologije, pristup tržištu kapitala, promicanje i zaštita investicija, suverenitet nad

1(NN-MU 15/97)

27

energetskim dobrima, zaštita okoliša, razvidnost zakona i podzakonskih provedbenihpropisa te rješavanje sporova.

Republika Hrvatska je također ratificirala Protokol energetske povelje o energetskojučinkovitosti i pripadajućim problemima okoliša2 koji promovira energetsku učinkovitost idosljedno smanjivanje negativnih utjecaja energetskih sustava na okoliš, te potičesuradnju na području energetske učinkovitosti.

Krovni sporazum o institucijskom okviru za uspostavu međudržavnih sustava za transportnafte i plina3 regulira obvezu država potpisnica da surađuju u uspostavi međudržavnihsustava za transport nafte i plina putem sanacije postojećeg sustava ili izgradnje,održavanja i pogona novog međudržavnog sustava transporta.

Radi budućeg usklađivanja postojećeg zakonodavnog i institucionalnog okvira s onim uEuropskoj uniji, temeljne odrednice Direktiva EU o liberalizaciji tržišta električne energije(96/92/EC) te tržišta plina (98/30/EC) ugrađene su u paket zakona kojima se uređujeenergetski sektor.

Na sjednici Hrvatskog sabora, održanoj u srpnju 2001. godine, donesen je paket zakona("Narodne novine" 68/01):

1. Zakon o energiji2. Zakon o regulaciji energetskih djelatnosti3. Zakon o tržištu električne energije4. Zakon o tržištu plina5. Zakon o tržištu nafte i naftnih derivata

Riječ je o "reformskim zakonima" koji nužno uvjetuju promjene u odnosu na nekapostojeća razmišljanja i stavove. Dakako, reforma zahtjeva promjene - dio tih promjena jeveć zahvaljujući aktivnostima Vlade u tijeku, poput restrukturiranja u INI i HEP-u. Vezanouz pitanja zakonodavne reforme i njene usklađenosti s regulativom Europske unije,potrebno je naglasiti da je Vlada Republike Hrvatske angažirala i strane savjetnike. Njihovje rad u tijeku, a dosadašnja saznanja pokazuju da je bio u funkciji donošenja rješenja uenergetskim zakonima.

Na taj način poštivalo se i obveze koje je Vlada preuzela u odnosu na Stand-byaranžman MMF-om, odnosno glede EFSAL-a sa Svjetskom bankom.

Reforma energetskog sektora i zakonska regulativa, pa i regulacija energetskihdjelatnosti, imaju posebnu težinu i preduvjeti su za privatizaciju INE i HEP-a. Posebnizakoni po kojima će biti privatizirani INA i HEP najavljeni su za jesen 2001. godine, azavršetak privatizacije predviđa se do kraja 2003. S obzirom na značaj ovih tvrtki zahrvatsko gospodarstvo, izuzetno je važno u taj proces ući pripremljeno. Stoga svisudionici u ovom paketu energetskih zakona moraju pažljivo i vremenski odmjereno vućisvoje poteze. Otvoren pristup i načelo otvorenog tržišta (ono što se zove liberalizacija) zaHrvatsku su uvjet ravnopravnog članstva u međunarodnoj zajednici. Liberalizacija tržištaobvezuje i na otvorenost za investicije. Liberalizacijom energetskog tržišta se našim

2 (NN-MU 7/98)3(NN-MU 14/00)

28

dvjema najjačim energetskim tvrtkama otvara mogućnost da budu pravi tržišni subjekti, aupravama da budu pravi manageri, umjesto upravitelji u ime države. Pred njima su velikiizazovi.

REFORMA HRVATSKOG ENERGETSKOG SEKTORA

Reforma hrvatskog energetskog sektora, svoje polazište ima u Direktivama za električnuenergiju (96/92 EC) i plin (98/30 EC), koje će postati obvezujuće za Hrvatsku njezinimčlanstvom u Uniji. Model otvorenog energetskog tržišta predviđa sljedeće:

• Proizvodnja električne energije: postupak autorizacije koji mora biti potpunotransparentan; natječajni postupak za tarifne kupce, s time da se uvodi i povlašteniproizvođač;

• Pristup mreži/sustavu: u elektroenergetskom sektoru, osnivanje Trgovačkogdruštva (do 1. siječnja 2002.) koje će obavljati poslove vođenja elektroenergetskogsustava i organiziranja tržišta: operator sustava i operator tržišta (ISMO), koji će bitineovisan o proizvodnji i opskrbi električnom energijom; u plinskom sektoru,osnovano je Trgovačko društvo Plinacro za transport plina;

• Obvezna uspostava neovisnog regulatora;• Razdvajanje djelatnosti i transparentnost računa: operator sustava i operator

tržišta kao i Plinacro, omogućavaju pristup sustavu, energetskom subjektu kojiudovoljava tehničkim uvjetima pristupa;

• Otvaranje tržišta: Zakonom4 status povlaštenog kupca stječu svi kupci s godišnjompotrošnjom iznad 40 GVVh, odnosno kupci koji plin kupuju za proizvodnju električne itoplinske energije neovisno o iznosu godišnje potrošnje, te za vlastite potrebe, akotroše više od 100 milijuna m3 plina godišnje.

Hrvatska se opredijelila za model otvorenog energetskog tržišta što predstavlja konačnicilj prema kojem će se energetsko tržište razvijati u budućnosti. Stoga osim na prethodnapitanja, izgradnja modela otvorenog tržišta putem paketa usvojenih energetskih zakona5

treba odgovoriti i na sljedeća pitanja:

• sigurnost sustava,• daljnji razvitak sustava,• pitanje javne usluge,• ograničenja uslijed veličine tržišta,• odnosi s kupcima.

S obzirom da se u zajedničko energetsko tržište Europske unije svaka zemlja Unijeuključuje sa svojih pozicija, može se reći da nema jedinstvenih rješenja. Zajedničko je dase uspostavlja tržište i da se ono prema Direktivama otvara određenom dinamikom, kakona strani proizvodnje i veleprodaje, tako i na strani potrošnje. Time se uspostavljaju dvavažna načela: u granicama mogućeg otvara se pristup korištenju energetskeinfrastrukture, a tržišta se otvaraju svima po jednakim, nediskriminirajućim pravilima.

4 Zakon o tržištu električne energije, čl.23, st.3; NN 68/01; Zakon o tržištu plina, 51.12, st.1; NN68/015 NN 68/01

29

Zakon o energiji

Ovim se, na neki način krovnim zakonom, utvrđuju osnovna načela energetske politike,propisuju uvjeti za obavljanje energetske djelatnosti te donose pravila koja se odnose naposlovanje i regulaciju energetskog sektora, planiranje energetskog razvitka, izgradnju,pogon, održavanje i nadzor energetskih postrojenja, uzimajući pritom u obzir energetskuučinkovitost, korištenje obnovljivih izvora te zaštitu okoliša.

Ovim Zakonom započinje proces reforme i restrukturiranja energetskog sektora krozuspostavu energetskog tržišta na načelima nepristranosti i razvidnosti (transparentnosti)te započinje provedba učinkovitog nadzora opskrbe energijom, uvažavajući sigurnostopskrbe kupaca.

Zakonom se određuju obveze pojedinih sudionika u svezi s energetskim tržištem. Takosu primjerice obveze Vlade:

• predlaganje Strategije energetskog razvitka,• program provedbe Strategije energetskog razvitka,• dugoročni program i plan po pojedinim energetskim područjima (obnovljivi izvori,

energetska efikasnost, električna energija, prirodni plin, nafta i naftni derivati ).Planiranje je potrebno kako bi se spriječio "slučaj Kalifomija" (gdje su cijeneelektrične energije za krajnje korisnike padale da bi sad drastično porasle uslijednedovoljnog i nepravilnog razvitka energetskog tržišta i njegove neusklađenosti sporastom potrošnje).

Zakon također predviđa donošenje niza razvidnih i kvalitetnih propisa (pravila) kao što su:opći uvjeti opskrbe energijom, pravilnici o obnovljivim izvorima, tarifni sustavi, pravilnici oučinkovitom korištenju energije, o naljepnici energetske učinkovitosti, o pričuvamaenergije i mnogi drugi (popis se nalazi na kraju članka).

Predloženim zakonom definiraju se kao energetske djelatnosti:

• proizvodnja električne energije, prijenos, distribucija i opskrba električnomenergijom, te vođenje elektroenergetskog sustava, organiziranje tržištaelektričnom energijom;

• dobava, transport, distribucija i opskrba plinom;• transport i skladištenje nafte, proizvodnja, transport i skladištenje naftnih

derivata uključujući i ukapljeni naftni plin (UNP);• transport i skladištenje ukapljenog prirodnog plina (UPP);• trgovina na veliko i malo naftnim derivatima;• proizvodnja, distribucija i opskrba toplinskom energijom;« trgovanje, zastupanje i posredovanje na tržištu energije.

Nadalje, uvodi se dozvola za energetske djelatnosti kako bi se postiglo u potpunostiregulirano tržište, a da je to nužno pokazuje iskustvo stečeno tijekom desetak godinakoliko postoji tržište u elektroenergetici u Europi. Problemi koji postoje na tržištu prirodnimplinom također upućuju, poglavito na temelju iskustva u EU, na potrebu stvaranjareguliranog tržišta. Svakodnevno su vidljivi i problemi na tržištu nafte i naftnih derivata štotakođer ukazuje na potrebu da se i u tom segmentu energetike uvede neki oblikregulacije.

30

Na temelju zakona energetska dozvola nije potrebna u nekim slučajevima i to:

• za proizvodnju električne energije za vlastite potrebe, te u proizvodnim objektimasnage manje od 5 MW,

- za trgovinu na malo naftnim derivatima.

Ove su djelatnosti pokrivene drugim zakonima i otvorit će mogućnost za privatnopoduzetništvo, odnosno izuzimanjem od sustava dozvola želi se u navedenimslučajevima poticati korištenje malih izvora energije.

Predloženim zakonom uspostavljaju se tržišta električne energije, plina, toplinskeenergije, te nafte i naftnih derivata. Posebni zakoni reguliraju svako od tih tržištadetaljnije.

Zakonom se propisuje obveza javne usluge energetskom subjektu koji obavlja djelatnost:proizvodnja električne energije za tarifne kupce, prijenos električne energije, distribucijaelektrične energije, organiziranje tržišta električne energije, opskrba električnomenergijom tarifnih kupaca, vođenje elektroenergetskog sustava, transport plina tedistribucija toplinske energije

Obveza javne usluge je naglašena kao dužnost djelovanja u općem, javnom ilizajedničkom interesu, za razliku od isključivo vlastitog interesa energetskih subjekata.Takve se obveze s pravom nameću monopolističkim poduzećima koja pružaju važnuuslugu kao što je ona u sektoru energetike. Primjerice, EU Direktiva 96/92/EC u skladu sRimskim sporazumom, navodi da se takve obveze mogu nametnuti pravnim osobama"kojima je povjereno obavljanje usluga od općeg gospodarskog interesa". Povlastica dase djelatnost obavlja kao monopol u važnom sektoru obično je popraćena dužnošćusluženja općem dobru.

Na kraju potrebno je još naglasiti da cijene energije načelno mogu biti ili slobodne iliregulirane s odgovarajućim tarifnim pravilnikom o čemu govore odgovarajući zakonivezani uz pojedine energetske djelatnosti.

REFORMA ELEKTROENERGETSKOG SEKTORA

Danas je hrvatski elektroenergetski sektor u nadležnosti jedne tvrtke - Hrvatskeelektroprivrede d.d. (dalje u tekstu HEP), u stopostotnom vlasništvu hrvatske države, aobjedinjuje djelatnosti proizvodnje, prijenosa i upravljanja prijenosom te distribucije iopskrbe električne energije. Unutarnja organizacija HEP-a se temelji na proračunskim itroškovnim centrima.

Od 1. siječnja 2001. godine u HEP-u je uveden sustav internih cijena čija je zadaćaomogućiti da svaka djelatnost (ali i poslovne jedinice unutar njih) ima svoj račun dobiti igubitka, čime se mjeri njihova poslovna uspješnost. Svrha je postići transparentneodnose između pojedinih djelatnosti, ali isto tako između pojedinih dijelova unutar istedjelatnosti. Time se uspostavljaju unutarnji tržišni odnosi koji će potvrditi razlike uekonomičnosti poslovanja unutar poslovnog sustava HEP-a.

31

Tržište električne energije

Zakonom6 je regulirano da se tržište električne energije normira prema modelu "Neovisnioperator elektroenergetskog sustava i operator tržišta". HEP se, ovim modelomrestrukturiranja i otvaranja tržišta definira kao zatečeni elektroprivredni subjekt udanašnjem opsegu poslovanja, a pravila sudjelovanja na tržištu se, prema usvojenimzakonima7, odnose na povećanje opsega poslovanja HEP-a i novih elektroprivrednihkapaciteta. Takav pristup osigurava:

• usklađenost s Direktivom EU,• opstanak HEP-a kao tvrtke (HEP-Grupa) s razdvojenim temeljnim djelatnostima

(tvrtke za proizvodnju, prijenos, distribuciju i opskrbu),• stvarno uvođenje otvorenog tržišta električne energije

Provođenjem restrukturiranja prema modelu "Operatora elektroenergetskog sustava ioperatora tržišta", HEP i dalje ostaje integrirana tvrtka, zadržavajući imovinu proizvodnje,prijenosa i distribucije. Uvodi se novi subjekt koji će obavljati djelatnost vođenjaelektroenergetskog sustava i organiziranja tržišta električne energije kao zasebna tvrtka ustopostotnom vlasništvu države. Poslovanje između HEP-a i Operatoraelektroenergetskog sustava i operatora tržišta realizirat će se putem ugovorniharanžmana.

Hrvatsko tržište električne energije je u europskim razmjerima relativno malo tržište. Topostavlja određena ograničenja koja se mogu rješavati dinamikom procesa tranzicije.Kvaliteta tržišta doći će u punu funkciju razvitkom tržišta električne energije u regiji. Iz tograzloga se predlaže da se pokrene formiranje regionalnog elektroenergetskog tržišta(pool), kako bi se već sada startala i ta važna komponenta budućeg tržišta električneenergije. Koraci tranzicije temeljem Zakona8 su:

1. korak: Osnivanje Trgovačkog društva9 koje će obavljati djelatnost vođenjaelektroenergetskog sustava i organiziranja tržišta električne energije. Rok 1. siječanj2002.; Prenošenje dionica, odnosno poslovnih udjela u tom Trgovačkom društvu naRepubliku Hrvatsku. Rok 12 mjeseci od dana osnivanja Trgovačkog društva;Usklađivanje Organizacije sadašnjeg HEP-a s odredbama Zakona o energiji10 iZakona o tržištu električne energije11 u povezana pravno samostalna društva (HEP-Grupa). Rok 1. srpanj 2002.

2. korak: Daljnje otvaranje tržišta prema standardima EU (Formiranje Regionalnogenergetskog tržišta - pool). Od 2003. pa nadalje, s postupnim povećanjem ukupnepotrošnje koja je na otvorenom tržištu, a prema potrebama partnera.

Zakon o tržištu električnom energijom

Zakon regulira sljedeće djelatnosti:

6 Zakon o tržištu električne energije, NN 68/017 Zakon o energiji, NN 68/01, Zakon o tržištu električne energije, NN 68/018 Zakon o tržištu električne energije, NN 68/019 Zakon o tržištu električne energije, čl.29, st.5; NN 68/0110 NN 68/0111 NN 68/01

32

• proizvodnja električne energije,• prijenos i vođenje elektroenergetskog sustava, distribuciju i opskrbu

električnom energijom,• organizaciju tržišta električnom energijom,• trgovanje, zastupanje i tržišno posredovanje na tržištu električne energije,• nadzor nad provedbom zakona.

Zakonom se definira i povlašteni proizvođač električne energije, koji proizvodi istodobnoelektričnu i toplinsku energiju, ili pak koristi otpad i obnovljive izvore energije zaproizvodnju električne energije na gospodarski primjeren način koji je usklađen sazaštitom okoliša.

Nadalje, uvode se novi energetski subjekti tipični za organizirano energetsko tržište:operator sustava i operator tržišta .

Operator sustava odgovoran je za:

• vođenje elektroenergetskog sustava;• osiguravanje pristupa mreži za treće osobe na reguliranoj osnovi;• suradnju s energetskim subjektom za prijenos i energetskim subjektom za

distribuciju u utvrđivanju i razgraničenju troškova nastalih prijenosomelektrične energije;

• osiguravanje usluga elektroenergetskog sustava;• usklađivanje odstupanja nabave i potreba za električnom energijom u

odnosu na ugovorene količine na organiziranom tržištu, te izdavanje potvrdeo izvodljivosti programa;

• davanje informacija o budućim potrebama za električnom energijom usuradnji s operatorom tržišta te ostalih informacija potrebnih Vijeću zaregulaciju;

• davanje potrebnih uputa za pravilan rad sustava za pro-tzvodnju i prijenos uskladu s kriterijima pouzdanosti i sigurnosti u skladu s mrežnim pravilima, teupravljanje tržištem dopunskih usluga koje su potrebne u tu svrhu;

• obavješćivanje proizvođača o stvarnom pogonu, te o potrebamaraspoloživosti proizvodnih kapaciteta za svako vremensko razdoblje.

Operator tržišta je odgovoran za:

• evidentiranje svih ugovornih obveza između subjekata na tržištu električneenergije;

• prikupljanje i izbor ponuda za zadovoljenje potreba za električnom energijomu određenom vremenskom razdoblju do zadovoljenja potražnje, po rastućemnizu cijena iz ponuda;

• izvještavanje subjekata na tržištu i operatora sustava o rezultatimausporedbe ponuda, te planiranje pristupa sustavu kao posljedice usporedbeponuda i cijene preostale ponuđene električne energije;

• prijam povratnih informacija od operatora sustava glede potrebnihusklađivanja zbog tehničkih mogućnosti i izuzetnih situacija u prijenosnoj ilidistribucijskoj mreži;

• utvrđivanje konačne cijene električne energije za svako određenovremensko razdoblje i obavješćivanje subjekata na tržištu o istom;

3 3

• uspostavu sustava obračuna prodaje električne energije po konačnoutvrđenoj cijeni;

• javno objavljivanje cijena za vremensko razdoblje koje odredi Vijeće zaregulaciju;

• vođenje evidencije povlaštenih kupaca.

Energetski subjekt za distribuciju električne energije:

• jamči pouzdanost rada distribucijske mreže i održava parametre kvaliteteelektrične energije;

• osigurava usklađeno djelovanje distribucijske mreže sa prijenosnom mrežomte priključenim mrežama i postrojenjima korisnika;

• daje informacije o budućim potrebama za električnom energijom operatorusustava i operatoru tržišta;

• osigurava pristup distribucijskoj mreži za treće osobe prema utvrđenimuvjetima.

Operator sustava jamči kontinuitet i pouzdanost sustava opskrbe električnom energijomte ispravnu koordinaciju sustava proizvodnje, prijenosa i distribucije

Povlašteni kupac, kao što je sukladno EU Direktivi 96/92 o tržištu električne energije,može slobodno izabrati dobavljača, a taj status mogu dobiti svi kupci s godišnjompotrošnjom iznad 40 GWh (gigavatsati) odnosno 40 milijuna kWh - takvih je potrošača uHrvatskoj u 2000. godini bilo 15 (kao npr. Dalmacijacement) s potrošnjom od oko 1,1milijardi kVVh što je manje od 10 posto tržišta u Hrvatskoj. Otvorenost tržišta danas u EUje između 27 posto (Austrija, Irska) do 100 posto (Velika Britanija, Finska, Njemačka,Švedska) s tendencijom bržeg otvaranja.

Zakonom se uvodi i određeni broj novih dokumenata među kojima treba posebnospomenuti mrežna pravila, kojima se uređuju pogon i način vođenja prijenosnih idistribucijskih mreža u elektroenergetskom sustavu kao jedan od važnih elemenata usustavu organiziranja tržišta električnom energijom i pravila djelovanja tržišta.

REFORMA HRVATSKOG PLINSKOG I NAFTNOG SEKTORA

INA-Grupa je skup društava kapitala objedinjenih jedinstvenim vođenjem od strane INE-Industrije nafte d.d. (vladajuće društvo) i čine koncern u smislu stavka 1. članka 476Zakona o trgovačkim društvima.

INA - industrija nafte d.d. (dalje u tekstu INA) je vertikalno integrirana tvrtka čije su glavnegospodarske djelatnosti grupirane po sljedećim segmentima aktivnosti: istraživanje iproizvodnja nafte i plina, prerada nafte i trgovina naftnim derivatima, te prirodni plin. INAje registrirana kao dioničko društvo12, a vlasnik svih dionica INE je Republika Hrvatska.

Po ukupnom gospodarskom, financijskom i stručnom potencijalu INA predstavlja gotovotrećinu hrvatskog gospodarstva. Širokim rasponom proizvodnih, preradbenih, trgovinskih iuslužnih djelatnosti u svim je bitnim porama hrvatskog gospodarstva. Uz to je i najvećihrvatski izvoznik.

12 Zakon o trgovačkim društvima, (NN 111/93,34/99,121/99)

34

Tržište plina

Sukladno okviru za reformu energetskog sektora koji je utvrdila Vlada Republike Hrvatskei Hrvatski sabor13, u drugoj polovici 2000. godine je provedeno restrukturiranje INE.Uprava INE d.d. osnovala je trgovačko društvo Plinacro d.o.o. za transport i trgovinuprirodnim plinom sa sjedištem u Zagrebu. Tako je djelatnost transporta plina, koja jeiznimno bitna i jedna od ključnih djelatnosti INE, prenesena na Plinacro kao njegovuosnovnu djelatnost. U tu je svrhu INA d.d. u novo društvo Plinacro d.o.o. kao imovinuunijela cjelovit magistralno - transportni sustav na području Republike Hrvatske. Društvoje stopostotnom u vlasništvu INE, a registrirano je 19. siječnja 2001. godine.

Postojeći plinovodni sustav u vlasništvu Plinacro-a, njegov kapacitet, režim rada ikonfiguracija određen je i razvijen u funkciji prihvata proizvodnje prirodnog plina sdomaćih plinskih polja, i iz uvoza, transporta prirodnog plina do potrošačkih mjesta, tetehnološkog upravljanja samim sustavom. Upravljanje i daljinski nadzor nad plinovodnimsustavom odvija se iz Dispečerskog centra za plin u Zagrebu. Dispečerski centarpredstavlja ključno mjesto gdje se uz podatke s objekata plinske mreže, koje šaljudaljinske stanice, prikuplja i mnoštvo drugih tehničkih i poslovnih informacija temeljemkojih se donose operativne odluke o transportu prirodnog plina i potiču konkretne akcije usustavu. Osim usluga transporta plina, Plinacro brine i o održavanju cjelokupnogplinovodnog sustava.

Osnivanjem Plinacro-a postavljaju se temelji za provedbu ciljeva Energetske povelje, čijaje potpisnica i Hrvatska. Stoga se upravo preko Plinacro-a postupno uvodi liberalizacijaplinskog energetskog tržišta. Potrošač će, temeljem paketa energetskih zakona, od 1.siječnja 2002. imati mogućnost izbora dobavljača plina, te slobodan pristup transportnomsustavu, koji mora biti dostupan i proizvođačima i dobavljačima i potrošačima, temeljemunaprijed utvrđenih i javno objavljenih pravila.

INA je rezervirala potrebne transportne kapacitete u Plinacro-u za iduće četiri godinekako bi osigurala transport vlastite proizvodnje prirodnog plina i uvoza do potrošača,sukladno ugovorenim obvezama.

Stupanjem na snagu paketa energetskih zakona14, kupci prirodnog plina moći će sklapatiugovore o transportu s Plinacro-om, dok će ugovore o kupnji prirodnog plina sklapati sINOM ili s drugim dobavljačima plina iz uvoza.

Tržište nafte i naftnih derivata

Danas je u Republici Hrvatskoj liberaliziran uvoz derivata nafte, prodaja i distribucija.Rafinerijska prerada nafte u Hrvatskoj je danas, uslijed visokih troškova proizvodnje iprodaje nedovoljno konkurentna. Udio domaće nafte na hrvatskom tržištu postupno će sesmanjivati.

13 Prijedlog reforme hrvatskog energetskog sektora, 14.7.2000.14 NN 68/01

3 5

Buduće tržište nafte i naftnih derivata će se, temeljem zakona, organizirati kao otvoreno ikonkurentno tržište prema europskim standardima. Zakonom15 se utvrđuju smjernice zaponašanje sudionika na tržištu, za osiguranje pouzdane i kvalitetne opskrbe naftom inaftnim derivatima, za zaštitu državnih interesa, kao i za zaštitu ljudi i okoliša.

Ovim paketom energetskih zakona uvode se tržišni odnosi i omogućuje postupnaliberalizacija energetskog tržišta. Njime se također definira transparentan odnosenergetskih subjekata i kupaca. Novom regulativom stvoren je zakonodavni okvir zarestrukturiranje, a zatim i privatizaciju dviju najznačajnijih tvrtki hrvatskog energetskogsektora: Hrvatske elektroprivrede (HEP-a) i Industrije nafte (INE).

Namjera zakonodavca bila je stvoriti pretpostavke za postupno otvaranje energetskogtržišta te poboljšanje kvalitete energetskih usluga utvrđujući mjere za sigurnu i pouzdanuopskrbu energijom i njeno učinkovito proizvodnju i korištenje, akte kojima se utvrđuje itemeljem koji se provodi energetska politika i planiranje energetskog razvitka, obavljanjeenergetskih djelatnosti na tržištu ili kao javna usluga te reguliranje i nadzor nad tržištemenergije.

Zakon o tržištu plina

Odredbe ovog Zakona uređuju sljedeće djelatnosti:

• dobavu plina,« transport plina,« distribuciju plina.

Za dobavu plina i ugovaranje uvoznih količina odgovoran je dobavljač plina.

Energetski subjekt koji obavlja djelatnost transporta plina jamči pouzdanu i kvalitetnudopremu plina od ulaza u plinski transportni sustav na području Republike Hrvatske doprimopredajnih mjerno redukcijskih stanica distributera plina, izravnih i povlaštenihkupaca.

Energetski subjekt koji obavlja djelatnost transporta plina će, u skladu s načelompregovaranog pristupa treće strane, omogućiti pristup plinskom transportnom sustavudobavljačima i/ili povlaštenim kupcima na nepristran i razvidan način. Takav je pristup nasnazi u većini zemalja EU.

Distributer plina je nadležan za sljedeće djelatnosti:

• razvoj, izgradnju, održavanje, upravljanje i nadzor distribucijskog sustava teprovedbu tehničkih i sigurnosnih propisa;

• usklađeno djelovanje distribucijskog sustava s transportnim sustavom te za pružanjeusluga distribucijskog sustava.

Zakonom se definiraju i povlašteni kupci:

15 Zakon o tržištu nafte i naftnih derivata, NN 68/01

36

• koji kupuju plin za proizvodnju električne energije neovisno o iznosu godišnjepotrošnje plina i u granicama količine plina namijenjene jedino takvojuporabi;

• kupci koji kupuju plin za istodobnu proizvodnju električne i toplinske energije(tzv. kogeneracija), također neovisno o iznosu godišnje potrošnje plina i ugranicama količine plina namijenjene takvoj uporabi;

• kupci koji kupuju plin samo za vlastite potrebe i čija je godišnja potrošnjaveća od 100 milijuna prostornih metara (m3) plina. Takvih je Hrvatskoj u2000. g. bilo svega nekoliko (npr. Petrokemija, HEP ) i njihovo učešće upotrošnji bilo je 57 posto. Otvorenost tržišta plinom u Europskoj uniji krećese od 20 posto u Francuskoj do 100 posto u Njemačkoj i Velikoj Britaniji.

Zakon o tržištu nafte i naftnih derivata

Sljedeći zakon iz paketa energetskih zakona je Zakon o tržištu nafte i naftnih derivata.Odredbe tog Zakona uređuju pravne odnose između pravnih i fizičkih osoba kojesudjeluju u obavljanju sljedećih energetskih djelatnosti:

• proizvodnja naftnih derivata,• transport nafte naftovodima i drugim oblicima transporta,• transport naftnih derivata produktovodima i drugim oblicima transporta,• trgovina na veliko naftnim derivatima,• trgovina na malo naftnim derivatima,• skladištenje nafte i naftnih derivata.

Jedan od važnijih sadržaja ovog zakona je primjerice činjenica da su energetski subjektiovlašteni za transport nafte naftovodom i transport naftnih derivata produktovodom dužniomogućiti pravnim ili fizičkim osobama, koje podnesu zahtjev za pristup transportnimkapacitetima, a poštuju tehničke uvjete pristupa i priključenja sukladno posebnimpropisima, pristup na nepristran i razvidan način prema načelu pregovaranog pristupatreće strane.

Pregovarani pristup treće strane temelji se na tarifi za transport nafte naftovodom itransport naftnih derivata produktovodom.

Energetski subjekti koji obavljaju transport nafte naftovodima i drugim oblicima transporta,te transport naftnih derivata produktovodima i drugim oblicima transporta, mogu svojeskladišne kapacitete dati na korištenje drugima pravnim i fizičkim osobama.

Potrebno je naglasiti i to da su trgovci na veliko i malo naftom i naftnim derivatimaobvezni držati određene zalihe na skladištu, što će biti detaljno opisano u pravilniku.

37

REGULACIJA HRVATSKOG ENERGETSKOG SEKTORA

Zakon o regulaciji energetskih djelatnosti

Posebice je za cjelokupnu reformu značajan Zakon o regulaciji energetskih djelatnosti.Ovim se zakonom uvodi Vijeće za reguliranje energetskih djelatnosti kao nositelj i jamacprincipa neovisnosti i transparentnosti cijena te kao čimbenik reguliranja odnosa napodručju energetike. Vijeće za regulaciju energetskih djelatnosti treba štititi potrošače, alii energetske tvrtke, te doprinositi stabilnim uvjetima poslovanja. Potreba uspostaveregulacije na području energetskih usluga u Hrvatskoj, a posebice na područjuelektroenergetskog i plinskog sustava, leži u prvom redu u potrebi za povećanjemučinkovitosti poslovanja cjelokupnog sustava, a što će se postići uvođenjem i poticanjemtržišnog natjecanja. Važan čimbenik je i povećanje razvidnosti u pojedinim područjima, testvaranje mogućnosti za osiguravanje novih izvora financiranja. Nadalje, uspostavaVijeća poticati će investitore da se uključe u obavljanje gospodarskih djelatnosti koje ćeim omogućiti naplatu njihovih usluga po sustavu cijena koji odražava stvarne troškovefunkcioniranja sustava ili pružanja energetskih usluga i koji je unaprijed razvidan izajamčen. Da bi takav model mogao funkcionirati nužno je uvođenje sustava regulacijekoji će voditi brigu o zaštiti kupaca, ali i o interesima poduzetnika.

Treba još jednom naglasiti: Stvaranje neovisnog regulatora sa stvarnim ovlastima važnoje ne samo za investitore i potrošače, već i zbog usklađivanja s europskim direktivama.Takvi regulatori postoje u svim zemljama EU osim Austrije (planira ga imati od 2002.) iNjemačke gdje sporove zasada rješava Antikartelski ured ali se priprema novi zakon dokraja ove godine. Gotovo u svim tranzicijskim zemljama regulatori su već osnovani.

Nadzor nad primjenom tarifnih sustava je u nadležnosti Vijeća za regulaciju energetskihdjelatnosti, koje se osniva Zakonom o regulaciji energetskih djelatnosti kao stalnaneovisna pravna osoba sa sjedištem u Zagrebu. Vijeće za regulaciju energetskihdjelatnosti izdaje dozvole za obavljanje energetskih djelatnosti, obavlja posloveosiguravanja preglednog i nepristranog obavljanja energetskih djelatnosti koje seobavljaju kao javne usluge te ostale regulatorske poslove utvrđene odredbamaspomenutog zakona kao i odredbama ostalih zakona iz energetskog paketa.

Vijeće za regulaciju energetskih djelatnosti ima pet članova, koje imenuje i razrješavaHrvatski sabor. Jedan član vijeća svoju dužnost obavlja profesionalno odnosnozaposlenik je Vijeća za regulaciju energetskih djelatnosti, dok ostali članovi primaju zasvoj rad mjesečnu naknadu.

Vijeće za regulaciju energetskih djelatnosti u obavljanju poslova javnih ovlasti donosiupravne akte koji su konačni i protiv kojih se može pokrenuti upravni spor.

Zakonom se utvrđuje da stručne poslove u Vijeću za regulaciju energetskih djelatnostiobavlja neprofitna pravna osoba koju će odrediti Vlada Republike Hrvatske.

Sredstva za početak rada Vijeća za regulaciju energetskih djelatnosti osiguravat će se izdržavnog proračuna, a dok će se daljnja sredstva za rad osiguravati iz naknade u cijenienergije čiju će visinu odrediti Vlada Republike Hrvatske.

38

PODZAKONSKI PROPISI

Temeljem energetskih zakona, Vlada Republike Hrvatske i ministar nadležan za pitanjaenergetike ovlašteni su donijeti cijeli niz provedbenih zakonskih propisa kojima sepodrobnije razrađuju odredbe zakona te izraditi i objaviti temeljne planske dokumente,kojima će se polazeći od gospodarskog razvitka i energetskih potreba utvrditi smjerniceenergetske politike i planirati razvitak energetskog sektora. Njihovim donošenjem iprimjenom realizirati će se uvjeti za odvijanje slobodnog tržišnog natjecanja uz sigurnu,kvalitetnu i pouzdanu opskrbu energijom.

Rok za njihovo donošenje je relativno kratak, te se stoga na njima intenzivno radi nanačin da se i surađuje s većim brojem stranih i domaćih savjetnika za pojedina područja.Ovdje treba naglasiti suradnju sa savjetnicima za restrukturiranje HEP-a i INE, USAID-om, GTZ-om i drugima, kojima zahvaljujemo i ovom prilikom.

DokumentStrategija energetskog razvitka RHProgram provedbe StrategijeEnergetska bilancaPravilnik o energetskoj bilanciNacionalni energetski programProgrami za učinkovito korištenje energijePravilnik o učinkovitom korištenju energijePravila o naljepnici o energetskojučinkovitosti proizvodaPravilnik o obnovljivim izvorima energijeUvjeti za izdavanje i oduzimanje dozvole zaobavljanje energetske djelatnostiRazdoblje obavljanja energetske djelatnostiPravilnik o operativnim zalihama

Naslijeđeni troškoviTarifni sustaviOpći uvjeti opskrbe energijomTehnički propisiPravilnik o troškovima priključka novihenergetskih subjekata i kupaca na električnumrežuNaknada za korištenje prostoraUvjeti za stjecanje statusa povlaštenogproizvođačaMrežna pravila za pogon i vođenjeprijenosne i distribucijske mrežeMinimalni udio obnovljivih izvora energijePravila djelovanja tržišta električnomenergijomRazina potrošnje električne energijepotrebna za stjecanje statusa povlaštenogkupcaOpcija: popust na cijenu električne energije

Zakonska osnova za Dokumentčl. 5/3 Zakona o energijičl. 6/1 Zakona o energijičl. 9/1 Zakona o energijičl. 9/4 Zakona o energijičl. 10/1 Zakona o energijičl. 12/1 Zakona o energijičl. 12/6 Zakona o energijičl. 13/2 Zakona o energiji

čl. 14/2 Zakona o energijičl. 17/2 Zakona o energiji

čl. 17/3 Zakona o energijičl. 22/2 Zakona o energiji +9/3 Zakona otržištu naftečl. 24 Zakona o energijičl. 28 Zakona o energijičl. 29/1 Zakona o energijičl. 31. Zakona o energijičl. 5/2 Zakona o tržištu električne energije

čl. 7/4 Zakona o tržištu električne energiječl. 8/2 Zakona o tržištu električne energije

čl. 16/3 Zakona o tržištu električne energije

čl. 17/4 Zakona o tržištu električne energiječl. 22/4 Zakona o tržištu električne energije

čl. 23/4 Zakona o tržištu električne energije

čl. 24/3 Zakona o tržištu električne energije

3 9

DokumentRestrukturiranje HEP-a: povezana pravnosamostalna društva (HEP-Grupa): 6 mjeseciod primjene zakona: 1.6.2002.Restrukturiranje HEP-a: osnivanjetrgovačkog društva za vođenje sustava iorganiziranje tržišta el.en.: do 1.1.2002.Restrukturiranje HEP-a: prijenos dionica,odn. poslovnih udjela trgovačkog društva naRH: do 1.1.2003.Razvojni planovi plinskog transportnogsustavUvjeti za pristup plinskom transportnomsustavu(Mrežna pravila)Uvjeti za obavljanje distribucije plinaParametri za stejecanja položajapovlaštenog kupca plinaTarifa za transport nafte i naftnih derivataNačin utvrđivanja cijena naftnih derivataMjere kod kriznih stanjaPravilnik o operativnim zalihama

Statut vijeća

Visina naknade za rad vijeća

Godišnji financijski plan

Zakonska osnova za Dokumentčl. 29 st. 3 Zakona o tržištu električneenergije

čl. 29 st.5 Zakona o tržištu električne energije

čl. 29 st. 6 Zakona o tržištu električneenergije

čl. 7/1 Zakona o tržištu plina

čl. 8/3 Zakona o tržištu plina

čl. 10/2 Zakona o tržištu plinačl. 12/2 Zakona o tržištu plina

čl. 4. Zakona o tržištu nafte i naftnih derivatačl. 7. Zakona o tržištu nafte i naftnih derivatačl. 8/2 Zakona o tržištu naftečl. 22/2 ZoE +9/3 Zakona o tržištu nafte inaftnih derivatačl 3 st 1 Zakona o regulaciji energetskihdjelatnostičl.9 st 1 Zakona o regulaciji energetskihdjelatnostičl 9 st 4 Zakona o regulaciji energetskihdjelatnosti

ZAKLJUČAK

Predloženim paketom energetskih zakona uvode se tržišni odnosi i omogućuje postupnaliberalizacija tržišta. Time je započeo proces reforme energetskog sektora u RepubliciHrvatskoj.

Isto tako treba naglasiti da se ovim zakonima ne prejudicira ni konačni završetakrestrukturiranja naših energetskih kompanija, HEP-a i INE, niti odabir modela njihoveprivatizacije, a što je sastavnica naše reforme energetskog sektora.

40

Roman Nota, B.S.Eng.Ministry of EconomyZagreb, Croatia

CROATIAN ENERGY SECTOR REFORM - RESULTS ACHIEVED

Abstract

During the past ten years, the energy sector has passed through significant changesincluding fundamental market, economic, legislative and institutional aspects of sectoroperation.

As the main goal of the Republic of Croatia is the integration into the European Union, theenergy sector reform ought to be conducted in keeping with the present marketdevelopment processes of the EU in such a way as to fulfil all safety criteria.

In view of the above mentioned, the Croatian Parliament brought a number of laws duringits session in July 2001 ("Official Gazette" 68/01):

1. Energy Law2. Energy Activities Regulation Law3. Electricity Market Law4. Gas Market Law5. Oil and Oil Derivatives Market Law,

which present the commencement of the energy sector reform (www.minqo.hr).

INTRODUCTION

In the past ten or so years the energy sector has seen changes involving key market,economic, legal and institutional aspects of Sector's operations.

Possible solutions for energy sector reform are the result of concentrating of finalstrategic, political, economic and energy objectives of the Republic of Croatia.

Given the fact that the general goal is the integration in the European Union, energysector reform should be carried out in conformity to actual processes of EU marketdevelopment in a way that enables meeting all safety conditions in the broad sense of theterm.

Republic of Croatia has ratified the Agreement on Energy Chart16 aimed at creating thelegal framework for encouraging long term cooperation in the field of energy, based oninterchanging and mutual benefits. Energy Chart addresses the following issues: energymaterial and products trade, market competition, transit of energy materials and productson the basis of open access and non-discriminatory principle, energy technology transfer,

16( NN-MU 15/97)

41

access to capital market, investment promoting and protection, sovereignty over energygoods, environment protection, transparency of laws and by-laws and of conflictresolution.

Republic of Croatia has also ratified the Protocol of Energy Chart which deals with energyefficiency and the inherent environment related issues17, promotes energy efficiency andconsistent reduction of energy systems' negative impacts on environment, andencourages the cooperation in achieving energy efficiency.

An umbrella agreement on institutional framework for establishing inter-state systems foroil and gas transportation 18 regulates the obligation of signatory states to cooperate insetting up inter-state systems for oil and gas transportation through improvement of theexisting system or through constructing, maintenance and operation of a new inter-statetransportation system.

In order to better conform to the existing legislation and institutional framework in force inthe European Union, the basic terms of reference of Ell Directives on electricity marketliberalization (96/92/EC) and on gas market liberalization (98/30/EC) are integrated in theset of laws regulating the energy system.

At its session of July 2001 Croatian Parliament passed the following laws ("Narodnenovine" ["Official Gazette"] 68/01):

1. Energy Law2. Law on Energy Activity Regulation3. Law on Electricity Market4. Law on Gas Market5. Law on Oil and Oil Derivatives Market

They are all reform laws, which inevitably require changes in some of the existing viewsand ways of reasoning. Of course, reform requires changes - a part of those changes isalready underway, thanks to Government's activities, for example INA and HEPrestructuring. With regard to legislation reform and its conformity to EU regulations itshould be stressed that the Government of the Republic of Croatia hired foreignconsultants as well. Their activity is ongoing and notions so far show that it wasinstrumental in setting up some solutions in energy related laws.

That was the way to comply with obligations taken by the Government in relation to IMFStand-by arrangement, i.e., in relation to World Bank's EFSAL.

Energy sector reform and legal regulation, as well as the energy activities regulation havea special ponder and are a prerequisite for privatization of INA and HEP. Special lawsunder which INA and HEP will be privatized, are announced for autumn 2001 while thecompletion of privatization process is foreseen by end 2003. Given the weight of thesecompanies in the Croatian economy, it is extremely important to prepare this process verythoroughly. Therefore, all those to which the energy laws refer to have to make theirmoves wisely and with good timing. For Croatia, open access and open market principle

17 (NN-MU 7/98)18(NN-MU 14/00)

42

(which is another name for market liberalization) are a condition for becoming an equalmember of the international community. Market liberalization brings the obligation to beopen for investments. Energy market liberalization offers the chance to our two largestenergy companies to become genuine market subjects and to their managers to be truemanagers and not only state-delegated administrators. They face a great challenge.

CROATIAN ENERGY SECTOR REFORM

The starting point of the Croatian energy sector reform is found in Directive on Electricity(96/92 EC) and Directive on Gas (98/30 EC), which will be binding for Croatia once itbecomes a member of the Union. The open market model foresees the following:

• Electricity generation: authorization procedure which should be totally transparent;competition procedure for tariff customers, with introducing eligible buyer;

• Grid / system access: in power supply sector, establishment of an undertaking (by1 January 2002) which will perform the power sector operation and control andmarket organization: System Operator and Market Operator (ISMO), and which willbe independent from electricity generation and supply; in gas sector, Plincro, a gastransportation company, was founded. It is obligatory is to establish independentRegulator.

• Unbundled activities and accounting transparency: system operator and marketoperator as well as Plinacro, will enable energy subjects who meet technicalrequirements to have access to the system.

• Market opening: Under the Law19 eligible customer status can be acquired by allcustomers who consume over 40 GWh a year, i.e., customers who buy gas forpower and heat energy generation regardless of annual amounts, and for their ownneeds providing they use over 100 million m3of gas per year.

Croatia opted for the open energy market model, which is a final goal towards which theenergy market should evolve in the future. Therefore, in addition to issues alreadymentioned here, building of open access model through the set of adopted energy laws 20

should provide answers to the following issues:

• System safety• Further system development• Public service issue• Limits due to market size• Relations to customers.

Given the fact that each country joins the EU common energy market from its ownpositions, it can be said that there are no uniform solutions. The common element in thisregard is the fact that the market is being set up and that its opening, based on Union'sDirectives, is progressing in set dynamics, both in supply (generation and wholesale) anddemand side. This is the ground for two important principles: within the possiblelimitations open is the access to use of energy infrastructure, and markets are open toeverybody under fair and non-discriminatory rules.

19 Law on Electricity Market, Art 23 , pare.3; NN 6 8 / 0 1 ; La won gas M a r k e t , Ar t .12 ,para ,1 ; NN 68/0120 NN 68/01

43

Energy Law

This, in a way an umbrella law lays down basic principles of energy policy, stipulates theconditions for performing energy activities and sets up the rules concerning businessoperations and regulation of energy sector, energy development planning, construction,operation, maintenance and supervision of energy facilities, taking into considerationenergy efficiency and use of renewable sources and energy environment.

This law marks the onset of the process of reform and restructuring of energy sectorthrough setting up energy market based on principles of non-discrimination andtransparency. With this law begins the implementation of efficient control over energysupply, sensitive to customer safety energy supply.

The Law determines the obligations of individual energy market participants. So, forexample, the Government's obligations are the following:

• to propose energy development strategy,• energy development strategy implementation program,« long term program and plan by energy fields (renewable energy, energy efficiency,

electricity, natural gas, oil and oil derivatives). Planning is necessary in order toprevent "California situation" (where the electricity prices for end-users were fallingdown to end up, however, in a dramatic increase due to an inadequate andinappropriate energy market development and its incongruity with demand growth).

The Law also foresees brining of a series of transparent and quality regulations (rules)such as: general conditions of energy supply, codes on renewable sources, tariffsystems, codes on efficient energy use, energy efficiency labels, energy reserves andmany other regulations (the list can be found at the closing part of this paper).

The proposed law defines the following activities as energy activities:

- electricity generation, transmission, distribution and supply, operation ofpower supply sector, organization of electricity market

• gas procurement, transportation, distribution and supply,• oil transportation and storage, production, transportation and storage of oil

derivatives including oil liquefied petroleum gas (LPG),• LPG transportation and storage,• oil derivatives wholesale and retail sale,• heat energy generation, distribution, and supply,• trade representation and brokerage activity at energy market.

Also, introduced is energy license for energy activities with the aim to achieve fullyregulated market. The necessity of such objective is proved by the experience of the pastten years of the electricity market in Europe. Problems present at natural gas market alsoindicate, especially in the EU experience, the need to introduce some form of regulationin that segment of the energy system as well. Problems related to oil ma oil derivativesmarket are present on a daily basis which also points out to the need to introduce someform of regulation in to this market as well.

Yet, in some cases the Law does not require energy license, such as:

44

• Electricity generation for one's own use, and in the generations plants below 5 MW• Oil derivatives retail sale.

These activities are covered with other laws and will open the possibility for privatebusiness initiative, i.e., by exempting them from the license system the intentions is toencourage in above mentioned cases the exploitation of small energy sources. Theproposed Law sets the electricity markets, gas market, and oil and oil derivatives market.Each of these markets is more specifically regulated by particular laws.

The Law prescribes the public service obligations for energy subject performing theactivity of: electricity generation for tariff buyers, electricity distribution, electricity marketorganization, electricity supply to tariff buyers, power system operation and control, gastransportation and heat energy distribution.

Public service obligation is highlighted as a responsibility to perform an activity in general,public or common interest, differing from exclusive energy subject's own interest. Suchobligations are rightfully imposed to monopolistic entities which provide vital services,such as ones appertaining to energy sector. For example, EU Directive 96/92/EC, inaccordance with Rome Treaty, reads that such obligations can be imposed to legalentities "entrusted with public obligation performance of general economic interest".Privilege to perform an activity as a monopoly in an vital sector usually involves acommitment to serve public interest.

Finally, it is necessary to stress that in principle energy prices can be free or regulated byappropriate tariff code, which is stipulated by appropriate laws related to specific energyactivities.

POWER SECTOR REFORM

Today, Croatian power sector is a responsibility of one company - Hrvatskaelektroprivreda d.d. (hereafter: HEP), which is 100 percent-state-owned. It groupstogether the generation, transmission and transmission operations, distribution andsupply of electricity. HEP's internal structure is based on budget and cost centers.

As of 1 January 2001 HEP has introduced internal prices system the aim of which is toenable to each activity (including business units as their parts) to have their own profitand loss accounts, which measure their business efficiency. The aim is to achievetransparent relations between activities but also within an individual activity. This is theway to introduce internal market relations which will confirm differences in economicefficiency within the HEP business system.

Electricity Market

The Law21 stipulates that electricity market be standardized by Independent Power SectorOperator and Market Operator model. By this model of market restructuring and opening,

21 Law on Electricity Market, NN 68/01

45

HEP is defined as a formed power sector subject in the present business capacity. Therules of market activity, set by the adopted laws22, pertain to expansion of HEP's businesscapacity and new power sector capacities. Such approach ensures:

• Compliance with EU Directives• Survival of HEP as a company (HEP-Group) with unbundled core activities

(companies for generation, transmission, distribution, and supply)• Real introduction of electricity open market

By restructuring procedure based on Independent Power Supply Sector Operator andMarket Operator model, HEP will remain an integrated company, maintaining thegeneration, transmission and distribution assets. A new subject is introduced, which willperform the activity of power system operation and control and electricity marketorganization, as a separate 100 percent state-owned company. Business relationsbetween HEP and Power Sector Operator and Market Operator will be realized throughcontract arrangements.

In the European context, Croatian electricity market is relatively small. This fact imposescertain limitations which can be resolved through transitional process dynamics. Qualityof the market will become fully functional once the electricity market has been developedin the Region. Due to this reason it is proposed to initiate the setting up of regionalelectricity market (poof), as to enable the start of that essential component of the futureelectricity market. The steps in the transition process as foreseen in the Law23 are asfollows:

1. step: setting up the Company24 to perform the activity of power system operationand control and electricity market organization. Deadline: 1 January 2002; Transferof stocks i.e., business shares in that Company to the Republic of Croatia. Deadline:12 months starting from establishing the Company; Harmonizing the present HEPstructure with Energy Law provisions25 and with Law on Electricity Marketprovisions26 into connected legally independent companies (HEP-Group) Deadline: 1July 2002.

2. step: further market opening in accordance with EU standards (setting up Regionalenergy market - pool). As from 2003 onward with gradual increase of total demandpresent at the open market and following the partners' requirements.

Law on Electricity Market

This Law regulates the following activities:

• electricity generation,• transmission and power system operation and control, electricity distribution

and supply,• electricity market organization,• trade, representation and brokerage at electricity market,

22 Energy Law, NN 6 8 / 0 1 , Law on Electricity Market, NN 68/0123 Law on Electricity Market, NN 68/0124 Law on Electricity Market, Art .29, para.5; NN 68/0125 NN 68/0126 NN 68/01

46

• supervision over law implementation

The law defines eligible electricity generator, who generates combined heat and power,or uses waste and renewable energy sources for electricity generation in an economicallyappropriate manner which conforms to environment protections requirements.

Further, new energy subjects are introduced, typical for organized energy market. Theyare: System Operator and Market Operator.

System Operator is responsible for:

« power system operation and control,- providing the third party networks access on regulatory basis,• cooperation with energy subject in charge of transmission and energy

subject in charge of distribution when determining and separating costsincluded in electricity transmission,

• providing power system services,• bringing into line the discrepancies in electricity supply and demand with

contracted quantities in the organized market and issuing the confirmationson program feasibility,

• giving information on future electricity demand in cooperation with MarketOperator and other information necessary to Regulatory Council,

• giving necessary instructions for appropriate transmission and distributionsystems activities in compliance with reliability and safety standards and inaccordance with grid codes and operating the market of supplementaryservices necessary for this purpose,

• notifying generators on real drive capacities and on generation availabilityrequirements for each time period.

Market Operator is responsible for:

• keeping record on all contracted obligations between electricity marketsubjects,

• collecting and selecting tenders for meeting electricity needs in a specificperiod up to the point of meeting the demand, by ranking the prices fromsubmitted tenders,

• reporting to market subjects and system operator on results of tenderevaluations and on prices of remainder of offered electricity,

• receiving the feedback from System Operator concerning the necessaryharmonization in consideration of technical capacities and extraordinarysituations in the transmission and distribution networks,

• setting final electricity price for each determined time period and notifyingmarket subjects accordingly,

• establishing the billing system for electricity sale by determined final price,• publicly announcing the prices for a specific period determined by

Regulatory Council,• keeping record on eligible buyers,

47

Electricity distribution energy subject:

• guarantees reliability of distribution network and maintains parameters of thequality of electricity,

• ensures harmonized activity of the distribution network with the transmissionnetwork and with the connected networks and users' facilities,

« provides information on future electricity needs to System Operator andMarket Operator,

" ensures the third party access to distribution network under the prescribedconditions.

System operator guarantees for continuity and reliability of the electricity supply systemand the correct coordination of generation, transmission and distribution systems.

Eligible customer is entitled to freely choose his supplier, which is in line with EU Directive96/92 on Electricity Market, and such a status can be granted to all customers withannual consumption exceeding 40 GWh (gig vat hours) i.e., 40 million kWh - in 2000there were 15 such customers in Croatia (such as Dalmacijacement) and theirconsumption was about 1.1 billion kWh, which is below 10 percent of total Croatianmarket. The degree of open market today in EU ranges from 27 percent (Austria, Ireland)to 100 percent (UK, Finland, Germany, Sweden) with ongoing trend of faster marketopening.

In addition the Law introduces a certain number of new documents, among which weshould mention the Grid Code, which will regulate the operation and control oftransmission and distribution networks within the power system as one of the vitalelements in the electricity market organizing and setting up market rules of the game.

REFORM OF CROA TIAN GAS AND OIL SECTOR

INA-Group is a group of companies integrated by a single management performed byINA-lndustrija nafte d.d.(mother company) and make up a concern as defined inparagraph 1 Article 476 of the Company Law.

INA - industrija nafte d.d. (hereafter INA) is a vertically integrated company whose coreactivities are grouped by the following segments: oil and gas extraction, oil processingand oil derivatives commerce, as well as natural gas. INA is registered as a stockcompany27, while the owner of all INA's stocks is the Republic of Croatia.

By its overall economic, financial, and expert potentials INA represent almost the third ofthe Croatia economy. A wide range of production, processing, trade and service activitiesmakes the company present in all key spots of the Croatian economy. Also, it is thelargest Croatian exporter.

27 Company Law, (NN 111/93,34/99,121/99)

48

Gas Market

In accordance with the framework for energy sector reform set by the Government andthe Parliament of the Republic of Croatia28, the restructuring of INA was carried out in thesecond half of 2000. The INA management founded a trade company Plincro d.o.o (pic)for natural gas transportation and commerce, headquartered in Zagreb. So, the naturalgas transportation, which is a vital and one of INA's key activities, was transferred toPlincro as its core activity. For that purpose INA d.d. has brought in to new company theintegral main transportation system in the territory of the Republic of Croatia. Thecompany is entirely owned by INA, and it was registered on 19 January 2001.

The existing gas pipeline system owned by Plincro, its capacity, operational regime andconfiguration, are designed and developed to be able to accept natural gas productionfrom the domestic gas fields, imported gas, to carry out the transportation of natural gasto consumption points, and to perform technological operation of gas pipeline system.Operation and remote control over gas pipeline systems is carried out by a Zagreb-basedGas Dispatch Center. The Dispatch Center represents the system's crucial point. It is apoint of gathering multitude of information, including the information from gas networkfacilities sent by remote stations. These technical and economic information are the basisfor operational decisions on natural gas transportation. The Center is also a place whereconcrete actions within the system are initiated, in addition to gas transport Plincro is incharge of maintenance of the whole gas pipeline system.

The establishment of Plincro laid down the fundaments for implementation of theobjectives of Energy Chart, which is signed by Croatia as well. Therefore, it is throughPlincro that step-by-step liberalization of gas energy market is being introduced. As from1 January 2002 customers will, based on energy laws, have the possibility to choose agas supplier. They will also have the access to transportation system, which should beavailable to both producers, suppliers and customers, under the preset and publiclyannounced rules.

INA has reserved necessary transportation capacities in Plincro for the next four years asto ensure the transportation of its own production of natural gas and of the imports up toconsumer points, in accordance with its contracts.

Coming into force of the set of energy laws29, natural gas customers will be able toconclude contracts with Plincro on gas transportation, while contracts on natural gaspurchase will be concluded with INA or some other supplier of imported gas.

Oil and Oil Derivatives Market

Today, the import of oil derivatives is liberalized in Croatia as well as the oil sale anddistribution. Refinery oil processing in Croatia today is, due to high production and salecosts, not competitive enough. The share of oil in the Croatian market will graduallydecline.

28 Proposal for Croatian Energy Sector Reform, 14.7.2000.29 NN 68/01

49

The future oil and oil derivatives market will, based on the law, be organized as open andcompetitive market, in compliance with European standards. The Law30 sets down thedirections for market players' conduct, as to ensure reliable and quality supply of oil andoil derivatives, for national interest protection and for protection of people andenvironment.

This set of energy laws introduces market relations and enables a step-by-stepliberalization of energy market. It also defines a transparent relation between energysubjects and customers. The new regulations provide the legal framework forrestructuring and then, privatization of the two most important companies of the Croatianenergy sector: HEP and INA Oil Industry.

The Legislator's intention was to create preconditions for gradual opening of energymarket and for improving the quality of energy services by prescribing the measures forsafe and reliable energy supply and energy efficiency. Namely, to create the legal actswhich determine and make basis for implementation of energy policy and energydevelopment planning, energy activity performance either in the market environment oras a public obligation as well as regulation and supervision over the energy market.

Law on Gas Market

Provision of this Law regulate the following activities:

• Gas procurement,• Gas transportation,• Gas distribution.

Gas supplier is responsible for procuring and contracting imported quantities.

Energy subject performing the activity of gas transportation guarantees reliable andquality gas delivery from entrance into gas transportation system in the territory of theRepublic of Croatia up to delivery and receipt points of gas distributors, direct and eligiblecustomers.

Energy subject performing the gas transportation activity will, in accordance withnegotiated third party access, enable the access to gas transportation system to suppliersand/or eligible customers in a non-discriminatory and transparent way. This is a kind ofaccess that is applied in most of EU countries.

Gas distributor is responsible for:

• Development, construction, maintenance, operation and supervision of distributionsystem and for implementation of technical and safety provisions,

• Harmonized activity of distribution system with transpiration system and providingdistribution system services.

The Law defines eligible customers as those:

30 Law on Oil and Oil Derivatives Market, NN 68/01

50

• Who buy gas for electricity generation regardless of annual gas consumptionand within the gas quantities intended for that purpose only;

• Buyers who buy gas for combined power and heat generation (so calledcogeneration), also regardless of annual gas consumption and within thelimits of gas quantities intended for that purpose only;

• Buyers who buy gas for their own use only and whose annual gasconsumption exceeds 100 million cubic meters (m3). In 2000 there were 4such customers in Croatia (e.g., Petrokemija, HEP). Their share in totalconsumption is 57 percent. The degree in market opening in the EuropeanUnion ranges from 20 percent in France up to 100 percent in Germany andUK.

Law on Oil and Oil Derivatives Market

The following Law which is a part of the set of energy laws is Law on Oil and OilDerivatives Market. The provisions of this Law regulate the legal relations between legaland physical entities involved in the following energy activities:

• Oil derivatives production• Oil transportation by oil pipelines and other forms of transport• Oil derivatives transportation by product pipelines and other forms of

transport• Oil derivatives wholesale• Oil derivatives retail sale• Oil and oil derivatives storage

One of the most important contents of this law is, for example, the fact that energysubjects authorized for oil transportation by oil pipeline and for oil derivativestransportation by product pipeline are obliged to enable access to transportation facilitiesto legal and physical entities who apply for it, providing they fulfil! technical requirementsfor access and connection as prescribed in special regulation. The access conditionsshould be non-discriminatory and transparent. The access should be enabled under theprinciple of negotiated third party access.

Negotiated third party access is based on the tariff for oil transportation by oil pipeline andfor oil derivatives transportation by product pipeline.

Energy subjects performing oil transportation by oil pipelines and other forms of transport,as well as oil derivatives transportation by product pipelines and other forms of transport,can give their storage facilities to other legal and physical entities for use.

It should be stressed that oil and oil derivatives wholesalers and retailers are bound tokeep specified stocks, which will be described in detail in the Code.

51

CROATIAN ENERGY SECTOR REGULATION

Law on Energy Activities Regulation

The Law on Energy Activities Regulation is of particular importance for the overall reformof the energy sector. This Law introduces the Council for regulation of energy activity toact as a bearer and guarantor of the principle of independence and transparency ofprices, and as a factor in regulation of relations in the field of energy. Energy ActivitiesRegulatory Council should protect not only customers but energy companies as well andshould contribute to creating stable economic conditions. The need to establish theregulatory activity in the field of energy services in Croatia primarily lays in the necessityto improve economic efficiency of the system as a whole. This will be achieved byintroducing and encouraging the market competition. An important factor here isimprovement in transparency levels in some fields and in opening possibilities forproviding new finance resources. Also, establishing Regulatory Council will encourageinvestors towards their involvement in economic activities which will enable them to getpaid for their services under the pricing system which will reflect the real costs of systemfunctioning or energy services provision and which appears to be transparent andassured. To facilitate such a system to be functional it is essential to introduce aregulatory system which will be both customer friendly and sensitive to interest ofentrepreneurs.

It should also be stressed: Creating independent regulator with real authorities isimportant not only for investors and customers but also in the light of compliance withEuropean directives. Such regulators exist in all EU countries excluding Austria (which isplanning to introduce one as from 2002) and Germany where the disputes are presentlyaddressed by Anti-cartel Office but a new law is being prepared to be adopted by the endof this year. Regulators have already been established in almost every transitionalcountry.

Supervision of implementation of tariff systems is the responsibility of energy activityregulatory Council, which is set up by the Law on Energy Activities Regulation as apermanent and independent legal entity with headquarters in Zagreb. The RegulatoryCouncil issues the energy activity licenses, ensures transparent and non-biasedperformance of energy activity as public obligation. It ensures other regulatory activitiesas stipulated by the provisions of the mentioned Law and by provisions of other energylaws.

Regulatory Council has five members, appointed and released by the CroatianParliament. One member of the Council will perform his duty as a professional i.e., will beemployed by the Council while the others will receive monthly compensation for theirwork.

In executing its public authorities the Regulatory Council will pass administrative actswhich will be effective and subject to administrative lawsuits.

52

The Law stipulates that expert activities necessary for the Regulatory Council will becarried out by an non-profit legal entity appointed by the Government of the Republic ofCroatia.

The resources for the beginning of Regulatory Council's activity will be allocated from theState budget, while future resources will come from the compensation included in theenergy price set by the Government of the Republic of Croatia.

BYLAW PRO VISIONS

Based on energy laws the Government of the Republic of Croatia and the Ministerresponsible for energy issues are authorized to bring a series of implementing acts. Theirgoal is to address more specifically the provisions of the law and to work out andannounce the basic planning documents, which will set up directions of energy policybased on economic development and energy needs, and to plan the energy sectordevelopment.

The deadline for their enactment is relatively short. Therefore, an intensive activity isunderway including the cooperation with a number of foreign and domestic consultantsfor specific fields. Here, we should point out the cooperation with consultants forrestructuring of HEP and INA, with USAID, GTZ and others to whom we express ourappreciation in this occasion.

DocumentEnergy Development Strategy of ROCStrategy Implementation ProgramEnergy BalanceCode on Energy BalanceNational Energy ProgramEnergy Efficiency ProgramsEnergy Efficiency CodesProduct Energy Efficiency Label CodeRenewable Energy Sources CodeConditions for issuing and revocation ofenergy licensePeriod of performing energy activityOperation stocks Code

Inherited costsTariff systemsGeneral conditions of energy supplyTechnical regulationsCode on connecting costs of newenergy subjects and customers to gridRent feeConditions for acquiring eligible buyerstatus

Document's legal basisArt 5/3 Energy LawArt 6/1 Energy LawArt 9/1 Energy LawArt 9/4 Energy LawArt 10/1 Energy LawArt 12/1 Energy LawArt 12/6 Energy LawArt 13/2 Energy LawArt 14/2 Energy LawArt 17/2 Energy Law

Art 17/3 Energy LawArt 22/2 Energy Law +9/3 Law on OilMarketArt 24 Energy LawArt 28 Energy LawArt 29/1 Energy LawArt 31. Energy LawArt 5/2 Law on Electricity Market

Art 7/4 Law on Electricity MarketArt 8/2 Law on Electricity Market

53

DocumentGrid rules for transmission anddistribution network operation andmanagementMinimum share of renewable energysourcesCode of conduct of electricity marketConsumption level required for eligiblebuyer statusOption: electricity price discountHEP restructuring: integrated legallyindependent undertakings (HEP-Group):6 months starting from Lawimplementation: 1.6.2002.HEP restructuring: setting up anundertaking for system operation andelectricity market organization: by1.1.2002.HEP restructuring: transfer of stocks i.e.,business shares of the company to RoC:by 1.1.2003.Gas transportation system DevelopmentplansGas transportation system accessrequirementsGas distribution operation requirementsParameters for eligible buyer statusOil and oil derivatives transportationtariffsOil derivatives pricing

Emergency status measuresOperational Stocks Code

Council Statute

Council's fees (compensations)

Annual financial plan

Document's legal basisArt 16/3 Law on Electricity Market

Art 17/4 Law on Electricity Market

Art 22/4 Law on Electricity MarketArt 23/4 Law on Electricity Market

Art 24/3 Law on Electricity MarketArt 29 para 3 Law on Electricity Market

Art 29 para 5 Law on Electricity Market

Art 29 para 6 Law on Electricity Market

Art 7/1 Law on Gas Market

Art 8/3 Law on Gas Market

Art 10/2 Law on Gas MarketArt 12/2 Law on Gas MarketArt 4. Law on Oil and Oil DerivativesMarketArt 7. Law on Oil and Oil DerivativesMarketArt 8/2 Law on Oil MarketArt 22/2 ZoE + 9/3 Law on Oil and OilDerivatives MarketArt 3 para 1 Law on Energy ActivitiesRegulationArt 9 para 1 Law on Energy ActivitiesRegulationArt 9 para 4 Law on Energy ActivitiesRegulation

CONCLUSION

The proposed set of energy laws introduces market relations and enables a step-by-stepmarket liberalization. It marks the onset of the process of energy sector reforms inCroatia.

54

It should also be stressed that these laws do not necessarily influence the final outcomeof the restructuring process of our energy companies, HEP and INA, nor the model oftheir privatization, which is also a part of our energy sector reform.

55

n - i o H HR0200003Dr. Klaus BrendowWorld Energy CouncilGeneve, Switzerland

DEREGULATION - PRECONDITION FOR DISTRIBUTED ENERGY IN THEECONOMIES IN TRANSITION

Abstract

This paper holds that deregulation, i.e. restructuring, competition and privatisation, is themain precondition for a more pronounced development of distributed power (DP) in theeconomies in transition in central and eastern Europe. This, then, raises the question howfar the electricity, gas, steam and heat generating industries have presently moved ontheir way towards more market-oriented frameworks, competition and private ownership.A good benchmark for measuring progress is the existence (or lack thereof), and nature,of regulatory regimes enabling fair competition among large centralised and smalldecentralised power, and between wholesale generators and distributors on the one handand customers or "autoproducers" or power merchants on the other. The paper describesthe regulatory models applied or contemplated in the winter 2000/2001 in the variouscountries of central and eastern Europe and identifies fifteen general issues that requireattention and solution. With regard to DP, it concludes that a major upswing is unlikely tooccur before 2005-2008. While technological options abound, the institutional frameworksfor customer-owned competitive DP systems are only being contemplated at present andonly rarely put in place.

DEREGULACIJA - PREDUVJET ZA DISTRIBUCIJU ENERGIJE U ZEMLJAMAEKONOMSKE TRANZICIJE

Sažetak

U radu je zastupljena teza da deregulacija, tj. restrukturiranje, konkurencija i privatizacijazajedno čine osnovni preduvjet za izraženiji razvoj distribucije energije (DP) u zemljamaekonomske tranzicije središnje i istočne Europe. Pri tom je upitno koliko je daleko stiglaproizvodnja električne energije, plina, pare i topline u postizanju tržišno orijentiranihokvira, konkurencije i privatnog vlasništva. Dobro mjerilo u ocjeni razvoja jest postojanje(ili odsustvo) i priroda regulacijskog režima koji omogućuje ravnopravnu konkurencijumeđu velikim centraliziranim i malim decentraliziranim snagama, kao i izmeđuproizvođača i distributera na veliko s jedne strane te klijenata, "samostalnih proizvođača"ili prodavatelja energije s druge strane. U radu se opisuju regulacijski modeli primijenjeniili razmatrani u zimi 2000/2001. godine u raznim zemljama središnje i istočne Europe, tese navodi petnaest općih točaka koje zahtijevaju obradu i rješenje. U svezi s distribucijomenergije, u zaključku se navodi da se značajniji zaokret ne očekuje prije 2005-2008.godine. Tehnološke su opcije brojne, a o institucionalnim se okvirima za konkurentne

5 7

sustave energetske distribucije u vlasništvu potrošača tek razmišlja i vrlo rijetko ih senalazi u upotrebi.

1. DEFINING 'DISTRIBUTED POWER"

This paper defines distributed power (DP) as

« customer-owned and operated,• small (from few kW to 30 or even 50 MWei),• electricity, gas, heat/cooling or steam supply systems, which may be "connected" to

larger grids (for back-up and sale of excess power), but are not "integrated"commercially, managerially or financially into regional or national supply systems(see Table 1.).

This preference for customer-driven "connected" DP does not deny that DP is alsoapplied in centralised supply systems where DP is "integrated" in terms of financing,planning and operation. But, first, "integrated" DP is not "distributed" DP. Moreover: thecentral business culture of integrated systems tends to subdue the development of DP tocentral supply considerations: DP will be handled as "add-on" rather than on its ownmerit. Also, DP integration is not likened for problems it may create at the level of systemoperation. Most importantly, in non-deregulated markets of the economies in transition,DP cannot unfold its competitive advantages as customer DP is discouraged, tariffs ofcentralised power are cheap (as they do not cover costs), payment is not enforced andbarter arrangements are used. Only in deregulated markets will DP develop as customerDP, as tariffs of centralised supplies are likely to rise and present excess capacities wouldbe shed.

Table 1. Profile: Types, features and prospects of DP in economies in transition

Types of distributed power (DP), according to

ownership

customermerchanttrader,BOO

generatordistributor

remarks

link-up with regional/national supply systemstand-alone

•

X

not likely inEurope, whileattractive indevelopingcountries

grid-connected

•

X

only for back-up or sale ofexcess power

integrated

X

•

DP is anintegrated partof systemplanning,operation andfinance

Features

focus oncustomer needs;DP consideredon its own meritfocus on systemneeds; DPconsidered assystem "add-on"

conditioned onsophisticatedlink-upinformationtechnology

Prospects

significant inderegulatedcompetitivemarketslimited in both,non-deregulatedand deregulatedmarkets

depend oninstitutionalchange, not ontechnology

2. THE PAST

As a result of the industrialisation, central planning and (earlier) significant economies ofscale, highly centralised and integrated grid-based energy systems prevail in theeconomies in transition:

58

• centralised electrification had reached 99 % of customers already in the late 1960s,• nation-wide natural gas grids had absorbed decentralised coal-based town gas and

steam supply systems already in the 1970s,• and isolated gas deposits had been systematically interconnected to national grids.

This explains why in the economies in transition in quantitative terms, DP is limited tolarge industrial plants and to cogeneration plants in isolated areas in Russia and otherCIS countries.

Distributed versus integrated power systems

towards bigger capacities

1D

i towardsmarkets

integrated

distributed

towardsstand-alone

Figure 1. Distributed versus integrated power systems

3. NEW FACTORS: TECHNOLOGICAL AND INSTITUTIONAL CHANGE

However, this will change as a result of diminishing scale economies of centralised, largepower/heat generation (i.e. of technological change) and of the development ofcompetitive markets for energy (i.e. of institutional change).

In the following, this paper will concentrate on institutional change (restructuring,ownership change, competition) as the main prerequisite for any significant developmentof DP in the economies in transition. It will, thus, not discuss technological options suchas micro-cogeneration, small gas-oil engines, fluidised beds, micro gas turbines, fuelcells, biomass digesters, biofuel CHP, hybrid systems (offshore wind/gas turbines/fuelcells; photovoltaic/thermal solar, ...), wind turbines, solar concentrators, Stirling engines,co-combustion (coal-biomass), waste incineration, waste heat recovery, geothermalsteam turbines and others.

59

4. REGULA TING INTRA-FUEL COMPETITION: AN OLD ACQUAINTANCE

During the last ten years, the replacement of central energy planning by market-orientedpolicies has gone a long way, earmarked by the milestones of corporatisation ofgovernment energy entities, the formation of joint-stock companies, inter-fuel competitionand partial privatisation. The next milestone is intra-fuel, i.e. electricity-to-electricity, gas-to-gas and, at least theoretically, steam-to-steam competition. This presupposes theestablishment of "regulators" to secure fair competition between the various generators,distributors and transmission companies, and between central and customer-ownedsupply systems. The existence (or lack thereof), and the nature, of regulatory authoritiesare an excellent benchmark to "measure" progress towards intra-fuel competition of grid-energies.

Regulatory issues have always determined the grid-based energy industries in centraland eastern Europe. Regulation is not a new issue. During central planning and most ofthe 1990s, the ministries of finance regulated prices for industrial and household usersand, as those tariffs did not cover costs, paid subsidies or accepted debt. In so doing, thegovernments subdued regulatory issues to budgetary and monetary constraints (anti-inflationary policies), to the detriment of the industries and customers concerned.

But towards the late 1990s, the institutional setting for the energy industries becameslowly market-oriented (corporatisation, commercialisation, unbundling, mass and equityprivatisation, reduction of subsidies and cross-subsidies, and liberalisation of certainprices). It became necessary to replace policy-driven regulation by market-orientedregulation as investors could hardly be expected to risk their capital if tariffs andcompetition remained subjected to unforeseeable ad hoc policy interventions.

This, then, raised the question of what needed to be regulated by the regulator. Whatdoes it mean to establish "a market"? The answer depends essentially on the extent of"public service" obligations in terms of long-term security of supplies, diversification ofsources, social and environmental protection. "Technically", regulation covers tariffs,transit and transmission fees, licenses, access to markets and (gas) storage facilities,consumer protection (including the sick, old and poor), grid/market/metering codes,framework contracts, technical regulations, accounting methodologies and settlement ofpayments, rules on transferring profits from licensed business to other businesses, use ofrenewables, and performance standards.

5. PRESENT REGULA TOR Y TRENDS

At the turn of the century, i.e. after ten years of energy reforms, various regulatory modelsare either actually used or contemplated in central and eastern Europe. They aresequential, i.e. steps on a road from the command system to a fully market-drivensystem. Each of these steps is determined by, and determines, progress in therestructuring of the grid-connected energy industries: restructuring enables regulation,regulation enables restructuring.

60

"Models" are country- and fuel-specific. To simplify, six "models" are distinguished:

1. The traditional model, in which regulatory power is vested in the government(ministry of finance, ministry of economics). This model is determined by macro-economic, budgetary and monetary constraints which, in practice, jeopardise theperformance and future of the grid-based energy industries. The reason: the "regulator"(ministry) arbitrates between the fundamentally contradictory goals of stability of publicfinance, meeting energy demand, and keeping the industry operational. This model isapplied as long as the grid-based energy industries remain vertically integrated state-controlled monopolies, as is still the case in Albania, Bosnia-Herzegovina, Croatia,Greece, Macedonia, Serbia-Montenegro, Slovakia, Slovenia, Yugoslavia, Greece andTurkey. It is not likely to survive the pressures mounting from unsatisfied customers andmanufacturers who can no longer compete on world markets. Also the benefits, thetreasury could reap from equity privatisation will be such that this model will beabandoned in the foreseeable future.

2. A single buyer/seller model, in which the traditional vertical monopolies had beenunbundled into entities for generation, transmission and retail and where competitiontakes place at the stage of generation. Eligible customers have access to generators andindirect access to the grid through a single buyer and seller. An independent regulatoroversees competition, access to the market and determines transmission fees and tariffsfor captive customers. The function of running the grid is entrusted to a "technical" systemoperator, usually associated with the single buyer. The single buyer model has atendency to favour long-term power purchasing agreements which - later-on in a totallycompetitive market - may turn out to be "stranded assets" (Poland, Hungary). The modelis applied in Hungary, Moldova and Bulgaria, planned for Slovenia and Greece as of2001, and envisaged for Lithuania.

3. Regulated third-party access. This model is applied in Romania (and Poland, andplanned for the Czech Republic's electricity sector). In Romania, the eligible customers(at present accounting for 10 percent of electricity use, in the mid-term: 35 percent) candirectly negotiate with generators. For the other customers, the regulator establishescost-based electricity tariffs on the basis of a simulation of the optimum operation of thepower system. Thereby the regulator observes, by law, a certain "merit order" with priorityfor nuclear power, next cogeneration, hydropower and coal. These policy-imposedconstraints will be relieved over time. In Romania, cross-subsidies have been removed.Besides the regulated market there is also a spot market featuring marginal cost pricing.There is competition at the generation stage (even in the regulated market) and, to someextent, in retail.

4. A "market" ("exchange", "pool"), on which in principle demand and supplydetermine prices at the generation and retail stages. A regulator sets the frameworkconditions for access to the market, determines the transmission fee and prices forcaptive customers and distributes the sales revenues to the generators (Ukraine andRussia for electricity). This model, ideal in theory, meets in these countries with theoverriding difficulty of non-payment of supplies, of barter agreements, offsets andpromissory notes. The model cannot work without proper financial flows, proper banking

61

and strict sanctions when rules are broken (interruption of supplies, withdrawal oflicenses, bankruptcy). In fact, not any model can.

5. None of the countries in central and eastern Europe opted for the fifth model ofnegotiated third party access or voluntary agreements between producers, netoperators and customers as practiced e.g. in New Zealand and Germany (and plannedfor the Czech Republic's gas industry). If supported by detailed obligations in licensesand concessions and controlled by an effective antimonopoly agency, this model offersadvantages over all other models in terms of flexibility and low cost. There need not be aregulator, if there are no monopolies.

6. The above models apply theoretically to all grid-based energies, but the more"advanced" ones are impractical for district heating. Indeed, a municipality may wellnegotiate the supply of heat with several competing generators (as is the case inCracow). But it is hardly imaginable that major heat clients (a shopping center, a factory,a business center) become "eligible" to negotiate directly with generators for the supply ofheat, and with the municipal "grid" company for transmission. As a result, the tendency isto unbundle district heating systems from the national electricity systems and to handthose over to municipalities; these then either act as integrated monopolies (generation,transmission, distribution) or (if they do not own the associated co-generation plants)negotiate with various heat suppliers. It is this way that district heating can enjoy thebenefits of some competition among co-generators and auto-producers.

7. The present regulatory status in the economies in transition is depicted in the maps.

Regulatory

authorities:gas

Status 2000

Reg. TPA

Singlebuyer

Public

monopoly

Figure 2. Regulatory authorities: gas - Status 2000

62

Regulatory

authorities:

electricity

status end 2000

Figure 3. Regulatory authorities: electricity- Status end 2000

6. CONCLUSION

Institutional change, not technology, is the issue. The institutional precondition for asubstantial take-off of distributed power - a competition-oriented regulatory regime - isnot yet given in the economies in transition. The take-off, driven by customer-owneddistributed power, may be expected for 2005 - 2008.

This is not to deny that in 2000, countries in central Europe aiming at accession to theEuropean Union have significantly advanced in either adopting the legislative basis forsuch regulatory authorities or even in establishing those. Implementation will, though,need time to overcome the issues identified in this paper. Privatisation of generation isessential.

This applies even more to countries such as Belarus, Russia, Ukraine, Yugoslavia, wherecentralized supply systems and corporate cultures (still) prevail. While here distributedpower is applied as well, its penetration is impeded by supply monopolies, excesscapacities of central systems and perceived problems of system integration of distributedpower. Its competitiveness cannot unfold as supplies from central sources are pricedbelow cost.

Seen legislative progress, a notable penetration of distributed power into traditionalsupply systems may occur during 2005 - 2008, - earlier in central Europe, later in easternEurope. By that time, institutional reform, particularly price liberalisation and privatisation,will have revealed the comparative advantages of distributed power: its costcompetitiveness, low front-end investment needs, and customer-tailored layout and

6 3

operation. By that time also, information technology will have demonstrated its potential tohandle problems of power quality and system stability that may arise from the gridconnection or integration of an ever growing number, volatility and capacity of distributedpower systems, - operating alone or "bundled" electronically in "virtual utilities".

64

D • u « HR0200004Peter HoffmannAssociation of Danish Energy CompaniesFrederiksberg, Denmark

THE DANISH ENERGY REFORM

Abstract

Since 1998 Denmark has been in a process of re-regulating its energy market introducingcompetition and incentive based economic regulation. The "Danish model" reflectsspecific Danish political priorities on energy, environment and the role of the energyconsumers. The paper focuses on the electricity sector, tracing the reasons why Denmarkre-regulates the way it does and what are the results.

Denmark is a small country of 43 000 squarekilometers and 5.3 million inhabitants.Denmark is a net-exporter of oil and gas produced in the North Sea. The hydro-resourcesare negligible. Renewable energy, however, covers 11 percent of gross energyconsumption.

REFORMA DANSKOG ENERGETSKOG SEKTORA

Sažetak

U Danskoj se od 1998. godine provodi proces preobrazbe energetskog tržišta uvođenjemkonkurencije i gospodarske regulacije zasnovane na poticajima. "Danski model" odražavaspecifične danske političke prioritete u svezi s energijom, okolišem i ulogom potrošačaenergije. U ovom radu se obrađuje sektor električne energije, navode se razlozi zbogkojih Danska provodi regulaciju na taj način i s kojim ishodima.

Danska je mala zemlja s površinom od 43.000 četvornih kilometara i 5,3 milijunastanovnika. Danska je neto izvoznik nafte i plina proizvedenih u Sjevernom moru. Resursihidro energije su zanemarivi, dok obnovljiva energija pokriva 11 posto bruto potrošnje.

INTRODUCTION

Nearly half of total final energy consumption is covered by electricity (19 percent), districtheating (15 percent) and natural gas (11 percent).

A major part of electricity and district heat is produced at combined heat and power(CHP) plants - major ones at the bigger cities and a great number of local CHP plants.The production is based on hard-coal (45 percent), natural gas (30 percent) oil/orimulsion(15 percent) and renewables (10 percent) with the share of natural gas and renewablesincreasing sharply.

65

NEW LEGISLATION IN ELECTRICITY, GAS AND DISTRICT HEATING

Starting 1 January 1998 the Danish energy market is in process of re-regulationintroducing elements of competition and - in case of the networks - a new incentivebased regulation.

During 1998 and 1999 a transitional legislation for the electricity sector gave opportunitiesto collect experiences of the new situation. Most of the requirements of the EU InternalElectricity Market Directive was implemented.

A totally new comprehensive Electricity Act was approved by the Danish Parliament inMay 1999. With a number of amendments approved in December 1999 most of the Actcame into force 1 January 2000. Since then three more amendments have beenapproved. Many detailed rules have been presented in various secondary legislation.

A comparable act on natural gas came into force 1 July 2000, implementing the EUInternal Gas Market Directive. Certain amendments were approved June this year.However, the degree of market opening, does not follow the time schedule of theelectricity market.

Although the Heat Supply Act was amended basically starting 1 July 2000 genuinecompetition is not introduced in this sector. The new rules introduce an economicregulation comparable to the regulation of the network activities of electricity and gas.

In the following the main focus will be on the electricity sector.

THE ELECTRICITY ACT AND THE "REFORM PROCESS"

The "new" Electricity Act is the result of a "reform-process" initiated in 1996 with thepublication of the comprehensive energy-plan "Energy21". The goal is to create a Danishmarket- and regulatory model uniting competition, environmental concerns, consumerprotection and consumer influence on the electricity sector. In order to understand thisbackground one has to be acquainted with the historically based structure and ownershipof the Danish electricity sector and with Danish energy policy governed by environmentalconcerns.

Very briefly the following main elements should be mentioned:

• There is no state ownership in the electricity sector. The at present around 85distributing utilities are owned partly by the municipalities, partly by the localconsumers (co-operatives),

• The distributing utilities own the 2 major generating companies and the transmissionutilities,

• Since 1976 Danish energy policy has been fixed in a number of comprehensiveenergy plans. Initially the focus was on security of supply, later to an increasingdegree on environment and renewable energy,

• Electricity consumption over this period has been subject to an increasing taxation -first of all for fiscal reasons.

66

Consequently, the Danish re-regulation is subject to a number of important constraints:

• Ambitious environmental goals,• Consumer protection and the wish to preserve the consumer-influence on the

decisions of the electricity sector,• The concept of "consumer generated values". This covers a political opinion that the

consumers during monopoly times have paid for the investments in the electricitysector giving them certain rights to decide about the use of these assets,

• State budget.

One could ask why Denmark then introduced a new regulatory regime opening for muchmore and much faster competition and incentive regulation than required by the EUelectricity market directive. In addition, Denmark for many years has had some of thelowest electricity prices (before taxes) in the EU and has had an international reputationfor high economic efficiency both in generation and in distribution.

The answer is: "The international electricity market". Norway, Sweden and Finlandintroduced competition at an early stage. And in order to maintain our historicaladvantages in exchanging electricity with these countries we had to comply with the"rules of the game".

The "reform-process" was partially analytical - carried through by the Danish EnergyAgency - partially political, ending up in a political agreement of 3 March 1999. Theagreement was signed by a vast majority in the Danish Parliament, leaving, however,certain elements for additional negotiations. Based on the agreement a set of new actswere drafted and approved end May 1999. The major act is the "Electricity Act". Anotherimportant act was the "Act on CO2 Quotas in Electricity Generation".

"The March Agreement" has been followed be three additional political agreementscovering various topics. One - among other elements - gave rise to new acts also onnatural gas and district heating.

MAJOR ELEMENTS OF THE ELECTRICITY ACT

One characteristic feature of the new law is that it focuses on regulatory measures,basically leaving outside the law the set up of the functioning of the free market. Marketforces and the framework rules of the Transmission System Operators develop thecompetitive market.

Market-access is granted stepwise to an increasing number of customers. While thewhole sale market was totally open from the start, retail customers of more than 10 GWhwere granted access from 1 April 2000 and 1 January 2001 over 1 GWh customersbecame access. 1 January 2003 all customers will have access to the open market. Inpractice, however, the degree of market-opening will be limited by the priority status ofrenewable energy and gasfired decentralised CHP stations - today covering around 35percent of the market. Any customer must take his share of this electricity at regulatedprices. Gradually the priority system, however, will be substituted by a system with "greencertificates" (see below).

67

Generating involving power stations of more than 25 MW requires a licence. Building ofnew power stations of more than 5 MW requires prior approval from the Danish EnergyAgency. The criteria for approval are not yet formulated. It is expected that coal-fired unitswill not be approved, as will be the case for nuclear.

The generators will supply electricity to three separate markets:

• The "normal" international electricity market with genuine competition,• A market for "green certificates" (see below),• A priority market at regulated prices.

The "green certificate market" will develop gradually over a period of more than 10 years.It is now expected that this market will not start until 2003 and it is hoped soon after tobecome part of a European "green certificate market". In the fully developed "greencertificate market" the physical electricity is supplied to the network at current marketprice. In addition the generator gets a "green certificate" which he can sell in a certificatemarket. The demand in this market is politically fixed - each consumer is obliged topurchase a certain number of certificates.

According to the law a number of transitional rules only gradually moves renewableelectricity from the "priority market" into the "green certificate market". In addition, duringa period of some years the renewable electricity will be supplied to the network atregulated prices - not at market prices - even if it is granted "green certificates".

"The priority market" dates back to 1998. Electricity with priority - renewables andgasfired decentralised CHP-stations - must be purchased by the grid-owner at regulatedprices. The electricity is resold to all consumers, each consumer being obliged to take hisrelative share at the regulated prices.

Yet another restriction to the free generation market stems from the major share of CHPin the Danish electricity system. The CHP generators may not use the heat market as a"financial buffer" in a tight electricity market. It is still not decided how this aspect ofconsumer protection will be accomplished in the longer run.

The fossil fuel fired generators are from 2001 subject to emission-quotas for CO2 inaddition to the existing quotas for SO2 and NOx. Generation in excess of individualquotas will be "fined" at 40 DKK per tonne CO2 (around 0.035 DKK per KWh at a coalfired power-station).

Danish energy policy implies very ambitious targets on the renewable share of electricitygeneration. From a 10 percent share today a share of 60 percent is planned in 20-30years. The existing major generators are planned as a major vehicle in this development.The costs of this are substantial. In addition the above-mentioned system with CO2quotas weakens their competitive situation. This collides with the weak financial status ofDanish generators (who have never been allowed to accumulate profits) and the currentvery tight North European power market. Major economic problems could be envisaged.Consequently an amendment to the Electricity Act loosens the economic burden on thegenerators and at the same time allows the network utilities to transfer specific financialresources to those generators, which they own.

6 8

Operation of networks - both transmission and distribution - requires a licence. Theactivities licensed must be run in a separate company. Building of new transmission linesof more than 100 kV requires approval by the Danish Energy Agency.

If transmission business is to be disposed of, the state has an option to buy at marketprice.

The distribution network utilities, according to the law and the licences, must perform anumber of tasks in addition to traditional network-activities:

• Metering at end use customers,• Invoicing of all electricity taxes and electricity with priority (see above),• Purchase electricity with priority at regulated prices,• Offer free counselling on energy conservation.

The network utilities still operate as monopolies. Lacking competitive forces, an"incentive-regulation" will ensure high efficiency in operation and investment. The modelfor this "incentive-regulation" has been developed over the last two years. Major elementsare taken from the model used in Norway, where the costs of utilities must comply withcertain "income-frames". Costs below the "income-frame" generate profit for investmentand owners.

The setting of the "income-frames" is crucial for the company-economy and -development. For each year the income frame is subject to a cut reflecting the politicalwish to increase efficiency in operation and investments. At present a general "increaseof efficiency rate" of 3 percent p.a. is used. In addition individual rates will be based onmutual benchmarking of the utilities. The least efficient must increase efficiency the most.The precise rates are not fixed yet.

The law regulates explicitly the structure of the electricity sector. When splitting theexisting distribution utilities in network utilities and "obligation to supply utilities" (seebelow) the network utility must be the parent company. This also goes for the distributors'ownership of the generating companies. The political idea is to channel dividends paidinto the network utility, with its tightly regulated economy (see above) and with itscompulsory local consumer majority (see below).

According to the Electricity Act the majority of members of the board of the networkutilities must always be appointed by the local consumers (or local municipalrepresentatives) - irrespective of the ownership of the utility. This is today already thecase for all (or most) distributing utilities due to the ownership structure. But it will makenew ownership structures difficult.

A number of "obligation to supply utilities" must cover the entire geographical area of thecountry, offering both franchise customers and market customers who do not want to actin the free market electricity at reasonable, non-discriminatory prices. The activityrequires a licence.

69

In addition to local electricity supply they have to offer additional energy services as thirdparty financing and more detailed energy counselling. And they are going to purchase"green certificates" (see above) on behalf of the franchise customers. However, as a mainrule, they are not allowed to act offensively in the market to get new customers forinstance in other supply areas. If a present utility is to act offensively it has to establish aseparate trading company. This requires no licence according to the electricity law and ingeneral these companies are not regulated but in very few cases by the Electricity Act.Their activities, first of all, fall within the Competition Act.

A trading company, of course, can also deal with any other activities but the licensedones.

While there are no requirements concerning the ownership, structure and influence oftrading companies, one third of the members of the board of the "obligation to supplyutilities" must always be appointed by the local consumers (or local municipalrepresentatives) - irrespective of the ownership of the utility.

The "obligation to supply utilities" have also been made subject to economic regulation inorder to increase their efficiency. This regulation has not come into force until recently.The basic idea is that the utilities must buy electricity efficiently in the market and alsohave to keep other costs low. Their "profit" (including normal return on capital) will bedependent on their efficiency. Efficiency in purchase is measured with the NordpoolPower Exchange prices as a yardstick.

Two system operators have already been established under the "old" Electricity SupplyAct. The reason for having two of these is that the Danish electricity system consists of 2separate grids without direct interconnection. The western system operator is Eltra andthe eastern Elkraft System. System operation requires a licence. A separate licence isrequired for transmission (whole sale electricity transport without supply to end usecustomers).

The tasks of the system operators are the same as in most other countries with theaddition of an important co-ordinating function concerning electricity with priority (seeabove). A new task of ensuring efficient competition and dealing more actively withcongestion managements has been added recently.

It is interesting that the electricity market Regulator ("Energitilsynet") will first of all dealwith the politically and economically regulatory aspects of the market - those which aredealt with in the Electricity Act. The functioning of "the free market" is first of all theresponsibility of the normal Competition Authorities, but the exact borderline between thetwo institutions is not very clear.

The "Energitilsynet" is composed of independent experts with various professional skills.They are appointed by the minister of environment and energy. The minister also givesthe framework rules of the regulatory body, but apart from that the regulatory body mustbe independent.

70

HOW ARE THE ACTORS IN THE MARKET REACTING?

As outlined the regulatory set-up of the law is very detailed and complicated. In additionmany rules were not established until recently- some still missing. This "muddy" situationto some extend stalled the strategic initiatives of both present and potential actors in themarket for some time. But over the last year or so big changes are taking place.

In accordance with the political wishes many utilities negotiate potential mergers or evenhave accomplished them. Trading and "obligation to supply" to a great extend are carriedout in bigger companies (with Danish standards) commonly owned by a number ofnetwork utilities. A number of foreign traders have accessed the market.

The merger wave probably will move fast. 10 network utilities (or even less) in 5 years(now around 80) is not unrealistic.

An extremely important topic is how the network utilities can react on a tight economicregulation but by merging. Operational efficiency of the present utilities might besomewhat increased. The result on employment figures is hard to guess. But already nowemployment has been cut down in several utilities and in the big generating companies.Over the last couple of years employment in the Danish electricity sector has dropped by20 percent.

The major generating companies have merged into two groups - one west (Elsam) andone east (Energy E2) - as a result of the political initiative to improve the financial andeconomic situation of the generators.

To some extent regional networks - 60 kV and 150 kV - are separated from generatorsand distributors and organised in separate utilities.

Trading in the competitive whole sale market and to eligible end use customers is alreadydone vigorously. Western Denmark since 1 July 1999 has been a separate pricing area inthe electricity exchange of Nordpool. Eastern Denmark joined in October 2000.

CONCLUSION

Denmark has formulated its very own version of the re-regulated electricity market. Onthe one hand it takes into consideration specific Danish political goals on energy andenvironment as well as the historical background of the sector. On the other hand it triesto reconcile Danish "rules of the game" with those of its most important trading partners.

The legislation is far from perfect. It is too detailed. But the legislators have dared- toaddress several controversial problems instead of just leaving them aside for laterconsiderations.

The legal basis will be amended continuously - also in the future. But this is a fate wemust face in our present society. Nothing is stable, everything is moving. Any legislationis "transitional".

71

Dr. Boris Petrov HR0200005Mr. Ints VTksnaDr. Namejs ZeltinshInstitute of Physical EnergeticsLatvian Academy of SciencesRiga, Latvia

METHODOLOGICAL AND TECHNICAL ASPECTS OF POWER SECTORLIBERALISATION OF LATVIA

Abstract

A successful liberalisation of energy markets is taking place in the Baltic countries(Estonia, Latvia, Lithuania), that is why it is important to investigate the methodologicaland technical aspects as well as the effect of this process upon the development ofenergy supply in the North European region. Energy supply to the Baltic countries ischaracterised by the fact that energy resources there are mainly supplied from the CIS,where there is a rather difficult prognoseable energy market with sharp price fluctuations(sometimes supplies are completely cut). At the same time, by using the CIS energyresources, the development of the energy sector may significantly influence the totalNorth European energy supplies.

Energy saving measures and energy-efficient technologies in the following years willgreatly influence energy market and energy consumption. This is an actual problem forsuch countries as Latvia, where the main part of its energy carriers is imported fromneighbouring countries.

METODOLOŠKI I TEHNIČKI ASPEKTI LIBERALIZACIJE ENERGETSKOGSEKTORA U LATVIJI

Sažetak

U tijeku je uspješna liberalizacija energetskih tržišta u zemljama Baltika (Estonija, Latvija,Litva), te je potrebno istražiti metodološke i tehničke aspekte kao i djelovanje ovogprocesa na razvoj opskrbe energijom u području sjeverne Europe. Opskrba energijom uzemljama Baltika obilježena je činjenicom da se resursi uglavnom isporučuju iz zemaljaCIS-a, gdje postoji vrlo teško predvidljivo energetsko tržište s izrazitim razlikama u cijeni(ponekad je opskrba u potpunosti obustavljena). Istovremeno, uz korištenje ovihenergetskih resursa, razvoj energetskog sektora mogao bi značajno djelovati na ukupnuenergetsku opskrbljenost sjeverne Europe.

73

Mjere štednje energije i energetski učinkovite tehnologije u slijedećim će godinama imativelik utjecaj na tržište i potrošnju energije. Ovo predstavlja stvaran problem za zemljepoput Latvije, gdje se glavnina energenata dobavlja iz inozemstva.

1. INTRODUCTION

For Eastern European countries the reconstruction and liberalisation of the energy sectorwas a new and burning problem. In Latvia the oil and solid fuel market has already beenprivatised and now we are having discussions about the privatisation of the power sectorand its largest state monopolist Latvenergo. In 1997 the largest state company LatvijasGaze was privatised and with this the privatisation process in gas sector ended. The newjoint stock company is already working in the developing European gas market. Thenumber of projects for the development of gas supply systems from Northern Europe isconstantly growing, and they cover Norway, Denmark, Sweden, Finland and the BalticStates. At the same time gas supply systems from the CIS to Europe through the Balticcountries are being negotiated.

2. ORGANISATIONAL STRUCTURE OF ENERGY SECTOR MANAGEMENT

The government of Latvia pays great attention to the energy sector development. Thefollowing state and municipal institutions regulate and co-ordinate economic activitieswithin the energy sector:

1. Saeima (Parliament) having legislative power in the Republic of Latvia.2. Cabinet of Ministers (MK) which is the main institution of executive power.3. Ministry of Economy (EM) is the central Government's executive power office, which

develops and implements the national policy in the national economy. The functionsof the Ministry are the following: to develop bills and other legislative acts andorganise international co-operation in the field of economy within its competence.The Ministry co-operates with other Government and municipal institutions incarrying out its duties.

4. Energy Department of the Ministry of Economy is a structural unit within the Ministryof Economy. The Department works out energy sector development concepts,manages and analyses energy resource balance development, preparesinternational draft agreements in energy, co-ordinates efficient use of energyresources, analyses investment projects in energy and participates in the regulatoryactivities of energy utilities.

5. Energy Supply Regulation Board (ERB) is the Government's administrativeinstitution operating under the supervision of the Ministry of Economy. Its main tasksare the following: issue of licences to energy utilities engaged in entrepreneurialactivities; review and approval of tariffs calculated by energy utilities.

6. Licensing Office is the executive institution of ERP.7. Latvian Privatisation Agency (LPA) is a state-owned non-profit share holding

company established by the state as represented by the Cabinet of Ministers. Itsshares are held by the Ministry of Economy. The objective of the Agency is toensure privatisation of state owned properties in compliance with the "Law onPrivatisation of State and Municipal Property" and other relevant laws. LPA

7 4

manages and handles state-owned property transferred under its management byMK.

8. Privatisation Commission of Municipal Property is the commission established byrelevant municipalities for carrying out the privatisation of municipal property.

9. Latvian Development Agency (LAA) is a state-owned non-profit share holdingcompany established by the state as represented by the Cabinet of Ministers.Minister of Economy is the Chairman of the Board of LAA. The objective of theAgency is to encourage development of national economy by attracting foreigncapital and promoting export. LAA represents the state in international projectswithin the scope of its competence.

10. Energy Department of Latvian Development Agency is a structural unit of LAA. Itworks out drafts of energy development concepts, analyses development of theenergy sector, engages in activities for increasing the energy efficiency anddevelops / updates the informative data base in energy.

11. Municipality is a local government institution responsible for fulfiling the functions asdefined by legislation including provision of municipal services (also arrangement ofheat supply). Municipalities operate under the supervision of the State Minister ofMunicipalities in the Ministry of Environment and Regional Development.

12. Municipal Heat Supply Utility is an independent business unit with the rights of alegal entity providing heat supply within the relevant area.

3. LATVIAN GOVERNMENTS STRATEGIC DIRECTIONS OF THE ENERGYPOLICY

The topical issues of the development of the energy sector at present are:

• streamlining of energy legislation;• stability of energy deliveries;• privatisation and restructuring of energy enterprises;• increase of energy efficiency.

Energy Policy of the Government of Latvia defines the main strategic directions of energydevelopment as follows:

• legislation and regulations in energy are co-ordinated with the requirements of theEuropean Union taking into account interests of the Republic of Latvia and theEuropean Union;

• energy prices are economically substantiated and based on real production andsupply costs;

• restructuring and privatisation of energy supply enterprises in way of improvingeffectiveness of working and competition and reducing costs of production andsupply;

• foreign investments in energy are acceptable if they do not generate sociallyunacceptable increase of tariffs in domestic market;

• international projects are considered as a possibility for saving resources;• environmental pollution is going to be reduced step by step according to economic

possibilities of energy utilities.

The Cabinet of Ministers approved the Latvian National Energy Program in September1997. The Program defines a set of activities for a reliable supply of energy resources inLatvia in accordance with the requirements of the consumers and at the lowest possible

75

costs and least possible influence on the environment. The necessary financial resourceshave been defined, the source and influence on prices of energy resources by theirutilisation analysed.

4. PRIVATISATION AND OWNERSHIP STRUCTURE OF LATVIAN ENERGYSECTOR

The actual tasks at present in Latvia are the privatisation and restructuring of energysector enterprises. In order to increase the efficiency of their operation, it is necessary todevelop competition and economise state resources by attracting private investments.

The Latvian Privatisation Agency (LPA) in conformity with Latvian legislation is carryingout the privatisation of state energy utilities. Respective municipalities carry out theprivatisation of municipal energy utilities.

In 1995 and 1996 the state joint stock companies "Latvenergo", "Latvijas gaze" and"Vantspils nafta" were included in the list of the jurisdiction of the LPA.

The privatisation of natural gas supply monopoly JSC "Latvijas gaze" underwent twophases. On April 2, 1997 an agreement was signed between the LPA representing theLatvia and the German consortium "Ruhrgas'/'PreussenElectra" and the Russian gasdelivery company "Gazprom" on purchase of 16.25 percent shares of JSC "Latvijas gaze"by each of the parties. At present 36.06 percent shares of JSC "Latvijas gaze" are ownedby the state, 15.63 percent by the Russian JSC "Gazprom", 11.68 percent by "Ruhrgas",7.78 percent by "Preussen Elektra", 0.01 percent is state reserve, 24.04 percent sharesare in public turnover.

With the decision of April 29, 1997 the Board of the LPA approved the basic approachesfor the privatisation of electricity and heat generation and supply monopoly power utilityPSJSCLatvenergo" worked out by the consultative group at the Ministry of Economy.The state will retain a majority interest in hydroelectric stations and high voltagetransmission networks. At present the principles of privatisation are being discussed. TheLPA develops privatisation rules of PSJSC'Latvenergo".

Public offering of shares by privatisation certificates (distributed among inhabitants ofLatvia after recovering of state's independence) of the oil and oil product transit company"Ventspils nafta" where shares at the price set by LPA were sold to citizens (not morethan 100 shares per person). In 1999 it was planned to sell in public offerings shares ofPSJSC'Latvenergo".

5. SECURITY OF SUPPLY AND INTERNATIONAL CO-OPERATING IN ENERGYSECTOR

Approaching the accession to the European Union the demands with regard to stability ofenergy deliveries and their quality become higher. Oil product supply in Latvia is createdby mainly private supply systems starting with deliveries and ending with sales ofproducts (storage facilities and filling stations). Reserves are created for two purposes -

7 6

security reserve to be used during energy crisis to mitigate their impact and reserves fordaily needs of energy supply companies.

The work at putting together the system of quality and conformity assessment in energysector is going on in PHARE project "On Preparation of an Energy Laboratory forAccreditation" and has been completed.

On 25 of May 1998 leaders of 17 energy enterprises of the 11 Baltic States signed thememorandum on foundation of BALTREL. BALTREL is a high-level co-operation,consultation and advisory council in the electricity supply area ready to practicallyorganise and develop future projects in the field of energy in the Baltic Sea region.Participation in BALTREL will help faster streamlining of energy legislation and theregulatory documents both in the economic and technical aspect. In future all theparticipant states including Latvia should work on the creation of a liberalised electricitymarket around the Baltic Sea.

The integration of Latvia's power system into West European and North Europeanstructures is going to demand costly installations and new regulations along with muchstronger criteria for operation conditions. However, Latvian integration with West andNorth European power systems is not only a technical, but also a political issue.

Taking into consideration the results of the EC PHARE financed "Baltic Gas Study" theonly economically viable gas supply options except that directly from Russia are thosefrom: Finland via Estonia and Poland via Lithuania. Since the only gas supplier is Russia,the question on complete diversification of suppliers becomes problematic. Therefore theonly solution for Latvia is to integrate into the European gas supply system via the optionsmentioned before and base the supplies on long-term reliable contracts.

The government of Latvia counts with the fact that the Nordic Gas Grid Project is includedby the European Commission into the final list of the projects of common interest asregards Trans-European networks and adopted by the European Parliament andCouncil. Latvia would be interested to participate in the project and would offer Latvianunique underground gas storage potential. Existing underground gas storage in Latvia(with capacity 2,120 million m3) can already keep strategic gas reserves for Latvia as wellas level out load variations in the whole Baltic and Kaliningrad region of Russia.Developing additional gas storage sites (the capacity of which reaches the amount of50,000 million m3) would allow Latvia to store the strategic reserves of Estonia andLithuania and theoretically level out load variations in the whole European gas market.

6. ENERGY CONSERVATION POTENTIAL IN LATVIA

State policy in energy sector has been worked out in the Latvian National EnergyProgramme for time period to 2020. Realisation of this programme will cause increase ofenergy effectiveness and decreasing of energy consumption by 45 percent at the end ofthis period.

An objective of the National Energy Programme is to define a set of measures that willensure stable energy supplies at the lowest costs and lowest affordable environmental

77

impacts. This objective is to be achieved by improving energy efficiency, promotingutilisation of domestic energy resources and decreasing share of energy in the country'simports.

The National Programme envisages energy efficiency improvements in the whole chain ofenergy system - from production, transmission and distribution to final consumption. Byimplementing the National Energy Programme energy intensity of the Gross DomesticProduct (GDP) will be reduced from year 1996 to 2020 by 45 percent (from 18.4 kWh/LVLto 10 kWh/LVL in Base Scenario or 9.93 kWh/LVL (in 1995 prices 1 USD = 0.54 LVL).

Energy is utilised efficiently if the consumer is motivated through pricing. At presentdelivered energy prices in most cases correspond to appropriate energy costs. Industryand private householders have already demonstrated their motivation to improve energyefficiency. The Government has accepted a system of mortgage credits for inhabitants forimprovements of energy conservation in private houses and flats.

Experts have evaluated social effects of energy conservation projects as folows:

• decrease of energy demand and expenses for heating of flats and private houses;• increase of new working places, rise of employment.

6.1. Thermal Energy Efficiency

District heat share in the final energy consumption on 1995 reached 38 percent and twiceexceeded that of electricity. Besides a substantial share of the remaining final energyconsumption relates to conversion of primary energy resources into thermal energy atdecentralised systems (adding another 15 percent). Therefore, thermal energy sector isthe major area for energy efficiency improvements.

The structure of achievable energy efficiency potential consists of 3 parts:

« 47 percent - in consumption;• 31 percent - in transmission;• 22 percent - in generation.

Implementation of the respective efficiency improvements would require investments ofapproximately 2 billion LVL while aggregate efficiency in thermal energy systems wouldimprove by 65 percent.

Thermal Energy Production Efficiency

Energy efficiency measures for various groups of boiler plants are evaluated andprioritised by experts. They have calculated saved heat energy in different projects orproposals of energy conservation measures and respective investments for theseimprovements. It is shown in Table 1. Ranges of uncertainty in evaluation of energyconservation problems have been taken into account as wide evaluation uncertaintyranges of different experts groups and ranges of results of realisation of similar projects.

78

Thermal Energy Transmission Efficiency

Heat losses in networks on average are between 25-30 percent, though in summer whenonly hot water is supplied they may exceed 50 percent of the heat produced. Also, heatlosses are influenced by the fact that the actual pipeline diameters do not correspond tothose required by consumer loads. In case of network reconstruction heat losses in pre-insulated pipelines that have appropriate diameters depend on network length andconfiguration and are in ranges 7-15 percent. Investments in network reconstructiondepend on pipeline diameters and they vary between 30 to 700 thousand LVL perkilometre (in 1995 prices).

With one calculation Excel programme works in rock wool insulation materials tradingcompany "Paroc Latvia". This programme deals with insulation layers for heating pipes. Itcalculates annual saved energy after insulation of various heat supply pipes by differentinsulation material layers and payback period of expenses for improving measures.

Table 1. Energy Efficiency Investments in Boiler Plants

Measures

Conversion to domestic fuels:fire wood boilerwood chip boilerInstallation of new and efficient boilers:fire wood boilerwood chip boilerFuel preparation and storageBurning optimisation:woodLFOnatural gasCapacity optimisation:natural gasheavy oilReplacement and modernisation ofelectric appliancesWater treatment

InvestmentsLVL7MW

10 00025 000

10 00025 00025 000

5 0004 5002 500

30 00035 0001000-2000

1 000

Growth of energyefficiency, %

10 - 15 %20 - 25 %

10%20%15-20%

5%10-25%5-10%

10-20%20 - 50 %50 - 70 %

long term: - in 1995 prices; 1 USD = 0.54 LVL

Thermal Energy Consumption Efficiency

Residential and public houses are major thermal energy consumers. It is estimated thatbuilding space heating consumes some 65 percent of the total delivered heat. The usingof the thermal insulation for the building envelope and the improvement of the heatingand ventilation systems are an enormous potential for energy savings. One of the mostimportant tasks is the increase of thermal resistance values for various buildingconstructions.

On September 12, 1991 Latvian Republic's Ministry of Architecture and Constructionissued Regulations No.68 "On Improvement of Thermal Resistance Values of BuildingConstructions". Annex to this document established minimum thermal resistance valuesfor buildings that are under construction or will be reconstructed.

7 9

In the Institute of Physical Energy Excel program "Audit" for residential buildings haspartly been developed. It calculates saved heat energy in the residential and publichouses in the case of construction of thermal insulation layer on the outside walls. Thisprogram calculates saved heat energy in the year and payback period of expenses forinsulation materials and work. With this programme it is possible to recommend asequence of energy efficiency measures. Costs of individual measures and theirapproximate payback periods are summarised in Table 2.

Table 2. Costs and Payback Period for Typical Thermal Energy EfficiencyImprovements.

Measures

Packing of windows" leavesInsulation restoration for heating systems'pipesInsulation of attic ceilingsModernisation and regulation of heatingsystemsRepair of windows with installation of glasspackages or additional panelsInsulation of gently sloping roofs withsimultaneous restoration of hydro insulationWindow replacement with new high thermalresistance windowsInsulation of outer walls with simultaneousbuilding front's renovation

Costs, LVL/m2

0.30-0.500.15-0.30

0.80-1.503.0-8.5

3.20-6.50

2.0-4.5

14.0-22.0

5.0-10.0

Estimated payback,years

210-12

4-93-5

12-14

8-10

25-45

6-10

Biggest district heating system in Latvia is in Riga (capital of Latvia). It supplies with heatabout 600,000 inhabitants. In 1998 the Municipality of Riga is accepted "Concept of Riga"including energy conservation measures (installation of heat meters and hot and coldwater meters, reconstruction of central heating junctions and other measures). ThisConcept also provides modernisation of main district heating company "Rigas Siltums"and measures for decrease of demand for heat energy in Riga. In 1998 experts workedout the Reconstruction Project of Riga's District Heating (DH). In the proposed project theshare of CHP plant is increased from 47 percent to 81 percent and inefficient boiler plantsmainly will be closed down. The implementation of this Reconstruction Project will lowerpresent level of dust, CO2, SO2, NOX and other emissions. Reduction of CO2 emissionsdue to this project corresponds to 10 percent of the total CO2 emissions of Latvia (or 2.5percent of the total CO2 emissions of the three Baltic countries).

Criteria use by choices of foreign partners is the maximal profitability of projects. Forexample, in 1998 Municipality of Riga is planning to accept credit from Denmark(company "Danfoss") in amount the of 2 million LVL to 10 years with interest rate 6-7percent by year and with some privileges.

In the transition period a characteristic problem was inflation in the beginning of thisperiod and impossibility of inhabitants and objects of industry to make up accounts forenergy. It is connected with big debts in household and industry sectors. The Municipalityof Riga has worked with this problem and solved it partly in 1996. The Municipality has no

80

debts for heating, but the problem of inhabitants' debts is included in a specialprogramme worked in the "Concept of Providing of the Indigent Inhabitants".

Investments

Efficiency improvements in heating systems are closely connected with investments ingeneration, networks and improvements of building efficiency. In forecast of investmentsit would be taken into account that funds consumed by thermal energy sector will betaken away from other sectors and GDP growth would decrease. Permissible amount ofinvestments in energy, which would not decrease GDP growth, is 5 percent of allinvestments.

Analysis shows that during 1997-2020 thermal energy sector may afford some 826 millLVL or 971 million LVL in aggregate investments (by different Scenarios). It is improvingthe total efficiency by respectively 28 percent and 39 percent compared with 1997.

6.2. Electricity Efficiency

Energy efficiency improvements in electricity sector are expected to occur simultaneouslywith growing demand from industry and households.

With consequent implementation of energy efficiency measures the share of losses intotal electricity consumption will be reduced to approximately 8.5 percent by the year2020.

7. REFERENCES

[1] Davis A., Freibergs G., Zebergs V., Zeltins N. Baltic energy market liberalisation anddevelopment of North European energy supply // 23rd IAEE Annual InternationalConference, Conference Proceedings, session 3, Sidney, Australia, 2000: 10 p. (CDROM).

[2] Davis A., Zebergs V. and Zeltins N. Latvian Energy Sector in Transition to FreeEnergy Market // Regional WEC European Energy Forum KYIV-2000 "Markettransformation in the energy industries. Perspectives for the beginning of the thirdmillennium", Proceedings 2, Kiev, Ukraine, 2000: 45-50.

[3] Ginters V., Stuklis I., Zebergs V., Zeltins N. Latvian power and gas supply systemsin transition to European market // IAEE Annual European Energy Conference 2000"Towards an Integrated European Energy Market", Papers day 2, Bergen, Norway,2000: 9 p.

[4] Ošs A., Puikevica-Puikevska I., Zeltiriš N. Aims and Expectation of DesirableIntroduction of Latvia in the Ell // Energy conservation policy, Special issuededicated to integretion of Central and Eastern Europe Countries with EuropeanUnion, Poilish Academy of Sciences, Institute of Environmental Engeneering, ZeszytNr.1/2000: 41-53.

[5] Kreslinsh V., Brinkis K., Zebergs V., Zeltinsh N. From National to Regional ElectricityMarket in the Baltic States and Northern Europe // IAEE Newsletter Fourth Quarter,Cleveland, USA, 2000:16-18.

81

[6] Osh A., Ekmanis Y., Zebergs V. and Zeltinsh N. (2001) Energy policy in Latvia //International Journal of Global energy Issues, Energy conservation policy in Centraland Eastern European countries, UNESCO, Volume 16, Nos.1/2/: 64-81.

[7] Blazevich J., Davis A., Mikelsons K., Zebergs V., Zeltins N. (2001) Development ofBaltic Energy Sector in Central Europe Energy Market // 18th World EnergyCongress, Buenos Aires, Argentina, CD - Technical Papers: 16 p.

[8] Ekmanis Juris, Frormann Detlef, Kapala Jan, Michna Jerzy, Zeltins Namejs (2001)Expedient researches on Energy and Environment Policy in Central and EasternEurope countries // Latvian Journal of Physics and Technical Sciences, NR.5: 3-13.

[9] Čaikovska M., Miškinis V., Rudi U., Šlichta G., ZeltiNš N. (2001) ActuelleWirtschafts- und Energieprobleme der Baltischen Staaten //11. Zittauer Seminar zurenergiewirtschaftlichen Situation in den Landern Osteuropas: 16 S.

82

HR0200006Neven DuićFakultet strojarstva i brodogradnje Sveučilišta u ZagrebuZagreb, HrvatskaTomislav JurekovićGradska plinara ZagrebZagreb, HrvatskaMaria da Graga Silva CarvalhoInstituto Superior TecnicoLisabon, Portugal

EFEKTI LIBERALIZACIJE TRŽIŠTA ENERGENATA U PORTUGALU

Sažetak

Nakon uspješnog restrukturiranja i privatizacije elektroenergetskog sustava u Portugalu teliberalizacije trećine tržišta električne energije, nije došlo do velikih promjena. Međutim,jedan je manji dio povlaštenih potrošača promjenio dobavljača, došlo je do značajnogporasta proizvodnje električne energije u kogeneraciji i iz obnovljivih izvora, doduše smale baze, te je došlo do okrupnjavanja energetskog sektora vlasničkim povezivanjemelektroprivrede naftno-plinske privrede. Vertikalnim i horizontalnim povezivanjem nafte,plina i električne energije, Portugal se odlučio na strategiju nacionalnog šampiona, te jepoziciju konkurencije prepustio stranim tvrtkama. Vezavši se strateškim partnerstvima sašpanjolskom Iberdrolom te talijanskim ENI-jem, te uz specifičnu geografsku izdvojenupoziciju, konkurencija je na tržištu električne energije svedena na Endesu. Ipak, radi se oreorganizaciji prije početka stvarne tržišne bitke kada će utjecaj europskog unutrašnjegtržišta energenata prevladati, te se težište stavlja na povećanje efikasnosti energetskogsektora. Rapidnom plinofikacijom Portugala, zahvaljujući većoj efikasnosti plina, u 2000.godini izbjegnuta je emisija 6 milijuna tona ugljičnog dioksida, oko desetine ukupneemisije. Napravljena je usporedba procesa restrukturiranja energetskog sektora uPortugalu s procesom koji je u tijeku u Hrvatskoj.

EFFECTS OF LIBERALISING THE PORTUGUESE ENERGY MARKET

Abstract

After the successful restructuring and privatisation of the national power system, and afteropening of a third of the national electricity market, no major changes have occurred asyet. However, a smaller part of eligible customers have switched suppliers, a significantincrease in cogeneration-type power generation has been recorded - although from arelatively minor base, and consolidation of energy sector has happened throughownership binding of national oil&gas and power industries. Through both vertical andhorizontal integration of oil, gas and electricity, Portugal has opted for the nationalchampion strategy, and left the position of competition to foreign companies. By enteringinto strategic partnerships with Spanish Iberdrola and Italian ENI, as well as through the

83

specific character of its geographic position, the actual competition on electricity markethas been reduced to Endesa. Still, all this can be marked as a certainrepositioning/reorganisation in face of the ensuing real market battle, when the influenceof European internal energy market will no doubt prevail, and the current stress is beingput on increasing the efficiency of the energy sector. Rapid development of natural gassystem in Portugal has - based on the better efficiency of natural gas - resulted in carbondioxide emission avoidance of some 6 million tons, representing around a tenth of totalemissions. Finally, a comparison has been made between the process of restructuringthe Portuguese energy sector and the currently ongoing process in Croatia.

1. UVOD

Pod utjecajem europske regulacije tržišta energenata u Portugalu je došlo do daljnjegrestrukturiranja energetskog sektora u posljednjih godinu dana. Najvažniji su događajivećinska privatizacija elektroprivrede, efektivno izdvajanje transmisije iz elektroprivrededržavnim preuzimanjem 70 posto transmisione tvrtke REN, te fuzioniranje distribucijskihtvrtki u jednu kao dio reintegracije elektroprivrede, lako je došlo do izlaska pojedinihpovlaštenih kupaca električne energije, njih 22 iz javnog elektroenergetskog sistema,prava se bitka za tržište tek očekuje [1]. Garantiranim otkupom električne energije odproizvođača na posebnom režimu došlo je do velikog rasta kogeneracije te korištenjaobnovljivih izvora energije.

Najvažniji dijelovi europske energetskog zakonodavstva su Direktiva Europske komisije ounutrašnjem tržištu električne energije [2] i Direktiva o unutrašnjem tržištu prirodnog plina[3], koje su definirale okvire restrukturiranja i demonopoliziranja tržišta mrežnihenergenata, u cilju povećanja efikasnosti sektora i snižavanja cijena energenata. Premazakonodavcu, Europskoj komisiji, primarni razlog stvaranja tržišta energenata jesnižavanje cijena po ugledu na američko tržište, posebno za velike potrošače koji su odiznimne važnosti za konkurentnost ekonomije (sada su cijene za industrijskog korisnikaoko 40 posto veće [4]). Portugal je kao članica Europske unije usvojio nacionalnuregulativu u skladu s tim i ostalim direktivama vezanim na energetski sektor.

Proces stvaranja slobodnog tržišta doveo je potpunog odvajanja sektora transmisijeelektrične energije i odvajanja transporta plina u posebnu tvrtku, slobodnu proizvodnju spravom prolaza kroz sistem, te omogućavanjem povlaštenim kupcima da kupujuenergente slobodno na tržištu, što je dovelo do teoretske liberalizacije 33 posto tržištaelektrične energije već 2001. godine, a trebalo bi dovesti i do otvaranja tržišta prirodnogplina do 2010. Liberalizirani dio tržišta električne energije sastoji se od proizvođačapovlaštenih potrošača koji odluče kupovati električnu energiju na slobodnom tržištu.Prema sadašnjem stanju potencijalnih povlaštenih potrošača je oko 200, dakle svi oni čijapotročnja prelazi 9 GVVh godišnje. Tome još treba pridodati 8 posto električne energijekoju javna distribucija može kupovati na slobodnom tržištu ili iz uvoza.

8 4

Plinofikacija Portugala je počela tek 1997. godine spajanjem na alžirski plinovod prekoŠpanjolske, te je kao tržište u nastajanju Portugal djelomično izuzet iz Direktive ounutrašnjem tržištu prirodnog plina do 2007. Dobava i distribucija plina je dodijeljenagrupi Petrogal, koja je nastala nedavnom fuzijom plinske i naftne industrije, te kojauključuje 6 odvojenih geografskih koncesija distribucije i tvrtku Transgas koja osimupravljanja plinovodima i uvozom prirodnog plina i distribuira plin velikim klijentima.

Unatoč formalnoj liberalizaciji i deregulaciji tržišta još nije došlo do stvarne tržišneutakmice jer je portugalska vlada ostavila većinu tvrtki u vlasništvu grupe EDP, daklebivšeg monopolista, koji je i suvlasnik grupe koja ima monopolni položaj na tržištu plina, avećinski na tržištu nafte, te prema tome može držati pod kontrolom dobavu većineprimarnih energenata. Time je jedina ozbiljna konkurencija iz uvoza, čije su šanse bitnoumanjene kako zbog stanja na jedinstvenom europskom tržištu transmisijskih kapaciteta(koje još ne funkcionira) tako i zbog specifičnog geografskog položaja Portugala.Dosadašnje iskustvo upućuje na takav slijed događaja, jer je svega 22 (od potencijalnih200-tinjak) povlaštenih kupaca prešlo u liberalizirani režim, od kojih je 10 potrošača i defacto izašlo iz sistema sklapanjem ugovora sa španjolskim dobavljačima [1], Međutim,pod europskim pritiskom daljnjeg otvaranja tržišta, očekuje se da bi sljedeće godinemoglo doći do daljnjeg povećanja broja povlaštenih kupaca.

Usporedba aktualnih transformacijskih i liberalizacijskih procesa u energetskim sektorimaPortugala i Hrvatske polazi od činjenice da su razvojni parametri ovih dviju zemalja imaligotovo identičnu dinamiku i iznose sve do prije otprilike 15-ak godina. Izrazitadivergencija ovih parametara koja je uslijedila nakon 1985. godine posljedica je s jednestrane bitno različitih uvjeta u kojima se odvijao recentni gospodarski i društveni razvojPortugala i Hrvatske, a s druge strane različitog stupnja odlučnosti i spremnosti vladajućih(političkih) struktura dviju zemalja i dominantnih tvrtki da se suoče s neminovnimpromjenama i na vrijeme formuliraju adekvatne i transparentne provedbene strategijeliberalizacije energetskog sektora. Novostvoreni zakonski okvir hrvatske energetike kao iinstitucionalni okvir in statu nascendi, u načelu otvaraju razvojne šanse. Njihovo je pakkorištenje kompatibilno proklamiranim okosnicama hrvatske gospodarske strategije.Vitalnu će ulogu u nastavku procesa odigrati definiranje sekundarnog zakonodavstva kojeće objektivno omogućiti ili blokirati nastavak procesa.

2. TRŽIŠTE ELEKTRIČNE ENERGIJE

Direktiva o unutrašnjem tržištu električne energije [2] postavlja zajednička pravila oproizvodnji, transmisiji i distribuciji električne energije. Za gradnju novih kapacitetageneracije postoje dvije predviđene procedure, autorizacijom i tenderom (natječajem).Portugal se jedini odlučio za sistem tendera u kojem Uprava za energiju (DGE)procjenjuje buduće potrebe za kapacitetom.

Transmisija obuhvaća samo visokonaponsku mrežu (£110 kV) i dispečerstvo, te kaotakva mora biti barem knjigovodstveno odvojena (unbundling) od proizvodnje idistribucije. Portugal je tvrtku koja ima koncesiju nad transmisijom, REN, zadržao uvećinskom državnom vlasništvu nakon privatizacije ostatka elektroprivrede. Dispečermora davati jednak pristup svim korisnicima, s time da zemlje članice mogu propisatiprioritet obnovljivim izvorima i kogeneraciji te električnoj energiji proizvedenoj iz domaćih

85

goriva, do maksimalno 15 posto primarne energije upotrebljene za proizvodnju električneenergije. Distribucija obuhvaća i transmisiju na srednje i niskonaponskoj mreži. Zemljačlanica može propisati obavezu opskrbe električnom energijom svih potrošača lociranih udistributivnom području, tzv. public service obligation (PSO), te također može reguliratitarifni sustav, što je usvojio Portugal.

Prema direktivi predviđana su tri mehanizma pristupa mreži, regulirani i pregovomipristup treće strane (third party access, TPA) te procedura jedinstvenog kupca (singlebuyer). Osim pristupa mreži postoji i mogućnost postavljanja direktnih vodova izmeđuproizvođača i potrošača podložna autorizaciji. Portugal je za liberalizirani dio tržištaodabrao regulirani pristup treće strane.

Otvaranje tržišta električne energije dovelo je do formalne liberalizacije 65 postoeuropskog tržišta električne energije, ali nije dovelo do očekivanih efekata na smanjenjecijena, jer se dosadašnji monopolisti uspješno brane od konkurencije. Jedinstveno tržišteelektrične energije nije ograničeno samo na zemlje članice EU, nego mu se mogupridružiti i zemlje Europskog ekonomskog prostora (European Economic Area, EEA)prihvaćanjem regulative koja prati Direktivu, što u praksi znači Norveška, te Švicarska izemlje u akcesiji. Za očekivati je da će se takva mogućnost otvoriti i za zemljestabilizacije i asocijacije, među kojima je i Hrvatska.

2.1. Elektroenergetski sistem Portugala

Portugalski elektroenergetski sistem (SEN) podijeljen na dva dijela, javnielektroenergetski sistem (SEP) i nezavisni elektroenergetski sistem (SEI). SEP se sastojiod mreže u vlasništvu posebne tvrtka REN, tri proizvođača električne energije (CPPE,Turbogas, Tejo Energia) vezanih minimalno petnaestogodišnjim ugovorima, te javnedistribucije (EDPD). REN je u 70 posto vlasništvu portugalske države dok je preostalih 30posto, kao i tvrtke EDPD i CPPE, dio holdinga EDP, što je u stvari bivši portugalskielektroprivredni monopolist [1],[5]-[10]. Već je 1994. portugalska vlada prilikomrestrukturiranja elektroprivrede 30 posto dionica prodala uglavnom flotacijom na stranim idomaćim burzama, a manji je dio prodan institucionalnim ulagačima. Daljnjih 19,5 postoprodano je kasnije u dva navrata, djelomično na burzi, a djelomično strateškiminvestitorima. Krajem 2000. godine prodano je daljnjih gotovo 20 posto holdinga, te jetime udio ukupnog državnog vlasništva, uključivo fondove i državne banke, pao na 30,9posto. Prema posljednjim informacijama o strukturi vlasništva 4 posto je u rukamaIberdrole, druge najveće Španjolske grupe te saveznika EDP-a, 4,9 posto je u rukamalokalne banke BCP, a preostalo je u vlasništvu portfeljnih i drugih investitora [1],[10],[11].

Proizvođači električne energije u SEP-u prodaju struju tvrtci REN prema uvjetima izpower purchase agreement (PPA) koji se sklapa za svaku centralu posebno za vrijemenjenog životnog vijeka [1]. Tipični PPA tarifu bazira na cijeni kapaciteta te cijeni energije.Cijena kapaciteta određuje se prema dogovorenoj stopi povrata investicije, te pokrivaostale fiksne troškove održavanja, te za određenu unaprijed dogovorenu garantiranusnagu. U slučaju da se stvarna dostupna snaga razlikuje od dogovorene, cijena sekapaciteta smanjuje ili povećava, stimulirajući spremnost svake centrale da prema odlucidispečera (REN) dostavi traženu električnu energiju. Cijena energije obuhvaća sve

86

varijabilne troškove, na osnovi ugovorno utvrđene energetske efikasnosti i ugovornoutvrđenih stvarnih cijena goriva [1].

Tablica 1. Struktura portugalskog elektroenergetskog sistema 2000 ([1],[12],[13])maksimalna snaga u MW

HoldingEESRežim

Tvrtka

HidroenergijaUgljenMazutPlinMazut/PlinDizelVjetarBiomasaKogeneracijaUkupno tvrtkeUkupno režimUkupno holding

10% EDP |100%EDP

SEP

Furbogas

•

990

990

TejoEnergia

584

584

CPPE

390311921523

236329

71838757

SEISENV

HDN,Hidrocenel,EDP Energia

270

-

270270

PREEnernova,EDPCogeracao,itd.

30967106

Industrija

10901090

Nezavisni

190

74

2641460

[7559

orupo EDP

1 1 1 Inform

»SFP

-SFf

HM *»* JHS,ss..™»,«i

a tsludat

^ ie -

BRASH.

OUATEUAIA

IWWOCOS

MACAU

17- r ? »

CABOVFROF

THtLE

Tocnologlas

]

4Si j

< • "

6

« .

W

Slika 1. Struktura EDP grupe

87

Tvrtka REN upravlja mrežom prema koncesiji do 2050., te obavlja funkcije dispečera.Zakonom je obavezna otkupljivati električnu energiju od proizvođača na posebnomrežimu (PRE). Liberalizirani dio tržišta, SENV, slobodan je uspostavljati ugovorni režimizmeđu proizvođača i potrošača, uz regulirani TPA transmisijskoj mreži. Zakonodavac jepredvidio i regulativno tijelo, ERSE, koje donosi odluke vezane na nacionalnielektroenergetski sistem, te je nezavisan od političkog sistema i vlade. Portugalska vladane može utjecati na njegove odluke o tarifama.

Novi kapaciteti za proizvodnju unutar SEP-a donose se sistemom tendera, i po tome jePortugal jedinstven medu zemljama članicama EU. Uprava za energiju (DGE) svake dvijegodine odlučuje kakve su buduće potrebe prema procjeni jedinstvenog kupca (REN).Trenutno je u gradnji ili pripremi 839 MW novih hidroelektrana, sve u javnom sistemu, isve pod koncesijom CPPE. U nezavisnom EES-u (SEI) primjenjuje se autorizacijskiprincip o čemu također odlučuje DGE. EDP je već dobio autorizaciju za 2x400 MWkombiniranog ciklusa na prirodni plin, kao dio nezavisnog EES-a, što će graditi u okvirunovoosnovane tvrtke TER.

Tijekom 2000. godine EDP je fuzionirao 4 regionalne distribucijske koncesije u EDPD, teta tvrtka sada pokriva gotovo svu distribuciju u kontinentalnom Portugalu. Kakokoncensije za niskonaponsku distribuciju izdaju općine, jedan mali dio je u rukama malihlokalnih distributera. Povlašteni kupci mogu kupovati električnu energiju na liberaliziranomtržištu (SENV) i preko visoko i srednje naponske distribucijske mreže, po principureguliranog TPA.

2.2. Liberalizirani dio tržišta električne energije (SENV)

Na liberaliziranom tržištu (SENV) kao ponuđači javljaju se tri tvrtke (HDN, Hidrocenel iEDP Energia) unutar holdinga EDP, te Endesa, najveća španjolska elektroprivreda. TriEDP-ove tvrtke ukupno posjeduju 34 srednje i manje hidroelektrane ukupne instaliranesnage od 270 MW, koje proizvode u godini srednjeg hidrološkog režima oko 650 GVVhelektrične energije, što je oko 2 posto ukupne proizvodnje u Portugalu u 1998. [12].Ukupno 200 potencijalno povlaštenih kupaca, tj. onih s više od 9 GWh godišnjepotrošnje, trošilo je 2000. godine oko 15 posto ukupne električne energije, te oko 7 postovrijednosti prodaje EDP-a. Od njih su samo 22 povlaštena kupca izašla iz javnog EES-a,predstavljajući oko 1,4 posto ukupne električne energije prodane i 0,3 posto vrijednosti.Od tih 22 povlaštena kupca 12 ih je ušlo u ugovorni odnos s EDP Energia, dakle dijelomEDP grupe, a svega 10 ih se odlučilo za kupnju električne energije od španjolskihdobavljača [1]. Slika 1. pokazuje strukturu EDP grupe, koja osim što je ostala u kontroligotovo čitave proizvodnje i distribucije, posjeduje i 14 posto grupe GALP, koji jemonopolista na tržištu prirodnog plina, te drži veći dio naftnog tržišta.

lako se još ne očekuje da bi veći broj povlaštenih potrošača mogao preći iz SEP-a uSENV, jer unatoč restrukturiranju i formalnoj demonopolizaciji nije došlo do stvaranjaefektivnog tržišta električne energije u Portugalu, već se vrši pritisak na Portugal da daljerekonstruira sektor. Kako EDP istovremeno pokušava ući na španjolsko tržište, kupnjomdijela treće španjolske elektroprivrede Hidrocantabrico, Španjolska je onemogućilapreuzimanje kontrole, dok portugalska vlada nije dala garancije da će nastaviti s

88

liberalizacijom tržišta, stvaranjem zajedničkog iberskog elektropoola, te pojačavanjemtransmisijskih kapaciteta između Portugala i Španjolske. Glavna prepreka daljnjemizlasku potencijalnih povlaštenih kupaca iz javnog sistema je u tome što ostaju primoraniplaćati, kroz tarifni sistem, jedan dio troškova kapaciteta javnog sistema, iako u njemu nesudjeluju [1]. Krajem 2001. godine regulator ERSE će postaviti novi cenzus za povlaštenekupce, za period 2002-2004., te se očekuje liberalizacija prodaje električne energije nasrednje i visokonaponskoj mreži.

Postoji mogućnost da se pojavi konkurentni proizvođač, ali taj bi morao ovisiti ili o dobaviplina, koja je pod utjecajem EDP-a, ili o dobavi uvoznog ugljena. Međutim, drugu opcijune mora omogućiti vlada, jer tenderom planira gradnju termoelektrana na ugljen tek iza2010., ili čak niti tada, zbog obaveze smanjenja emisije stakleničkih plinova.

Ukupna prosječna cijena električne energije proizvedene u SEP-u iznosila je 1998.godine 3.7€ct (EURO centi), dok se pretpostavlja da je već 1999. bila 4€ct, te da ćepolako rasti prema 5€ct u godini 2010. gotovo isključivo zbog povećanja varijabilnihtroškova. Kako cijena na granici Portugala već godinama polako pada, od 4.5€ct 1994.do 4€ct već 1998. (a u konzervativnoj prognozi očekuje se daljnji pad na 3.5€ct 2010.godine) može se dakle smatrati da je uvozna električna energija već jeftinija od ukupneproizvodne cijene struje, te je prema tome svaka daljnja gradnja kapaciteta zaproizvodnju upitna [12]. Ako se međutim uspostavi jedinstveno i kompetitivno europskotržište električnom energijom, što se još ne može sa sigurnošću tvrditi, i ako ponuda budena razini današnjih cijena u Francuskoj, Slovačkoj ili Ukrajini, tada je i stvarnaliberalizacija neminovna. Ovako će Portugal ne samo zadržati drugu najvišu (poslijeItalije) prosječnu cijenu električne energije za kućanstva u EU (12.45€ct/kWh), nego će iindustrijska tarifa, koja je sada u europskom prosjeku (5.45€ct/kWh), uskoro ostati međunajvišima [14].

2.3. Proizvođači na posebnom režimu

S ciljem zadovoljenja europske Direktive o promociji električne energije proizvedene izobnovljivih izvora [15], prema kojem se od Portugala očekuje da do 2010. godine 45,6posto električne energije dobiva iz svih obnovljivih izvora uključujući i velikehidroelektrane (1998. godine ta je proizvodnja iznosila 36,5 posto), odnosno bez velikihhidroelektrana 21,5 posto (1998. godine svega 4,5 posto) [16], Portugal je donio propiseo posebnom tarifnom režimu za električnu energiju dobivenu iz obnovljivih izvora,uključivo malih hidroelektrana (<10MW). Kako bi podržao povećanje efikasnostiproizvodnje električne energije iz fosilnih goriva u ovaj je režim uvrštena i kogeneracija.

Zahvaljujući uspostavi posebnog tarifnog režima električna energija dobivenakogeneracijom u industriji a dostavljena SEP-u povećana je 40 puta u periodu 1990-1998., na 1356 GWh, predstavljajući oko 4 posto ukupne proizvodnje električne energijeu Portugalu. Također, električna energija dobivena iz malih hidroelektrana porasla je 20puta u istom periodu, na 600 GWh 2000. [1], odnosno 2 posto ukupne proizvodnje, te jeproizvodnja električne energije iz vjetroelektrana dostigla 78 GWh 1998. [12], te 109 GWh2000. [1]. Uz električnu energiju potrošenu od same industrije (oko 3000 GWh), ukupnaproizvodnja iz kogeneracije, obnovljivih izvora i malih hidroelektrana dostiže 13 postoukupne nacionalne proizvodnje [12].

89

Prosječna cijena električne energije iz posebnog režima dostavljene SEP-u je 2000.iznosila 5.3€ct [1]. Prema tarifnom sistemu REN je dužan preuzeti svu električnu energijuproizvedenu u posebnom režimu po prosječnoj cijeni izbjegnutog troška, tj. po cijeni kojubi plaćao da za električnu energiju koju bi morao kupiti kao zamjenu. Ovakav je povoljanrežim doveo do procvata kogeneracije i proizvodnje električne energije iz vjetra.

Očekuje se značajan rast ovoga sektora, naročito ako nakon usvajanja Direktive oobnovljivim izvorima dođe do povećanja garantiranih tarifa, s ciljem postizanja ciljnogudjela od 21,5 posto u ukupnoj proizvodnji 2010. Ako ne dođe do povećanja tarifeočekuje se povećanje po stopi od 6 posto godišnje do 2005. Očekuje se da će većinarasta biti u sektoru obnovljivih izvora, naročito biomase, vjetra i malih hidroelektrana.

3. TRŽIŠTE PRIRODNOG PLINA

Direktiva Europske komisije o unutrašnjem tržištu prirodnog plina [3] donesena je 1998.dakle dvije godine poslije Direktive o tržištu električne energije, te je iste godine stupila nasnagu, dajući dvije godine zemljama članicama za prilagodbu lokalnog zakonodavstva.Direktiva postavlja zajednička pravila o ponudi, transportu, skladištenju i distribucijiprirodnog plina, ali omogućava onim zemljama članicama koje su ili odvojene odeuropske plinske mreže ili su spojene samo jednim ulaznim plinovodom te im najvećidobavljač ima više od 75 posto kapaciteta, da ne primjenjuju direktivu. Također jeizuzetak od nekih odredbi moguć za one zemlje gdje plinska mreža postoji manje od 10godina. Takva zemlja je Portugal koja je tek 1997. spojena na alžirski plinovod te sestoga ovdje neće ulaziti u detalje Direktive. Maksimalno je moguće dobiti izuzetak oddirektive na 10 godina.

Slika 2.a) Struktura Galpenergia grupe

9 0

Slika 2.b) Geografska podjela distribucijskih koncesija i magistralna plinovodna mrežatvrtke za uvoz i transport prirodnog plina Transgas, sve dio grupe [18]

Kao i za tržište električne energije zemljama članicama je omogućeno da izaberuregulirani ili pregovorni TPA (third party access). Propisano je knjigovodstveno odvajanjepojedinih sektora, a posebno mreže plinovoda (unbundling). Direktiva je već dovela doformalne liberalizacije oko 80 posto europskog tržišta prirodnog plina, ali kao i na tržištuelektrične energije stvarna liberalizacija zaostaje za zakonskom zbog snage ustaljenihmonopola. Među povlaštenim potrošačima su prema direktivi termoelektrane na plin,veće toplane na plin, te svi potrošači koji na jednom mjestu troše barem 25 milijuna m3

prirodnog plina. Taj bi se limit smanjivao u 2005 na 15 milijuna m3 prirodnog plinagodišnje, te 2010. na 5 milijuna m3 prirodnog plina godišnje. Rapidnom plinofikacijomPortugala, zahvaljujući većoj efikasnosti plina, u 2000. godini izbjegnuta je emisija 6milijuna tona ugljičnog dioksida, oko desetine ukupne emisije [17]. Jedinstveno tržišteprirodnog plina nije ograničeno samo na zemlje članice EU, nego prihvaćanjem regulativekoja prati Direktivu mogu mu se pridružiti i zemlje EEA, što u praksi znači Norveška, teŠvicarska i zemlje u akcesiji, a za očekivati je da će se takva mogućnost otvoriti i zazemlje stabilizacije i asocijacije, među kojima je od početka studenog i Hrvatska.

3.1. Prirodni plin

Kako je plinovod iz Alžira preko Španjolske stigao do Portugala tek 1997. godine on je uprijelaznom razdoblju djelomičnp izuzet od Direktive o unutarnjem tržištu prirodnog plina.Prije dolaska prirodnog plina već je obavljen jedan dio plinofikacije, djelomično gradskimplinom, kao npr. GDL u Lisabonu. Grupa GdP osnovana oko GDL-a, koji mijenja ime u

91

Lisboagas, dobiva koncesiju za dovođenje plina (Transgas), te distribuciju prirodnog plinau 6 geografskih koncesija (Slika 2.b). U travnju 1999. godine grupa GdP spojena je snajvećom naftnom grupom Petrogal u holding Galpenergia, koji je 35 posto u direktnomvlasništvu države, 14 posto u vlasništvu EDP-a i 13,5 posto u vlasništvu državne bankeCaixa Geral de Depositos. Ostatak, 37 posto je uglavnom u vlasništvu stranih strateškihinvestitora talijanskog ENI-ja i španjolske Iberdrole (Slika 2.a).

Transgas osim što ima kotrolu nad dobavom prirodnog plina, bavi se i distribucijomprirodnog plina klijentima čija potrošnja prelazi 2 milijuna m3 godišnje, te prodajom plinatermocentralama i lokalnim distributerima.

Nakon povlačenja plinovoda krenulo se u konverziju postojećih potrošača s gradskog imješanog plina, što je za sada samo uglavnom obavljeno, te priključenje novih.Priključena su također tri bloka kombiniranog ciklusa po 330 MVV u Tapadi de Outeiro, uvlasništvu tvrtke Turbogas, što je i najveći potrošač plina za sada. Slika 3. pokazuje udioraznih energenata u primarnoj energiji, te je zamjetan brzi rast prirodnog plina u ukupnojenergetskoj slici. Već je 1998. ušlo 767 milijuna m3, sljedeće godine 2,1 milijardi mprirodnog plina da bi 2000. godine dostigla 2,8 milijardi m3. Očekuje se da će se takavtrend nastaviti, a kada se potroši kapacitet sadašnjih dvaju ulaza iz Španjolske, bit ćeotvoren LNG terminal 2003. godine. Radi se također na dva skladišta prirodnog plina,jedan će biti otvoren 2002. i drugi 2004. godine. Za sada se za uslugu skladištenja koristešpanjolski kapaciteti. Cijena alžirskog plina na ulazu u Portugal je 14€ct/m3, dok se zaplin na terminalu - prema službeno objavljenim projekcijama - očekuje da će kadaterminal proradi iznositi 10,5€ct/m3 [12].

0

{gjobnovljivi izvorigbiomasa + otpad»hidroenergija

£1 prirodni plin• nafta

1990 1992 1994 1996

Godina

1998 2000

Slika 3. Upotreba primarne energije u Portugalu [16],[17],[19],[20],[21 ]

9 2

4. USPOREDBA S HRVATSKOM NAKON DONOŠENJA ENERGETSKIH ZAKONA

Motiv za pokušaj usporedbe procesa i efekata liberalizacije energetskih sektora Portugalai Hrvatske proistekao je iz uočenih usporedivih startnih gospodarsko-razvojnih imakroekonomskih predispozicija i parametara dviju zemalja. Mjereno većinomstandardnih razvojnih pokazatelja, primjerice BDP-om per capita, Portugal i Hrvatskapokazuju usporedivu dinamiku razvoja do sredine 80-ih, nakon čega dolazi do izrazitekonvergencije. Koncentrirajući se na aktualnu dinamiku u energetskim sektorima dvijuzemalja, iniciranu liberalizacijskim procesima europske energetike, smatralo se da biusporedba dvaju procesa mogla upućivati na određene zaključke i eventualne preporuke.Obje zemlje prolazile su svojevrsnu gospodarsku tranziciju, pri čemu su kretale stradicijski i društveno-gospodarski različitih, ali razvojno-ekonomski sličnih pozicija.Međutim, dok se tržišna i strukturna prilagodba portugalskog gospodarstva odvijalaunutar zadanih i predvidljivih okvira EU, tranzicija Hrvatske odvija se u okvirimanepostojanja širokog koncensuza oko cilja tranzicije, što onda onemogućava usvajanjetransparentne strategije.

Pokušaj usporedbe napretka i efekata liberalizacijskih procesa u energetici Portugala iHrvatske ograničava se, zbog relevantnosti, na umrežene sustave električne energije iprirodnog plina.

U Portugalu je restrukturiranje i djelomična privatizacija energetskog sektora prethodilaotvaranju tržišta te je provedena uz aktivnu i vodeću ulogu države. Značajnu razliku uodnosu na Hrvatsku predstavlja upravo postojanje transparentne državne strategije, štoje posljedica postignutog širokog suglasja oko europske strategije u Portugalu, tekoncenzusa da su energenti roba, a ne socijalno pravo. Okosnice ove provedbenestrategije predstavljaju učvršćivanje nacionalnih pozicija kroz koncept nacionalnogšampiona i selektivno učešće stranih partnera. Pozicija unutar EU je, po svemu sudeći,korištena pametno i odmjereno - što zacijelo nije uvijek bilo lako postići. Provedbenastrategija ne pokazuje vidljivi diktat budžetskih prioriteta, a "popusti" su stavljeni u funkcijukonsolidiranja sektora.

Dok je ranije ilustriranom strategijom osnažena tradicionalna struktura portugalskeelektroprivrede, iskorišten je "emerging market' status prirodnog plina aktiviranjemderogacija u odnosu na većinu konkurentskih odredbi EU direktive.

Upravo je u sektoru prirodnog plina - nakon višegodišnjeg ispitivanja opcija - definiranaaktivna politika razvoja kroz nekoliko jednostavnih i logičnih faza. Ističu se dva elementakoji olakšavaju razvoj (poglavito iz perspektive recentnih hrvatskih iskustava); ranimrestrukturiranjem postignuta je vertikalna transparentnost tržišta a apriorno su,regionalnim koncesijama, uređeni vlasnički i teritorijalni odnosi u distribuciji.

Ne zanemarujući (startne i privremene) prednosti koje za portugalski energetski sektorproizlaze iz EU statusa i lokalnih, razvojnih i zemljopisnih, specifičnosti, valja uočitipresudnu važnost transparentne i odlučne strategije države. Cilj strategije je ureditiplaying field, akceptirati pravila igre i konsolidirati vlastite položaje pametno maksimirajućivlastite prednosti. Hrvatska se u tom pogledu nalazi u otežanom položaju jer mora prvoizgraditi širi koncenzus o energentima kao o robi, čija prodajna cijena mora reflektirati nesamo varijabilni trošak nego i cijenu investicije u kapacitete i infrastrukturu. Prije nego što

9 3

maloprodajna cijena energije dođe na razinu da pokriva investiciju, zemlje tranzicijeprema [22] ne mogu očekivati pozitivne efekte od liberalizacije tržišta energenata.

Socijalni položaj energetskog sektora Hrvatske, ugrađen kroz mehanizam unakrsnogsubvencioniranja u segmentu distribucije energije i konačne potrošnje, te sama činjenicada se u procesu tranzicije energetika ostavlja za kraj, uslovljava kasni početak rada napromjeni zakonsko-institucionalnog okvira poslovanja. Tome je značajno doprinio inejasan stav o posljedicama (ne)dostatnosti domaćih energetskih izvora kao i mitskaautarkična pozicija državnih planskih energetskih vertikala koje su bile nosioci razvojačitavih gospodarskih grana (primjer elektroindustrije).

Pukotine u ovakvom sustavu primjetne su već godinama u rezultatima poslovanja adodatan je element pritiska uvelo i dinamično okruženje europske liberalizacijeposlovanja energijom. Svjesni neefikasnosti, hrvatski energetski sustavi reagirali su nanaznake predstojećih promjena kombinacijom negiranja i polaganog prihvaćanjaneminovnih promjena, a izvjesnost privatizacije doveo je do početka stvaranja pozitivnogkoncenzusa, barem u stručnim krugovima.

Vlasnička struktura u hrvatskoj energetici ostala je do danas "de facto" nepromijenjena. Uodređenoj je mjeri došlo do raščišćavanja vlasničkih atribucija između države i lokalnesamouprave, no još uvijek bez vidljivog ekonomskog efekta. Vlasnička strategija, kakodržave tako i lokalnih samouprava, uglavnom je ostajala konfuznom i netransparentnom.S druge strane, premda se nedostatak vlastitih izvora energije danas više ne smatranužno ograničavajućim faktorom razvoja, već pitanjem cijena energije i odnosakonkurencije u proizvodnji i distribuciji energije, pokazuje se da izolirana gospodarstvanisu imuna na poremećaje po toj osnovi.

Nakon gotovo desetljeća rasprava u stručnim i poslovnim krugovim o pravcima budućegrazvoja, sredinom devedesetih počeli su se javljati i konkretni doprinosi. Pravilno jeprepoznato da energetskom sektoru neće pomoći (odnosno osposobiti ga za ekonomskiodrživi razvoj) parcijalna rješenja i zacrtana je orjentacija prema temeljitoj reformi sektora.Konačne impulse najavljivanoj reformi dali su uvjerljivi i vrlo bliski pomaci okruženja krozdonošenje europskih izvršnih direktiva za tržišta električne energije i plina, te izrazito pro-europska vanjskopolitička platforma nakon siječnja 2000. Još 1998. godine proklamiranistrateški pravci razvoja hrvatske energetike počeli su potom oživljavati kroz programske iprovedbene dokumente koji su definirali prioritet reforme zakonskog i institucionalnogokvira.

U srpnju 2001., kroz parlamentarnu proceduru je - nekarakterističnom brzinom - prošaoprvi blok energetskih zakona; krovni Zakon o energiji [23], tri zakona o tržištima -električne energije [24], prirodnog plina [25] te nafte i naftnih derivata [26] i Zakon oregulaciji energetskih djelatnosti [27]. Ovi zakoni predstavljaju prvi temeljni korak upribližavanju hrvatskog tržišta energijom europskim normama i preduvjet surestrukturiranju čitavog energetskog sektora.

9 4

Zakoni su pripremani s namjerom uklapanja unutar europske energetske regulative. Zagradnju novih kapaciteta proizvodnje električne energije odabrana je kao i u Portugalutenderska (natječajna) procedura. Kao i u Portugalu, odabran je regulirani pristup trećestrane (TPA). Stvorena je kategorija potencijalnih povlaštenih kupaca, s više od 40GVVh godišnje potrošnje električne energije, međutim je mogućnost izlaska iz javnogsustava prepuštena bilo ministru (preko tarifnog sustava TPA) ili Vijeću za regulaciju (uslučaju izravnih vodova). Rješenje koje najavljuje daljnju liberalizaciju je razdvajanjeopskrbe od distribucije električne energije, čime se stvara temeljna struktura zaeventualnu 100 posto liberalizaciju tržišta električnom energijom [24]. Zakon takođerdefinira i status povlaštenog proizvođača, koji obuhvaća proizvodnju električne energijeiz obnovljivih izvora, kogeneracije i otpada, te predviđa mogućnost propisivanjaobaveznih udjela takve električne energije koju opskrbljivač mora ponuditi.

Zakon o tržištu prirodnog plina predviđa pregovorni pristup treće strane (TPA) u skladus europskom regulativom. Međutim, povlašteni kupci, definirani potrošnjom većom od100 milijuna m3 prirodnog plina godišnje, mogu samo uz odobrenje Vijeća za regulacijuizgraditi vlastiti izravni plinovod. Ovim su zakonom pojedini segmenti energetskedjelatnosti načelno locirani u odnosu na svoj javni odnosno tržišni karakter. Premda jeotvaranje tržišta praktički samoderogirano ostavljanjem mogućnosti punog zakupakapaciteta od strane nacionalnog šampiona, zakon ostavlja dovoljno prostora zapostizanje proklamiranih ciljeva. Ključnu će ulogu u tom smislu imati sekundarnozakonodavstvo koje treba omogućiti izbalansiranu provedbu načela, praktično razgraničitikompetencije te izbjeći inherentnu tendenciju prereguliranju.

U standardnom redoslijedu tranzicijskih procesa; ozdravljivanje, osamostaljivanje,integriranje, hrvatska energetika ovim zakonskim okvirima nastoji rješavati višesegmenata odjednom. S obzirom na kašnjenje ukupnog procesa ovo je i razumljivo. Notim je veća odgovornost na sljedećem koraku; formuliranju sekundarnog (provedbenog)zakonodavstva i transparentnom definiranju strategije restrukturiranja hrvatskihenergetskih vertikala u elektroprivredi (HEP) i ugljikovodicima (INA). Početkom godineprovedeno izdvajanje transportne (a potencijalno i trgovačke) funkcije iz integriranogplinskog sustava INE, kao i određeni potezi unutar strukture/portfelja Hrvatskeelektroprivrede ukazuju na činjenicu da se svijest o dolazećim promjenama na hrvatskomtržištu energije polako interiorizira u višem i srednjem menadžmentu.

Premda su razlike u uvjetima i okolnostima recentnih razvoja energetskih sektoraPortugala i Hrvatske objektivne i važne za razumijevanje njihovih dosadašnjih efekata,bilo bi pogrešno smatrati ih vječnim neizbježnim determinantama koje moraju dovoditi dodaljnjeg zaostajanja.

5. ZAKLJUČAK

Nakon što je Portugal restrukturirao i privatizirao elektroenergetski sektor,demonopolizirao proizvodnju električne energije i teoretski omogućio liberalizaciju 33posto potrošnje ipak nije došlo do značajnih promjena te uspostave kompetitivnog tržištaelektrične energije. Uzroke treba tražiti u načinu restrukturiranja bivšeg monopola,podijeljenog na čitav niz tvrtki koje djeluju unutar jedne grupe, koja je k tome uskopovezana s monopolistom na tržištu prirodnog plina i najvećom naftom grupom u zemlji.

95

Srednjeročno gledano, stvarna liberalizacija tržišta dogodit će se tek po uspostavimehanizama jedinstvenog europskog tržišta električne energije, koja će omogućitiznačajno smanjenje cijena industrijske struje te povećanja konkurentnosti europskeekonomije, što je bio i cilj cijelog procesa stvaranja jedinstvenog tržišta.

Proces liberalizacije hrvatske energetike započeo je de iure u rano ljeto 2001. godine,prihvaćanjem prvog bloka energetskih zakona u Hrvatskom saboru, čime je definiranpravno-institucionalni okvir poslovanja i vjerojatno ireverzibilno promijenjeni odnosi uenergetskom sektoru. Parcijalni procesi restrukturiranja koji su se dogodili prije togauslijedili su tek nakon što su se dominantni igrači na hrvatskom tržištu energijom uvjerili uneizbježnost predstojećih promjena diktiranih dinamikom europskog okruženja. Premdaje i u ovom slučaju vitalan segment hrvatskog gospodarstva zapravo reagirao, a ne isudjelovao u procesima europskih promjena, novi zakonski okvir predstavlja kapitalanprvi korak u pravom smjeru. Akceptirani su tržišni temelji energetskog sektora i stvorenesu pretpostavke da se energetski sustavi postave ne ekonomski zdrave osnove. Izrazitijenego u nekim drugim sredinama biti će važno zadržati načela efikasnosti i tržišnosti i usekundarnom zakonodavstvu koje se upravo priprema, odnosno izvršnim aktimaomogućiti i praktičnu provedbu alternativnih modela. Vlasničko repozicioniranje istrategije partnerst(a)va još uvijek su nejasni te za sad izgleda signaliziraju nespremnostna poteze izložene sudu stručne javnosti. Primjeri Portugala i sličnih država govore uprilog odlučnosti i transparentnosti državnih strategija kao lijek za stanje permanentnezatečenosti i kašnjenja.

6. LITERATURA

[1] EDP-Electricidade de Portugal, Form 20-F, Annual Report Pursuant to Section 13 ofthe Securities Exchange Act of 1934, for the fiscal zear ended December 31, 2000,Lisbon, 2001

[2] Directive 96/92/EC of the European Parliament and of the Council of 19 December1996 concerning common rules for the internal market in electricity, Official Journalof the European Communities L 027, 20-29,1997

[3] Directive 98/30/EC of the European Parliament and of the Council of 22 June 1998concerning common rules for the internal market in natural gas, Official Journal ofthe European Communities L 204, 1-12, 1998

[4] Leonidas Antonakopoulos, Towards competitive electricity and gas markets inEurope, Euro-Energy, London, 1997, published on:http://europa.eu.int/en/comm/dg17/s97002ca.htm

[5] Entidade Reguladora do Sector Electrico, Regulamento do Acesso as Redes e asInterligacoes, Diario da Republica 213/98, Lisboa, 1998

[6] Entidade Reguladora do Sector Electrico, Regulamento do Despacho, Diario daRepublica 94/99, Lisboa, 1999

[7] Entidade Reguladora do Sector Electrico, Regulamento de Relacoes Comercias,Diario da Republica 213/98, Lisboa, 1998

[8] Entidade Reguladora do Sector Electrico, Estatutos, Decreto-Lei 44/97, Lisboa,1997

[9] Entidade Reguladora do Sector Electrico, Regulamento Tarifario, Diario daRepublica 213/98, Lisboa, 1998

96

[10] Entidade Reguladora do Sector Eléctrico, Caracterização do Sector Eléctrico,Portugal Continental, ERSE, Lisboa, 1999

[11] Electricidade de Portugal, homepage on: http://www.edp.pt[12] Direcção Geral de Energia, ERSE, REN, Plano de Expansão do Sistema Eléctrico

de Serviço Público (SEP), DGE, Lisboa, 1999[13] Statistics, New Energy 4, Budensverband WindEnergie (BWE), 36 (2001)[14] Commission of the European Communities, Second report form the Commission to

the Council and the European Parliament on the state of liberalisation of energymarkets, Brussels, published on: http://europa.eu.int/comm/energy/library/lib2ren.pdf

[15] Proposal for a Directive of the European Parliament and of the Council on thepromotion of electricity from renewable energy sources in the internal electricitymarket, Brussels, 2000

[16] Direcção-geral de energia, http://www.dge.pt[17] N. Duic: Cálculo das emissões de CO2 evitadas devido ao uso de Gás Natural

1997-2000, 1ST, Lisbon, 18 pp. (2001)[18] Gás de Portugal, homepage on: http://www.gdp.pt[19] BP Amoco Statistical Review of World Energy, 50th Edition, 2001, published on:

http://www.bp.com/worldenergy[20] IEA, Energy Policies of IEA Countries 1998 Review, 1999

http://www.iea.org/pubs/reviews/files/enpol98/enpol98.htm[21] IEA, Energy Policies of IEA Countries 1999 Review, Paris, 2000[22] Delia Meth-Cohn: Too little, too soon, Bussiness Cenral Europe, March, (2001)[23] Zakon o energiji[24] Zakon o trzistu elektricne energije, Narodne novine 68/01, Zagreb, (2001)[25] Zakon o trzistu plina, Narodne novine 68/01, Zagreb, (2001)[26] Zakon o trzistu nafte i naftnih derivata, Narodne novine 68/01, Zagreb, (2001)[27] Zakon o regulaciji energetskih djelatnosti, Narodne novine 68/01, Zagreb, (2001)

97

Pablo Romera Alonso HR0200007Energfa Hidroelectrica de Navarra SAPamplona (Navarra), Spain

THE LIBERALISATION PROCESS OF THE SPANISH ELECTRICITY SECTOR

Abstract

At the beginning of 1998, the 54/1997 Electricity Law entered into force, introducing anew configuration for the Spanish electricity system. Before this, the electric utilities andthe Spanish Ministry of Industry and Energy signed a Protocol outlining the generalstructure of the future changes which would lead to the transformation of the Spanishelectricity system from one based on a central purchasing agent model to one based onwholesale and retail competition.

The structure of the power industry prior to the 54/1997 Electricity Law consisted of anumber of vertically integrated electricity companies, most of them privately owned. Onecompany (REE, Red Electrica de Espana) controlled by the State, was the SystemOperator, with the property of most of the Transmission Network. This company wascreated in 1984, as an attempt to improve overall efficiency in the sector by central co-ordination of all available resources and by central planning of new investments. Later, in1987 a New Legal Framework (Marco Legal Estable) was established in order to assurefinancial stabilisation to the electric utilities, fixing revenues based on standard costs andsetting a National tariff system.

The start for the liberalisation process began with the 1994 Electricity Act (LOSEN) withthe creation of the Regulatory Commission and the allowance to open access to newentrants.

The Spanish electricity model finally set in 1998 seeks the introduction of competitivenessin the power sector through a few basic principles:

• Shorter state intervention by rationalisation of the energy policy constraintsand by leaving to the market forces the system operation and planning(except for transmission planning);

• Separation of activities: Regulated activities (transmission and distribution)are separated form non-regulated activities (generation, trading);

• The design of a bulk power competitive market, including competition ingeneration, freedom of entry, a power pool managed by a market operator(OMEL), free bilateral contracts (physical and financial) among agents andequal participating conditions for both the generation and demand sides;

" Non-discriminatory access to the network is guaranteed to all participatingagents in the market;

• Transmission and distribution network businesses are considered asregulated natural monopolies with regulated transmission and distributiontariffs paid by all network users;

99

• Regulatory Commission functions include the achievement and promotion ofcompetition and supervision of the transparency and independence of thesystem operation;

• Creation of a calendar for customer choice that establishes when and whatsize of customers would become qualified customers.

LIBERALIZACIJA SEKTORA ELEKTRIČNE ENERGIJE U ŠPANJOLSKOJ

Sažetak

Početkom 1998. godine na snagu je stupio Zakon o električnoj energiji s naznakom54/1997, koji je uveo nove odnose u sustavu električne energije u Španjolskoj. Prije toga,elektroprivreda i španjolsko Ministarstvo za industriju i energiju potpisali su protokol sopćim odredbama o budućim promjenama koje bi trebale dovesti do preobrazbešpanjolskog sustava električne energije od modela centralnog prodajnog agenta kmodelu konkurencije vele- i maloprodaje.

Struktura energetske industrije prije Zakona 54/1997 sastojala se od nekoliko vertikalnointegriranih elektroprivrednih subjekata, većinom u privatnom vlasništvu. Jedna odkompanija (REE, Red Electrica de Espana), koju je kontrolirala država, predstavljala jeoperatora sustava, s većinskim udjelom u vlasništvu prijenosne mreže. Ova je kompanijastvorena 1984. godine u pokušaju da se poboljša ukupna učinkovitost sektora središnjomkoordinacijom svih raspoloživih resursa i središnjim planiranjem novih ulaganja. Kasnije,1987. godine, stvoren je novi pravni okvir (Marco Legal Estable) kako bi se osiguralafinandjska stabilnost elektroprivrednih poduzeća, utvrdili prihodi na osnovu standardnihtroškova i odredio nacionalni tarifni sustav.

Početak procesa liberalizacije naznačen je Zakonom o električnoj energiji iz 1994. godine(LOSEN), stvaranjem komisije za regulaciju i omogućavanjem otvorenog pristupa novimsudionicima.

Španjolski model za električnu energiju, konačno definiran 1998. godine, zastupa potrebuuvođenja konkurencije u energetski sektor putem nekoliko osnovnih načela:

• kraća intervencija države kroz racionalizaciju ograničenja energetskepolitike, prepuštanje rada i planiranja sustava silama tržišta (osim kodplaniranja prijenosa);

• odvajanje aktivnosti: regulirane aktivnosti (prijenos i distribucija) odvajaju seod nereguliranih (proizvodnja, trgovina);

• stvaranje konkurentnog tržišta ukupne energije, uključujući konkurenciju uproizvodnji, slobodu sudjelovanja, energetski pool kojim upravlja tržišnioperator (OMEL), slobodne bilateralne ugovore (fizičke i financijske) međuagentima i jednake uvjete sudjelovanja kako za proizvodnju, tako i zapotražnju;

• nediskriminacijski pristup mreži garantiran je svim sudionicima na tržištu;

1 0 0

• poslovanje mreže prijenosa i distribucije smatra se reguliranim prirodnimmonopolima s reguliranim cijenama prijenosa i distribucije koju plaćaju svikorisnici mreže;

• djelovanje komisije za regulaciju uključuje ostvarenje i unapređenjekonkurencije, kao i nadziranje transparentnosti i neovisnosti rada sustava;

• stvaranje kalendara za izbor klijenata kojim se utvrđuje kada i koji odklijenata mogu postati kvalificirani potrošači.

1. INTRODUCTION

At the beginning of 1998, the 54/1997 Electricity Law entered into force, introducing anew configuration for the Spanish electricity system. Before this, the electric utilities andthe Spanish Ministry of Industry and Energy signed a Protocol outlining the generalstructure of the future changes which would lead to the transformation of the Spanishelectricity system from one based on a central purchasing agent model to one based onwholesale and retail competition.

The structure of the power industry prior to the 54/1997 Electricity Law consisted of anumber of vertically integrated electricity companies, most of them privately owned. Onecompany (REE, Red Electrica de Espana) controlled by the State, was the SystemOperator, with the property of most of the Transmission Network. This company wascreated in 1984, as an attempt to improve overall efficiency in the sector by central co-ordination of all available resources and by central planning of new investments. Later, in1987 a New Legal Framework (Marco Legal Estable) was established in order to assurefinancial stabilisation to the electric utilities, fixing revenues based on standard costs andsetting a National tariff system.

The start of the liberalisation process began with the 1994 Electricity Act (LOSEN) withthe creation of the Regulatory Commission and the allowance of open access to newentrants.

The Spanish electricity model finally set in 1998 seeks the introduction of competitivenessin the power sector in order to obtain an efficient economy and a transparent behaviour ofthe participants. The model of liberalisation established in the Law is consistent with thegoals of the European Directive and places Spain among the countries with the mostliberalised electricity sectors. The purpose of this paper is to discuss the basic features ofthe liberalisation process and the basic principles which rule the system.

2. FORMER STRUCTURE OF THE SPANISH PO WERINDUSTR Y

2.1. The evolution from 1987 to the beginning of privatisation

The Spanish electric power industry is the fifth largest in the European Union with 44,079MW of installed capacity and 205,698 GWh demanded in 2000 (REE, 2000). Figure 1.shows the installed capacity at the end of 1996. It must be noted the well diversifiedcomposition of the generation mix, resulting from the national resource endowment andthe energy policy decisions made at the end of the 1970s.

101

Oil+Gas19% _

I 'ydroS9%

Nuclear17%

Figure 1. Capacity by Fuel Type (1987-1996) Source: REE (1996)

Spain has significant hydroelectric resources, which represent at present (2001) nearly 37percent of total installed capacity. However, because of variation in precipitation, there issubstantial variation in hydro production between dry and wet years. Hence during the1987-1996 dry period the average annual hydro production only accounted for around 19percent of total output whereas it was around 30 percent of total production from 1977 to1987. On the other hand, like many other European countries, Spain has practically nodomestic reserves of petroleum and natural gas, coal being the only indigenous fossil fuelavailable.

The oil crisis of 1973 and 1979 made more expensive the traditionally high Spanish oilbill, so that the efforts of successive governments were intended to reduce thedependence on external energy sources. As a result, investment focused on theconstruction of coal-fired and nuclear plants. This investment program doubled theexisting capacity in 1974 with the aim of meeting the demand growth and eliminating oil inthe generation of electricity.

Coal-fired plants generated 41 percent of total electricity production during the 1987-1996period, whereas the role of oil declined to around 1.5 percent. In 1997 the contribution ofoil has been virtually negligible, representing 0.1 percent of total production.

Finally, natural gas is expected to be increasingly used in electricity production in themedium term. In 2000 gas power generation meant just 5.8 percent of gross generation.However, the flexibility and high-efficiency of the new combined-cycle gas turbinegenerator sets (CCGT), the necessity of reducing the sulphur dioxide emissions and theconstruction of the new pipeline permitting the supply of gas from Algeria are factors thatmight encourage the Spanish "dash for gas". New investments in power generationrepresent projects for 27,220 MW of combined cycle natural gas plant currently underconsideration, either as additional power or to replace existing generating plant, OMEL(2000).

The former electricity industry had been a mixed system of public and private ownershipuntil the privatisation of Endesa in October 1997, which was the first step towardsliberalisation taken by the government in order to assure a minimum degree ofcompetitiveness (see Figure 2).

102

100% -

90% -

80% -

70% -

60% -

50% -

40% -

30% -

20% -

10% -

— h—KB H M —mm m H1 llSil H H • • • j

!

- " ' • :

'iff'"')'.''.'

Capacity Share Generation Share Distribution Share

HENDESA GROUP BlBERDROLA SUNlON FENOSA• H.CANTABRICO BOthers

Figure 2. Sector Shares of Spanish Electricity Companies (1996)

In the early 1980s, a number of changes were introduced in the Spanish electricitysystem, partially motivated by the financial crisis in industry. A number of factorscontributed to a generalised crisis in electricity utilities:

• An exaggerated demand increase forecast by the Government had led to anexcessive investment program and electrical companies got into substantial foreigndebt;

• The increase in interest rates and the fall of the Spanish exchange rate causedsevere financial deterioration;

• In 1984, the review of the National Energy Plan imposed a nuclear moratorium onfive of the nuclear plants under construction.

In 1985 a national grid company was created, Red Electrica Espanola (REE) with most ofthe transmission assets of all firms in the industry. REE was responsible for themanagement, design and maintenance of the high voltage transmission network and forthe national central dispatch.

This process of reorganisation of the industry concluded with the introduction of a newregulatory regime, the so-called Marco Legal Estable (hereafter MLE) or Stable LegalFramework. The MLE established a regulatory model that has been in operation until theend of 1997.

Under the MLE the industry operated as an integrated system with respect to keydecision-making both long term and short term. On one hand, the Ministry of Industry andEnergy was responsible for the long-term planning of the generation investments.

The state-owned grid company (REE) was responsible for the unified dispatch system.REE dispatched all plants in a merit order of variable costs. Firms managed the

103

availability of plants, but production was determined by REE, irrespective of the demandof each firm's clients and regardless of plant ownership.

The MLE replaced a previous regulatory regime, based on the service regulation costwhere the Ministry of Industry approved the tariffs with the aim of covering the costsdeclared by the firms.

in summary, the MLE guaranteed a stable remuneration to the electricity companies,without the uncertainty of the previous system. At the same time, the incentivemechanisms promoted efficient behaviour of the firms. That is, investors were providedwith an assurance that they would be able to recover their investment over the life of theplant, provided that the companies operate efficiently.

The vertical integration between generation distribution and retailing generated a lack oftransparency that prevented the identification and the true cost allocation amongactivities, allowing the existence of cross-subsidies. On the other hand, the governmentincreased its control of the electricity sector, directly via the PEN, or indirectly, throughEndesa or REE. In consequence, under MLE an opaque industry was created with highlevels of administrative intervention.

2.2. The start of the liberalisation process

The first step towards a more flexible and liberalised regime was taken in December 1994with the approval of the Ley de Ordenacion del Sistema Electrico Nacional (hereafter,LOSEN). In order to promote some degree of competition the LOSEN introduced asystem similar to the single buyer procedure proposed by the European Directive (EC,1997).

The most salient measure of this legislative reform was the creation of the NationalElectricity Regulatory Commission (CNSE, originally CSEN). The CNSE was created asan independent regulatory agency with the aim of guaranteeing the transparency andobjectivity of the entire system operation.

The LOSEN introduced a set of measures intended to gradually enhance thetransparency and the role of the market forces in the industry while the key features of theMLE were maintained.

Since the applicable rules of the LOSEN were never developed, the sector continuedoperating under the MLE until the approval of the Electricity Law 54/1997 of 27 November1997. The current Law is based on an agreement that the Ministry had previously signedwith the electricity companies in December 1996, the so-called "Protocol".

The Law establishes a more liberalised model of the market organisation by extendingthe introduction of competition to generation and supply.

104

The basic principle for the liberalisation process stands on the fact that the electricalsupply, its quality and cost, do not require greater state intervention than their ownspecific regulation.

Competition in generation is a key aspect of electricity regulatory reform. Undercompetition, generators typically have the option of entering their supply prices into acompetitive "pool" which establishes a dispatch merit order based on the bids it hasreceived. Electricity pools are now in operation, apart from Spain, in England and Wales,Norway, Australia, Alberta (Canada), Chile and Argentina, among others. Electricity poolscan be mandatory (e.g. England and Wales), or non-mandatory (e.g. Norway), in whichcase bilateral trade outside the pool is permitted.

3. THE SPANISH LIBERALISED ELECTRICITY MARKET

3.1. Basic principles

Some of the main principles through which it is intended to obtain competitiveness andtransparency are:

• Free entrance to the market,• Choice of supplying,• Free investment in generation assets,• Free pricing.

Some mechanisms must be imposed in order to gradually pass from the former schemeto a new competitive scenario:

• Separation of activities• Regulated (Transmisison, Distribution)• Non-regulated (Power Generation, Retailing)

• Liberalisation and Competitiveness in Power Generation• Independent Operators

• System Operator REE• Market Operator(or Power Exchange) OMEL

• Open access to grids for all generators and suppliers• Progressive Supply liberalisation schedule• Competitive Transition Charges (CTCs)

The central feature is the creation of a competitive wholesale electricity spot marketbased on generators' and consumers' bids. Therefore, unlike other electricity pools (forexample the former market in England and Wales) demand side bidding is allowed. Thewholesale market is organised in several markets: daily, intra-daily, constraintmanagement and ancillary services. At the same time, both financial and bilateralphysical contracts will be developed.

The electricity market must be managed in accordance with the principles oftransparency, objectivity and independence, in compliance with the Electricity Sector Actand the regulations that developed the Act.

105

Participation in the market is carried out using an electronic trading system capable ofefficiently and transparently handling the incorporation of a large number of electricitypurchasers and sellers of electricity and a very high volume of transactions and relatedsettlements.

Regarding the distribution activity, the main characteristic of its nature as a naturalmonopoly, imposes a regulation on the activity, with obligation of supply, open access ofnetworks to others, and retribution based on two schemes:

• Standard costs,

• Reference Network.

The basic functions of the distribution companies are:

• Transmission of electricity from HV network to consumers, with a certain quality,• (Transient) Retailing of regulated consumer tariffs.

3.2. New independent operators

In order to assure independence and transparency of the electricity market two separatedoperators control both market and system operation. The creation in 1994 of REE verymuch facilitated the introduction of a central system operator which also owned thetransmission grid.

The introduction of the new bulk market was also facilitated by the previous scheme ofthe single buyer procedure, but with a competitive market regulated by the OMEL.

3.2.1. System operator REE

System operation is centralised in virtually all electricity systems due to technicalconstraints and to take advantage of the substantial economies of coordination. The poolhandles, at least in part, the economic operation of the system, i.e. it determines aneconomic merit order among pool generators and a price. Economic operation ofelectricity systems need not be a centralised activity. The System Operator (REE) and theMarket Operator (OMEL) separately perform these two functions; nevertheless, efficientoperation of power pools requires substantial coordination between them.

The main functions of REE as the technical manager are:

• Guarantee the technical balance of the network,• Proposal and application of a security criteria,• Guarantee the third party access to the transmission network,• Planning proposal of the transmission network,• Establishing requirements for the system regulation,• Technical management of the ancillary services,• Demand forecasting.

106

3.2.2. Market operator (OMEL)

The Electricity Sector Act and Royal Decree 2019/97 of 26 December 1997, which governthe organisation and regulation of the electric power production market, entrust functionsto Compani'a Operadora del Mercado Espanol de Electricidad, S.A. (OMEL) which can beclassified as follows:

• Functions relating to the operation of markets,• Functions relating to additional information or information on other transactions that

is required for scheduling purposes,• Functions relating to information on other deregulated transactions,• Functions relating to Market Rules and the Contract of Adherence,• Functions relating to information to be provided to market participants,• Functions relating to information given to third parties,• Functions relating to the principles of independence, transparency and objectivity,• Functions relating to short and medium term forecasts.

3.3. The wholesale electricity spot market fpool^

The basic principle governing the organisation of the electricity market, as expresslystipulated in the Electricity Sector Act, is the free trading of electricity for producers,qualified consumers and resellers. In order to make free trading viable and effective, theAct established the electricity market, the characteristics and organisation of which aredescribed below.

At present, the electric power production market is configured as the set of economictransactions derived from the participation of market agents in the sessions of the dailymarket, including bilateral contracts, the intraday market and from the application of thesystem operating procedures. The pool price is set through a marginal price settingprocedure as shown in Figure 3.

: ' . ' " ' • • ' • : • ] • • . • ; • ; • ; • . . V . : "

. . . . " . / . - • ; • ' •

. ; ^ ' ^ : - : ^ : ' ; : " " ' • ' " "

• • : • . . " '. , ; " ' " , : : ' : • i . ' . ' 1

. ; : j w « » w a . : ' • ; " " • . • • • ' .

* * i • • '

: ' • ? • :

i.' " : . • • • ' • ' ; ; . : ; :

••;.;Prtcewf;:i?ie;iast

, . ; , ' . : • l!

: " t ' ; - . : : • • • - ; : • • ' - ' ; : . •

;:Matched::';

Figure 3. Daily Market Supply and Demand curves

107

The market participants are entities authorised to act directly in the electric power marketas buyers and sellers of electricity. Those who may act as market participants includeproducers, distributors and resellers of electricity, qualified consumers of electricity andpower companies or consumers residing in other countries.

Producers, external agents and qualified consumers may enter the market as marketparticipants or sign bilateral contracts, which must be declared to the market operator.Once these contracts have been declared, they are considered firm agreements andhave the same rights and obligations as organised market transactions.

4. CONCLUSION

The Spanish market now has over three years experience of normal and effectivefunctioning and it provides electricity trading sessions to market participants, comprisingthe main daily market. Although much has been done to provide effectivecompetitiveness and transparency to the Spanish electricity industry, still there is much towork on. The main obstacle for complete liberalisation is the actual composition of marketparticipants. This will be changed as new external agents enter and as vertical integrationof existing utilities begins to be effective.

5. REFERENCES

[1] OMEL (2000). "OMEL and the electricity market in 2000". Companfa Operadora delMercado Electrico Espanol OMEL.

[2] REE (2000). "Operacion del sistema electrico 2000". Red Electrica de Espana,informe anual.

[3] REE (1996). "Operacion del sistema electrico 1996". Red Electrica de Espana,informe anual.

[4] Pablo Arocena (1998). "Liberalisation and Privatisation of the Spanish ElectricityIndustry: Did we learn something from the British Experiment?". Centre forManagement under Regulation, University of Warwick, UK.

[5] EC (1997). "Directive 96/92EC of the European Parliament and of the CouncilConcerning the Common Rules for the Internal Electricity Market." Official JournalL27 of the 1/30/1997, Luxemburg: European Commission.

108

Jurg E. Bartlome HR0200008Swiss Energy ForumSwiss Energy CouncilBerne, Switzerland

ENERGY SECTOR LIBERALISATION AND PRIVATISATION INSWITZERLAND

Abstract

Due to its geographical situation, Switzerland is important for the transit lines of electricityand gas through the Alps. But Switzerland is not a member of the European Union.Furthermore, Swiss citizens enjoy extended direct-democratic rights.

The author presents the story of energy sector liberalisation and privatisation in theirthree phases:

1. The late nineties: The phase of expectations2. The phase of legislation: Open electricity market and elements of sustainable

development as mitigating factors3. The new awareness: Public service

The Swiss citizens wili have to adopt the law installing an open electricity market in Juneor September 2002. For the case of a (still very possible) rejection of the law, the authorpresents a no-go-solution and three realistic scenarios.

LIBERALIZACIJA I PRIVATIZACIJA ENERGETSKOG SEKTORA UŠVICARSKOJ

Sažetak

Zahvaljujući svom geografskom položaju, Švicarska ima važnu ulogu u prijenosuelektrične energije i plina kroz Alpe. Međutim, Švicarska nije članica Europske unije noŠvicarci uživaju proširena, izravna demokratska prava.

U članku je predstavljena liberalizacija i privatizacija energetskog sektora kroz trirazdoblja:

1. kasne devedesete: razdoblje očekivanja,2. razdoblje stvaranja zakona: otvoreno tržište električne energije i elementi održivog

razvoja kao olakšavajući čimbenici,3. nova svijest: javna usluga.

109

Građani Švicarske trebali bi prihvatiti zakon kojim se osniva otvoreno tržište električneenergije u lipnju ili rujnu 2002. godine. U (još uvijek mogućem) slučaju odbijanja zakona,autor izlaže odgovarajući prijedlog i tri realna scenarija.

1. SWITZERLAND AND ITS ENERGY SECTOR BEFORE LIBERALISATION

As an introduction to today's problems of liberalisation and privatisation of electricity andgas in Switzerland, it might be helpful to describe some particularities of Switzerland andits energy sector liberalisation.

1. Due to its geographical situation, Switzerland is the turnpike for electricity exchangein Western Europe. The role of the central power station of Laufenburg and itsimportance are well known.

2. Switzerland is important for the transit lines of electricity and gas through the Alps.3. About 60 percent of the Swiss electricity is hydro power, some 40 per cent nuclear

power and a very small part is produced by new renewables and oil.4. Switzerland has no oil or gas fields nor coal.5. The electricity and gas sectors are by and large the property of the communities, the

Cantons and the Confederation. This led to about 1'200 power utilities and to fourregional gas societies.

6. Switzerland is not a member of the European Union and, therefore, legally notbound to follow the guidelines for the liberalisation of the electricity and gas sectors.

7. Swiss citizens enjoy extended direct-democratic rights. This means that they havethe right to vote yes or no on the liberalisation and privatisation of the electricity andgas sectors. Those who have the right to vote are citizens, i.e. individuals or - whatis important - small energy consumers.

8. Before liberalisation, distribution of electricity was built on important reserves, whichtherefore led to a security of even more than 100 per cent.

2. THE LA TE NINETIES: THE PHASE OF EXPECT A TIONS

By the mid-nineties (and not before, as many seem to have forgotten) it began to becomeclear that the new policy key-word was to be the one of liberalisation.

The Swiss utilities and the federal administration began their analyses. From the start, theelectricity and gas associations said (less and less reluctantly) that they were willing toadapt their structures to liberalisation and privatisation.

What experts already knew, became widespread knowledge. In Switzerland, bigconsumers had to pay relatively high energy prices, whereas small consumers had to payrelatively low prices.

Next came the rush of big consumers for lower prices, and the rush of utilities for long-term clients. In the same phase power utilities started so-called strategic alliances andsome societies were in search for foreign partners.

110

There was even a small and short window of opportunity to create one big company, asort of "Electricite de Suisse". A chance we missed.

With time passing by, it became clear that those strategic alliances often were neitherstrategic nor alliances. Whereas in the case of Watt, the play of foreign partners led evento a blocked situation, because via partnerships there were competing interests withinone and the same society.

Even before the liberalisation-process duly began, all the big consumers had achievedwhat they were aiming at: lower prices.

Considering small consumers, some utilities started to differentiate their energy sources,creating niches for ecological electricity and to develop confidence-building labels. Moreand more, the marketing divisions were extended, while less and less representatives ofthe utilities were prepared to participate in policy-oriented meetings.

3. THE PHASE OF LEGISLATION: OPEN ELECTRICITY MARKET ANDELEMENTS OF SUSTAINABLE DEVELOPMENT AS MITIGATING FACTORS

In 1999, the Swiss Government presented a draft of a law opening the electricity market.It was a draft which was almost exclusively directed to establishing market conditions, i.e.third party access without much ado.

Parliament, elected by small consumers and considering the small consumers' votingpower on this law, introduced some mitigating factors. I classify these mitigations alongthe three edges of the sustainable development triangle:

• economic: introduction of possible loans for mitigating stranded costs of the hydropower installations

• social: introduction of the obligation to re-educate people if loosing their jobs• environmental: introduction of toll-free transportation for new renewables and other

means.

4. THE NEW A WARENESS: PUBLIC SERVICE

Our society has got very dependent on computers and, therefore, on constant electricalconsumption. Nevertheless, when liberalisation began to get attracting, only the utilitieswarned against the loss of security.

Nobody else seemed to worry. The important thing for big consumers was low prices, notlong-term thinking.

The utilities adapted to this market-oriented thinking. But, all of a sudden, after closure ofthe parliamentarian deliberations, Swiss individuals and their organisations such asUnions awoke. After having taken little action against the liberalisation of postal servicesand railways, there is a clear stand against liberalisation and privatisation in the electricitysector. Of course, California and Sweden with their respective difficulties due to a lack ofproduction or to insufficient care for the maintenance of the grid, served as bad examples.

111

But what matters even more, is the strategy of the liberalised postal services with theconsequence of shutting down post-offices in less frequented regions. Therefore, wehave to cope with an exercise on the wrong subject.

5. A NO-GO-SOLUTION AND THREE REALISTIC SCENARIOS

Many opponents to the new electricity law, on which we will have to vote in 2002, areconvinced that it will be possible to have a so-called better law with even more respect ofparticular social, environmental and economic interests.

It is quite difficult to predict what will be the follow-up of a negative referendum. But onething is clear: there will be no possibility of a better law responding to everyone's desire.

I propose to declare clearly to the voters that such an attempt is simply a no-go-solution.But I offer three scenarios, which I think are the only realistic outcome of a negative vote.

• Scenario 1: There will be a simplified legislation imposing the free access ofeverybody to the grid. No time nor place for mitigating regulations.

• Scenario 2: The utilities decide by a gentlemen's agreement to apply the third partyaccess as a business strategy, even in the absence of any legal obligation. Ofcourse, penalties for non-performance would apply.

• Scenario 3: There is no real new action, but simply more of the same. This meansthat there will be no liberalisation but that there are preferential prices for bigconsumers and still enough security for everybody in the meaning of public service.

In all scenarios, the Swiss power utilities have to be interested in confidence-buildingmeasures towards Switzerland's neighbours and the European Union concerning theimportant principle of reciprocity.

6. A SHORT VIEW ON PRIVA TISATION AND ON THE GAS SECTOR

Liberalised energy markets need lean management. Therefore, it is useful to rethink thestructure and the legal form of energy enterprises. As has been said before, the electricityand gas sectors in Switzerland are by and large the property of the communities, theCantons and the Confederation.

There are legal forms allowing lean management without privatising. But people tend tomix up things, so that we have had some communal or cantonal negative votes onchanging the legal form of energy enter-prises.

As to the gas sector, there is - for the moment being - no decision whether Governmentwill present a law on the liberalisation of the gas market. As a matter of fact, we have inour existing rules the duty of the gas companies to transport gas for third parties (at leastconcerning high pressure pipelines). This obligation exists since many decenniums, buthas not attracted anybody until recently. Nowadays, things begin to change slightly, but -on the contrary to electricity - the price margin with gas is pretty small. And there is noproduction of fossil energy in Switzerland.

112

Herbert Lechner HR0200009E.V.A., the Austrian Energy AgencyVienna, Austria

ELECTRICITY MARKET LIBERALISATION IN AUSTRIA

Abstract

The paper describes the major changes in the framework of the Austrian electricitymarket which has been fully liberalised on 1 October 2001.

LIBERALIZACIJA TRŽIŠTA ELEKTRIČNE ENERGIJE U AUSTRIJI

Sažetak

U radu se opisuju značajne promjene nastale na području austrijskog tržišta električneenergije koje je potpuno liberalizirano od 1. listopada 2001. godine.

INTRODUCTION

In July 2000 the Austrian Parliament approved an amendment of the Electricity Act - theEnergy Liberalisation Act - which resulted in a 100 percent market opening by October2001. Based on this framework Act, each of the nine Provincial legislators approved theimplementation of the Act before summer 2001. This indicates the short transition periodbetween the opening of the Austrian electricity market related to the minimumrequirements of the EU Directive 96/92/EC in February 1999 and full market liberalisation2 1/2 years later. The following chapters will describe the key elements of the newlegislative framework.

NOMINATION OF CONTROL AREA MANAGERS (CAM)

The main responsibility of CAMs as an independent grid operator is for frequency-loadcontrol within their control area in accordance with the relevant technical.rules, such asUCTE. Other tasks are

• managing schedules between control areas and metering electric quantities at theinterfaces of this electric grid with other grids and transmitting the data to thesettlement agent (see below)and to other grid operators;

• organising and dispatching balancing energy according to the supply curve, in co-operation with the settlement agent;

• taking measures to balance transmission constraints and dispatching power stationswith a view to procuring balancing energy in accordance with the specifications ofthe settlement agent;

113

• preparing a load forecast with a view to diagnosing potential transmissionconstraints;

CAMs have been nominated for the respective transmission grids (110 KV or above) ofAustrian Power Grid GmbH, Tiroler Wasserkraftwerke Aktiengesellschaft andVorarlberger Kraftwerke Aktiengesellschaft (see diagram below)

VKW TIWAG

A istrfan Power- Grid

Verbund-APG

INTRODUCTION OF BALANCE GROUPS AND SETTLEMENT AGENCIES

All customers are required to join a balance group or to form a balance group of theirown. Such a group is represented vis-a-vis other market participants and vis-a-vis thesettlement agent by the so-called balance group representative which is usually thesupplier of the customers of the group.

Balance groups may be formed within each of the three control areas. Balance grouprepresentatives have to furnish proof of their professional qualification and their ability toperform all legal, technical and economic obligations. Their key responsibility with regardto the proper functioning of the whole system is to draw up load schedules of theelectricity consumption of their groups and to transmit it to the settlement agencies andthe control area managers.

The main tasks of a settlement agency is to calculate and assign amounts of balancingenergy, and to determine - based on a market-oriented approach (like a tender) - a list ofpotential suppliers31 of balancing power and the respective prices. The amount ofbalancing power is calculated for each balance group as the difference between theamount of energy agreed in the load schedule and the amount actually purchased orsupplied by a balance group (based on the metering results of the network operatorswhich are transmitted to the settlement agencies).

31 Whose ranking is binding for the control area managers when they call for balancing power.

114

Two settelement agencies have been established: APCS (http://www.apcs.at) for thecontrol area of Verbund APG and A&B (http://www.aundb.at) for the control area ofTIWAG and VKW.

CREA TION OF A NEW REGULA TORY BODY

Concerning regulation, the Federal Ministry for Economy and Labour remains as asupervisor of the activities of the new regulatory authority and can draw up generalguidelines for the operation of that authority. The Ministry also determines the amount ofthe charge on operators of transmission and distribution networks to run the business ofthe regulatory authority.

The most important functions of the newly created "Electricity-Control Commission"(ECC) are:

• Approving the General Terms and Conditions of the network operators anddetermining tariffs for the use of transmission and distribution networks;

• Ruling on disputes between market participants (e.g. concerning network access);

Members of ECC are not bound by any instructions in discharging their functions("independent" authority). ECC is established within the framework of the Elektrizitats-Control Ltd (Limited Liability Company for the Regulation of the Austrian ElectricitySector). The affairs of ECC are managed by Elektrizitats-Control Ltd (ECL). In carryingout their functions on behalf of ECC, the staff of ECL are bound by the instructions of thechairman or of the member specified in the rules of procedure.

ECL is a limited liability company with a share capital of € 3,6 million (ATS 50 million) andshall be non-profit-making. It started operating in March 2001 and plans to build up a staffof 40 - 60 experts with legal, economic and technical experience. The shares in thiscompany are exclusively reserved for the Federal Government. In exercising hissupervisory function, the Minister of Economic Affairs and Labour may give reasonedwritten instructions to Elektrizitats-Control Ltd.

• Supervisory Functions (monitoring compliance with competition rules andsupervising the unbundling process)

• Regulatory Functions (especially drawing up market rules)• Eco-energy and Small-Scale Hydropower Certificates (monitoring and reporting)• Organisational Aspects of Compensation Payments between Network Operators• Execution of Provisions on Stranded Costs and Statistical Work

An Advisory Council for Electricity has been set up in the Federal Ministry of EconomicAffairs and Labour with a view to advising the Federal Minister of Economic Affairs andLabour and the regulatory authority, especially on general and fundamental matters ofelectricity policy.

REGULATED TARIFFS FOR NETWORK SERVICES

Tariffs for system use are point tariffs (i.e. not distance-related), which means that allcustomers within a specific area of a transmission and/or distribution network pay thesame amount, depending on the voltage level of their connection to the grid.

115

Tariffs for system use consist of

a) charge for network usage,b) charge for network losses,c) system service charge (primary and secondary regulation),d) network access charge (to be paid only once to compensate for the specific cost of

connecting a customer to the grid),e) network provision charge (paid as a lump sum to cover a part of the investment in the

existing network),f) metering charge, andg) balancing charge (the network operator covers the load differences resulting from

actual operation compared with contractual agreements, i.e. between contractuallyagreed and actual production and consumption).

The formation of tariffs for system use shall be based on the following 7 grid levels:

1. ultra-high voltage (380 kV and 220 kV, including transformation from 380 kV to 220);2. transformation from ultra-high to high voltage;3. high voltage (> 36 kV -110 kV);4. transformation from high to medium voltage;5. medium voltage (with an operating voltage ranging from more than 1 kV to 36 kV);6. transformation from medium to low voltage;7. low voltage (1 kV and below).

Producers only have to pay a small system service charge (Austria except Tyrol 0.0088ATS/kWh, Tyrol 0.008 ATS/kWh).

All other components of the tariff for system use are payable by consumers only (see thecharges for network usage (including losses) of typical customers for the grid levels 5, 6,and 7 in the table below).

Network area

BurgenlandCarinthiaCity of KlagenfurtLower AustriaUpper AustriaCity of LinzSalzburgStyriaCity of GrazSTEGThe TyrolCity of InnsbruckVorarlbergVienna

Grid level 5>1 kV - 35 kV500 kW/4.000 h0,4820,2810,2830,3370,2810,3520,3350,4300,2750,3850,3230,2080,2660,318

Grid level 6transformation 5/7100kW/1.600h0,8980,5460,747

| 0,5790,5260,5450,8230,8320,5700,5330,6650,3340,7200,668

Grid level 7<1 kV3.500 kWh1,1820,9470,6470,8901,1481,0151,0981,0641,0861,0070,8110,7370,6850,751

FOUR PERCENT "ECO-ELECTRICITY" UNTIL 2007

Network operators are obliged to purchase any electric energy - at regulated prices -offered to them which is generated by plants connected to their distribution grids

116

recognised as eco-plants. The amount of energy purchased from eco-plants shall beequivalent to the following increasing percentages of the amount of electricity delivered tothe final customers connected to the respective distribution grid in the previous year:

• at least 1 percent as of 1 October 2001;• at least 2 percent as of 1 October 2003;• at least 3 percent as of 1 October 2005;• at least 4 percent as of 1 October 2007.

Plants operated on the basis of the renewable energy sources solid or liquid indigenousbiomass, biogas, digester and sewer gas, geothermal energy, wind and solar energy arerecognised as eco-plants. The same applies to cofiring and multi-fuelled plants using ahigh proportion of biogenous fuels, as well as to the combustion of wastes containing ahigh percentage of biogenous materials. Other plants operated on the basis of garbageand sewage sludge cannot be recognised as eco-plants. Recognition is granted by theProvincial Government.

The Federal Provinces provide for an equalisation levy to be imposed upon any gridoperators unable to prove the required share of eco-electricity. Regarding deficiencies inthe amount of energy purchased from eco-plants, this levy is based upon the differencebetween the market price and the average generating cost of eco-electricity32. Therevenues from this equalisation levy are paid into a fund which is earmarked for thefunding of eco-plants.

EIGHT PERCENT SMALL-SCALE HYDRO-POWER AND TRADING OF GREENCERTIFICATES

In the area of small hydropower plants the EIWOG 2000 creates a new competition-oriented subsidy scheme33: trading of green certificates. Electricity suppliers who havetheir seat in Austria have to prove, by means of small-scale hydropower certificates, that8 percent of the electric energy they sell to final customers is generated by domesticsmall-scale hydropower plants. Final customers purchasing electricity directly fromelectricity suppliers who cannot prove that 8 percent of the electric energy which theysupply to final customers is generated by domestic small-scale hydropower plants arerequired to provide proof that 8 percent of the electricity they themselves consume isgenerated by domestic small-scale hydropower plants.

Such proof has to be furnished by so-called "small-scale hydropower certificates" whichare the basis for a new competition-oriented subsidy scheme. Hydropower plants with amaximum capacity of 10 MW are designated by the Provincial Government, entitling theiroperators to issue such small-scale hydropower certificates. Small-scale hydropowercertificates have to refer to units of 100 kWh or multiples thereof. They have to beauthenticated by the operator of the grid into which the energy is fed from the respectiveplant. The grid operator keeps a record of the small-scale hydropower certificates thusauthenticated. The "banking" of certificates is possible up to 2 years.

32 The specific calculations are carried out by the Provinces independently from each other.33 In addition only the Province of Upper Austria laid down that operators of distribution networksare obliged to purchase the generation of hydropower installations up to 1 MW.

117

The whole system is built on an electronic basis. Elektrizitats-Control GmbH is obliged torun the "central administration office" (CAO) and to allocate ID-numbers and "certificateaccounts" to all market participants (hydro power plant operators, suppliers, consumers,traders). A second important task of the CAO is the monitoring of the certificate marketevery six months, especially the compliance of suppliers and final consumers with their 8percent-obligation (reporting to the Provinces). Similar to the approach regarding eco-electricity, the Provinces will impose an equalisation levy on domestic electricity suppliersor the final customers who are unable to produce the required 8 percent-share of small-scale hydro certificates.

LABELLING OF ELECTRICITY SUPPLIES

Electricity suppliers and other parties supplying final customers in Austria are required toshow the respective proportions of the different primary energy carriers used to generatethe electric energy supplied by them on final customers' electricity bills. The ProvincialGovernments are responsible for ensuring that this information is correct. In case ofincorrect specifications, administrative fines are implemented; in case of repeatedinfractions the party will loose its right to supply customers. This label has to be presentedon the electricity bill as shown below:

Electricity LabellingYour electricity wasgenerated by

Energy source

... %

... %

... %

... %

... %

... %

... %

... %

Total 100 %

Eco-electricityHydropowerGasOil productsCoalNuclearOthersEuropean generation mix (based on UCTE) ofwhich:

... % Hydropower

... % Nuclear

... % Conv. fossil fuelled

CONCLUSIONS

The new regulatory and organisational framework of the Austrian electricity marketrequired a series of far-reaching changes of pre-competition structures and is a milestonefor the new era of the supply business. Successful experiences of already liberalisedelectricity markets - especially in Scandinavia - were utilised when designing the "newrules". The basic targets of the Electricity Act concerning renewables are challenging (4percent eco-electricity by 2007) and the approaches are innovative and market-oriented(small-scale hydro certificates, equalisation levy in case of non-compliance, ...). Thisapplies also to the labelling of electric supplies. The 11th Forum of the Croatian EnergyAssociation would deliver an excellent opportunity to present the first year's experiencesand evaluations.

118

REFERENCES

[1] Electricity Act, Federal Law Gazette I no. 143/1998, as amended by the Federal Act,Federal Law Gazette I no. 121/2000

[2] Federal Act Regulating the Rights and Obligations of Settlement Agencies forTransactions and price Formation with Regard to Balancing Energy, as well asPreconditions for their Operation, Federal Law Gazette I no. 121/2000

[3] Federal Act Regulating the Tasks of the Regulatory Authorities in the ElectricitySector, as well as the Establishment of Elektrizitats-Control GmbH and Elektrizitats-Control Kommission, Federal Law Gazette / no. 121/2000

[4] Lechner, H.: Durchleitung - Wie kommt der neue Strom in ihre Steckdose? Speechat the Euroforum Conference "Stromliberalisierung und Mittelstand in Osterreich",11.10.2001, Hotel Holiday Inn, Vienna

119

HR0200010Dr. Jurgen WienersRWE Aktiengesellschaft Group DevelopmentEssen, Germany

LIBERALISATION AND MARKET OPENING VERSUS ENERGY POLICY ANDREGULATION PROPOSALS: THE GERMAN EXPERIENCE

Abstract

In 1998 the German electricity market became fully liberalised for competition. Prices forall consumer groups recorded a considerable drop. Service centres accepted measuresfor cost reduction, new strategies resulted in mergers. However, in view of economicefficiency, the German Government set life surroundings as the primary task. With newelectricity market regulation numerous grants were introduced into renewable energysources as well as the combined production of heat and electricity, which had adestabilising effect on all price savings on the part of the competition.

LIBERALIZACIJA I OTVARANJE TRŽIŠTA VERSUS PRIJEDLOZIENERGETSKE POLITIKE I REGULACIJE: ISKUSTVA IZ NJEMAČKE

Sažetak

Njemačka je 1998. godine svoje tržište električnom energijom sasvim otvorilakonkurenciji, pa su cijene za sve potrošačke grupe zabilježile znatan pad. Opslužujućicentri su prihvatili te mjere zbog smanjenja troškova i nove strategije. No njemačka vladastavila je, u odnosu na ekonomsku efektivnost, na prvo mjesto životnu sredinu. S novomregulacijom tržišta električnom energijom uvedene su masivne dotacije u izvore energijekoji se mogu obnoviti i u kombiniranu proizvodnju toplinske i električne energije, što jeimalo destabilizirajući utjecaj na sve uštede u cijeni kod konkurencije.

1. INTRODUCTION: ENERGY POLICY IN A LIBERALISED ENVIRONMENT

In the 1990s, the European national electricity markets were characterised by a dramaticchange of their regulatory framework. The EU Electricity Directive came into force in 1996and has meanwhile been translated into national law. In 2000, more than 65 percent ofthe European electricity demand had been opened to competition. Most of the MemberStates went beyond the minimum market opening of 30 percent in 2000 as required bythe Internal Market Directive.

The largest European electricity market, Germany, with a production volume of more than500 TWh has been fully opened to competition in one step. The EU-Directive wasessentially implemented by adopting a new Energy Act ("Gesetz zur Neuordnung derEnergiewirtschaftsrechts") which entered into force on April 29, 1998. The new Act

121

implements the Directive by opting for a negotiated third party access system with noeligibility threshold so that all end consumers and distributors are de iure eligiblecustomers.

In summer 1999, the competition increased markedly since some of the large utilitieslowered electricity prices for private households offering them to change their supplier.Since then, electricity prices have fallen by 30-50 percent for larger customers likeindustrial enterprises or distribution companies and by around 15 percent for residentialhouseholds, although only 2 percent of the latter really changed their supplier. Onereason for the sharp decline in electricity prices are huge surplus generation capacities of40,000 MW in Europe and of 10,000 MW in Germany which have reduced prices to belowthe level of total generation costs.

But the new competitive environment is not the only challenge for the European andespecially the German electricity industry. The energy sector has been and will be anindustry which is strongly influenced by energy and environmental policy.

In the eighties and nineties, the major task of energy policy has been to ensure energysupplies which are not only economically but also environmentally sound. Markets wereliberalised and deregulated, like mentioned above, to increase efficiency of energysupply. However, since emissions of "conventional" air pollutants like sulphur andnitrogen have been successfully reduced due to a complex regulatory structure with strictemission limits, public and political awareness of ecological problems has more and moreshifted to the discussion about possible climate changes due to the accumulation in theatmosphere of the so-called "greenhouse gases". Thus, besides energy savings thesupport of renewable energies, for example, is regarded as an appropriate tool ofEuropean and German energy and environmental policy. The share of renewables inEuropean electricity production is to be raised from 14 to 22 percent between now and2010 by financial incentives. This objective is not only defined in a proposal for a newDirective for promotion of electricity from renewable energy sources, but also an integralpart of the European strategy for the security of energy supplies.

2. STRUCTURE OF THE GERMAN ELECTRICITY MARKET: SOME KEY FACTS

Electricity production in Germany rests on a broad mix of energies: nuclear energy, ligniteand hard coal contribute 33, 27 and 24 percent respectively to electricity supply (2000).Furthermore 7 percent are provided by natural gas. Renewable energy sources likewater, wind, biomass, photovoltaics or waste account for 9 percent of electricityproduction to which large hydropower plants contribute the lion's share.

In 2000, net electricity consumption of 470 TWh was divided up as follows: nearly 48percent were accounted for by industry, 26 percent by households and 26 percent bypublic institutions, businesses, services and transportation. Since 1990, electricityconsumption has nearly stagnated in Germany because of intensive energy savingmeasures due to cost pressures on industrial and business customers and to the growthof energy-efficient applications. As a result, the electricity intensity of the German GDPfell by around 13 percent between 1990 and 2000.

122

The German power production capacity of about 110 GW consists of nearly 1,000 plantswhich are operated by more than 500 suppliers and of which around 160 have a capacityabove 100 MW. Whereas the share of nuclear energy in production capacity is muchsmaller than in electricity supply, this is just the other way round for natural gas. This isbecause natural gas-fired power stations are often used to meet peak-load demandwhereas nuclear power plants supply only base-load demand with an average annualoperation of approx. 8,000 hours. Most of the existing cogeneration plants are run bymunicipal utilities (district heating) and by industry (captive production capacities)producing about 37 TWh and 40 TWh p.a. respectively.

Transport Grid Owners (Generation (among others industrial CHP);Transport Grid, Distribution; i.e. RWE, E.ON, HEW, EnBW, VEAG, BEWAG

Regional Distributors (Regional Grid, Distribution;about 30 companies; i.e. envia, e.dis)

Municipal utilities (Generation (among other thingsCHP), Local Distribution; about 900 companies)

Final customers Captive producers

Figure 1. German market structure: Three levels

3. GERMAN ENERGY POLICY

The German red-green coalition government which took power in September 1998 hasput energy policy high on its agenda. But unlike the former conservative government, theemphasis of the major guidelines of energy policy has shifted to environmentalcompatibility, with economic efficiency being of secondary importance. Although majorgovernment representatives confirmed that the coalition does not want to undo the 100percent opening of energy markets of 1998, the politicians have excluded important partsof the market from competition imposing a climate protection strategy. Due to theregulation originally proposed, the share of the re-regulated parts of the market wouldreach up to 40 percent in 2010.

123

According to the governmental strategy, the German CO2 emissions are to be reduced by25 percent up to 2005 resp. 30 percent up to 2010 versus 1990.34 However, according tothe latest data, the measures implemented by the former conservative government until1998 only stand for a reduction of CO2 emissions by 15-17 percent or 150-170 million tCO2 until 2005. Therefore, compared with 1990, an additional reduction of about 80-100million t of CO2 is needed to reach the policy objectives.

The climate protection strategy launched by the government in November 2000comprises of a list of policy measures. In addition to the ecological tax reform, which wasalready implemented in 1999, and the promotion of electricity production from renewableenergy sources it provides for measures like promoting CHP, an energy savingsordinance, a subsidised programme for CO2 reduction in existing buildings and comprisesa package of measures for the transport sector.

In the following, the challenges imposed by the energy policy change of the red-greengovernment to the energy sector are to be demonstrated by three measures:

- phasing out nuclear energy,• the new Act on the promotion of electricity production from renewable energy

sources - Renewable Energies Promotion Act - and• the support of combined heat and power production (CHP or cogeneration).

3.1. Phasing out nuclear energy

Soon after the federal election in 1998, the new Chancellor Schroeder invited the fourCEOs of the relevant utilities to reach a new consensus accommodating the interests ofthe owners of the nuclear power plants and the objective of abandoning nuclear energyas fast as possible and without any costs to the government. In June 2000, an agreementwas reached between the negotiating parties according to which nuclear energy shouldbe phased out over a period of about twenty years from now.

The key element of the agreement is the fixed residual lifetime of each of the nuclearpower stations and the termination of reprocessing of spent nuclear fuel assemblies by2005. The lifetime is limited by restricting residual power volume which may be producedin each power plant. The remaining electricity production can be transferred between thepower plants in question. Altogether, the amount of power comes to 2,623.30 TWhequivalent to a total lifetime of 32 years for each nuclear power plant assuming a highavailability of more than 90 percent.

34 Furthermore, Germany has promised to reduce emissions of the six greenhouse gases by 21percent until 2012, meeting the commitments made under the Kyoto Protocol by the EU burden-sharing agreement.

1 2 4

In response to this restriction, the federal government guaranteed the undisturbedoperation of the nuclear power stations for the rest of their lifetime. In addition, thegovernment agreed not to change the economic and fiscal framework putting nuclearenergy at a competitive disadvantage. In order to ensure undisturbed nuclear wastedisposal, the transport of nuclear waste is to proceed for the next five years untilintermediate on-site storage facilities for nuclear waste have been built and reprocessinghas ended.

The agreement is to be implemented by a new Nuclear Energy Act. The amendment isdesigned to ban the erection of new nuclear power stations and to provide for theconstruction of intermediate on-site storage facilities for nuclear waste. Since theoperators and the government could not reach agreement about the rationale of the newAct, the whole agreement has only been initiated and still not been ratified by thesupervisory boards of the utilities.

3.2. Support of renewables: Renewable Energies Promotion Act

Up until now, besides large hydroelectric plants, renewable energies are not competitive.This is why they have to be subsidised in various ways.

Figure IIElectricity production from Renewables in Germany 2000

inTWh

34,3 TWh are equal to 6% of total German electricity production*

Biomass W a s t e HydropowerSolar 5o /o 8% 6 0o / o

0%

* Production of utilities including private feedingSource: VDEW, Nov.

Figure 2. Electricity production from Renewables in Germany 2000

By way of the Renewable Energies Act which was promulgated in April 2000, the Germangovernment intends to double the amount of electricity produced from renewable energysources (6 percent) by 2010. According to the Act the network operators are obliged tobuy all the power renewable generators produce. Renewable energy sources supportedby the Act include wind turbines, small hydroelectric plants of less than 10 MW, biomassor photovoltaics. The electricity has to be paid for at fixed prices. As an example, the

125

payment for wind power for the whole promotion period of 20 years is 8,5 cts/kWhcompared with average production costs for wind power of 6-7 cts/kWh.

in order to prevent a disproportionate burden and competitive disadvantage for networkoperators receiving large volumes of electricity from renewable energy sources andtherefore with high payments, the new Act has furthermore introduced a burden sharingbetween the network operators and electricity utilities. Under this mechanism the costs ofpromoting renewable energies are spread among all the German utilities due to theirshare of electricity sales to final customers.

3.3. Support of CHP

The German government considers combined-heat-and-power production (CHP) to be animportant element of the German climate protection strategy. It expects that theexpansion of electricity production by cogeneration plants could lead to a reduction ofCO2 emissions by 10 million t by 2005 and by 23 million t by 2010.

Existing cogeneration plants in municipal ownership are already subsidised by premiumprices above the wholesale price level. As in the case of renewable energies, networkoperators are obliged to buy electricity produced by these CHP plants. Since this subsidyscheme is supposed to expire in 2003, however, the government plans to introduce afollow-up mechanism to guarantee the growth of electricity production by cogenerationplants.

From an ecological point of view, the most important CHP applications are industrialprocesses which provide a stable heat demand over the whole year and where heat andpower are produced simultaneously. Such industrial CHP is mostly competitive evenwithout subsidies. Thus, electricity production by industrial CHP will increase by about 48percent up to 58 TWh by 2010, renewing industrial CHP plants or replacing pure heatproduction by CHP.

Another area of application for CHP is district heating. However, CHP plants for districtheating are only operated during the heating period. Many of them are coal-fired with lowefficiency. Besides industrial CHP, the largest potential for expansion of electricitygeneration by CHP thus lies in their replacement by new gas-fired cogeneration plantswith an higher efficiency. However, the construction of new district heating systems is notcompetitive without high subsidies because capital expenditure is too high compared withother heating energies like natural gas.

Whereas the energy industry agreed to the objective of the German government toreduce the CO2 emissions by 23 million tones by 2010, it rejected a CHP quota systembecause of the fear of major market distortions. It thus proposed an "Action ProgrammeClimate Protection", a voluntary commitment consisting of a set of measures likeconstruction of new cogeneration plants, modernisation of old CHP plants or other powerstations as well as energy efficiency campaigns. On the basis of this action plan anagreement between the government and the energy industry was reached in June 2001.The Cornerstone of this agreement is the industry's committment to reduce CO2-

126

emissions by 45 Mio. t/year by 2001 when compared to 1998. Existing CHP-plants will beheavily subsidised (4,3 bn €).

4. ASSESSMENT OF SELECTED MEASURES AND CONSEQUENCES

The agreement to phase out nuclear energy is accepted by the energy utilities as acompromise. Compared with a reference scenario with a lifetime of 40 years the costs ofthe consensus amount to more than 10 bn € in terms of profits foregone. However, thetrade-off between a lifetime of 32 years and legal certainty as well as the protection of theinvestments is positive. The energy industry has already lost 7-10 bn € worth of capitalexpenditure for nuclear power production since the seventies because of politicaluncertainty and a policy of pinpricks. The companies now expect the consensus to resultin operation and waste disposal of German nuclear power stations without politicallymotivated disturbances in the future. In addition, the transfer of power quotas betweendifferent reactors ensures the necessary economic flexibility.

Contrary to the 100 percent market opening in 1998 welcomed by the public, the Germanred-green government again excludes important parts of the market from competition.Due to regulations on renewables and CHP already in place it again regulates parts ofthe power market to promote environmental policy objectives at the expense of economiccriteria. Since these measures raise electricity prices on top of the effects of theecological tax reform, customers benefit from only 20 percent of the liberalisationadvantages in the form of lower electricity prices (7,5 bn €). More than 47 percent of theelectricity prices are public levies and taxes. Due to the proposed support mechanismsfinal consumers would have to pay an additional amount of 1-1.5 bn € p.a. for the supportof CHP. It is expected that this burden will raise up to a maximum of about 14 bn € p.a. in2010.35

The increase of renewables and especially CHP leads to a lasting change in the structureof German electricity generation capacities. In order to expand CHP as intended by theGerman government, additional cogeneration capacities of 10,000 to 15,000 MW wouldbe added to the market. Renewable capacities will rise due to the financial incentivesoffered by the Renewable Energies Act by about 6,000 MW36 until 2010.

Although supported by the Renewables Energy Act, renewable energies are not able tooffset the reduction of nuclear power generation after 2010. As a result, the use of fossilfuels for electricity generation has to be intensified. Natural gas which displaces domesticfuels like coal or lignite would be favoured due to its main competitive advantage - lowercapital investments. Since domestic resources of natural gas are limited, the dependenceon imported energies will thus rise from today about 75 percent up to 80 percent. Fromthe standpoint of supply security, this increasing dependence on imports is undesirable.

35 Source: V D E W ; including electr icity tax, support for CHP and suppor t for renewables .36 Of which about 4,300 MW will be wind power and about 1,200 MW biomass.

127

5. STRA TEGIC OPTIONS FOR THE GERMAN ELECTRICITY INDUSTRY

As has been said, these energy policy measures will cause a threat to thecompetitiveness of German electricity suppliers under the conditions of the SingleEuropean market. On the one hand, their revenues will shrink because of falling electricityprices due to continuing surplus capacities and, on the other hand, their costs will risebecause of the new regulation. This is why German electricity companies will have toadapt their strategies.

Extensive cost-cutting strategies also involve personnel downsizing. Since 1991, the workforce has shrunk by more than 30 percent down to about 150.000 employees. Since themid-1995, productivity in the public electricity sector has improved markedly: Starting in1991 with about two million kWh sold per employee, it climbed until 1999 by about 50percent to more than 3 million kWh per employee. US productivity figures of around eightmillion kWh sold per employee show further potentials for efficiency gains.

However, the largest potential for cutting costs can be realised by achieving economies ofscale.

Achieving economies of scale is thus the key driver of the dramatic changes in thecorporate landscape on the German electricity market (see Figure 3). Four of the sixlargest German utilities have been involved in large mergers. Veba and VIAG merged tocreate E.ON and RWE and VEW have formed the new RWE. Many of the Germanmunicipal utilities have entered into strategic partnerships with utilities from abroad - likeStadtwerke Bremen with Essent (NL) or Stadtwerke Kiel with TXU.

Figure IIIMerger of Utilities in Germany: Changing the Corporate Landscape

RWE

e.on

RWE (old)

VEBA

VIAG

EnBW

VEAG

VEW

HEWtHD21

BEWAG SB 15

Neckarwerke Stuttgar S114

TWh o

3168

ID 72

3 55

1119

3 212*

50 100 150 200 250

Figure 3. Merger of Utilities in Germany: Changing the Corporate Landscape

128

Whereas in the past every company calculated its capacity reserves in power plants andgrids on the basis of the highest level of expectations, mergers, partnering arrangementsand open markets now open the door to reduce power station spare capacity markedly.

Another important competitive factor is increased flexibility in costs structures. This willfavour less capital intensive production technologies like CCGT because they reduce thecapital risk and yield a more rapid return on investment. In order to respond tofluctuations in demand and supply, electricity procurement by captive production capacityand long-term supply contracts have to be supported by trade in electricity promoting amore balanced procurement structure of short and long-term supply contracts. Trading asa new level of the value chain unknown under the former market regime will grow inimportance for portfolio and risk diversification. Furthermore, synergy effects inprocurement, transport, marketing and maintenance will intensify the convergencebetween electricity and gas - forcing electricity utilities to step up their involvement withnatural gas and vice versa.

New technologies like fuel cells will provide further opportunities for CHP especially forhouseholds, in office buildings or hospitals replacing traditional heating systems. Theirdegree of efficiency is more than 80 percent for combined production of heat and power.Fuel cells are today not competitive due to investment costs of 12,000 € per kW.However, innovations and the further development of the technology will lower investmentcosts for fuel cells markedly until 2010. In 2015, about 65 TWh p.a. of electricity may thusbe produced by fuel cells. This would then be equal to more than 10 percent of totalGerman electricity production.

6. CONCLUSIONS: ENERGY POLICY REQUIREMENTS

Being a capital-intensive industry with long investment cycles, the energy industry heavilyrelies on a long-term and predictable regulatory framework.

Against this background, the requirements of environmental and climate-related policyhave to be dealt with by different policy instruments than energy taxes, fixed-priceregimes or quotas on a national level which would again regulate about 40 percent of theGerman electricity market in 2010 and which encounter to a liberalised market. Instead abroader approach is needed which incorporates housing or traffic where CO2 reductionscan be achieved at markedly lower costs.

Energy policy must create a highly attractive framework for innovative energytechnologies (i.e. fuel cell) and promote renewable energies on their path tocompetitiveness by means compatible with competitive markets. Alternative instrumentsto reduce CO2 emissions have to be implemented on the basis of the lowest possiblespecific CO2 reduction costs. Thus, the Kyoto-Protocol makes provision for threeappropriate flexible market-oriented mechanisms - joint implementation, cleandevelopment mechanism or emissions trading - under which emission reductions can betraded across borders.

129

7. REFERENCES

[1] Heithoff, J.; Otto, K.W. Kraftwerkskapazitaten in Deutschland und Europa. //EnergiewirtschaftlicheTagesfragen. Vol. 50. No. 10. Essen, 2000, pp. 726-729.

[2] RWE (ed.). Opportunities and Risks of Future World Energy Supply 2000 - TheChanging Corporate Landscape. Essen, 2000.

[3] VDEW, SK. Strom-Kreis, Strom-Daten - Daten zur Entwicklung derElektrizitatswirtschaft und des Energiemarktes. Frankfurt/M., Nov. 2000.

130

HR0200011Dr. Wilfried CzernieRuhrgas AGEssen, Germany

NATURAL GAS LIBERALISATION AND DEREGULATION

- THE GERMAN GAS INDUSTRY'S VIEW -

Abstract

In Europe, the process of creating a single energy market is under way. The 1998 GasDirective established an important date for the European gas industry. On 10 August1998, "Directive 98/30/EC of the European Parliament and of the Council of 22 June1998 concerning common rules for the internal market in natural gas" came into force. Ithad to be transposed into national law by the EU member states within two years, i.e. by10 August 2000.

The Directive is a cornerstone in establishing a competitive gas market in the EuropeanUnion. It is the outcome of several years of negotiations and can be regarded as acompromise between the various interests. On the whole, it leaves EU member stateswith sufficient scope for adequately taking account of national characteristics in keepingwith the principle of subsidiarity.

The process of transposing the Gas Directive into the national law of individual EUmember states is being closely followed by the European Commission. Whileacknowledging all the progress made in the single market process, the Commission stilldetects shortcomings in the implementation of the Gas Directive on the road to an actualsingle market. This is seen as a justification for new initiatives and intervention, eventhough the new political framework for the gas industry has not yet been tested in practiceand been able to prove itself on a broad scale for any length of time.

In the debate on liberalisation, tried-and-tested instruments of secure and market-orientedgas supply on the European continent - long-term supply contracts with take-or-payclauses and competitive oil-indexed gas prices - have also come under scrutiny.However, even under the conditions of liberalisation, security of supply has to beachieved mainly by a balanced mix of supply sources and by long-term supply contracts,including competitive pricing as ensured by so-called oil indexing. In the furtherliberalisation of west European gas industries, it will be essential to ensure thatliberalisation steps are practicable, the considerable distortion caused by uneven marketopening in EU countries is swiftly eliminated, the gas industry remains able to invest andsecurity of supply continues to be safeguarded. In addition, it is important to prevent theemergence of insurmountable obstacles for countries, not least in central Europe,acceding to the EU. All in all, it is absolutely essential to pursue the liberalisation of gasmarkets with foresight and circumspection. Only like this can an effective single Europeanmarket evolve, and only like this can gas fulfil the expectations pinned on it as an energysource.

131

LIBERALIZACIJA I DEREGULACIJA PRIRODNOG PLINA

- POGLED SA STAJALIŠTA NJEMAČKOG PLINSKOG SEKTORA -

Sažetak

U Europi se upravo odvija proces stvaranja Europskog unutarnjeg tržišta za energiju. Sodredbom o unutarnjem tržištu za plin, plinskom gospodarstvu je 1998. godine određenvažan datum. "Odredba 98/30/EG" Europskog parlamenta i Savjeta od 22. lipnja 1998.godine odnosi se na zajedničke propise za unutarnje tržište prirodnog plina, a stupila jena snagu 10. kolovoza 1998. godine. Kod država članice EU ona se u roku od 2 godinetrebala pretvoriti u nacionalno pravo.

Ta odredba je važan dio pri realiziranju tržišta prirodnog plina, koje je orijentirano knatjecanju unutar Europske unije a rezultat je dugogodišnjih rasprava i može se smatratikao kompromis između različitih interesa. Sveukupno gledano, ona pruža državamačlanicama Europske unije mogućnost, da u smislu subsidijariteta zadrže dovoljnoslobodnog prostora za djelovanje, kako bi se u dovoljnoj mjeri moglo voditi računa onacionalnim karakteristikama.

Europska komisija brižno prati proces pretvaranja te odredbe o plinu u nacionalno pravou pojedinim državama-članicama. Međutim, komisija vidi - i pored svih napredaka uprocesu unutarnjeg tržišta, koje doduše priznaje, - bitne deficite prilikom pretvaranjaOdredbe o plinu na putu k stvarnom unutarnjem tržištu. Zato je to uzela za povod dapokrene nove inicijative i mjere, iako još i dalje nedostaje praktična proba i istodobnoopravdavanje očekivanih novih, političko zadanih okvirnih uvjeta na širokom polju.

U okviru diskusije o liberaliziranju došlo je i do ispitivanja valjanosti instrumenata koji suse već dulje vrijeme dokazali u sigurnoj opskrbi plinom, koje je na europskom kontinentuorijentirano ka tržištu - dugotrajnosti ugovora o isporuci s tzv. take-or-pay regulativom ipovezanosti cijene nafte i plina, koja je također orijentirana na konkurentnost. Ali, i poduvjetima liberalizacije traži se sigurnost pri opskrbi u bitnom opsegu i to na osnoviizbalansirane diverzifikacije izvora za kupovinu i dugoročnih ugovora o nabavci,uključujući i oblikovanje cijene, orijentiranih na natjecanje, kako je to tzv. povezivanje scijenom za lož-ulje garantiralo. U daljnjem procesu liberalizacije plinskog gospodarstvaZapadne Europe biti će važno da se ti koraci učine izvedivim, da bi se znatna nesimetrijana osnovi neravnomjernog otvaranja tržišta u pojedinim državama-članicama Europskeunije brzo otklonila, a plinsko tržište održalo sposobno za investicije i time i nadaljegarantirala sigurnost opskrbe. Pri tome se mora voditi također računa da se ne stvorenepremostive prepreke za one države, primjerice radi u Srednjoj Europi, koje pristupajučlanstvu Europske unije. Samo tako se može razviti jedno aktivno, europsko tržište kojeće ispuniti sve ono što se od prirodnog plina i očekuje.

1 3 2

INTRODUCTION

In Europe, the process of creating a single energy market is under way. Gas markets areundergoing profound change. It is characterised by privatisation, deregulation andintensified competition with pressure on margins and prices, and by the emergence ofnew market players. Companies are tackling the task of adapting to a changed businessenvironment. The changed market and competitive conditions call for new strategies.

EUROPEAN UNION DIRECTIVE CONCERNING COMMON RULES FOR THEINTERNAL MARKET IN NATURAL GAS

The 1998 Gas Directive established an important date for the European gas industry. Ithad to be transposed into national law by the EU member states within two years, i.e. by10 August 2000. The Directive is a cornerstone in establishing a competitive gas marketin the European Union which - according to the Directive's preamble - is an importantelement of the completion of the internal energy market, the latter being defined as anarea without internal frontiers in which the free movement of goods, persons, servicesand capital is ensured.

Central elements of the Directive are third-party access to systems and market opening,i.e. free choice of suppliers by consumers.

For third-party access (TPA), the Directive gives member states two basic options:

• Regulated TPA on the basis of fixed published tariffs and terms and conditions forsystem access and use

• Negotiated TPA on the basis of commercial agreements between the parties andpublication of the main commercial conditions.

A combination of negotiated and regulated TPA is also possible.

As regards the opening of each national market, the Directive lays down minimumrequirements for phased opening according to quantitative and qualitative criteria,allowing exemptions and derogations. Implementation of the Directive's provisions variesgreatly from one member state to another. This applies, inter alia, to the choice of TPAmodel and the extent of market opening.

The Gas Directive, which came into force in August 1998, has triggered developmentswhose pace and scope go far beyond what the EU Commission had anticipated at thetime. Nonetheless, it is certainly not yet possible to speak of a level playing field, asbecomes clear when looking at the still highly different degrees of market opening (Figure1).

1 3 3

Figure I

Diversity of Market Opening in EU MemberStates

2000

*) min. requirements

Figure 1. Diversity of Market Opening in EU Member States

IMPLEMENTATION OF THE GAS DIRECTIVE IN GERMANY

Transposition of the European Gas Directive into German law has taken place not bymeans of a single legislative measure but in several steps. The Energy Act, as amendedin April 1998, and the Act Against Restraints of Competition, as amended on 1 January1999, have transposed the main elements of the Gas Directive into national law.

The new or amended legal provisions abolished long-standing elements, such asdemarcation agreements and exclusive rights of way, for the pipeline-based energyindustry in Germany. This further enhanced the competitive orientation of the pluralisticand decentralised German gas industry with over 700 companies, which was alreadyhighly competitive due to such factors as the freedom to import or export gas and thefreedom to build pipelines. Implementation of the Gas Directive in Germany is alsodistinguished by the fact that, for the sake of customers and consumers, transitionalperiods and thresholds permitted by the Directive were deliberately dispensed with. Themarket is 100 percent open.

134

To implement the remaining aspects, the German government agreed a bill in December2000 and submitted it to parliament. The main legal amendments concern a modificationof the right of access by means of negotiated TPA with a corresponding network definition(the specific reasons for refusing access listed in the EU Gas Directive have beenincorporated), provisions on network operation, rules regarding publication of the maincommercial conditions for TPA, unbundling of accounts and arrangements for ensuringequal opportunities for German companies in cross-border supply (reciprocity clause).

These provisions supplement the opening of energy markets by the abolition ofdemarcation agreements and exclusive rights of way and by freedom of pipelineconstruction, thus meeting the demands of the EU Commission. The amendment ofenergy law as achieved in Germany ensures minimum legislative interference.

In the case of TPA, Germany has - as for electricity - opted for negotiated TPA in the gassector. The government's express policy is to allow the market players themselves todetermine the rules as far as possible in this respect. This is prompted not least by theview that in a market economy it is preferable to give precedence to voluntarycommitments on the part of market actors over government regulation. The model"negotiated TPA plus voluntary industry associations agreement", i.e. the effective andexpedient interaction of state and private-sector rules for competition, is considered to bepreferable to a regulated solution and a regulatory authority set up specifically for thispurpose.

The framework has thus been created for effective gas-to-gas competition in Germany.Everyday practice shows that, on the basis of this model, increasing competition is beinggenerated. Negotiated TPA does not amount to second-class competition in the EU.Germany can boast the largest number of players and cases of TPA, apart from the UK(which has, however, been following the path of regulated TPA for about 10 years now).In particular, negotiated TPA cannot be rated as less efficient than regulated TPA in theabsence of adequate market experience serving as evidence.

This is also borne out by the first study on the development of national gas marketsfollowing the entry into force of the Gas Directive. It was commissioned by theCommission's directorate-general for energy and transport and was conducted by WEFA,an internationally active consultancy firm with wide-ranging experience in the gas sector.

Competitive momentum in Germany is determined by a number of factors which exist inthis combination in Germany alone:

• substantial competition between pipelines, which is increasing further;• a large number of gas supply companies;• private-enterprise structures and in some cases mixed structures.

135

FURTHER EVOLUTION OF THE SINGLE MARKET

The process of transposing the Gas Directive into the national law of individual EUmember states is being closely monitored by the European Commission. To this end, it isengaged in a close, institutionalised exchange of views with the respective nationalregulatory authorities in the Regulatory Forum, the so-called Madrid process. Whileacknowledging all the progress made in the single market process, the Commission stilldetects shortcomings in the implementation of the Gas Directive on the road to an actualsingle market. This is seen as a justification for new initiatives and intervention.

The Commission now envisages complete market opening being achieved by 2005,contrary to the intentions of the existing Directive. Against this background, theCommission's new ideas are directed towards corporate unbundling of production, tradeand transmission, the introduction of uniform and simplified tariffs in cross-bordertransportation and the establishment of independent national regulatory authorities in allmember states, on which a European regulatory authority is to be superimposed.

At the end of March 2001, the European Council in Stockholm dealt with theCommission's proposals and, in preparation for further liberalisation steps, instructed theCommission to prepare a report on the situation in the gas (and electricity) markets,which is to be submitted to the European Council in spring 2002. A specific target date forcomplete market opening was not fixed in Stockholm. The timetable is to be reviewed.

The new political framework for the gas industry has not yet been tested in practice andbeen able to prove itself on a broad scale for any length of time. The question thereforearises of whether and how, so soon after expiry of the implementation deadline, there isany justifiable need for new, basic initiatives shaping the process of liberalisation.

It cannot be right to make further changes so soon after the introduction of the GasDirective without having gained sufficient market experience with the existing provisionsthat would justify such a course of action.

All in all, one gains the impression that the EU Commission wants to achieve a uniformgas market ultimately controlled and regulated by it instead of the harmonisation ofindividual markets with their respective national features.

LIBERALISATION AND DEREGULATION VS. SECURITY OF SUPPLY

In the debate on liberalisation, tried-and-tested instruments of secure and market-orientedgas supply on the European continent - long-term supply contracts with take-or-payclauses and competitive oil-indexed gas prices - have also come under scrutiny.

Both instruments must be seen not least against the backdrop of the tight internationalpurchasing market, on which liberalisation and market opening in consumer countrieshave not had any fundamental impact.

136

When procuring gas on international markets, long-term contracts remain vitallyimportant. They ensure secure volumes for importing countries and give them thecertainty of receiving gas at competitive prices. But this certainty of volumes and pricingconditions for the sake of long-term supply also requires that producers in turn be giventhe certainty that they will at all times receive the market value for their gas, not leastwhen prices rise. Conversely, they bear the main burden when prices fall in line with thegeneral development of energy prices, i.e. have to be lowered to safeguard thecompetitiveness of gas in the heat energy market of the respective importing country.

An abandonment of oil-indexed gas prices would only be feasible for importing countriesif gas could be purchased on a long-term basis in sufficient quantities from a largenumber of producers at prices below that of oil. Yet such conditions are unlikely tomaterialise given the existing supply situation involving a limited number of gas-producingcountries (Figure 2).

Figure II

Development of Natural Gas Suppliesin Western Europe

mtoe 400-420

new projects

350

1965 70 75 80 85 90 95 2000

NetherlandsDenmark/U.K.

indigenousproduction fordomestic use

_ . ^ 'and others2010 •" until end

of 1991 USSR

Figure 2. Development of Natural Gas Supplies in Western Europe

In view of the existing situation in both gas purchasing and sales, both aforementionedinstruments - long-term contracts and competitive pricing - are indispensable. The spotmarket currently emerging, which is certainly to be regarded as a positive element in thedevelopment of the gas market, will supplement long-term gas supply contracts butcannot replace them.

137

Security of supply has to be achieved, not least under the conditions of liberalisation,mainly by a balanced mix of supply sources and by long-term supply contracts. It isimperative to base gas purchasing on long-term contracts even under the new marketconditions. However, it is becoming evident that the ability and willingness of importersand exporters to conclude such contracts in liberalised markets is impaired under theconditions being sought.

OUTLOOK

The process of liberalisation of west European gas industries has triggered significantchanges and is irreversible. It will be important to ensure that liberalisation steps arepracticable, the considerable distortion caused by uneven market opening in EU countriesis swiftly eliminated, the gas industry remains able to invest and security of supplycontinues to be safeguarded.

In addition, it has to be seen that no insurmountable barriers are erected for countries, notleast those in central Europe, seeking to join the EU.

All in all, it is absolutely essential to pursue the liberalisation of gas markets with foresightand circumspection. The task will be to reconcile the divergent forces of subsidiarity,reciprocity and harmonisation, thus achieving "unity in diversity" by means of a practicaland pragmatic compromise. It is also crucial to ensure maximum latitude for industrythrough minimum regulation and red tape so that market forces are strengthened andcompetition is not impeded, but instead the groundwork is laid for fair competition withequal opportunities throughout Europe.

138

HR0200012Dr. Reinhard MadlenerProf. Dr. Eberhard JochemCEPE - Centre for Energy Policy and EconomicsZurich, Switzerland

IMPACTS OF MARKET LIBERALISATION ON THE POWER SECTOR:LESSONS LEARNED IN AUSTRIA AND GERMANY

Abstract

The specific impacts of market liberalisation on the power supply industry depend onnumerous factors and boundary conditions. A comparison of these impacts in Austria andGermany, two countries which both are part of the EU single market and centrally locatedwithin Western Europe, and which both have borders and important trade relationshipswith Central European countries, leads to important insights. The paper also covers theexpected influence of the increase in the power trade volumes in the two countries, alsowith their Central European neighbours, and the concerns that this may lead to conflictsin the achievement of targets in energy policy, environmental policy, and climate changepolicy aimed for both at the national and European level.

UTJECAJ LIBERALIZACIJE TRŽIŠTA NA ELEKTROENERGETSKI SEKTOR -POUKE IZ AUSTRIJE I NJEMAČKE

Sažetak

Poseban utjecaj liberalizacije tržišta na isporuku energije ovisi o brojnim uvjetima ičimbenicima. Usporedba ovih utjecaja u Austriji i Njemačkoj, dvjema zemljama članicamajedinstvenog tržišta Europske unije, koje zauzimaju središnji položaj u okviru zapadneEurope, a istovremeno graniče i održavaju važne trgovinske odnose sa zemljama SrednjeEurope, dovodi do značajnih spoznaja. U radu se također razmatra očekivani utjecajpovećanog opsega u trgovini energijom u obje zemlje, kao i sa srednjoeuropskimsusjedima, te dvojbe oko eventualnog nastanka konfliktnih situacija u postizanju ciljevaenergetske politike, politike za klimatske promjene i zaštitu okoliša, namijenjenih objemazemljama na nacionalnoj i europskoj razini.

139

1. INTRODUCTION

The liberalisation of the electricity sector, like in other network-based industries, inducessubstantial structural change, and the consequences for a particular country are oftenhard to predict, as experience has shown for example in the UK and in Norway. Thischange causes an urgent need to often rapidly adjust to a new market environment - byadapting the prices and quantities offered, the marketing strategy, and also the portfolioof products and services purchased and sold. However, the strategic and operationaladjustments required may be quite different, depending on the particular boundaryconditions for the power supply industry (e.g., in terms of the domestic energy resourcebase, CO2 reduction obligations, etc.) in question and the actual impact of marketliberalisation on the electricity supply sector.

In the course of the European electricity market liberalisation, as stipulated in the EUDirective 96/92/EC, the German Federal legislation decided for an instant fullliberalisation by April 1998 (EnWG 1998; [1]), while the Austrian parliament at first optedfor a step-by-step market opening in line with the EU Directive 96/92/EC, starting inFebruary 1999. Following the rapid restructuring of the industry in Europe, however, andin the light of the uneven exposure of power utilities to competition, it was decided in2000 to completely open the Austrian power market by 1 October 2001 as well, wayahead of many other EU member states.

Given the different market opening schedules, and other differences, such as in marketsize and the pre-opening organisational and ownership structure of the power supplyindustry, it seems to be worthwhile to compare the impacts of liberalisation in the twocountries - which have an annual per capita electricity consumption of beyond 6,500kWh, comparatively high environmental standards, and traditionally strong electricitytrade relationships with Central European countries. Besides, actual competition in thepower sector in both countries has developed at an impressive pace. The findings canalso provide some useful hints for utilities and public administration in countries planningto open their electricity markets within the next couple of years, too, such as Croatia,Slovenia, and Switzerland.

2. PRIMARY ENERGY MIX FOR POWER GENERA TION - THE STARTING POINT

The primary energy basis for electricity generation in the two countries is significantlydifferent, and can be expected to have some specific implications on the behaviour of theparticipants in the electricity markets in both countries. Electricity generation in theGerman power sector has been traditionally heavily dependent on coal (hard coal: ca. 25percent; lignite: ca. 26 percent) and nuclear energy (ca. 36 percent), with almostnegligible shares of hydro (1.5 percent) and wind power (0.4 percent). In contrast, theAustrian power sector has its foundation in hydro power (44 percent), fossil-fuel basedthermal power generation (ca. 9 percent oil, 30 percent gas, 12 percent coal; mostly inCHP plants), and as a result of the 1978 people's referendum on the Zwentendorf powerplant no nuclear generation ([2,3], own calculations).

1 4 0

In Germany, the current share of natural gas of about 10 percent is expected to riseconsiderably in the future, mainly because of the anticipated continued boom ofcombined-cycle power plants due to their relatively lower capital cost (and thus lowerfinancial risk), relatively low CO2 emissions per kWh of output - and most recently alsothe planned phasing out of nuclear power within the next two decades, as agreed uponbetween the German government and the power industry. Altogether, the fossil-fuel shareof electricity generation can be expected to rise, as it is unlikely that the nuclear phase-out can be immediately compensated by increases in energy efficiency and/or the use ofrenewables alone. Restrictions imposed by the German Kyoto obligation can be expectedto lead to increasing net electricity imports from neighbouring countries with a lowercarbon fuel mix.

In Austria the situation is markedly different, at least in the short to medium term. Giventhe high dependency of Austria on hydro power, fossil-fuel plants are merely used forback-up in times of high power demand and low water levels. This dispatch priority,however, leads to a considerable amount of under-utilised (and hence quite expensive)reserve capacity, which at the same time is rather difficult to reduce, depending on themarket situation in terms of demand growth, fuel prices, electricity import options andtransmission capacity constraints, and the required local physical reserve capacity,especially in times of low precipitation levels [4]. Verbund, the largest power producer inAustria, is currently concentrating its power plants into two distinct, centrally managedblocks for hydro and thermal power plants, enabling to exploit important synergypotentials in plant operation, maintenance, and administration.

3. MARKET OPENING - THE WINDOW OF OPPORTUNITIES

Despite some political will to liberalise, exemplified by the meanwhile fully opened powermarket in both countries, significant market barriers and impediments to competition stillexist. In particular, two issues need to be sorted out urgently: (i) the transmission tariffsand capacities available; and (ii) the accepted impacts of liberalisation on nationalintegrity.

The EU Directive 96/92/EC allows for different market opening speeds, but demands aminimum speed for all member countries, measured in terms of an annual electricityconsumption threshold above which electricity consumers are free to choose theirsupplier (19 Feb 1999: 40 GWh equiv. to 26.5 percent; 19 Feb 2000: 20 GWh equiv. to30 percent; 19 Feb 2003: 9 GWh equiv. to 35 percent; percentages approximately). InGermany it was decided to open the electricity market completely in a single step by 24April 1998, which included:

" immediate free choice of electricity supply for all consumers;" financial unbundling of vertically integrated utilities (minimum requirement);• negotiated third-party access (nTPA) to the grid;• admission of power traders.

141

An immediate full opening of the market was chosen with the argument that smallerelectricity consumers would either demand the distributors, generators or traders to offersimilar conditions to those offered to the larger consumers (threat of changing thesupplier, or to establish joint purchase syndicates in order to receive more favourableprices from the (now) competing electricity companies.

In contrast, Austria has implemented the EU Directive 96/92/EC with an electricity act thatwas published on 18 August 1998 [6] arid entered into force on 19 February 1999. TheFederal law was concretised by complementary laws of the nine Lander, as well as twoministerial ordinances, one dealing with the principles of transmission pricing and theother with stranded cost compensation. Besides, the Lander laws focused on details ofthe promotion of renewable energy use, new power plant authorisation criteria, and publicservice obligations. In 2000 a new electricity act was published (EIWOG 2000 [5]). Amongother changes (e.g. installation of a clearing house, labelling obligation), an important aimwas to reduce the existing imbalance in market exposure faced by the various Austrianregional electric utilities (ranging from some 5-80 percent).

4. REGULATORY ISSUES - LEVELLING THE PLA YING FIELD

Germany, the largest power market in the European Union, is the only EU membercountry that still sticks to nTPA without regulator. This offers considerable leeway for thetransmission and distribution grid operators to charge excessive transmission fees andhence to reduce competitive pressure. At the same time, at least temporarily, it alsoreduces the need for innovation and structural change. Three years after the marketopening, rates for electricity transmission and distribution still vary quite substantiallyamong the grid operators in Germany (Table 1.). Electricity traders have beencomplaining about the large differences of (partly still unpublished) transmission rates,delays of wheeling contracts, and high measurement charges at the point of final use [7].One of the six large utilities, EnBW, has even called for a regulator [8]. The Germanantitrust administration has stated that there is sufficient evidence that some of theobserved wheeling and distribution rates are far above real cost and that unjustifiablecharges for grid use are taken from traders and final consumers. Therefore, it is presentlydeveloping a concept for establishing fair rates for using the grid [9].

In contrast to Germany, in Austria an independent regulatory authority for the electricitysector (E-Control) has been established by 1 March 2001. It has to monitor and regulatethe 100 percent liberalised Austrian power market since 1 October 2001, when the newelectricity act (EIWOG 2000) entered into force. This approach seems to be much more inline with the current stance of the European Commission, which has recently clearlyindicated a clear preference for a regulated TPA (e.g. [12]). There is also hope that theregulator will harmonise the currently regionally very heterogeneous grid-use charges(Table 2.) in the near future, thereby reducing existing market distortions.

142

Table 1. Individual electricity transmission and distribution rates, Germany (as of April2001)

High voltagetransmissionMedium voltagetransmissionLow voltagedistribution

Lowest | Average Highest(in 0EUR/kWh)

0.86

0.62

0.66

1.27

1.45

1.85

2.04

2.78

3.50

Related companyLowest rate

EnergieDienst/KWL

RWE-Net,Dortmund

Mainova, Frankfurt

Highest rate

AUW, Kempten

avacon aBL,Helmstedt

EnergieDienst/KWR

Source: [10], p.27; own calculationsNote: Cumulative rates tend to be higher (lower) than the sum of the lowest (highest) rates.

Table 2. Cumulative electricity transmission and distribution rates, Austria (as ofJanuary 2001)

(in 0EUR/kWh)

110 kV (3)

10/30 kV (5)Transformerstation (6)

0.4 kV (7)

Annual hours of utilization1,000 hrs

Lowest rate

1.51

2.62

3.15

6.50

Highest rate

3.42

7.63

10.29

15.61

4,000 hrsLowest rate

0.86

1.59

1.91

3.68

Highest rate

1.46

3.68

5.52

8.88

8,000 hrsLowest rate

0.66

1.42

1.71

2.90

Highest rate

1.28

3.21

4.76

7.74Source: [11]; own calculationsNotes: Grid use charges in Austria vary by region (province); numbers in brackets denote thevoltage layer.

5. IMPACT ON EXCESS CAPACITY - COUNTDOWN OF PRODUCTIONMONOPOLIES

Surplus capacity of electricity generation before liberalisation was more than 17 GW inGermany alone (or around 20 percent; Table 4), and the total surplus capacity within theEU was estimated to be in the order of 40-50 GW. In Austria, due to the high reliance onhydro power, surplus (or deficit) capacity in a particular year depends strongly on theannual amount and seasonal distribution of rainfall, which creates a need for higherreserve capacity and makes it harder to come up with a concrete number.

Because of the different speeds and points in time of the market opening in the EUmember countries, and the open time schedule for the accession of the Central Europeancountries, the impact of market liberalisation on excess capacity is somewhat difficult toevaluate. However, it is not only the timing of the opening and extension of the powermarket which influences the phasing out of excess capacity, but also the:

• age structure and economic performance of existing power plants, which mayinduce investments in new and highly efficient generating capacity (e.g. 10 state-of-the-art generating plants with a total capacity of 3,900 MW(!) were added to theGerman stock in 2000 alone);

• intensity of competition in particular regional or national markets;

143

• market structure and power, which also depend on the companies' size (financialflexibility), type of the power plants (high financial back-ups of companies withnuclear power plants), and ownership (e.g. EdF with no specific profitabilityobligations, municipal electric utilities traditionally co-financing other public services,like city transportation and swimming-baths);

• price policies of the utilities, differentiated by customer groups;• development of new entrepreneurial activities by existing utilities (e.g. to aid

customer binding), new foreign energy companies entering the domestic market, orspecialised companies (e.g. contractors for co-generation plants);

• new recent technological developments, such as information and communicationstechnology, remote control of electricity generating plants, micro-turbines, and in thefuture also fuel cells; and finally

• national or regional policy measures for developing renewables and/or co-generation, such as those aiming at climate change mitigation and/or technicalinnovation (e.g. the German buy-back rate law for renewables, and most recently forco-generation and fuel cells).

Given this complexity, it is not trivial to trace back the direct national impacts of theelectricity market opening. But the net phasing out of surplus capacity is substantialanyway: In Germany, for instance, two of the major remaining companies announced insummer 2000 to phase out around 10 GW of generating capacity, some of which isplanned to be kept in a conservation status. Two nuclear power plants, a rather old plantin Stade and a new and practically never fully operational plant near Mulheim-Karlich,with the total capacity of 2,000 MW (or almost 10 percent of the nuclear capacity inGermany), will be phased out by 2003.

The association of the German power suppliers (VDEW) comments on these changes byemphasising the optimisation process the sector has to undergo. Companies no longerplan their own maximum reserve capacity, but try to co-operate. In other cases, mergerscontribute to reducing the reserve capacity. VDEW [13] also emphasises that the plannedand already realised reduced capacities of electricity generation will not reduce thetraditionally high level of security of electricity supply.

In Austria the development has been much less dramatic, given the dominance of hydropower stations for which the investment cost with few exceptions (like the run-of-riverplant Freudenau) have been recouped during the time of a regulated monopolistic marketstructure, so that they are currently very cost-competitive. The planned shut-down of the(hard-)coal-fired thermal power plants at St. Andra (124 MW), Komeuburg (285 MW), andZeltweg (137 MW) in the short run and of Voitsberg (330 MW; lignite) in the medium runhas not only been motivated by their relative cost-inefficiency, but also been driven by themarketing desire of the Verbundgesellschaft to offer and sell still 'greener' electricity in thefuture.

6. IMPACT ON ELECTRICITY PRICES - THE EXPECTED FRUITS

Due to the enormous market pressure and the induced rationalisation, average electricityprices have been substantially reduced since the beginning of the market opening inGermany (and even before 1998 in anticipating market liberalisation: 1991-7 industrialconsumer prices declined by 20 percent, residential consumer prices by 5 percent; see

144

[14,15]). The producer prices have almost halved within three years, reaching averagefigures in the order of 1.5 0EUR/kWh at the Leipzig Power Exchange (LPX). These pricesdid in many cases not even cover the variable costs of electricity generation and mayhave been possible only by the revenues gained from financial assets of the largeutilities. The consumer prices charged depend on the producer prices, the transmissionand distribution grid charges, taxes/levies imposed, and the sales margin. The rates forusing the grid, which depend on the voltage and time of use over the year, vary stronglyamong the companies (Germany) and regions (Austria), with average values of, e.g., inGermany 1.3 £EUR/kWh at the high voltage and 4.6 0EUR/kWh at the low voltage level(including the upstream rates).

The Dow Jones VIK Price Index for industrial consumers shows an interestingdevelopment of the electricity prices between the opening of the German power market inApril 1998 and June 2001 (Figure 1): First, average electricity prices in Germany declinedby some 2 0EUR/kWh between 1998 and early 2000, stagnated during most of 2000, andseem to fluctuate since early 2001 with some tendency to increase again. Second, at theopening of the market, industrial consumer prices among the large generators onlydiffered around 1.2 0EUR/kWh, whereas they differ by more than 2 0EUR/kWh sinceJanuary 2000. In theory, one would have expected a decrease of the difference undercompetitive conditions.

9 00

8 50

800

7 50

. 7 00

• 6 50i

: 6.00

5 50

5.00

450

Month

Figure 1. Industrial electricity price development in Germany, Dow Jones V!K-lndex,3/1998-9/2001. Source: [16], p.10.

Hence there is some indication that the transition phase of liberalisation, as far as priceadaptation is concerned, may last no longer than 4-5 years in a country with full marketopening. Industrial customers have greatly benefited from the price decline since themarket opening, whereas retail prices for private households have been reduced onlyslightly in Germany (partly as a result of the eco-tax, which was introduced in 1999 andraised to 1.5 0EUR/kWh by 1 Jan 2001; similarly, in Austria savings of the captive

145

consumers have been considerably reduced by the rise of the electricity levy from 0.73 to1.5 ČEUR/ kWh (ATS 0.1 to ATS 0.2/kWh) by 1 June 2000 as one of the fiscal measurestaken to reduce the budget deficit).

7. IMPACT ON UTILITY COMPANY STRUCTURES - SEARCH FOR AN OPTIMALSIZE

The major objective of the liberalisation of infrastructure with natural local monopolies isto introduce competitive structures and to increase market transparency in order to avoideconomic inefficiencies and extra profits of local or regional monopolies. Competitivebehaviour in the deregulated electricity market was expected to lead to rationalisation oflabour and capital, but of course it also leads to concentration (e.g. mergers & aquisitions,co-operation agreements) of the electricity generating and distributing companies insearch for economies of scale and of scope. Sceptical energy economists have arguedthat the liberalisation of electricity supply could eventually lead to an oligopolistic marketstructure with similar prices and de facto dependency of most electricity customers fromelectricity suppliers, but within the changed context of a much narrower set of suppliers'business objectives, as compared to the broader perspectives and objectives of local andregional utilities before market liberalisation. Presently, one can observe the followingchanges in structure of the German power supply market (see also [17]—[19]):

• The number of large generating and high voltage transmission companies inGermany (Verbundunternehmen) decreased from 9 in the early 1990s to 6 in 2000and is likely to diminish further to 4 by 2003 (2/3 of the German power generationcapacity is owned by RWE and E.ON alone).

• The number of regional distributors decreased from 80 in 1997 to 34 in 2001, and islikely to go down to < 25 within a few years; the M&A process is still going on (5regional Bavarian companies will be merged by the end of 2001).

• The number of municipal electric utilities (1997: 800) is decreasing, though noofficial statistics exist and the numbers recently published in various journals differstrongly (ranging from no change to a decline by 230).

Looking into the next few years it seems rather likely that the number of companies at allthree levels of electricity supply in Germany will at least halve. But more importantly, theownership of the formally independent regional and local distributing companies ischanging from public to private, and often shifts to the big European players in theelectricity and gas markets. Going Europe seems to be a must for the big and formerlynational players, and the list of examples becomes longer every week: e.g., recently theGerman EnBW has contracted 600 GWh of electricity per annum with Austriancustomers, and E.ON is a top favourite to become a new shareholder of EVN, the utility oflower Austria. Verbund seeks access to final consumers abroad by delivering electricity toGerman Stadtwerke, while RWE has set a foot in the south of Austria (by buying 49percent of KELAG via the Carinthian energy holding company). Meanwhile, the jointventure EHP (European Hydro Power) between Verbund and E.ON will create a 'new'major European player in the provision of green power [20].

146

Most of the price reductions could only be achieved by severe rationalisation of labour.Employment in the German electricity sector declined by 18,000 between 1993 and 1997,and between 1997 and 2000 by some additional 64,000 (i.e. 25 percent), whereaselectricity production stagnated from 1997 until 1999. In Austria, the number decreasedfrom some 30,400 by the end of 1990 to 24,000 by the end of 1999 (end of 1997:26,500). This rationalisation may have its own social cost as, for example, most of thedemonstration projects and free consulting services offered to small customers regardinga more efficient use of energy have been stopped. Other options of cost savings, such asdiminished technical redundancy in the grid, reduced maintenance, and phasing out ofpower generation plants have also been taken up by the companies.

8. IMPACT ON CHP AND POWER FROM RENEWABLES - ADEQUATEBOUNDARIES

Co-generation of heat and power (CHP) has a long tradition in the two countries studied,both in industry as well as in district heating. The low electricity prices for large industrialcustomers of the last few years, however, led to a 20 percent decline of co-generatedelectricity in the German industry between 1995 and 1999. According to a mid-2000survey, the declining trend is continuing [21]. The decline was most pronounced in thesteam turbine technologies (-30 percent for back pressure turbines, -23 percent forextraction condensing turbines), whereas gas turbines (+10 percent) and engine-drivenplants (+55 percent, though from a low level) experienced considerable growth [22]. Thedecline of co-generated electricity was also influenced by structural changes towards lessenergy-intensive industries. In contrast, the share of co-generated electricity in Austriaincreased by 22 percent to 14.3 TWh (equivalent to 24.8 percent of total electricitygeneration) during the same period [23].

In Germany, on 11 May 2001 five associations agreed upon a compromise on a bonussystem for electricity produced by co-generation and fed to the grid (voluntary agreement,approved of by the government). The bonus (1.5 to 1.25 0EuR/kWh) and its duration (4 to8 years) depend on the construction year of the CHP plant and the year of repowering. Itis claimed in the declaration that the bonus will contribute to an additional electricityproduction of some 55 TWh p.a. in 2010, cutting Germany's CO2 emissions by some 11million tonnes. The cost of the bonus is estimated to be about EUR 4 billion and toincrease electricity prices for all customers by 0.1 0EuR/kWh [24]. Electricity used withinthe co-generating companies will not be eligible for the bonus, an important drawbackrelative to a quota and a certificate system that the German government originally wantedto implement as a market-oriented instrument.

In order to maintain innovative developments in the use of new renewable energies,which commonly exhibit substantially lower external cost, the German parliament decidedupon a law on buy-back rates for electricity from renewables in 1999 (EEG [25]), thatguarantees certain feed-in prices for electricity based on renewables, and that particularlyhelped to sustain the rapid development of wind power plants in Germany. In Austria,feed-in tariffs have been used for quite some time by the provincial governments for thepromotion of renewable energy technologies. The new electricity act contains a ratherambitious, increasing quota target for non-hydro-based renewables (1 percent by Oct2001; 2 percent by 1 Oct 2003; 3 percent by Oct 2005; 4 percent by Oct 2007, based on

147

final electricity consumption) and, in combination with a tradable certificate system,another consumption-based fixed quota target of 8 percent for small-scale hydro power (<10 MW). And while the feed-in law for electricity from renewables was extremelysuccessful in supporting wind energy diffusion in Germany, it contributed an extra 0.20EUFi/kWh to the bills of the electricity users.

9. CROSS-BORDER POWER TRADE VOLUME GROWTH - PROFITS &TROUBLES?

Concerns have been raised that the opening of the electricity market in Western andCentral Europe may at least in some countries induce major changes in the nationalelectricity trade balance. Particularly, imports from France and Central Europeanproducers, or even cheap electricity from Russia, have been identified as a potentialthreat to German and Austrian electricity producers. The capacity of the 10 accessioncountries Bulgaria, Czech Republic, Estland, Hungary, Latvia, Lettland, Poland, Romania,Slovak Republic, and Slovenia accounts for approximately 20 percent (112 GW) of thepower generation capacity of the EU-15 in 1999 (561 GW). Most of the Eastern Europeancountries have excess capacities, albeit most of the capacity is neither very efficient norvery reliable, and in most countries (except perhaps in the Czech Republic) ratherpolluting.

A recent analysis on the future development of cross-border electricity trading patterns inGermany, however, concluded that net imports may actually increase up to only 8% in2005 and can be expected to decrease thereafter [26]. In line with this and other studies(e.g. [27]) and our own assessment we do not expect the German and Austrian powertrade balance to deteriorate significantly. There are several reasons: Transmission lossesare significant. Over time the age structure of the power plants in Europe will convergesignificantly, making foreign trade of base and medium load power less attractive.Besides, due to the continuing integration of the European power market and theenvironmental obligations to be adopted by the accession countries, similar generationcost in the Central European countries can be expected. Because of the large potential inhydro-based peak power production, Austrian generators, just like the Swiss, are in afavourable position in this respect. The possible increase in net imports will be influencedboth by increased imports and by reduced exports. Also, import levels in the comingdecade will strongly depend on actual electricity demand. Electricity trade patterns arealso limited by current cross-border transmission line capacities, which due to their highcapital intensity are unlikely to be substantially increased in the near future. Traditionallyimporting countries, such as Italy (from France), are not likely to increase their generatingcapacity above their electricity demand growth. Finally, the risk inherent in building long-distance transmission lines from Eastern to Western Europe is further aggravated by theyet unknown diffusion rates of the fuel cell technology in Western and Central Europeover the next 20 years ("virtual power plants").

10. CONCLUSIONS

The introduction of competition, non-discriminatory market access, and markettransparency are cornerstones of a successful liberalisation policy. However, the pre-liberalisation power supply industry structure, institutional framework, political

148

circumstances, available domestic power resources, and aptitude of industry andregulatory bodies for swift adjustments should not be neglected in analyses anddiscussions. From this viewpoint we could identify the following important trends:

• The surplus generating capacity of some 10-15 percent will disappear within a fewyears; capital-intensive, large-sized generating technologies (e.g. nuclear or hydroplants), although currently in a quite comfortable position, have less future chancesdue to higher investment risks in partly saturated markets, innovative technologies(e.g. fuel cells, micro-turbines), and decentralised renewable power and heatgeneration options (e.g. wind, geothermal, biomass).

• Without political intervention, co-generation is likely to suffer in the adaptation periodbecause of very low industrial power prices (sometimes lower than the variable costof CHP), back-pressure steam turbines are specifically endangered; in the longerterm, CHP may have a brighter future, envisioning a widespread use of fuel cells("virtual power plants").

• The transition phase in an instantly opened electricity market with overcapacitiesmay be around 4-5 years, before prices tend to be based again on long-termmarginal cost, whereas concentration processes (and thus the need forconsolidation of business units) will last much longer.

• Companies with large financial resources, particularly nuclear power operators, candevelop substantially more market power and benefit more from the liberalisedmarket than small utilities (economies of scale, purchase power); also, it is not clearwhether antitrust bodies can in the long run effectively avoid market power abuse bynew oligopolistic market structures.

• The substantial rationalisation of labour (by at least 1/3 of the workforce undermonopolistic power generation and retail markets) occurred at the expense ofenergy efficiency/saving consulting activities for small consumers, cross-financing ofnon-profitable public services, and reduced RD&D spending.

• Offers for energy services, such as contracting for bigger customers, will continue tobe drastically increased to bind large consumers for longer periods to electricity (andgas) deliveries.

After the breakthrough at COP-6bl$ in Bonn to salve and in 2002 eventually ratify theKyoto Protocol, present activities of CO2 mitigation are likely to be reinforced, and moreenergy-efficient and less carbon-intensive power generation and use will receiveincreased attention in the future. This can have a substantial impact on the electricutilities' service portfolio, prospects for decentralised generation options and efficientelectricity use, and export opportunities for high-efficiency technologies ("leapfrogging")especially to countries currently in the process of electricity market opening.

11. REFERENCES

[1] EnWG (1998). Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts, BGBI. I S.730, Bonn.

[2] ARGE Energiebilanzen (2001). Energiebilanzen 1999, ArbeitsgemeinschaftEnergiebilanzen/DIW, Berlin.

[3] OSTAT / E.V.A. (2001). Energiefluss Osterreichs 1999 (forthcoming).

149

[4] Schröfelbauer, H. (2001). Stromerzeugung im Wettbewerb - Zukunftsperspektiven,2nd Int'l Energy Economics Conference, Vienna University of Technology, 21-23February 2001.

[5] EIWOG (2000). Elektrizitätswirtschafts- und -Organisationsgesetz - EIWOG idFvBGBI. I Nr. 121/2000 (Energieliberalisierungsgesetz), Artikel 7, Vienna.

[6] EIWOG (1998). Elektrizitätswirtschafts- und -Organisationsgesetz - EIWOG, BGBI. INr. 143/1998, Vienna.

[7] Oehler, H. (2001). Bei weitem nicht diskriminierungsfrei, Energie & Management, 1June 2001, p.24.

[8] Wertel, K.-G. (2001). EnBW fordert Regulierungsinstanz, Energie & Management,15 May 2001, p.19.

[9] E&M (2001a). Kartellbehörden sagen Netzbetreibern den Kampf an. Energie &Management, 1 June 2001, p.2.

[10] BWK (2001b), Grosse Preisdifferenzen bei der Netznutzung, BWK. Das Energie-Fachmagazin, 53(6), pp.26-27.

[11] WKOÖ (2001). Die neuen Systemnutzungstarife im Detail(http://wko.at/stromhandel/netzgraf iken/netz-nutzung_2001 _grafiken.htm).

[12] European Commission (2001). Completing the internal energy market. Commissionstaff working paper, SEC(2001) 438, Brussels, 12 March 2001.

[13] VDEW (2001). Stromversorger verbessern Kraftwerkspark(www.strom.de/arc_0110.htm).

[14] Jochem, E. and Tönsing, E. (1998). Die Auswirkungen der Liberalisierung derStrom- und Gasversorgung auf die rationelle Energieverwendung in Deutschland,Umweltwirtschaftsforum, 11(6), p.8-11.

[15] BMWi (2000). Die Elektrizitätswirtschaft in der Bundesrepublik Deutschland im Jahre1998. 50. Statistischer Bericht des Referats Elektrizitätswirtschaft, Fernwärme imBundesministerium für Wirtschaft und Technologie. VWEW Energieverlag GmbH,Frankfurt/Main.

[16] BWK (2001a), Strompreise: Leichter Anstieg, BWK. Das Energie-Fachmagazin,53(10), p.10.

[17] Schiffer, H.W. (1999). Energiemarkt Deutschland, Praxiswissen aktuell, TÜVRheinland, Köln.

[18] ARE (2001). Wir über uns, Arbeitsgemeinschaft regionaler Energieversorgungs-Unternehmen (ARE), Hannover.

[19] E&M (2000). Der Strom wird teurer, Energie & Management, 1 October 2000.[20] NZZ (2001). Öffnung des Wasserschlosses Österreich, Neue Zürcher Zeitung, 19

July 2001, p.19.[21] Vierthaler, C. (2000). Aktuelle Rahmenbedingungen der KWK in der deutschen

Wirtschaft und ihre Auswirkungen. Diploma thesis, University of Technology,Karlsruhe, July.

[22] VIK (2001). Statistik der Energiewirtschaft 1999/2000, Verband der IndustriellenEnergie- und Kraftwirtschaft e.V. (VIK), Essen.

[23] Eurostat (2001). Combined Heat and Power production (CHP) in the EU. Summaryof statistics 1994-1998, Statistical Office of the European Communities, draft versionas of 20 April.

[24] E&M (2001b). Kraft-Wärme-Kopplung: Eckpunkte vorgelegt. Energie &Management, 1 June 2001, p.8.

150

[25] EEG (2000). Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG), Bundesgesetzblatt Jg. 2000 Teil I Nr. 13, Bonn, 31 March2000.

[26] Bradke, H., Cremer, C, and Mannsbart, W. (2001). Potenziale aktueller undzukünftiger europäischer Stromexportiänder für den Stromexport in dieBundesrepublik Deutschland sowie zukünftige Potenziale für den Stromexport ausder Bundesrepublik Deutschland in diese Länder, Fraunhofer ISI, Karlsruhe, ProjectNo. 23/00, Final Report, April.

[27] Prognos / EWI (1999, 2000). Die längerfristige Entwicklung der Energiemärkte imZeichen von Wettbewerb und Umwelt, Basel.

151

Norbert Wohlgemuth HR0200013University of KlagenfurtKlagenfurt, Austria

IMPORTANCE OF ELECTRICITY TRANSPORT PRICING IN LIBERALISEDENERGY MARKETS

Abstract

Electricity has traditionally been supplied by vertically integrated companies providinggeneration, transmission and distribution services. Consumers have purchased a bundledcommodity - delivered electricity - and there has been no need to price the componentsindividually. This is no longer the case in competitive and unbundled electricity markets.

One of the outstanding issues in the restructuring of the electricity markets is the way inwhich transmission costs are translated into tariffs. The efforts to create a singleEuropean electricity market are difficult to reconcile due to different national networkpricing approaches. The European Commission's draft regulation on conditions foraccess to the network for cross-border exchanges of electricity sets general principles forthe pricing of international electricity exchanges.

Nodal pricing provides incentives for an efficient use of generation and transmissionassets. Experience shows that nodal pricing is workable, and its use may be expected toincrease progressively. Postage stamp pricing does not generally provide adequateincentives for efficiency. However, inefficiencies may be small under certain conditions,and postage stamp pricing has the advantage of being relatively transparent and easy toimplement.

This paper presents an overview of objectives related to an effective design oftransmission pricing approaches, of transmission pricing models and presents recentdevelopments in Europe in this respect. Due to the great number of institutional designsof electricity market organisations, it will be difficult to design and implement a model ofcross-border transmission pricing that results in a high degree of non-discriminatoryinternational competition in electricity markets, a key objective of the Electricity Directive.

VAŽNOST CIJENA ZA PRIJENOS ELEKTRIČNE ENERGIJE NALIBERALIZIRANIM ENERGETSKIM TRŽIŠTIMA

Sažetak

Isporuka električne energije obično je slijedila model okomito integriranih kompanija kojesu osiguravale usluge proizvodnje, prijenosa i distribucije. Potrošači su kupovaliintegriranu robu - isporučenu električnu energiju - pa nije postojala potreba da se odredi

153

cijena svakog pojedinog dijela. No, na konkurentnim i razdvojenim tržištima električneenergije ovakva je situacija postala neodrživa.

Jedno od najvažnijih pitanja u restrukturiranju tržišta električnom energijom jest način nakoji se troškovi prijenosa preinačuju u tarife. Pri tome je teško uskladiti nastojanja ustvaranju jedinstvenog europskog tržišta električnom energijom zbog različitih nacionalnihpristupa u određivanja cijena u mreži. Nacrt odredbi Europske komisije o uvjetima zapristup mreži u smislu međudržavne razmjene električne energije postavlja osnovnanačela za određivanje cijena u međunarodnoj razmjeni električne energije.

Određivanje cijena po točkama ostavlja prostora inicijativi za efikasno promicanjeproizvodnje i prijenosa. Iskustva pokazuju da je ovakvo određivanje cijena po točkama(čvorištima) izvedivo, pa se može očekivati odgovarajući napredak i u budućnosti. Cijenepoštanskih maraka obično ne ostavljaju prostora odgovarajućoj inicijativi za efikasnost.Međutim, pod određenim okolnostima nedostatnosti su vrlo male pa cijene poštanskihmaraka imaju prednost da su transparentne i jednostavno primjenjive.

U ovom se radu iznosi pregled ciljeva vezanih uz efikasno kreiranje pristupa i modelacijena prijenosa, a predstavljaju se i najnovija europska dostignuća na ovom polju. Zbogvrlo velikog broja institucionalnih primjera za organizaciju tržišta električne energije, teškoje kreirati i primijeniti model za međudržavno određivanje cijena prijenosa koje dovodi doravnopravne međunarodne konkurencije na tržištima električnom energijom, što jeosnovni cilj Direktive o električnoj energiji.

1. TRANSMISSION PRICING OBJECTIVES

Because of the physical characteristics of electricity, congestion in one part of thenetwork can be caused by activities elsewhere. According to Kirchoff's laws, powerfollows the path of least resistance, moving along parallel paths and often taking anindirect route to its destination. This "loop flow" characteristic differentiates electricitytransmission from other transportation systems, such as highways, railroads andpipelines, and makes it difficult to define property rights in terms of a simple "contractpath" between two points. Capacity on that path may not be available when needed, dueto the actions of other parties, because power injected at any one location in the networkmay affect the availability of transmission capacity elsewhere. This physical characteristicof electricity networks has been used to justify the view that, quite apart from marketpower issues, the transmission system requires some form of centralised control.

Efficient pricing of transmission is necessary to send the correct signals to the marketconcerning expansion of existing transmission capacity and the location of newgeneration capacity. If transmission prices do not accurately reflect the costs oftransmission, including transmission constraints, participants in the market will not beable to correctly determine whether those constraints are best addressed throughexpansion of transmission capacity of the installation of new generation capacity closer tothe load.

154

Interconnection charges, which determine the price at which entrants will be grantedaccess to the network of an incumbent, play a crucial role in the success or failure ofentry in competitive services. The problem arises because to enter a market an entrantwill generally find it financially impossible to replicate the facilities of the incumbent. Giventhe market power of incumbents, access charges will generally have to be regulated. Theregulator's dilemma is to find algorithms for setting access charges at a level that will onlyallow entry of competitors that are at least as efficient as the incumbent in supplyingcompetitive activities. Charges that are too high relative to actual costs will deter entryinto competitive markets, prevent competitors that are potentially more efficient fromsurviving and encourage inefficient bypass of the incumbent's network. Setting chargesbelow the pertinent costs of the incumbent (which effectively amounts to a subsidy toentrants) also distorts the competitive process by inducing inefficient entry intocompetitive markets. Generally, transmission prices should support the followingobjectives:

• Efficiency objectives

Productive efficiency. In the short term transmission prices must address theleast cost dispatch problem, that is to reflect the costs of using the transmissionnetworks in order to minimise the overall cost of generation to meet a givenlevel of demand. These costs take the form of energy losses and changedenergy costs as a result of network constraints. Spot market based on the nodalpricing approach achieve this objective, albeit with increased complexity.Minimising the fixed costs of the network in the longer term has traditionallybeen addressed by regulation.

Pricing efficiency. Efficient prices should reflect costs and be free of subsidies.Pricing efficiency presents a central problem in transmission pricing, sincegeneral network cost allocation rules provide little guidance on what is anappropriate pricing outcome.

Investment efficiency. Network investment has been traditionally undertaken bytransmission network service providers in a regulated environment. In turn,users are typically charged more or less averaged transmission tariffs. Thisraises the question, whether efficient investment can be encouraged by a moredecentralised form of transmission pricing.

• Cost recovery objectives

The costs of the transmission network are largely fixed and sunk and are, inpractice, substantially greater than revenues accruing through short termenergy market transactions. Loop flows in the network undermine attempts toallocate costs to specific users or lead to unacceptably large price ranges withinwhich prices to network users may be considered subsidy free. A "second-best"pricing approach must be found to recover the fixed costs of the network.

155

Simplicity/transparency objectives

Such objectives relate to the complexity of the charging system and the extentto which customers understand prices and can respond to these in anappropriate way. This also encompasses market participants' costs ofparticipating in the market. If these are higher than the expected benefits, thisundermines the likely reform benefits.

Non-discrimination or equity objectives

These aim to ensure that one or more groups of users are not disadvantaged bya specific approach to transmission pricing.

Stability over time.

This may be considered important in order to facilitate investment decisions.

Flexibility

Flexible pricing structures may be required to accommodate important changesin the high voltage network and the structure of the electricity industry.

2. TRANSMISSION PRICING MODELS

The two main approaches for the pricing of transmission services are point (nontransaction based) tariffs and point-to-point (transaction based) tariffs.

Point tariffs are independent of the commercial transactions that underlie the transport ofelectricity. Point tariffs only depend on the energy injected or withdrawn in each node.Point tariffs may be designed to reflect the cost of using the network. Additionally, pointtariffs that are sensitive to location serve to manage congestion. Point tariffs includenodal, zonal and postage stamp tariffs.

Nodal prices equate supply and demand of electricity at each node of the transmissiongrid. Nodal prices are continuously adjusted over time and set for delivered energy.Nodal pricing is also known as locational market clearing pricing. Concerningefficiency, nodal prices reflect the relative scarcity of transmission capacity at eachpoint of the grid. This provides incentives for efficiency both in the short and the longterm. Under nodal pricing, transmission is relatively expensive at nodes in which thereis not enough transmission capacity available to accommodate all scheduledtransmission. Higher prices decrease the demand for electricity, thus resolvingcongestion (short term efficiency). Higher prices also provide incentives to invest ininterconnections to high price areas (long term efficiency).

Zonal pricing is a simplified version of full nodal pricing. The control area of the systemoperator is divided into zones, and prices are set for each zone averaging the cost ofcongestion of the nodes within the zone. It relies on the assumption that congestiontends to occur in just a few nodes of the grid. It is easier to implement than full nodalpricing. Zonal pricing requires setting mechanisms to deal with intra-zone congestionin addition to setting prices to deal with inter-zone congestion, which adds significantcomplexity.

156

The simplest and most common type of transmission pricing is postage stamp pricing.A postage stamp rate is a fixed charge per unit of energy transmitted within aparticular zone, regardless of the distance that the energy travels. Transmitting acrossseveral utility systems or zones and accumulating utility or zone access charges isoften called "pancaking". Postage stamp rates are based on average system costsand may have a variety of rate designs, based on energy charges (kWh), demandcharges (kW), or both energy and demand charges. Rates often include separatecharges for peak and off-peak periods, may vary by season, and, in some cases, setdifferent charges for weekday versus weekend and holiday usage. Transmissionservices also are generally offered on both a firm and non-firm basis. Firmtransmission service guarantees service subject to emergency curtailments or systemcongestion. In contrast, non-firm transmission service is more economical than firmservice, but is subject to curtailment or interruption, often with little or no notice bytransmitting utilities. Averaged postage stamped charges for transmission use ofservices have the advantage of simplicity and meet notions of equity by notdistinguishing between users in different locations. However, the averaging that isimplicit in postage stamped tariffs creates the following problems:

Averaged charges provide poor investment incentives. Particularly in combination withuniform energy tariffs, postage stamping of network costs does not discourage usersfrom locating in remote areas of the network, with associated long term increases inthe overall costs of augmenting and maintaining the network.

For large customers, averaged charges may encourage network bypass, byencouraging direct connection to power stations.

If the objective is to achieve a pricing framework which minimises the distortions inenergy consumption patterns, at least a part of the fixed cost of network services shouldbe recouped from users via some form of pricing 'rule' which reflects users' elasticity ofdemand. Ramsey pricing is one such (market-based) rule, whereby prices aredifferentiated in inverse proportion to the elasticity of demand of users. Postage stampedcharges incorporate no aspect of Ramsey pricing or any other approach for minimisingdistortions in the use of the network, since they do not distinguish between users.

Point-to-point-tariffs depend on the source and sink of each individual transaction.Contract path and distance-related tariffs are two common examples of this approach. Ingeneral, point to point tariffs are not cost reflective and do not serve to managecongestion. They are, however, widely used.

Contract path pricing. Traditional transmission pricing is based on a routing known as"contract path". A contract path rate is one which follows a fictional transmission pathagreed upon by transaction participants. Contract path pricing may be selected tominimise transmission charges and also to avoid "pancaking". However, contract pathpricing does not reflect actual power flows through the transmission grid, includingloop and parallel path flows.

Distance-related pricing. Transmission prices are a function of the distance betweenseller and buyer. This approach has the same pitfalls as contract path pricing.

157

In the absence of full nodal pricing, additional non-price methods are necessary toallocate transmission capacity. Capacity can be allocated on the basis of priority rules.Also the right of access can be allocated by means of long term contracts. However,these two mechanisms are generally inefficient and possibly discriminatory. Non-discriminatory mechanisms include the so-called counter trade approach and conductingof an auction whenever transmission capacity becomes scarce.

The more cost-reflective network pricing methods have the following advantages andlimitations:

• Advantages:

The cost-reflective network pricing method provides a practicable option fordeveloping a long run marginal cost based price on a locational basis in a networkwith a large number of nodes, each subject to relatively smooth and small levels ofgrowth with time. As such, cost-reflective network pricing provides robust longerterm signals.

To the extent that load growth and customer movements occur gradually, cost-reflective network charges send longer term stable locational signals about the costimplications of their investment decisions to customers.

Cost-reflective network pricing discourages customers from locating in remotelocations and to limit some forms of network bypass.

• Limitations:

Cost-reflective network charges are derived through an averaged approximation ofload flows along system paths to which individual assets are then attributed. To thisextent, cost-reflective network charging is arbitrary. Since costs are directly relatedto assets, cost-reflective network charges are also always positive, whereas locationin some parts of the network may reduce the longer term costs of networkexpansion. In London, for example, generators pay a negative transmission rate,i.e., they are being paid for injecting power.

As a modelling approach, cost-reflective network charging suffers from thedrawbacks which typically arise in the context of complex charges - a lack oftransparency and detailed data and modelling requirements..

Cost-reflective network charges are essentially backward looking, since these arebased on historical investment costs. However, these signals may not be too farremoved from forward looking long run marginal cost, since technological change inthe electricity networks has to date been slow.

The cost-reflective network charge is likely to be less effective in terms of limitingbypass by other (generation or demand) technologies. High cost attribution toconnection points under the cost-reflective network pricing approach may encouragethe use of alternative sources of energy and lead to an overall decline intransmission network service provider revenues. This would imply that the assetvaluation should reflect the cost of a bypass option (or the revenue maximising

158

3.

outcome), such an approach is likely to be complex to implement, lackstransparency and would probably be considered discriminatory. However, thealternative - greater price averaging - would then tend to encourage bypass indifferent parts of the network.

DEVELOPMENTS IN EUROPE

The creation of the envisaged single European electricity market will imply an increasinginternational electricity trade in order to deliver the expected welfare gains. However,already in the past there has been a trend of increasing electricity trade in Europe, as apercentage of national consumption, as can be seen from the following figure.

U C I E

Part of exchanges in the consumption1975-2000

1312

10

%

UCTE

CENTREL

Ext.

— • - /

/

rs~ _S S~-~^

^ \ ^ '

/ 12.2

>—

/

J /

J,,1,5 ^

S.6

1975 1980 1985 1990 1995 2000

UCTE: Sum of exchanges between the UCTE countriesCENTREL: Sum of exchanges between the UCTE countries and CENTRELExt: Exchanges with third countiies

Figure 1. Part of exchanges in the consumption 1975-2000

Under the Electricity and Gas Directive, the regulators established have their powersdefined nationally. This results from subsidiarity being applied as a principal ofCommunity policy. The most basic principle underlying the Directive is to take animportant step towards liberalisation, followed by continual and progressive furtheropening of the European electricity market. As of October 2001, five European countrieshave fully opened their national markets.

On 13 March 2001 the European Commission adopted a package of documents on thecompletion of the internal market for gas and electricity, including a proposal for aregulation on conditions for access to the network for cross-border exchanges ofelectricity. The main objective is to ensure that costs actually incurred by transmissionsystem operators are accurately reflected in charges for access to the system, including

159

interconnections, while at the same time excluding excessive transactions costs for cross-border operations.

Concerning the compensation of transit flows, the draft regulation is based on threeelements:

• It stipulates that transmission system operators shall receive compensations forcosts incurred by hosting transit flows of electricity of their network.

• It set rules on the determination of the costs incurred from transits.• Concerning the financing of the compensations, the draft regulation does not

foresee a mechanisms whereby individual exporters or importers are directly heldresponsible for transit flows. Instead, it stipulates that the operators of transmissionsystems from which transits originate and/or the operators of the systems wherethese flows end shall - on a pro rata basis - pay the compensations.

Concerning the harmonisation of national network charges, the draft regulation foreseesthat the network costs shall mainly be recovered through charges imposed onconsumption. However, a lower proportion of the total costs charged on network usersmay be recovered through a charge on generation. This enables national regulatoryauthorities to include locational signals in the tariff structure, in order to send signals onthe most appropriate zones for the location of new generation capacity.

The draft regulation further stipulates that access charges shall be cost-reflective,transparent, approximated to those of an efficient network operator and be applied in anon-discriminatory manner. They shall also not be related to the distance between thegenerator and the consumer.

Concerning allocation of interconnection capacity, the draft regulation contains anobligation to implement coordination and information exchange mechanisms. The mostfeasible methods seem to be implicit and explicit auctions combined with cross bordercoordinated redispatching. A very efficient and transparent way to deal with scarceinterconnection capacity is the system of market splitting currently operated in theNordpool. It is intended to transfer this model to Continental Europe.

These provisions are also essentially in line with the proposal of the Europeantransmission system operators (ETSO) for a temporary cross-border tarificationmechanism agreed at the 5th meeting of the Florence Forum. This ETSO proposalconsists of a fixed compensation fund of € 200 million for one year (2002), whereas thecontribution of each transmission system operator to the ETSO fund is resulting fromapplying 1 €/MWh to "UCTE declared exports" and a contribution resulting from the partof the national tariff.

4. CONCLUDING REMARKS

Most reforms have introduced competition in the generating segment of the industry.Consequently, the basis for regulation has shifted to the network component. Two issuesare that the network is a natural monopoly and the physics of electricity transmissionrequire central co-ordination. In the future this may no longer be the case: there are

1 6 0

already private grids and the possibility of controlling the power flow. Thesedevelopments also contribute to the private good character of the network.

Conventional wisdom is that transmission pricing may be regulated and co-ordinatedcentrally because of supposed monopoly considerations and of the engineeringinterrelationships inherent in electricity networks. But technological advances are erodingthe ability of transmission owners to exercise monopoly power. Distributed generationtechnologies, for example, increase the mobility of competitive electricity generation. Thisalso means that the gas pipeline network is becoming a competitor to the powertransmission network: gas pipelines will transport "electric energy" in another form. Evenin absence of new generating technologies, competitive forces still can constraintransmission prices in the case of an availability of alternative transmission routes.

Generation and transmission obviously are complements in the production of deliveredelectricity, but they are to an increasing extent also substitutes - a trend that will increaseas geographic competition gains importance. Interregional transmission has the economiceffect of reducing regional generation cost differences as cheaper imported electricity cansubstitute for more expensive electricity produced locally.

Nodal pricing provides incentives for an efficient use of generation and transmissionassets. Experience shows that nodal pricing is workable, and its use may be expected toincrease progressively. Postage stamp pricing does not generally provide adequateincentives for efficiency. However, inefficiencies may be small in systems with a stronggrid or large reserve generation margins and postage stamp pricing has the advantage ofbeing relatively transparent and easy to implement.

5. REFERENCES

[1] Bjorndal, M.; J0rnsten, K. Zonal Pricing in a Deregulated Electricity Market // TheEnergy Journal. 22(1), 2001, pp.51-73.

[2] Chao, H.; Peck, S.; Oren, S.; Wilson, R. Flow-based transmission rights andcongestion management//The Electricity Journal 13(8), 2000, pp.38-58.

[3] Dismukes, D. E.; Cope, R. F. Ill; Mesyanzhinov, D. Capacity and economies of scalein electric power transmission // Utilities Policy 7(3), 1998, pp.155-162.

[4] ETSO (2001a) Co-ordinated use of Power Exchanges for Congestion Management.Final Report, European Transmission System Operators, available at www.etso-net.org.

[5] ETSO (2001b) ETSO position paper on the European Commission's proposals for adirective amending directives 96/92/EC and 98/30/EC concerning common rules forthe internal market of electricity and natural gas, and a regulation on conditions foraccess to the network for cross border exchanges in the internal electricity marketEuropean Transmission System Operators, available at www.etso-net.org.

[6] ETSO (2001c) ETSO proposal for a temporary CBT Mechanism. EuropeanTransmission System Operators, 3 September, available at www.etso-net.org.

[7] European Commission (2001) Proposal for a Regulation of the European Parliamentand of the Council on conditions for access to the network for cross-borderexchanges in electricity Brussels, 13 March, available athttp://europa.eu.int/comm/energy/en/internal-market/int-market.html.

161

[8] Green, R. Electricity Transmission Pricing - An International Comparison // UtilitiesPolicy 6(3), 1997, pp.177-184.

[9] Hancher, L. Cross-border transmission of electricity in the European energy market:regulatory issues // Journal of Network Industries 1, 2000, pp.127-155.

[10] Hsu, M. An introduction to the pricing of electric power transmission // Utilities Policy6(3), 1997, pp.257-270.

[11] Joskow, P.L.; Tirole, J.-J. Transmission rights and market power in electric powernetworks // Rand Journal of Economics 31 (3), 2000, pp.450-487.

[12] Laffont, J.-J.; Tirole, J. Creating competition through interconnection: Theory andpractice//Journal of Regulatory Economics 10(3),1996, pp.227-256.

[13] Laffont, J.-J.; Rey, P.; Tirole, J. Network competition: I. Overview andnondiscriminatory pricing // Rand Journal of Economics 29(1),1998, pp.1-37.

[14] Pignon, V. Electricity transmission tariffs in the Nordic countries: an assessment ofpricing rules. (2001) available athttp://www.business.auc.dk/druid/conferences/winter2001/paper-winter/Paper/pignon1.pdf.

[15] Sioshansi, F. Opportunities and perils of the newly liberalized European electricitymarkets // Energy Policy 29(6), 2001, pp.419-427.

162

Nikola Cherepnalkovski HR0200014Ministry of EconomyRepublic of Macedonia

LIBERALISATION AND PRIVATISATION OF THE ENERGY SECTOR IN THEREPUBLIC OF MACEDONIA

Abstract

The paper comments the changes of the legislation in the energy field in the Republic ofMacedonia in function of the liberalisation and harmonisation to the Europeanregulations. Also in accordance to these changes in the legislation exist the actualinterests for concrete energy projects, which could be constructed in the near future onthe concession model, as a part of the new investment cycle in the future period in theenergy field of our country. At the end of the paper the initial processes for thetransformation of the energy sector in the Republic of Macedonia are stated and theactivities for the privatisation of the public enterprise "Elektrostopanstvo na Makedonija".

LIBERALIZACIJA I PRIVATIZACIJA ENERGETSKOG SEKTORA UREPUBLICI MAKEDONIJI

Sažetak

U radu se iznose zakonodavne promjene u energetskom sektoru u Republici Makedonijiu funkciji liberalizacije i približavanja europskim odredbama. U skladu sa zakonodavnimpromjenama postoji stvarno zanimanje za konkretne energetske projekte, čija bi izgradnjamogla uslijediti u bližoj budućnosti prema modelu koncesije, kao dio budućeg ulagačkogciklusa u energetiku. Navode se procesi za transformaciju energetskog sektora uRepublici Makedoniji, kao i aktivnosti za privatizaciju javnog poduzeća "Elektrostopanstvona Makedonija".

INTRODUCTION

This paper comments the benefits of the new legal regulation directed towards itsliberalisation tailored for the market economy conditions, interest and activities for the IPPconstruction, the pilot model for exploiting part of the existing production facilities in theRepublic of Macedonia, as well as the incipient privatisation steps of the public enterprisefor electricity output.

163

LIBERALISATION OF THE LEGISLATION

The new Energy Law, enacted in 1997 and amended in 1999 and 2000, was assisted byconsultants' advice of the English company Dentol Hoi and financially supported by theEuropean Union. It was outlined in accordance with the European Union's futuristicsolutions, expressed in the Energy Charter and later, in the Agreement on Energy Charterand additional acts, like the Protocol on efficient energy usage and the Draft Protocol onenergy transit.

The new Law from 1997 liberalises at maximum the energy related activities (production,transmission and distribution). According to the Law from 1987, the companies whosebasic activities were the above mentioned, have this right only for energy productionpurposes. Some other companies could be engaged, while the citizens have the right togenerate electricity, mainly, only to meet own needs (small HPP) and to place the surplusinto the existing energy systems. All energy related activities within the new Law, withoutany limitations and guiding, gives an opportunity to all domestic and foreign legal andphysical entities to produce energy under the same conditions.

The Energy Law from 1997 leaves out the provisions for compulsory establishing of aunique vertically integrated enterprise for generation, transmission and distribution ofelectricity in the Republic of Macedonia. This has become a possibility, providing that theGovernment assesses it as a necessity, thus enabling transformation of the existingenterprise in various possible appointed spheres, which really exist in well-developedcountries and in the developing countries.

At the same time, the new Energy Law leaves out the existence of self-management localcommunities for energy related issues, which in the past were the focal point between thepublic enterprise and the Government. In practice, it has slowed down the functioning ofoverall activities (development, current and other).

And finally, with the 1997 Energy Law the relations between the public enterprise and theGovernment and its Ministries have become more accurate, i.e. precise and only themost indispensable have remained. Such amendments have excluded interference intothe internal organisation, technical and technological, and financial functioning, as well asother restrictions and rights, not just for the Government but for other numerousindependent and administrative institutions.

After the accession of our country towards the Agreement on Energy Charter in 1998, in1999 the trading activities and energy transit, as a right of all interested individuals toperform this activity amended the 1997 Energy Law. At the same time, obligations areimposed to the energy system's owners, to put at disposal their free capacities to otherusers under determined tariffs. According to the actuality for efficient usage of energy andprotection of the environment, The issues tackling this sphere are more detailed andprecisely elaborated following these amendments to the law.

164

Amendments to the 2000 Energy Law have provided legal base for purchase and sale ofenergy, in compliance with the European Union Directive 96/92 on the internal energymarket. Upon this groundwork, in 2000, new terms for electricity power supply wereprepared, with refined relations between the suppliers and consumers and, the energysellers and customers.

In 1998, the Government of the Republic of Macedonia, as a sub-legal act to the EnergyLaw passed the Methodology on price formation for certain types of energy (energy fromenergy systems and oil derivatives). With this Methodology, energy price includesnormalised production costs, transmission costs and distribution costs, as well as all othercharges and taxes towards the state with certain profit included.

By the end of this year, another amending of the Energy Law will be done, as it will createa legal groundwork for setting up a Regulatory Commission on price formation for certaintypes of energy. The President of the Republic will propose the members of thisCommission, and the same will be approved by the Parliament of the Republic ofMacedonia. Beside energy price formation, the Commission within its mandate will beobliged for issuing permits-licenses for performing the creation of energy sector activities.The Commission will work independently, while the annual reports will be submitted to thePresident of the Republic, the Parliament and the concerned Ministry.

In the years ahead, a preparation of a new Tariff System on natural gas is envisaged that,so far, in the energy balance of our country was included in the last three-four years bysmall application. However, if we renew the Tariff System of the central heating in urbanareas, we shall encircle our energy legal framework according to the new conditions ofthe market economy.

INTERESTS FOR CONSTRUCTION OF ENERGY FACILITIES

In compliance with the before stated commitments, during the past few years, in terms ofthe new energy legal regulations in our country some foreign and domestic companieshave shown true interest for construction of new energy facilities in the Republic ofMacedonia.

For the construction of the biggest available hydro power plant in the Republic ofMacedonia, "Chebren" on the Crna Reka River (250 MW, 300 mil. KWh, dam with heightof 192 m, 360 mil. US$), on concession base, the Austrian company Verbundplan is mostinterested and some Israeli and other companies as well. Technical documentation, as aFeasibility Study, is prepared for this plant and currently underway are activities formaking more precise the optimal solution and the tender documents. For this purpose,financial resources have been provided from the European Union in parallel withengaging a consortium, headed by the Greek Company Exergija. The documentation isplanned to be completed within 15 months.

165

At the same time, by concessions the HP "Boskov Most" is expected to be constructed(45 MW, 50 mil. kWh, 60 mil. US$). Several companies are interested for this project,among which the greatest interest show some Belgian companies. This project hascomplete documentation on the Main Project level, while the preparation of the FeasibilityStudy is in its final stage - assisted by the American Company RIZO. It is considered thatfrom the technical and financial aspect this project will be ready quite soon.

The implementation of the twelve (12) hydropower plants on the very course of the riverVardar (323 MW, 1435 mil kWh, 820 mil. US$) requires, above all, moving of the existingrailway line, which is conditioned by determining the participation of co-investors andprovision of the needed financial resources.

Beside these bigger available hydroplants, interest has been expressed for theimplementation of the small hydroplant program. Adequate documentation exists andinterested investors have been found for about 40 small hydroplants, but the mainproblem remains to provide more favourable financial construction.

Beside the intensive construction of hydro plants in order to make the most of the extentpossible of available potentials (now, only 24 percent exploited and in meeting the energypower demands, thus participating with around 15 percent, which makes the system non-elastic), in the past few years the construction activities have been intensified for the firstcombined thermal plant. This thermal plant, will use as the primary fuel natural gas and itwill generate electricity (200 MW, 1100 mil. kWh), as well as heating energy (150 MW,620 mil. kWh), whereas the total costs are estimated at around US$ 130 mil. Currently,the activities based upon the prepared Feasibility Study, to provide interest, areunderway, for inclusion of interested domestic and foreign companies, by shareholders.

TRANSFORMATION OF THE ENERGY SECTOR

In this period in our country activities for the transformation of the public enterprise forproduction, transmission and distribution of electrical power, i.e. the energy sector in thestate are underway.

The first step in this direction is to lease the existing 7 small hydro plants, so for a certainperiod of electricity production another subject will be made. Three Consortiumcompanies have applied to the announced open competition (from the Czech Republic,Macedonian-Greek and Greek companies). After the evaluation, the bid of the EnglishCompany HYDROPOL was selected. The same company will exploit the mentionedhydro plants for 11 years, under the price that will be determined by the public enterprise"Elektrostopanstvo" of Macedonia. HYDROPOL will sell the produced electricity, the pricebeing 3,4 cents/kVth. After the eleventh year, the hydro plants will be returned asrevitalised to the owner, for which HYDROPOL is bound to invest 20 mil EUROS.

With these activities, the transformation of the ownership of the production department inthe energy sector will commence, i.e. its transformation, in the temporary initial case.

166

The activities for privatisation of the public (state) enterprise for generation, transmissionand distribution of electricity power of the public enterprise "Elektrostopanstvo" ofMacedonia, as a Government's commitment, started in March this year. At that time, apublic ad was published in domestic and foreign media for the purpose of expressinginterest for Government's Consultant to carry out this process.

Out of 15 valid applications, in April a short list of 8 companies was determined, out ofwhich, upon the base of the project's task three offers were submitted, i.e. from: ArthurAnderson - Czech Republic, Meinl Bank - Austria and IPA Energy - England.

Upon evaluation of these offers, the offer of Arthur Anderson was left out as incomplete,while out of the remaining two, assessed as sound and eligible, the Meinl Bank wasselected as better from the financial point of view. The same company is the leader of theConsortium composed of the following:

According to the project's task, in the first part, market conditions that will exist in theregion should be determined. After that, accordingly the legal regulative should beelaborated completely, then identification of the model for such an ambience and thereconstruction of the vertically integrated public enterprise. The second part envisagesprivatisation of the public enterprise. At this moment, it is estimated that this process willlast 12 to 18 months.

Taking into consideration the above stated activities, that will mobilise a reasonablenumber of experts in the state institutions, it will take time to provide the necessaryfinancial resources and time framework. So, we estimate that we have to be moreintensively involved into the changes of the energy sectors in the developing countries, asa fundamental preparation for market economy performances and inclusion into theregional markets where sharpened economic conditions prevail and where the finalobjective - better quality and safety and lower price of the kilowatt per hour-justifies thesame.

167

Prof. Armando Dessenibus HR0200015Dr. Alfredo ViškovićDr. Tommaso CarolloUniversita degli studi di TriesteTrieste, Italy

THE LIBERALISATION OF THE ELECTRICITY MARKET IN ITALY

Abstract

The electricity sector is under reform in all EU countries on both of the aspects of marketorganisation and Utilities' restructuring, the latter being a consequence of the former.

Until very recently, most governments have considered the whole power sector to be anatural monopoly and therefore it should be closely regulated. Market liberalisation shiftsdecision-making from the State to the market and, for the first time in the history ofelectricity Utility, gives consumer a choice.

The new framework is featured by the introduction of competition in electricity generationand end-users' supply, non-discriminatory access to the electricity network and aredefinition of the regulatory function of governments.

This study briefly resumes the market reforms and the new market organisation in Italy.

Italy has implemented the EU directive on internal electricity market since 1999. So far,the process of market liberalisation has not come to an end yet.

Currently ENEL, the former vertically integrated monopolist, is dismissing 25 percent of itspower generation capacity, by selling in the market three power generation companies(GENCOs).

An independent Transmission System Operator is fully operative since July 1999 and atransparent and non-discriminatory access to the network is guaranteed to all of theelectricity power generation companies.

The Market Pool Operator is defining the code of the Market Pool that will be applied tothe price settlement into the Pool.

The opening of the market on the demand side is growing year by year, according to theenlargement of the consumers who are allowed to sign freely contracts of supply withdistributors (eligible consumers). Three months after the selling of the third Genco, theeligibility threshold will be lowered at 0.1 GWh. At that time, the open market is expectedto represent 70 percent of the overall electricity consumption in Italy.

169

Available evidence on liberalisation process in United Kingdom and in Scandinaviancountries confirms the expectation of an improved economic performance of the sector,including lower electricity prices and increased consumer's choice. However, along witheconomic efficiency and profitability, governments have to meet some public targets,including security of supply, environmental protection and social equity. Evidence to dateshows that these targets can be met under the new competitive market structure.

LIBERALIZACIJA TRŽIŠTA ELEKTRIČNE ENERGIJE U ITALIJI

Sažetak

U svim zemljama EU-e odvija se proces reforme elektroprivrednog sektora kako saspekta organizacije tržišta tako i s aspekta restrukturiranja elektroprivrednih poduzećapri čemu je potonje posljedica prethodnog.

Donedavno, većina je vlada smatrala da je cijeli energetski sektor prirodni monopol i dazbog toga mora postojati njegova stroga zakonska regulacija. Liberalizacijom tržišta došloje do pomaka mjesta donošenja odluka s Države na tržište i po prvi puta u povijestielektroprivrednih poduzeća, potrošačima se dala mogućnost izbora.

Osobine novog okvira su uvođenje konkurencije u proizvodnji električne energije iisporuci krajnjim korisnicima, nediskriminirajući pristup elektro mreži i redefiniranjeregulatorne funkcije vlada.

Ova rad sažeto rezimira tržišne reforme i novu organizaciju tržišta u Italiji.

Italija provodi Direktivu Europske unije o unutrašnjem tržištu električne energije od 1999.godine. Do sada proces liberalizacije tržišta još uvijek nije završen.

Trenutno se ENEL, prijašnji vertikalno integrirani monopolist, rješava 25 posto svojihkapaciteta za proizvodnju električne energije prodajom tri kompanije za proizvodnjuenergije (GENCOs).

Nezavisni operator prijenosnog sustava već je potpuno u funkciji od srpnja 1999. god. isvim se kompanijama za proizvodnju električne energije jamči nediskiminirajući pristupmreži.

Operator tržišnog kartela radi na utvrđivanju zakona o Tržišnom kartelu koji će seprimijeniti na rješavanja pitanja cijene.

1 7 0

Otvaranje tržišta na strani potrošnje raste iz godine u godinu prema proširenju potrošačakojima je dozvoljeno da slobodno zaključuju ugovore o opskrbi s distributerima(povlašteni potrošači). Tri mjeseca nakon prodaje trećeg proizvodnog poduzeća(GENCO) prag podobnosti će se spustiti na 0,1 GVVh. U tom trenutku očekuje se da ćeotvoreno tržište predstavljati 70 posto sveukupne potrošnje električne energije u Italiji.Raspoloživi dokazi o procesu liberalizacije u Velikoj Britaniji i u zemljama Skandinavijepotvrđuju očekivanja o boljem ekonomskom poslovanju sektora uključujući cijeneelektrične energije i veću mogućnost izbora za potrošače. Međutim, zajedno sekonomskom učinkovitošću i profitabilnosti, vlade moraju zadovoljiti određene javneciljeve, uključujući sigurnost opskrbe, zaštitu okoliša i društveni kapital. Dosadašnji podacigovore da se ti ciljevi mogu ispuniti u uvjetima novog ustroja konkurentnog tržišta.

1. FOREWORD

European directive on electricity 96/92/CE was implemented in Italy with the release ofthe legislative decree n. 79 of 1999 (Bersani Decree).

The principle upon which market liberalisation is based is the separation among theactivities of production, transmission and distribution. Bersani Decree deeply innovatesthe disciplines of the market on the institutional, organisational and regulatory levels.

On the institutional level new players take game on the market:

• new electricity generation companies;• the Transmission System Operator (TSO) also called Gestore Delia Rete di

Trasmissione Nazionale (GRTN);• the Electricity Market Pool Operator;• various local Distribution System Operators;• the Single Buyer;• captive consumers and eligible consumers.

On the organisational level the structure of the market follows new rules set for theapplication of competition in the phases in which these can be economically justified withrespect to the profiles of the public utilities of electrical service.

The operation of the free market is featured by:

• production, foreign exchange, and sale with eligible consumers defined as freeactivities;

• reservation of transmission and dispatching to the State; transmission anddispatching are considered a public service and are developed by the TSO whichmust operate in a transparent and non-discriminatory manner;

• reservation of distribution in favour of the State; the activities of distribution will bedeveloped by the distribution network operators and will be based on concessionsreleased by the Ministry (MICA) of Industry;

• functions of addressing the electrical utility sector given to the Government andfunctions of regulation given to the Authority of Energy and Natural Gas;

171

• bids of acquisition and sale of electricity are centralised in the Market Pool; theMarket Pool Operator acts as a stock exchange for energy and should define thecode of the Pool based upon a principle of dispatch in economic order of the plants;

• bilateral contracts conditioned by a voluntary regime that is customised according tothe disciplines of the Market Pool;

• establishment of a Single Buyer as a guarantee of supply to captive consumersbased on the principle of the single tariff which is valid throughout the country;

• market-oriented mechanisms to base production of energy from renewable sources.

On the regulatory field, it is claimed that the multiple functions entrusted in the Electricityand Natural Gas Authority should have features of neutrality and transparency withregard to the regulation activity for the efficient functioning of the market. The Italianregulator is one of the most independent in Europe.

A careful analysis of tasks delegated to the Authority must consider that the BersaniDecree establishes that more than 30 inter-ministerial acts should be deliberated beforethe new order could take full stand within the market.

One of the main remarks to the Bersani Decree was the core position to which the MICAseemed able to return, after the Law n. 481/95 had totally separated functions of politicaladdress, overseen by the Government, and function of regulation that were entrusted toindependent Authorities.

The idea that the approval of the Bersani Decree has strengthened the oppositionbetween the supporters of a liberation on all grounds and the supporters of a more timidyet progressive one has stemmed from a round of debates taking place during the lastthree years.

After filtering the different opinions of purely political nature there, two different kinds oftough critics are remarkable.

The former is a sort of scepticism which is related to the level of liberalisation in thegeneration phase, to affirm that the market stands branded by a single dominantcompany.

Based on this assumption, it is clear that it would be more correct to talk of a "re-organisation of the market" rather than a "liberalisation". This remark does not seem tofully take into account the progressive nature and the European counterfoil of the reformand, moreover, it reduces the electricity spinner to merely one of its three traditionalphases.

Still ENEL is the sole and main generation market operator, albeit the market is alreadypartially competitive and thus it will be for at least 50 percent when ENEL sells 15,000MW of its production capacity.

These disposals of capacity that must be achieved by the end of 2002, are the mainelement to increase the competition of market generation side.

172

The latter kind of scepticism maul the very foundations of the system conceived byBersani Decree. It is highlighted that the new system would seem too quirky at aninstitutional level and would mix up different levels of decisions to eventually weaken boththe efficiency of co-ordination to the whole system and the capability of market players tomake stands. Thus, there would be a shift from the previous system made of a singledecision-maker to a complex system of relationships between different stakeholders.From this point of view, the over-regulation can be the worst aftermath of deregulation inthe liberalisation process.

The finest example stemming from this allegation is the further relationship that will shapeamongst TSO, Authority and ENEL as the owner of the transmission network.

The Bersani Decree made a compromise between a sound radical separation of thetransmission network and the stakes of the public operator on route to privatisation.

2. GENERATION

The liberalisation of the generation activity has the following significance:

• that this activity may be done by all operators that meet all technical requirementsand authorisations (the construction of generator plants, the empowerment of thoseexisting are placed under an authorising code defined by the MICA);

• that the producers are free to make contracts with eligible consumers and with theSingle Buyer.

From January 1 2003 no company is allowed to produce or import directly or indirectlymore than 50 percent of the total electricity produced and imported in Italy. Before thesame date, ENEL must sell 15,100 MW of plants. This is 29 percent of ENEL capacity,which will be sunk to 39 GW. The disposal plan has been approved by the government.

Two remarks can explain the reason why the best way to enter the market is to buy thoseplants that ENEL is to achieve:

• the cost of reconverting and re-powering an old plant is on average equal to2/3 the cost of a new plant;

• producers cannot guarantee imports of massive energy volumes, becausethe capacity of inter-exchange with foreign countries is currently saturatedand will likely be limited even in short or medium term, due to the costs andtime necessary for the construction of new power lines.

In compliance with the disposal plan, ENEL has created three companies (the GENCOs:Eurogen, Elettrogen and Interpower) to which it has bestowed the plants to be sold andapproximately 5,100 heads of technical personnel.

The GENCOs broadly reflects ENEL's structure of generation costs.

173

The choice to sell plants split into three companies was taken for two reasons:

• to maximise the income from the sales;• to place on the market three companies that for technical characteristics and

fuel mix may quickly become small and medium-sized market operators.

Furthermore, territorial distribution of the plants was arranged in accordance with theneed to avoid situations of regional monopoly and to facilitate their conductivity from thelogistics point of view.

Eurogen, Elettrogen and Interpower, have respectively an efficient net power of7.008MW, 5,438MW and 2,611MW. Plants to hand over represent approximately9.500MW of 14.200MW for which Enel has decided the conversion into CCGT plants. Inthe selling agreements one may insert the respect of the conversion plans. In fact, buyerswill have to abide by the obligations agreed upon and signed on October 4 1999 by theMICA, ENEL and trade unions. These obligations regard topics such as industrial plansand employment.

An inter-ministerial decree has set out the definitive procedures to implement the disposalplan. The broad auction system has been chosen for all of the three companies. Thepossibility for public bids at the Stock Exchange is available only for Eurogen.

No single stakeholder is allowed to control more than one company. The disposalprocess might achieve its conclusion before the deadline on January 1 2003. An earlydisposal of the GENCOs would beget very positive effects for the market opening. Untilthe conclusion of the selling agreements, market will remain characterised by a limitedpluralism of bids.

Once the disposal plan is achieved, ENEL market share in generation will plummet from71 percent in 2000 to approximately 45 percent in 2003. The downsizing process in thepower generation will provide ENEL with the necessary income to develop aninternationalisation and diversification program in other sectors, such as natural gasdistribution, telecommunication, "water management".

The conclusion of the Elettrogen broad auction and the negotiations taking place for thesale of Eurogen have highlighted that several national and international power utilities(such as Edison, Sondel, Eni, Acea, Aem Milano, Aem Torino, Ital-Austrian Energia,Spanish Endesa) are seriously interested in entering or empowering their presence inpower generation through the acquisition of the GENCOs.

174

Table 1. GENCOs Disposal

Sale procedure

CapacityPowergenerationplantsElectricitypowergeneration foryear 2000Investments forconversion intoCCGT plants *Headcount

EUROGENBroad auction withpossibility of StockExchange quotation7008 MW

Tot. Thermo: 6242MWTot. Hydro: 766 MW

18bn KWh

Lit. 2420 billion

2214

ELETTROGEN

Broad auction

5438 MW

Tot. Thermo: 4424MWTot. hydro: 1014 MW

20 bn KWh

Lit. 1600 billion

5438

INTERPOWER

Broad auction

2611 MW

Tot. Thermo: 2611 MWTot. Hydro: -

9 bn KWh

Lit. 1400 billion

1122'EstimatesSource: Enel, MICA

3. IMPORT AND EXPORT

With the liberalisation of foreign exchange, producers are free to import and exportelectricity, whereas eligible consumers are free to supply themselves from foreignsuppliers in compliance with the reciprocity clauses amongst Countries.

As a whole, Italy imports most of its electricity from France, Switzerland and Slovenia,because costs of internal generation are higher than those in bordering countries. Theopening of the market confirmed the expectations of a significant orientation of nationaloperators towards foreign offers to a level higher than the available capacity of transport.The Authority has consequently defined tools to auction the import capacity, by taking intoaccount the distribution of transport capacity between free market and captive market.

4. ELIGIBLE CONSUMERS AND OPENING OF THE MARKET

The definition of the eligible consumers (those who are free to negotiate supply contracts)is a pivotal issue for the market opening from the demand side. Eligibility thresholds, oreven the minimal level of consumption to be taken as an eligible client, are amongst thefirst indicators of the market opening.

The eligibility is recognised and verified by the Authority, with reference to the auto-certification of eligibility that consumers have previously delivered. The recognition of thestatus of "eligible consumers" by the Authority is achieved by inscription in the list ofeligible consumers. Those who are eligible, but prefer to be supplied in the captive marketmay enquire with the Single Buyer and give communication to the current distributor, tobe included amongst the captive consumers for a time period of two years, renewableonly once. Currently all eligible consumers have chosen to be supplied in the free market.

175

Eligibility thresholds established by Bersani Decree are lower than those of the Europeandirective, thus allowing opening levels much higher than those established in the directiveitself. The liberalised market share includes self consumption, which could imply a realmarket opening of less than the minimum required by the EU directive. While valuingthresholds of eligibility, it must be taken into account that the opening of the market-takingplace in Italy includes self-produced electricity, which represents approximately 10percent of overall national consumption. This share of energy is a significant part of thetotal energy sold on the free market, whereas minimum levels of the open market wereabout 30 percent in 1999 and will rise up to 40 percent in 2002.

The following table shows those who are eligible consumers:

Table 2. Eligible Consumers

CONSUMERS

Finalconsumers

Consortia

Distributors

Traders

ELIGIBILITY REQUIREMENTS

Minimumconsumption in theprevious year,including self-generation.Minimumconsumption of eachcompany belongingto the consortium

Minimumconsumption of theconsortium

With respect to theenergy supplied toeligible consumers

From1/4/1999

GWh/year

30

2

30

From1/1/2000

GWh/year

20

1

20

From1/1/2002

GWh/year

9

1

9

90 days after3° Genco'sdisposalGWh/year

0.1

Eligible

Eligible

Table 3. Thresholds of Market Opening: European Directive and Bersani Decree

ThresholdsDirettiva 96/92/CEBersani Decree - DLGS n. 79/99Energy consumption in the open market

November 199926.5 %30%

37TWh

April 200030.27 %

35%71.2 TWh

200233 %*40 % *

* EstimatesSource: Autorita per I'energia elettrica e il gas; European Commission document (1999/C 330/06)

The inclusion of industrial consortia in the eligible consumers list is an extremely relevantfact. SMEs (Small Medium Enterprises) are widespread throughout Italy and notably theyare not eligible consumers. SMEs of a local area can become eligible when they "merge"to become a single electricity consumer.

176

SMEs with a yearly consumption of more than 1 GWh are approximately 10,000. Thegeographical extension of each consortium can be defined in order to include all thecompanies belonging to a local industrial cluster.

Towards the mid-nineties some consortium structures were born whilst peculiarproduction activities for self-consumption were performed. Indeed it was not aboutconsortia but about consortia organisations for self-generation. These operators had thesame goal as the consortia currently have, namely to allow a certain "freedom" insupplying SMEs. The consortial organisations for self-generation were composed ofindustrial consumers (SMEs) and a power generating company which was used to sellingpart of his electricity to the industrial consumers.

5. UNBUNDLING REQUIREMENTS

Bersani Decree makes out several requirements which stakeholders, including ENEL, aresupposed to fulfil in order:

• to phase the electricity monopoly out;• to delete barriers which may hurdle a full market competition.

In May 1999 ENEL decided a significant modification of its organisational structurebecoming an industrial holding responsible for strategic co-ordination of the controlledconcerns. As a consequence of a compulsory statement to Bersani Decree, ENELestablished companies which were involved in the electricity sector. Furthermore, ENELcan establishe other companies to work in other industrial sectors.

In the electricity utilities' sector, ENEL established the following companies:

• T.E.R.N.A., owner of the transmission network, including transportation linesand transformation plants;

• Enel Produzione, working since October 13, 1998 for the thermalelectricgeneration;

• E.R.G.A, for electricity generation from renewable sources;• Enel Distribuzione, for the activity of distribution;• Enel Trade, for the trading of electric energy and in particular for its sale to

eligible consumers;• the company for the dismantling of thermal-nuclear plants, S.G.I.N., whose

shares have lately been transferred to the Ministry of Treasure.

Moreover, the Authority has defined some minimum requirements for administrative andaccounting separation to be applied to all the companies involved within the electricutilities sector.

6. THE TRANSMISSION SYSTEM OPERA TOR

The creation of the TSO as the agency responsible for the transmission and dispatchingactivity wholly fulfils the new market scheme requirements.

177

The three following remarks explain the central position of the TSO.

• Competition in generation is not the only pivotal element in the liberalisation of theelectric utilities' sector. The reforms outcome will mostly depend on the free accesspossibility - and not a discriminatory one - for third parties (producers, importers,exporters, distributors, traders, consumers) to the transmission network.

• The dispatching of electricity's current fluxes involves a strategic function because itallows the generation utilities to reach out to the market, namely to sell electricity.

• The transmission network features have a major value for ENEL, but most of all itgives ENEL the chance to be a multi-utility supplier with further tasks basedthroughout the whole spinner.

The new organisation of the transmission network, in terms of ownership andmanagement, was the bulk of long endless negotiations among MICA, ENEL, theAuthority of Energy, the Antitrust, independent producers and theTreasury Ministry.

The organisation that Bersani Decree gave to activities of transmission and dispatchingreflects the issue complexity and sets a clear allocation of tasks amongst the following:

• the State, which takes the transmission as a public service and releases aconcession to a public operator (the TSO), acting as the manager of thetransmission and the dispatching;

• TSO as concessionary of the transmission and dispatching of electricity, includingthe control of the unified national transmission network;

• ENEL as the owner of the transmission network itself;• MICA and the Ministry of the Treasury, who will execute with common intent the

rights of the shareholder, represented by the Treasury Ministry; the current MICA isfurther responsible for the strategic addressing of TSO.

The activity of TSO could be resumed in the task of guaranteeing equal opportunity ofaccess to the network under conditions of transparency to the users (both national andinternational producers and distributors). Moreover, TSO manages the flux of energy andplans the interventions of maintenance and development to the network.

ENEL represents the operative branch of TSO for maintenance interventions anddevelopment of the network, in compliance with the agreement signed by both ENEL -through its internally controlled firm TERNA - and TSO.

So far, the analysis showed how organisational engineering of transmission anddispatching takes face in the new entity of TSO. TSO carries out a pivotal role, even forthe creation of two institutional operators featured by transparency and neutrality of theirfunctions.

These two figures are the Single Buyer and the Market Pool Operator.

178

Table 4. Relationship between ENEL and the TSO according to the AgreementApproved by the Authority

TSO TERNA (ENEL's company)

Responsible for networkmanagement (safety, efficiency,reliability of service and energysupply)managing the energy fluxgets an income for the access to thenetwork and its use

addresses on maintenanceinterventionsaddresses on further investmentsfor network developingappraises third parties' networkaccess request

transmission network owner

owner of the "sistema di controllo adistanza"gets an income from GRTN forservice costs coveragebears the maintenance costs

implements investments andnetwork development interventionsoversees technical networkconditions in order to fulfil theconnection requests

Source: Enel, MICA

7. THE SINGLE BUYER AS GUARANTEE TO CAPTIVE CONSUMERS

The Single Buyer is a public operator that was formally established by TSO at the end of1999. The MICA can also authorise the Treasury Ministry to hand out a quota of shares tothe SB.

The SB must guarantee and represent the demand side of the market of the captiveconsumers.

Moreover, the single buyer:

• guarantees to captive consumers the supply of electricity and the application of asingle tariff on a national level;

• based on the directive of the Authority, signs contracts of sale with distributors;• based on estimates and forecasts, signs also contracts of long-term supply;• manages contracts of supply with producers and contracts of sale with distributors,

by ensuring the equilibrium of its current balance sheets;• processes the forecasts of demand on the captive market for the following three

years and appraises the level of demand for the following half decade.

The previously described function of the SB leads to both a concentration of demand andthe risk of dominant weight on the demand side of the market to the extent that it might beable to hurdle further investments in generation capacity, it is unlikely that this could exertany significant long term influence, as the growing open market implies an automaticdownsizing of the function of the SB until its expiration, when all consumers are eligible.

1 7 9

The single buyer must maintain an equilibrium in his balance sheets between bothoperations of acquisition and sale. The income of its activity is defined by the Authority.

8. ELECTRICITY MARKET POOL OPERATOR

The Electricity MPO is an operator that TSO established at the end of 1999. Thisinstitution is controlled by the Treasury Ministry.

The way this new institution works may influence at least three targets of the marketliberalisation, namely the level of competition of the generation market, the incentive to anefficient production and the price of electricity. The function of the MPO is to organiseactivities of electricity acquisition and sale amongst producers, importers, exporters,eligible consumers and the SB. The price settlement must occur under criteria ofneutrality, transparency and objectiveness.

For a transitory period, the dispatch of the production plants is of "transit type" and isbased on bilateral agreements that have been signed by operators.

According to a wide interpretation of the Bersani Decree, the participation in the PoolMarket is not defined as a duty of all operators. Consequently, a significant number ofcontracts, even of a significant amount of energy, could be bilateral agreements.

The non-mandatory participation in the Pool Market does not automatically determine anon-efficient system of price settlement. Such an idea is demonstrated by theperformance of both the Scandinavian Market Pool and the Spanish Market Pool whereparticipation is non-mandatory.

The development of an efficient Market Pool depends on the number of participants andthe number or transactions occurring. At least for the first three years, it might be useful toset a mandatory participation in the Market Pool. The mandatory participation of the SB inthe Market Pool would guarantee the shape of a Market Pool featured by a significantvolume of transactions.

The code of function of the Market Pool has been defined by MPO and approved byMICA. Theory defines three models of Market Pools: the marginal price system, theclearing price system and the pay-as-bid system.

Quite apart from the model of Market Pool, the likely scenario will be that of a Market Poolwhere bids for acquisition and sale of electricity will mingle. Contracts signed in theMarket Pool will vary as regards duration, from long-term to short-term (for instance,supply for a few days, supply for a few hours or for fractions of an hour). These contractscould be the underlying assets of financial derivatives (futures and options) negotiated forthe neutralisation of the electricity price fluctuation. Available evidence from the Britishand United States Market Pools suggests that domestic energy derivatives market will beable to begin after the consolidation of a physical market.

180

9. DISTRIBUTION

MICA may release only one concession of distribution for each municipality, in doing sothe monopolistic nature of distribution at a regional/local level is fully accepted. If two ormore distributors find themselves on the same municipality, then they must join inaccordance to the rules on mergers and joint ventures. Distributors serving more than100,000 consumers may join the distributors of the neighboring municipality.

The aggregation process that the distribution reform wants to implement, places ENEL ina disadvantageous position. The aim is to eventually reinforce the role of themunicipalised companies. ENEL can be obliged to sell its distribution assets inmunicipalities where there is an overlap with a municipalised company that supplies morethan 20 percent of the local market. The main cities affected are Rome, Milan and Turin.ENEL estimated that it will have to dispose 4-10 percent of its distribution business.

Concessions for the distribution activities have been released by MICA and will expire in2030. With the release of the concessions, MICA recognises the role of local DistributionSystem Operators. These operators have the task of managing, maintaining anddeveloping the distribution network.

In order to maintain intact the distribution business, ENEL has tackled with the problem ofaggregation proposing reciprocally advantageous agreements to the largestmunicipalised companies. Such proposals may consist of the creation of a joint-venture,between the municipalised companies and ENEL. ENEL would place under the joint-venture its current duties as a multi-utility to supply local consumers with differentservices (water, telecom, natural gas). Some large municipalised companies havealready taken autonomous steps in order to work independently in the gas sector andtelecom sector.

Table 5. ENEL Divesture Scenario in Distribution (1998)

1998

Energy soldN. of consumersTurnover

Divesture- Worst case scenario -

Total10TWh1.6 mn

Lit 1.4 bn

% of Enel455

ENEL's distributionbusiness not under

divestureTotal

216 TWh27.7 mn

Lit 25.88 bn

% of Enel969595

Total ENELdistributionbusiness

226 TWh29.3 mn

Lit 27.28 bn

10. REFERENCES

[1] CLO A., 1999, La Direttiva elettrica europea tra concorrenza e interesse generale, inL'lndustria, II Mulino, n.1, 1999.

[2] DE PAOLI L., 1993, Regolamentazione e mercato unico dell'energia, Franco Angeli,Milano.

[3] DE PAOLI L., 2000, La politica energetica italiana nel 1999, in Economia delle fontidi energia e delPambiente, n. 2, 2000.

[4] FAZIOLI R., 1995, Dalla proprieta alle regole - L'evoluzione dell'intervento pubbliconell'era delle privatizzazioni, Ciriec/Franco Angeli, Milano.

[5] http://www.autoritita.energia.it/

181

Marko Senčar, M. Se. HR0200016Energy Agency of Republic of SloveniaMaribor, Slovenia

THE ENERGY SECTOR IN SLOVENIA TWO YEARS AFTER THE ADOPTIONOF THE ENERGY ACT

Abstract

This paper describes the legal situation, status and main characteristcs of the currentSlovenian energy sector. The pace of change has encompassed the companies whichhave been unbundled, the authorities which have prepared the main secondarylegislation, and the new independent regulatory authority which has adopted its ownregulations. Power exchange has been established, and the first transactions have beenundertaken. Main characteristics of the process of the market opening, status and mainrules of both electricity and gas market are described. The regulatory agency hasdeveloped conditions for participation particularly in licensing and use of network charges.There are still some open questions and documents which remain to be produced, asdiscussed in the paper below.

ENERGETSKI SEKTOR U SLOVENIJI DVIJE GODINE NAKON USVAJANJAZAKONA O ENERGIJI

Sažetak

U radu se opisuje pravna situacija, status i osnovne značajke postojećeg energetskogsektora u Sloveniji. Sustav promjena zahvatio je kompanije koje su se razdvojile, tijelakoja su pripremala glavne drugostupanjske zakonske odredbe, kao i novo neovisnoregulacijsko tijelo koje je usvojilo svoje vlastite odredbe. Utvrđena je razmjena energije iprovedene su prve transakcije. Opisane su osnovne značajke procesa otvaranja tržišta,status i važni propisi kako za elektroenergetsko tako i za tržište plinom. Regulacijskaagencija odredila je uvjete za sudjelovanje naročito vezano uz izdavanje dozvola ikorištenje pristojbi na mreži. U radu se dalje razmatraju pitanja koja su ostala otvorena idokumenti koje tek treba osmisliti.

1 8 3

INTRODUCTION

The Energy Act was passed by the Slovenian parliament in September 1999 and it cameinto force on 15 October 1999. It started a process of profound reforms in the energysector. Two milestones have particularly characterised this process; these relate to theopening of the electricity market in April 2001 and the envisaged opening of the market innatural gas in January 2003. The anticipated degree of opening is approximately 65percent in the electricity sector and 42 percent in the natural gas sector. It is expectedthat further gradual opening of the markets will follow. The Energy Act required theadoption of a number of by-laws and regulations. Most of these have already beenprepared and implemented, however, some matters remain to be resolved.

LEGAL ACTS

The main laws, governing the energy sector, are the Energy Act (Official Journal of theRepublic of Slovenia, No. 79/99, 8/2000), Public Trading Services Act (OJ. of the RS,No. 32/93, 30/98), General Administrative Procedure Act (O.J. of the RS, No. 80/99,70/00) and, with increasing importance, Commercial Companies Act (O.J. of the RS, No.30/93, 29/94, 82/94, 20/98, 84/98, 6/99, 54/99, 45/01).

The main government acts have already been adopted on the basis of the Energy Act, orreconciled to this Act. For all subsectors, Ordinance on conditions and the procedure forissuing and revoking energy licences is relevant. In the electricity subsector the followingordinances are of particular relevance: the mode of implementation of public services inelectricity transmission, the operation of transmission networks, the organisation of thepower market, i.e. exchange, distribution, and operation of distribution networks. Also ofparticular relevance are the ordinances associated with the supply of electricity to tariffcustomers, government decisions on nomination of the companies which carry out publicservice obligations, ordinance on conditions for qualified production of electricity, andsystem operating instructions.

In the gas subsector there is the ordinance on the mode of implementation of publicservice obligations for natural gas transmissions and for the operation of the transmissionsystem. The government decision on the nomination of the transmission company, as thenational operator of the transmission system, is also included. Technical regulations areunder preparation for the planning, constructing, use and decommissioning of high andlow pressure gas pipelines, and System operating instructions.

The network operators at transmission and distribution level are responsible forpreparation and publication of Network codes, once government approval has beenobtained.

184

ELECTRICITY SUBSECTOR

The electricity subsector consists of 15 companies following the division of a verticallyintegrated utility in 1990. There are 8 production companies, 5 distribution companies, atransmission company, and a development and engineering company. Verticalunbundling, as required by the electricity directive (96/92/EC), has already been achievedafter separating the trading businesses from the transmission company. For transparencyreasons, the Energy Act provides for further horizontal separation of accounts. Eachenergy activity, and any activity, defined as a public service if performed in the sameentity, has to be accounted for separately, with its own balance sheets and profit and lossstatements.

The Energy Act requires two separate public services: the transmission of electricity, theoperation of the transmission system, the organisation of the market, the distribution ofelectricity, the operation of the distribution system, and the supply of electricity to tariffcustomers. The public service obligations (PSO) rest with the companies to perform theseactivities under the general conditions, detailed in the Public Trading Services Act.

The transmission of electricity and the transmission system operation are undertaken bya single company, a public enterprise which owns new entities, the Slovenian powerexchange and a trading company, dedicated to wholesale trading. Distribution ofelectricity, operation of the distribution system, and supply of electricity to tariff customers,whose installed capacity does not exceed 41 kW, are undertaken in five publicenterprises. These have separated their commercial activities, mainly generation andtrading, into departments with separate accounts. These trading units are dedicatedparticularly to retail trading. For power producers, an evaluation process of theircompetitiveness has already resulted in a study which recommended organisational andmanagement changes, and measures to limit the "stranded investments" and to enablenew investments, particularly into hydropower.

The structure of these companies is similar. The companies are state owned, with someexceptions in distribution, in which private participation is below ten percent. Exceptionsare small hydro stations and industrial CHPs which are partially private. The governmenthas confirmed its plans to undertake progressive privatisation in this subsector.

GAS SUBSECTOR

In a similar manner to that in the EL) member states, the opening of the market in naturalgas will follow the opening of the electricity market. The first steps have already beenundertaken.

The subsector consists of a transmission company and several local distributioncompanies. The main sources of natural gas used are from Russia (imported throughAustria) and Algeria (imported through Italy).

185

The national operator for the transmission system has been appointed and public serviceobligations (PSO) for the transmission (transport) and operation of the transmissionsystem have been imposed on this company. Initial preparations are underway for theseparation of accounts for its public services from those of its trading activities.

At the distribution level, several local companies supply natural gas to final customers,mainly at a municipal level. Contrary to all aforementioned public services, which areobligatory state public services, the distribution of natural gas and supply of natural gas totariff customers are non-obligatory local public services.

Besides, the gas subsector ownership structure varies substantially from the powersubsector. The gas companies are strongly dominated by private investment.

OTHER SUBSECTORS

For the district heating subsector, the emerging electricity market has significant impact.District heating and the distribution of heat are local public services. The government hasadopted an ordinance on qualified power production. It defines different categories ofqualified producers, depending on the installed power, energy source and energy use.Depending on these categories, power producers will benefit in terms of their positionamong producers on the open market, and some will be directly supported. Thisordinance, however, does not specify the amount of financial support that will be given.

Producers who use combined heat and power technology (CHP), if achieving the minimaltechnical criteria specified in the Ordinance on conditions for qualified power production,have priority right in dispatch. They are additionally supported, particularly if heat is usedfor district heating in accordance with environmental policy, and in particular if theycontribute to the overall state emissions to remain within prescribed limits.

REGULATORY BODY AND ITS REGULATIONS

The Slovenian independent regulatory authority, the Energy Agency, was established bythe Energy Act and a Government decision on establishing the Energy Agency in June2000. This was followed by the government approval to the Energy Agency's Statute andto the Agency's Working and Financial Plans. The Director of the Agency was appointedin August 2000, for a term of five years. The core staff were employed in early 2001. TheEnergy Agency commenced operation in February 2001 and the first licence was issuedon 13 April 2001. Promotion of the first licence certificates was on 23 May 2001.Regulation on use-of-network charges for electricity transmission and distributionnetworks, and criteria for the justification of cost was adopted in April 2001.

The process of licensing is an instrument of market regulation which limits unqualifiedparticipation and prevents unfair practices. The energy licence is relatively straightforwardto obtain through a low cost administrative procedure. The Energy Agency issueslicences and certificates and publishes the list of licence holders on its web site. TheEnergy Agency is faced with a large number of applications and so far has succeded inprocessing them in accordance with the General Administrative Procedure Act.

186

The kernel of electricity market regulation is the regulation of the use-of-network charges.These were set out within corresponding Regulation, a general act of the Agency, andpublished in the Official Journual of the Republic of Slovenia, No.54/2000.

The Energy Agency had to take into consideration the circumstances of the wholeelectricity system. The economic conditions under which the companies operate requirethis transition to be a smooth and continuous process.

The process consists of there phases. In the first phase the method to charge users forthe use of networks was selected on the basis of a study which recommended the poststamp method. The same study provided a list of criteria needed to set the initial use-of-network charges. These criteria depend on the connecting point in terms of voltage, andon the consumer group which is defined in terms of dependence on the yearly hours ofoperation (over or under 2500 hrs/year). Tariffs are not dependent on geographiclocation. Similar to the existing tariff system, charges are differentiated and include someimpact of the seasons daily hours. Both are currently under discussion. In the secondphase initial values for the above mentioned charges were set. To avoid abrupt charges,the companies revenues were limited to approximately the amounts envisaged in thepreviously used methodology.

In Slovenia the principle of a uniform tariff policy is applied and this leads to considerabledifferences in specific revenues for some companies. To overcome this, a compensationmechanism was introduced to balance these differences. However, this is a governmentdecision which was implemented in the form of a differentiated payment for use of thetransmission services by the distribution companies.

In the third phase, actual price regulation will follow within the regulatory period of fiveyears and this will probably commence at the beginning of 2002. During this period, thebasic criteria for justification of costs, their subdivisions (grouping) and other definitionswill remain constant, or will undergo minor changes. Some numerical values will bedefined annually. The criteria for the justification of costs are generally set out in theRegulation and are being further elaborated. They follow the main regulatory aims:improving the efficiency of company's performance, improving the quality of services,including long-term security of supplies, for which correspondent development andinvestment activities are a prerequisite. This will lead to a regulated return on capital inaccordance with the limits provided by the Energy Act, i.e. price caps. However, the modeof application of this principle is subject to regulation.

REMAINING DOCUMENTS

For the proper functioning of the energy markets some issues remain to be resolved.These are particularly the General conditions on the supply of electricity, Generalconditions on the supply of natural gas, and a government act which will define energyinfrastructure and lay down general rules on treating and handling it. Some other actshave to be modified to align with the new rules, such as the Tariff system for supply ofelectricity to tariff customers. The Energy Agency will publish a regulation on reporting ofdata of regulated activities. Commercial conditions, including those associated with

187

access to networks and the use-of-network charges for natural gas will be published bythe natural gas network operators before market opening.

Certain documents may become increasingly interesting for potential investors. These arestrategic and policy documents, the National Energy Programme, an updated Strategy onefficient use and supply of energy, and the ten year development plan for networks.

CONCLUSION

The process of reforming the energy sector has begun in the electricity subsector. Like inthe EU, the gas subsector will follow. Increased preparatory activities in the companieshave been initiated with a view to increasing efficiency and preparing for operation undermarket conditions. The legal and regulatory framework has been implemented and theremaining issues are being resolved. Moreover, awareness of market conditions and theneed for investment have increased the importance of independent market regulation andsupervision. The regulatory acts, however, together with some government decisions andordinances are living documents, and as experienced by other countries, will have to becontinuously developed and updated. The regulatory Energy Agency considers smoothchanges at market introduction and a high level of transparency within the market, thenecessary conditions for both, the stable functioning of the sector and a soundenvironment for investors.

188

Dr.sc. Tomislav Dragičević HR0200017Dr.sc. Stevo KolundžićINAd.d.Zagreb, Hrvatska

PRIPREMA INE ZA OTVORENO ENERGETSKO TRŽIŠTE I PRIVATIZACIJU

Sažetak

U predvečerje očekivanog otvaranja energetskog tržišta potrebno je obaviti prethodnepripreme, koje imaju formalno zakonske obveze, ali je mnogo i onih koji spadaju upodručje (re)organizacije poslovanja i racionalizacije s ciljem očuvanja ili stjecanjakonkurentske prednosti.

Na izmaku ove, 2001. godine, uz taj dio obveza, svladavamo pripreme za privatizaciju.Spomenuti procesi imaju izuzetno važne dodirne točke, vezane uz mjere konkurentnosti.Sve zajedno obavlja se u okruženju koje je prepuno ograničenja, najviše socijalnih.

Vrijednost imovine će rasti, ali ona će ovisiti o uvjetima privređivanja, odnosno političkimodlukama. Ipak, autori su čvrsti u uvjerenju da je INA sposobna za plovidbu ponevremenu i otvorenom moru.

INA'S PREPARATIONS FOR LIBERALISED ENERGY MARKET ANDPRIVATISATION

Abstract

Before opening of the market, energy entities must carry out numerous preparations inorder to be ready for challenges of a competitive environment. Some preparations refer tolegal and organisational issues, but many of them encompass reengineering of businessprocesses, cost reduction schemes and various improvement measures aimed atmaintenance or acquisition of a competitive advantage.

INA is actively pursuing some of the above measures, but now, by the end of 2001, wealso have to deal with preparations for privatisation. These two processes have someimportant common elements, competitiveness being certainly one of them. INA must worktoward improving its competitive strength in the gas sector, in refining, in marketing of oilproducts, but also in various supporting activities. However, there are constraints that wehave to observe, mainly related to social issues.

1 8 9

Nevertheless, the authors of this paper are convinced that INA can successfully cope withliberalisation and privatisation issues. The value of our equity has increased with goodprospects for further growth. How fast will it materialise, depends also on some politicaldecisions.

UVOD

Stupanjem na snagu tzv. paketa energetskih zakona, u srpnju 2001., s primjenom od 1.siječnja 2002. godine, nastupaju ozbiljne promjene tržišnih pozicija kod svih učesnika uenergetskom tržištu. Za postojeće učesnike, temeljni je izazov - prilagodbakonkurentskim uvjetima opstanka na tradicionalnim tržištima, dok se novi učesnici napodručju djelatnosti prirodnog plina, u različitim pojavnim oblicima, spremaju se za ulazakna tržište.

Manje-više paralelno, vrše se i pripreme za privatizaciju INE.

Naravno, pripreme za oba uvelike istovremena događaja, po zahtjevima koji nisu oprečni,ide k racionalizaciji poslovanja s ciljem porasta dohotka. Jednim dijelom porast se možepospješiti novim i boljim proizvodima (dublja prerada, bolji randman i usklađenje sastandardima zahtjevnih tržišta), drugim dijelom mora se temeljiti na snižavanju troškovana razinu konkurenata.

Do sredine ove godine mjereno financijskim iskazom, postignuti su značajni rezultati.

Teroristički napad na infrastrukturu SAD od 11. rujna 2001. čini neizvjesnim poslovanje uzadnjem kvartalu ove godine. Neizvjesnost ne prijeti samo zbog cijena na svjetskomtržištu i našem mehanizmu praćenja tih cijena, već zbog ubrzavanja ili usporavanjaprocesa koji su nam u centru pažnje.

Rezultati restrukturiranja i priprema za privatizaciju, dobiveni do sada, trebali bi zadovoljitivlasnika.

Priprema za liberalizaciju tržišta, uz zakonsku infrastrukturu i pomoćne mehanizme uizradi, otvara prostor za nastavak i izoštravanje konkurencije, u preostalih godinu dana.

SADAŠNJE STANJE

INA je tijekom 2000. godine i prvih šest mjeseci ove godine provela niz internih mjera ucilju poboljšavanja poslovanja.

Rezultat se očitovao, za razdoblje od 1. do 4. mjeseca 2001. kroz 487 milijuna kuna netodobiti, što je za 158 milijuna kuna više od plana, a 390 milijuna kuna povoljniji rezultat uodnosu na isto razdoblje u 2000. godini.

190

Međutim, dok segmenti djelatnosti istraživanja i trgovine imaju dobre poslovne rezultate,prerada je poslovala s internim gubicima. Dakle, predstoje daljnji napori, a oni su velikimdijelom vezani i uz razvoj tržišta, (i po kupovnoj snazi, ali i geografski), za pozitivnoposlovanje tog segmenta.

Pa ipak, kroz nekoliko ključnih pokazatelja poslovne uspješnosti, najbolje se objektivizirastvarno stanje, a kroz usporedbu s prethodnom godinom - trend:

I.-VI. 2001. I.-VI. 2000.Marža profita, (ROS), (%) neaativna(Operativna marža profita je 10,25 naspram 0,66!) ' negativnaRentabilnost korištenog kapitala (ROČE), (%) 14,96 0,89Rentabilnost kapitala (ROE), (%) 10,56 negativnaRentabilnost ukupne imovine (ROA), (%) 4,46 negativna

Trend je izvrstan, a dostignuti parametri su zadovoljavajući za ovu fazu restrukturiranja.

Uz očekivane uvjete poslovanja i konstruktivnu ulogu politike, nastavak internih mjeramora stabilizirati ove rezultate, kao preduvjet njihovog daljnjeg rasta.

Napokon se može reći da se nakon višegodišnjeg "trošenja supstance" u INI stvaradodana vrijednost.

Umjesto opisivanja prošlosti i naslijeđa, što osim obrambenog prizvuka često vodi uretroprocese, u esencijalnom pristupu rješavanja problema potrebno je fokusiranje nabudućnost, koju se također može kvantificirati preko naših postavnih veličina i usporednihpokazatelja za nama srodne tvrtke, pogotovo one konkurentske.

U tom dijelu, izbjegavajući zamaranje prekomjernim pokazateljima, a izbjegavajući i nekepovjerljive podatke, možemo reći sljedeće:

Na putu smo dostizanja konkurentnih troškova proizvodnje jedinice nafte (USD/bbl);Modernizacijom rafinerija približit ćemo se ciljnoj dubini prerade i kakvoće goriva;Nastavit će se snižavanje troškova prerade po jedinici proizvoda;Za sada još nemamo pokazatelje uspješnosti osiguranja zamjenskih zaliha iznad 1;Troškove zamjenskih zaliha po jedinici trebamo trendovski stabilizirati;

Bez te komponente, vezane uz racionalizaciju poslovanja, promjene u rukovodstvu irukovođenju ne bi se mogle odvijati bez negativnih trendova poslovanja kao što sunelegalne radnje i zlouporabe, a na taj način ne bi rasla ni vrijednost tvrtke.

191

~ 1,£

oc

T30)

0)OC

T3O

Promjene procjenjivane vrijednosti tvrtke

199S,god

1. procjenacijena nafte

17 S/bbl

199O,god.

2. procjenacijena nafte 15 $/bbl

fe. g o d .

3. procjena cijena nafte:a) 21,0 $/bblb) 25,5 $/bbl

Slika 1. Promjene procjenjivane vrijednosti tvrtke

VRIJEDNOST TVRTKE

Stručnjaci znaju o čemu sve ovisi vrijednost tvrtke. Kada se vrijednost udvostruči, (slika1), dolazi do polarizacije na one koji bi to pripisali svemu, samo ne vođenju, i one koji birado precijenili utjecaj vođenja tvrtke.

U pogledu eksternih utjecaja kao što su smanjenje rizika i odgovarajućih diskontnih stopa(osobito srednje vrijednosti cijene kapitala - WACC), porasta cijena nafte, mjera VladeRH za otklanjanje distorzije cijena, internih mjera s ciljem svekolike racionalizacijeposlovanja, u području rezanja svih troškova, nije slučajno nepopularno. To su bolniprocesi za zaposlene, ali i za menadžment.

CILJ PRIPREME

Komplementarnost i podudaranje zahtjeva pripreme za privatizaciju i pripreme zakonkurentno poslovanje na otvorenom tržištu ima visok stupanj koherentnosti. Obaprocesa se vode s namjerom krajnje racionalizacije poslovanja u funkciji maksimiranjarasta vrijednosti tvrtke i rasta profita. Dok su veličine rasta i vrijednosti imovine i veličinečistog dohotka izravan interes svakog vlasnika, a pogotovo onog koji namjerava prodavatitu imovinu, za poslovanje na otvorenom i konkurentskom tržištu, važno je da isti procesikoji vode u rast vrijednosti i rast profita, vode i u izoštravanje konkurentskog položaja,kako preko kvalitete proizvoda, tako i preko troškova njihove proizvodnje.

1 9 2

Cilj dosezanja profitabilnog rada rafinerije je složeniji jer se istovremeno moraju uložitiznačajna financijska sredstva u modernizaciju, koja se namjerava provesti u dvijerazvojne faze, prva do 2003., a druga do 2005. godine, kada bi proizvodi naših rafinerijabili usklađeni s normama zemalja u EU.

No, od jasnoće ciljeva do njihovih ostvarivanja u dinamičkim uvjetima izmjenjivanja rizika,put vodi preko mnogih procesa, opterećenih općom političkom i ekonomskom situacijomu zemlji, i stoga spornim pa i prekasnim potezima, bilo da se radi o višku radne snage ili opravodobnom retarifiranju u sektoru potrošnje.

Relativno visoke cijene u odnosu na kupovnu snagu na našim tržištima sa velikimporeznim učešćem države, sužava nam elastičnost na tržištu.

U djelatnosti prirodnog plina dosta je toga učinjeno na usklađivanju zahtjeva plinskedirektive i naših energetskih zakona.

No, ima još dosta neriješenih problema. Možemo ih klasificirati na one koji se tičuopskrbe i one koji se tiču potrošnje, (tablica 1.)

Na strani opskrbe, u suočenju s otvorenim i konkurentskim tržištem plina (skonkurencijom "plina plinu", gas to gas competition), diverzifikacija kao cilj morazadovoljiti uvjet konkurentne cijene u referentnoj točki uspoređivanja.

Tablica 1. INA, prirodni plin - ciljne promjene

PODRUČJE OPSKRBE

Problemi

Diverzifikacija

Nova domaćaproizvodnja

Podzemnoskladište

Integracija ueuropskuplinsku mrežu

Rješavanje

Radi se na tome, ugovoru 2002.

Završen off-shore projektIVANA, nastavlja se sIVANOM i AIZA-LAUROM (Katarina,Marica, W, Y)

Proširenje postojećegskladišta. Gradnja novogskladišta.

Srednja integriranostpreko Slovenije. Srealizacijom novoguvoza, diverzificirat će sei povezanost seuropskom mrežom.

PODRUČJE POTROŠNJE

Problemi

Količine

Širenjedistribucije

Strukturapotrošnje

Tarife

Rješavanje

Potrošnja, nakon pada,ponovno raste.Distribucijska mreža jeudvostručena od 1990 do2000. Broj potrošača jeudvostručen, ali sve to napostojećem područjupotrošnje. Sljedeći korak jepotrošnja na novimdistribucijskim koncesijamaJačanje sektora kućanstava,smanjivanje neenergetskepotrošnje.

2002. stupaju na snaguenergetski zakoni i obvezaodobravanja tarifa. Očekuje seispravljanje prioriteta putemrasta cijene za kućanstva.

1 9 3

Tablica 2. Transportne tarife u EU

Euro/MWhDistrigasRuhrgasVNGDONGEnaqas (I)Enagas (h)GdFBGESnamGasunieVNTransco (1)Transco (h)AVERAGE

100 km0,490,420,451,511,292,240,490,890,790,772,230,290,710,97

200 km0,830,780,831,511,372,320,850,891,151,082,230,210,851,15

300 km1,181,131,221,511,452,411,200,891,521,082,230,200,851,30

Source: DG TREN/A2 Third Meeting of the European Gas Regulatory Forum,Madrid 26-27. October 2000

To znači da po osnovi procjene rizika gubljenja tržišta u uvjetima slobodnog izboradobavljača (Eligible customer), svaka cijena novog uvoza plina mora biti vrednovana posvojem utjecaju na sadašnji i budući portfelj naše ponude plina, te njegovu cijenu kodkrajnjeg potrošača u odnosu na onu mogućih konkurenata.

U tim prosudbama, valja uključiti i djelovanje partnera (eventualno strateških) na rastnaše konkurentnosti.

Ono što nas mora brinuti su dodatne promjene europskih direktiva u pogledu promjena uobvezama (vele)dobavljača za održavanje ravnoteže transportnog sustava, tzv. BalacingManagement.

Pred nama je i problem izbora i odobrenja odgovarajućeg tarifnog sustava.

U primjeni su različite tarife i njihova struktura:

• Tarifa po udaljenosti (distance related, path related),• Ulazno-izlazna tarifa (entry-exit),• Poštanska tarifa (Postalized tarifs, Post-stamp tarifs).

U određivanju, odnosno odobravanju tarife, vrijednost imovine ima značajnu težinu.

Metode procjene vrijednosti imovine su različite i često nedovoljno jasne.

Neke tarife se temelje na usporedbi (sa susjedima) umjesto na stvarnim troškovima. Sobzirom na specifičnost naše transportne mreže, čiji je razvoj počeo u jednoj mješovitojfunkciji distribucije i transporta, kao i na geografsko-prostomu ograničenost, izbor tarifnogpristupa, vjerojatno između Post(age) stamp i Distance related, traži dodatne simulacije.

Radi toga se razmatraju mogućnosti standardizacije tarifa i strukture, te definicijapovijesnih ulaganja (Stranded Cost).

194

Na svaki način, postojeće tarife u Europi su vrlo različite, (vidi sliku 2 i 3, tablicu 2, gdje selako uočavaju razlike i do blizu 10 puta (Transco - Enagas).

€/MWhO -

2,5

2

1,5

Usporedba transportnih tarifa u EU, po tvrtkama

1

0,5 -

0 I

• 100 km

Q 2 0 0 km

• 300 km

*S

• c?

Slika 2. Usporedba transportnih tarifa u EU, po tvrtkama

Usporedba transportnih tarifa u EU, po udaljenosti

2 -

0,5 -

rrj Distrigas

g|Ruhrgas

• VNG

• DONG

BlEnagas (low)

gEnagas (high)

100 km 200 km 300 km

Slika 3. Usporedba transportnih tarifa u EU, po udaljenosti

195

U pogledu pristupa mreži za "treću stranu", do sada je Europa imala mogućnost primjenepregovornog ili regularnog pristupa. Čini se da će u očekivanim izmjenama i dopunamaplinske direktive, ostati samo regulirani pristup trećima (rTPA).

Na tom području, prosječna cijena našeg portfelja plina osigurava nam konkurentnost, avjerujemo i u konkurentnost transportnih troškova.

Ocjena rizika nalaže pažljivo preispitivanje uzajamnih odnosa prema prvim kupcima kojistječu pravo povlaštenih. U praznom prostoru uzajamnih očekivanja mogu se pojavitikonkurentne ponude za sezonsku opskrbu.

Upravo radi toga će se razmotriti strategija supstitucije i korištenje poluga strateškogpartnerstva.

Uz to, INA će podržati sve one, posebno nove procese okrupnjavanja distribucije, kojinam pružaju vjerodostojnu strategiju rasta potrošnje plina.

ZAKLJUČCI

Dva krupna i važna procesa, privatizacija INE i otvaranje energetskog tržišta, vjerojatnoće biti istovremena.

Visoka koherentnost zahtjeva se u pripremi i jednog i drugog procesa; racionalnaorganiziranost s konkurentno - niskim troškovima, odnosno cijenom proizvoda, teistovremenim i sigurnim rastom vrijednosti tvrtke i vrijednosti dionica, kao očekivanimzahtjevom institucionalnog investitora u kupnji dionica ili strateškog partnera, ne olakšavapripremu.

U dosadašnjem procesu pripreme, sinergetskim djelovanjem internih mjera, te eksternih -Vladinih mjera, kao i kretanja na svjetskom tržištu nafte:

• vrijednost INE je značajno porasla,• zaustavljeni su negativni trendovi poslovanja i pokrenuti u pozitivne,- unutar sagledivih rizika poslovanja, doduše s neizvjesnošću utjecaja terorističkih

napada od 11. rujna 2001, očekuje se značajan profit na kraju poslovne 2001.godine,

• pokreće se razvojni ciklus s ciljevima udovoljavanja propisima zaštite okoliša ikakvoće goriva.

Sve učinjeno daje visok stupanj vjerodostojnosti procjenama o dobroj pripremi zaočekivane procese.

Istovremeno, se nastavljaju pripreme za otvaranje tržišta energenata. Konkurentnostproizvoda je, velikim dijelom, uvjetovana zdravim, profitabilnim poslovanjem, što supreduvjeti pripreme INE za privatizaciju.

Unatoč dobrom tijeku poslovanja u 2001. godini, s visokom vjerojatnošću da je to trend,INI predstoji dodatni napor učvršćivanja, prvenstveno troškovne konkurentnosti.

1 9 6

LITERATURA

[I] Dragičević, T.; Kolundžić, S. Process of restructuring and privatisation and destiny ofR&D in small and medium petroleum companies 1999. // European energyconference Technological Progress and the Energy Challenges Proceedings. Paris.30.IX-1.X.1999. Str. 285-299.

[2] Kolundžić, S. Global strategic changes in the Oil and Gas Industry, part 1-2. // Nafta.50(12), str. 399-412.

[3] Kolundžić, S. Stanje provedbe obveza plinskih direktiva u Zemljama EU. // EGE.4(2000), str 67.

[4] Dragičević, T.; Kolundžić, S. Preobrazba kulture poslovanja kao uvjet napretka. //Zbornik - Siemens Forum, V. Međunarodno Intercon savjetovanje. Zagreb, 20-21.10.2000.

[5] Dragičević, T.; Kolundžić, S. Naftno gospodarstvo, promjene, smjerovi, dosezi. //Knjiga sažetaka "Annales Pilar". Zagreb: 2000. Str. 16.

[6] Kolundžić, S. Privatizacija naftne industrije, odnos dugoročnih i kratkoročnih ciljeva.// 9. Forum Dan energije u Hrvatskoj. Zagreb: Hrvatsko energetsko društvo, 2000.Str.231-240.

[7] Kolundžić, S. Dobava i potražnja prirodnog plina. // Zbornik radova XV.međunarodno znanstveno-stručnog susreta za plin. Opatija: 2000. Str 51-62.

[8] Kolundžić, S. The possible place and role of the Oil Industry in Croatia'sdevelopment in the 21th Century: A contribution to dicsussion on Croatia'sdevelopment. // Nafta 52(2000), str. 53-62

[9] Dragičević, T.; Kolundžić, S. Gas in Croatia, Gas for Europe - Supply sources andTransport routes. // Warsaw: 2001.

[10] Kolundžić, S. Reforma i razvoj plinskog gospodarstva Hrvatske u ozračju svjetskihtrendova. // Zbornik, XVI. Međunarodni znanstveni susret stručnjaka za plin, Opatija:2001.

[II] Dragičević, T. Potential for growth of the Gas sector in Croatia. // CEE Conference.Praha: 2001.

[12] Dragičević, T. Long-term Plans in the Wake of the Change in the Energy PolicyTowards UE style Liberalisation. // The 8th CEE Power Industry Forum. Budapest:2001.

197

Ante Les* HR0200018Boris ŠtimacINA d.d.Zagreb, Hrvatska

DOSADAŠNJI RAZVOJ I OČEKIVANA KRETANJA NA PODRUČJULIBERALIZACIJE I PRIVATIZACIJE U INDUSTRIJI NAFTE I PLINA

HRVATSKE

Sažetak

U radu je tretiran povijesni aspekt razvoja industrije nafte i plina u Hrvatskoj. Obrađeno jerazdoblje razvoja od samih početaka preko stvaranja hrvatske države; sve do danas.

Registrirane su političke, društvene i gospodarske promjene te kretanja na područjuliberalizacije i privatizacije u industriji nafte i plina u Republici Hrvatskoj.

Istaknut je i značaj INE u gospodarstvu i sugerirana su rješenja na području liberalizacije iprivatizacije koja će onemogućiti stihiju i ugrožavanje temeljnih gospodarskih interesaHrvatske na području energetike, ovom temeljnom infrastrukturnom segmentugospodarstva o kojem u većoj ili manjoj mjeri ovise sve druge djelatnosti i proizvodnjeroba i usluga, a to znači i u dobroj mjeri konkurentnost hrvatskog gospodarstva nadomaćem i inozemnom tržištu.

PAST AND PRESENT DEVELOPMENT OF INA'S LIBERALISATION ANDPRIVATISATION

Abstract

The paper deals with the historical development aspects of the Croatian oil and gasindustry INA. It describes the period from the very start of oil and gas production to thedata of establishment of the Croatian state and afterwards.

Some important milestones and political and economic events that impacted thedevelopment of the Croatian oil industry are described and commented, includingchanges toward liberalisation and privatisation of the oil and gas sector.

The paper emphasises the role of INA in the Croatian economy and proposes somesolutions for the liberalisation process and privatisation of the company that could preventundesirable effects of privatisation and protect the interests of Croatia in the energysector which is one of the main sectors of economy having influence on other productionand service sectors and their competitiveness.

1 9 9

1. UVOD

Stoljeće koje smo ostavili iza nas bilo je stoljeće nafte, ali i stoljeće ratova s mislima nanaftu. Paru i parne strojeve u sve većoj mjeri zamjenjivali su motori s unutrašnjimizgaranjem, a ugljen je polako zamjenjivala nafta kojoj se pridružio plin i atomskaenergija. Događale su se industrijske, prometne i informatičke revolucije. Lice svijeta ucijelosti se promijenilo, a usporedbe o standardu i načinu života s početka i kraja stoljećau industrijskim zemljama, gotovo su nevjerojatne.

Svijet je u prošlom stoljeću pretrpio dva svjetska rata, a svaki od njih bio je razorniji odprijašnjih. Od službenog završetka drugog svjetskog rata i uspostave novog svjetskogporetka, utemeljenog na monetarnom sporazumu koji su američki i britanski pregovaračisastavili 1944. godine u Bretton Woods-u, SAD-u, svijet je gotovo stalno bio poprištenovih ratova i sukoba, čije nekontrolirano širenje danas sprečava samo realnostnuklearnog rata, koji bi po ljudskim žrtvama bio daleko pogubniji od svih ratova prošlogstoljeća. A kada bi se detaljnije analizirali sokovi koji su proticali korijenima svih tih ratova,otkrili bi u većini njih naftu.

Ratovi kao i razvoj, nikada do kraja nisu i ne mogu biti pod kontrolom. Ratovi nose nesamo materijalna razaranja i stradavanja ljudi, već i razaranja sustava vrijednosti. Nosekrize i neizvjesnost u budućnost koja je pred nama.

S pojavom naftne krize na kraju pedesetih (Sueska kriza iz 1957. godine), a posebnosedamdesetih godina kada cijene nafte "lete u nebo" s kojima se morao suočitiindustrijski svijet, posebno njegov najrazvijeni dio, nastaju znatne promjene u ukupnomnačinu globalnog razmišljanja. Uočavaju se financijske disfunkcije koje dovode dopromjena u mentalitetu, u vrijednosnom sustavu i načinu razmišljanja, a posebno se sveto odražava na području potrošnje. U drugoj polovici dvadesetog stoljeća svijet sesuočava i s epidemijama raka, side, droge, i to u vrijeme kada ideologije, religije i filozofijepreživljavaju tešku krizu.

U revolucionarnim šestdesetim javlja se želja za kidanjem svih tabu tema i društvenihokviria, ali se u osamdesetim opet upada u krize identiteta pa i onu ekološku, s kojom seiz dana u dan sve oštrije suočavamo.

Ekologija sada postaje rezervna filozofija i moralna katarza suvremenog svijeta, ali višekao životna filozofija, nego kao socijalni model življenja.

U svakom slučaju, krajem osamdesetih godina prošlog stoljeća nakon Gorbačovljeve"Perestrojke" - počeo se urušavati bipolarni globalno suprostavljeni politički i gospodarskisvijet. "Željezna zavjesa" počela je rđati i pucati, a "Berlinski zid" - urušavati.

Globalizacija o kojoj se i ranije govorilo i o kojoj se sanjalo - ne samo u MacLuanovojmedijskoj slici svijeta, stupila je silovito na scenu. Njoj u prilog išao je razvoj kibernetike,elektronike, računalne i informatičke tehnologije, robotike, uz pomoć kojih je svijet uistinupostao "globalno selo".

200

2. TRENDOVI

Razvoj znanja, tehnike i tehnologije, ali i političkih odnosa, kulture i civilizacije, utirutrendove ili tendencije i određuju tokove događanja na makro, mezo i mikro razini. Ukonjukturnoj znanosti trend znači pravac razvoja. A u posljednjim desetljećima prošlogstoljeća, trendove ili pravce razvoja koje uočavamo nazivamo:

• Globalizacija• Privatizacija• Liberalizacija• Deregulacija• Integracija i kooperacija• Modernizacija• Informatizacija i robotizacija• Diverzifikacija• Upotreba novih materijala i tehnologija• Zaštita čovjekove sredine• Zaštita ljudi i sredstava na radu• Kvaliteta, kontrola kvalitete i upravljanje kvalitetom (TQM)• Čuvanje i učinkovito korištenje prirodnih resursa• Minimizacija rizika i• Maksimizacija profita.

I na tržištu, odnosno, u području marketinga uočavamo nove trendove. U najvećoj mjerioni se izražavaju kao rigorizam, puritanizam i harmonizacija. Riječ je o trendovima koji suusmjereni na povjerenje potrošača, izbjegavanje podvala i uvažavanje kupaca-potrošačakao vrhovnih arbitara na tržištu.

Globalizacija koja je u snažnom prodoru, u posljednjim je godinama i pod jakim udaromantiglobalističkih pa i terorističkih skupina i udruga koje je anatemiziraju kao zlo, koje imaza svrhu još veću pohlepnost i uništavanje slabih i nerazvijenih, uključujući i uništavanjeresursa i okoliša na račun gomilanja profita u rukama relativno sve manjeg broja sve višeanacionalne elite koja njime upravlja.

Lester Thurow, poznati profesor i predavač s MIT-a, Massachusetts, SAD i autor poznateknjige "Head to Head" (Glavom o glavu) pokušava objasniti kako globalizaciju ne namećepolitika i goli interesi bogatih, već tehnika, tehnologija i ekonomija koja se vodi prirodnim igospodarskim zakonitostima. Po njemu je ona mikroekonomski fenomen, kretanje faktoraproizvodnje, kapitala, tehnologije, rada i dobara oko svijeta, a te procese ne moguzaustaviti protesti. Po njemu je WTO već danas važniji od UN-a.

I mi, autori ovog rada skloni smo u to povjerovati, jer globalnu učinkovitost, niske troškovei visoku kvalitetu priželjkujemo kao nešto što je u interesu svih, i država igospodarstvenika i pojedinaca. I to zato, što problem inače vidimo u činjenici, da se svijeti danas uglavnom vodi snagom i interesima koji nisu izbalansirani sa stvarnimproblemima i interesima stanovnika i stanjem Planeta. Probleme vidimo u neadekvatnojraspodjeli pa prema tome i trošenju bogatstva, korištenja znanja, tehnike, tehnologije ikapitala; u nepostojanju interesa, sustava i instrumenata da se tako nešto brže iučinkovitije ostvari na globalnoj razini.

201

To je problem uočen još u antici, ponovno istaknut u Davosu u Švicarskoj krajem prošlogstoljeća od mislilaca i revolucionara kao što su Mandela i Kastro, te od znanstvenikaistraživača koji takav trend sve nepravednije raspodjele, i danas potvrđuju svojimanalizama kako u SAD-u tako i Europi, a mnogo bolje nije ni u siromašnoj Africi. Naime 1posto najbogatijih Amerikanaca raspolaže danas s oko 40 posto nacionalnog bogatstva,prema 21 posto davne 1810.godine ili 36 posto u vrijeme "Velikog sloma" 1929. godine.Prema svojevremenoj tezi Karla Marksa razvijeni svijet na taj način manje razvijenimapokazuje sliku njihove budućnosti. I poznata knjiga Dong Henwooda objavljena krajem90-tih prošlog stoljeća: "Wall Street" koja se povodi tom Marksovom analizom, pokazujekako bankarsko-kreditni sustav američkog kapitalizma funkcionira u prilog "elite bogatih"izazivajući tako opasnost od sve žešćih ekonomskih i socijalnih frustracija i potresa usvijetu.

Hoće li pak protesti i sukobi protiv VVTO-a i globalizacije od Seatllea preko Praga,Geteborga i Genove i dalje samo rasti ili se možda i stišavati, ovisi i o tome kako će seG7 ili G8 u budućnosti ponašati. Suočavanje sa sidom, Afrikom i opraštanjem dugovanerazvijenima - što su spomenuti obećali u Genovi u Italiji ove 2001. godine sigurno jejedan pozitivan znak, ali više je nego izvjesno da je nužno i neizbježno što prije krenuti -na taj dugi i teški put, ako ne želimo ugroziti budućnost nas i naših potomaka najedinstvenom nam planetu što se zove Zemlja.

3. TRENDOVI U INDUSTRIJI NAFTE SVIJETA

Bogatstvo razvijenih zemalja svijeta stvoreno u dvadesetom stoljeću u dobroj je mjerizasnovano na jeftinoj nafti.

U predvečerje naftne krize iz 70-tih, na početku koje je perzijski šah Reza Pahlavi najavikraj jeftine nafte, a u zoru ekološke krize, naftna industrija se sredinom tih 80-tih godinaponovo suočila s niskim cijenama nafte koje nisu garantirale uspješan razvoj naftneindustrije, obilje sigurnih zaliha, blagovremenu realizaciju započetih investicijskihprojekata i profitabilno poslovanje tvrtki, naročito onih u području istraživanja iproizvodnje. Niske cijene sirove nafte i prihodi od nje, iritirali su i zemlje proizvođačeudružene u OPEC kojima su prihodi od nafte bili - za većinu njih, osnovni izvor sredstavau državnom proračunu i izvor kakvog-takvog razvoja i općeg blagostanja, što je izazivalokod njih osjećaj zavjere, stalne frustracije i napetosti, pa i sukobe .

To je prisililo "velike igrače" u razvijenom svijetu, i u politici i u gospodarstvu, velike naftnekompanije - internacionalne i nacionalne - na niz reformi u duhu opće prihvaćenekoncepcije globalizacije koja počiva na principima visoke učinkovitosti, niskih troškova,visoke kvalitete procesa i proizvoda te visokih udjela na tržištu koji garantiraju siguran istabilan razvoj i visoke profite na svjetskom tržištu izloženom konkurenciji.

Na toj platformi sredinom već spomenutih 80-tih, sve su velike kompanije u industriji naftei plina na tzv. razvijenom Zapadu, prije svega internacionalne, krenule u reforme koje suse temeljile na sljedećem:

2 0 2

- napuštanju visokih troškova istraživanja i proizvodnje nafte i plinaopterećenih područja Europe i Sjeverne Amerike, a "zauzimanju" jeftinijih iperspektivnijih u ostalim područjima svijeta koja su se počela globalizacijomnaglo otvarati;

• Unapređenju organizacije, tehnika i tehnologija, naročito one za podvodnaistraživanja i proizvodnju nafte i plina, posebno na većim dubinama;

• Povećanju proizvodnosti, smanjenju zaposlenost i rezanju troškova svudagdje je to moguće u svrhu veće učinkovitosti i konkurentnosti na domaćim istranim tržištima;

• Optimiranju portfelja i usmjeravanju na osnovne djelatnosti (core business) itek rijetko na visoko profitabilne djelatnosti;

• Usmjeravanje menadžmenta na profitabilno poslovanje i povećanjevrijednosti kapitala putem VBM-a i MBO-a (value based management andmanagement by objects).

Počelo je tako veliko preuzimanje, spajanje, povezivanje, prodaja, dezinvestiranjestvaranje strateških saveza i tome slično, kako se u toj konkurentskoj borbi sutra -naglobaliziranom tržištu ti veliki igrači ne bi našli u podređenom položaju. U 80-timgodinama u tim su poslovima na američkom tlu bili Conoco i DuPont, Getty i Texaco, Gulfi Chevron, Marathon i USX, SOHIO i BP te Tenneco, a u 90-tim Marathon i Ashland,Shell i Texaco sa Star refining & Marketing, Equilon i Motiva - stvorivši zajedničkopoduzeće, DuPont i Conoco, Amoco i BP, Mobil i Exon, Arco i BP Amoco.

4. RAZVOJ NAFTNE INDUSTRIJE U HRVATSKOJ

Detaljno opisivanje razvoja industrije nafte i plina na ovim prostorima kroz jedno takodugo razdoblje za potrebe ove teme, nije nužno. Ključna događanja pobrojena u jednomvremenskom slijedu, sama po sebi dosta govore.

4.1. Ključna događanja u razvoju Industrije nafte i plina u Hrvatskoj od 1856. do2000. godine

• 1856. g. na imanju grofa Festetića, selo Peklenica u Međimurju iz jednog rovaručnim vitlom vadi se 20-25 mjera nafte dnevno

• 1882. g. puštena u rad Rafinerija nafte na Rijeci• 1926. g. Tvornica čađe (Bujavica)• 1927. g. Rafinerija nafte Sisak• 1927. g. Rafinerija Zagreb• 1941. g. proizvedene prve veće količine nafte u Gojiu (2.159 tona)" 1952. g. osnovan Naftaplin- 1963. g. spajanjem Naftaplina, Rafinerije Sisak i Rafinerije Rijeka nastaje "Kombinat

za proizvodnju i preradu nafte"• 1964. g. Kombinat mjenja ime u: INA-Industrija nafte. Iste se godine pripaja i

Trgovina derivatima.• 1968. g. Tvornica mineralnih gnojiva u Kutini (I. faza) puštena je u rad, a II. faza

1984. g.• 1970. g. INA djeluje kroz četiri tehnološko-funkcionalne cijeline

1974. g. donesen je novi Statut (24.10.1974.), INA je utemeljena kao SOUR.

203

• 1979. g. izgrađena je plinska stanica na plinskom polju Molve, postrojenje zaproizvodnju etana u Ivanić Gradu te Jadranski naftovod ukupne duljine 735 km; upetrokemiji puštena su u rad tri objekta: u OKI-u Tvornica polistirena i polietilena:nešto ranije (18.5.1978.) započela je izgradnja petrokemijskog kompleksa DINA-Petrokemija

• 1981. g. proizvedena je rekordna količina pridobivene nafte u INA-Naftaplinu:3.140.000 tona

• 1985 .g. prva nafta iz Angole (74.000 tona); istraživanja počela 1968. g.• 1986. g. u rad je puštena INA-Petrokemijska industrija u Omišlju• 1990. g. 5. listopada donosi se Zakon o osnivanju javnog poduzeća INA-Industrija

nafte Zagreb (Sabor RH); INA postaje javno poduzeće; nastaju i dionička društva:INA-Petrokemija Kutina, DINA-Omišalj, INA-OKI, INA-Specijalna oprema, INA-TOURS

• 1991. g. Petrokemija Kutina, INA-OKI, DINA i inženjerske kompanije izdvajaju se izINE

• 1992. g. osmišljen je program restrukturiranja pravnih, organizacijskih i financijskihposlova u INI

• 1993. g. 2. lipnja Sabor RH donio je Odluku o prestanku važenja Zakona o osnivanjujavnog poduzeća INA-Industrija nafte. INA postaje dioničko društvo u potpunomvlasništvu hrvatske države

• 1995. g. INA d.d. registrirana je na Komercijalnom sudu u Zagrebu (u skladu snovim Zakonom o trgovačkim društvima)

• 1995. g. 30. ožujka Vlada RH daje suglasnost na program restrukturiranja INE• 1995. g. 1. lipnja Nadzorni odbor INE usvojio: "Osnove organizacije INA-Industrija

nafte d.d. Zagreb".• 1997. g. završeno je financijsko restrukturiranje tako što je država Hrvatska na sebe

preuzela njen dug od 3 milijarde HRK-a u zamjenu za interese INE u poslovimaizvan temeljnih djelatnosti INE, Inin rekordni gubitak od 2,1 milijardu HRK-a.

• 1999. g. dovršena je procjena vrijednosti INE od strane DB-a (za unutarnje potrebe)i definirani su primarni nosioci vrijednosti.

• 2000. g. u lipnju uveden je poboljšani sustav korporativnog poslvoodstva.• 2000. g. 24. srpnja u Saboru je prihvaćena Reforma energetskog sektora.• 2001. g. u siječnju Transport i prijenos prirodnog plina izdvojen je iz INE d.d. u

pomoćnu kompaniju Plinacro Ltd• 2001. g u ožujku Vlada RH odredila je savjetnički tim (PWC-London i DB-London) u

svrhu izrade novog programa restrukturiranja i optimiranja te utvrđivanja optimalnogmodela privatizacije.

• 2001. g. 18. srpnja prihvaćeni su tzv. "energetski zakoni".

5. STVARANJE HRVATSKE DRŽAVE I INE-NACIONALNE KOMPANIJE ZANAFTU I PUN

Bilo je prirodno očekivati, da će se nakon urušavanja bipolarnog svijeta i kidanja "željeznezavjese" i rušenja "Berlinskog zida"-simbola diktature- raspasti i neke druge artificijelnetvorevine na tlu Europe, uključujući i u Versaillesu stvorenu Jugoslaviju.

204

Ona se, međutim nije raspala kao SSSR ili Čehoslovačka bez razaranja i proljevanja krvi,što je Hrvatsku i neke druge države na tom prostoru, stavilo u posebno tešku poziciju nanjihovom putu tranzicije u demokratsko društvo i tržišno gospodarstvo. To razdoblje od1991. godine do danas bilo je posebno teško za Hrvatsku, ali i za nacionalnu kompanijuINU jer je ona bila dužna u tako složenim uvjetima rješavati mnoge probleme nametnuteratom i osiguravati dovoljne količine strateški važne sirovina kao što je nafta i plin,potrebnih - kako za gospodarstvo, tako i za vođenje nametnutog rata, ne vodeći mnogoračuna o ekonomici i profitabilnom poslovanju. Dovoljno je da spomenemo direktne iindirektne materijalne štete u relativno maloj zemlji od oko 25-30 milijardi US$, a u INIpreko 1 milijarde US$. Štete nastale gašenjem ognjišta, gubljenjem ljudskih života,ranjavanjem i bolešću u tijeku rata i nakon njega, te rješavanje svih tako nastalihproblema u skladu s datim mogućnostima socijalne države, gotovo je nemogućeprocijeniti.

Hrvatska danas - s tako velikim hendikepom ili "utegom na nogama" u odnosu na većinudrugih tranzicijskih zemalja, nalazi se na putu u Europsku uniju, ali joj na tom putu stojiniz opravdanih i neopravdanih prepreka koje treba savladati da bi se - po određenimprocjenama - do 2006. ili 2010. godine u nju mogla integrirati. Naime, na tom putu uEuropu takvu Hrvatsku nitko posebno neće "mazi ni paziti", pa bi se čak moglo tvrditi isuprotno. Europska unija, jasno je, nije nikakovo "društvo spasa", već interesna zajednicakako, to napominje Romano Prodi, koja svojim širenjem ima za cilj unapređivanje života istandarda, kako postojećih tako i budućih članova te zajednice kroz širenje tržišta,rušenje barijera - graničnih i carinskih, lakši protok ljudi, dobara, znanja, tehnike,tehnologije i kapitala u trendu koji nazivamo globalizacijom, što i naši politički igospodarski čelnici uvijek moraju imati na pameti.

Postavši dioničko društvo u stopostotnom vlasništvu Hrvatske države, INA je započela sastrukturnim reformama i privatizacijom nekih djelatnosti. Osnovano je više dioničkihdruštava s ograničenom odgovornošću u zemlji (Crosco grupa, Plinacro i Proplin,Infocentar, Hostin, ITR, Petrol Rijeka, Osijek Petrol, Održavanje, Kisikana, ProjektiZagreb) i inozemstvu (od Interine London do Holdinga Cyprus Ltd - ukupno njih 22 tvrtke)i omogućen ulaz privatnog kapitala. Sve to danas čini INA-Grupu dok su u INA d.d. (INA-Matici) ostali sljedeći segmenti djelatnosti: Istraživanje i proizvodnja nafte i plina, Prirodniplin, Prerada nafte i trgovina, Sektor tehničkih servisa i Centri troškova INA d.d., odnosno,stožerni servisi. Programi restrukturiranja i poduzete mjera štednje, dnosno, racionalnogposlovanja unutar INE daju već sada značajne rezultate. Samo u prošloj 2000. godini ukojoj je INA-Grupa ostvarila dobit od 240 milijuna kuna - nakon gubitka od 1,6 milijardikuna u 1999. godini, uštede se procjenjuju na 1,859 milijardi kuna. Najveća je uštedaostvarena u optimizaciji razine prerade, odnosno nabavljeno je 678 000 tona nafte manječime su smanjeni troškovi za oko 1,2 milijarde kuna. Smanjeni su i ovisni troškovimagistralnog prijevoza trgovine na veliko (UNP, "žuta roba", mlazno gorivo itd.) za 226milijuna kuna, a varijabilni i fiksni troškovi u rafinerijma manji su za 200 milijuna kuna.Promjenom politike rabata na domaćem tržištu ostvarena su 134 milijuna kuna uštede,otkazana su nepotrebna skladišta (30 milijuna kuna), smanjene su količine jeftinihderivata na domaćem tržištu, a niži su i troškovi korporativnih funkcija za 37 milijuna kunau odnosu na one u 1999. godini. INU naravno, nisu zaobišle i druge - transparentnemjere štednje za državna poduzeća.

205

Tako je broj posebnih ugovora sa 237 smanjen na 37, u upotrebi je i 100 automobilamanje, pa su i troškovi najma smanjeni za oko 6 milijuna kuna. U strukturne reformeubrajamo i usvajanje svih bitnih standarda, normi, uputa i pravilnrka te drugih odredbi kojezahtjevaju nadležne europske institucije. Na pitanje stoje INA danas, najkraće možemoodgovoriti:

• INA Grupa je vertikalno integrirana naftna kompanija koja obavlja posloveistraživanja i proizvodnje nafte i plina, prerade i distribucije nafte i naftnih derivata,transport i prodaju plina. INA Grupu čini INA d.d. - matica i više ovisnih društava udjelomičnom ili potpunom vlasništvu.

• Temeljni kapital INA d.d. podijeljen je u 10 000 000 redovnih dionica nominalnevrijednosti 900 kuna po dionici. Za sada je Republika Hrvatska stopostotni vlasniksvih dionica INE.

• Organi društva INA d.d su:• Glavna skupština - koju za sada čini jedan predstavnik Republike Hrvatske

(gospodin Goranko FižuJić - Ministar gospodarstva)• Nadzorni odbor - koji ima sedam članova• Uprava - koja ima četiri člana

U samoj INI još se je 1993. godine počelo sa strukturalnim reformama, prvo sa pravnim,financijskim a zatim organizacijskim restrukturiranjem. Usmjeravanjem na temeljnedjelatnosti (core business), na tehničko-tehnološke reforme u svrhu poboljšanja kvaliteteprocesa i proizvoda, kako bi isti mogli odgovarati zahtjevima europskog tržišta koji se uskladu s ekološkim standardima stalno pooštravaju. Te aktivnosti i te reforme nailazile suna niz poteškoća zbog gospodarske situacije u zemlji i samoj INI. Mjere i akcije u funkcijiunapređenja poslovanja INE bile su usmjerene kako prema vani, tako i prema unutra.Sve te mjere bile su i navedene u Strateškom planu razvoja kojega je menadžment INEizradio u suradnji s ekspertima konzultantske kuće Arthur Andesen 1998. godine, a okojima se, nažalost, tadašnja hrvatska vlada i Sabor nisu nikada službeno očitovali -pritisnuti i oni mnoštvom drugih problema, zadataka i interesa koji su na njihovoj skaliprioriteta bili iznad. Značaj INE u hrvatskom gospodarstvu, međutim, nikada za nikoganije bio sporan. Od oko 60 tisuća tvrtki koliko ih je registrirano u Hrvatskoj danas, INA jeod samog početka po osnovnim gospodarskim parametrima benchmarkinga bila naprvom mjestu, a bila je to i u ex Jugoslaviji. Njeno značenje u gospodarstvu RepublikeHrvatske kroz promatrane godine možemo uočiti i na Slici 1.

206

BDP/UP25

Kratanje udjela INE u BDP HrvatskeUdjel INE

r 25,0%

f "i Hrvatska

11390 :.Ki1 mi 1203 W.\ 1*95 I9?6 1-337 [?36 15-1? 2000 F.an TOO I

Slika 1. Kretanje udjela INE u BDP-u Hrvatske

Ne izjašnjavanje, a to znači i ne prihvaćanje predloženih mjera i aktivnosti usmjerenihprema Vladi i Saboru RH, značilo je prepuštanje brige za probleme s kojima se suočavanacionalna kompanija INA - njenom menadžmentu i zaposlenicima, ali ne i brige zaregulaciju maloprodajnih cijena na domaćem tržištu koje su sve do početka 2001. godinezadržane u nadležnosti Vlade.

INA je po svemu sudeći - kao tvrtka u stopostotnom vlasništvu hrvatske države bila jedanod instrumenata kojime je Vlada vodila ili pokušavala voditi gospodarsku politiku uHrvatskoj. Ne odobravajući slobodno formiranje maloprodajnih cijena na domaćem tržištuu vrijeme dok su cijene nafte na svjetskom tržištu rasle ili padale, svojoj je tvrtki priuštilavelike gubitke, gotovo nikakvu akumulaciju i modernizaciju i onako starih postrojenja,ograničena istraživanja i otkrivanja zaliha nafte i plina, što je sve skupa tu nacionalnukompaniju stajalo smanjenja temeljnog kapitala za više milijardi kuna i ugrožavanjanjezine budućnosti, a što se lako vidi iz godišnjih bilanci stanja od 1990. do danas. Takvasložena kretanja u gospodarstvu usporavala su procese restrukturiranja, a slijedom toga ipripreme za privatizaciju i liberalizaciju industrije nafte u Hrvatskoj.

Nova izabrana uočava problem da tvrtka - privatna ili državna, s monopolom ili bez njega,nema perspektivu na tržištu ako nema i slobodu u određivanju cijena u skladu sekonomskim i tržišnim kriterijima i uz rizik koje tržište i tržišni zakoni nose.

Na tom tragu, nova Vlada nastavila je u Hrvatskoj raditi na reformama energetskogsektora, najavljenim još za bivše HDZ-ove Vlade. Prihvaćena je tzv. energetska reforma usrpnju 2000. godine većinom glasova Zastupničkog doma. Tom je prilikom rečeno, da jemoguća reforma rezultat sagledavanja političkih i gospodarskih ciljeva RepublikeHrvatske s krajnjim ishodom ulaska u Europsku uniju, što bi omogućilo stabilnost isigurnost energetskog sustava. Također je rečeno da Viada RH smatra da bi razvitakhrvatskog energetskog sektora trebao ići prema modelu otvorenog tržišta, čime bipotrošači dobili najbolju i najjeftiniju uslugu .

207

Prema predlagačima reforme energetskog sustava u Hrvatskoj, moguća rješenjaenergetskog sustava proizašla su iz sagledavanja konačnih strateških, političkih,gospodarskih i energetskih ciljeva razvitka Republike Hrvatske. Ako se za cilj postavljaintegracija u Europsku uniju, onda je jasno da se reforma energetskog sektora moraprovoditi tako da se prate svi procesi razvitka tržišta u Europskoj uniji, te da se sa njimausklađuju procesi u Hrvatskoj uz zadovoljenje svih zahtjeva sigurnosti u najširem smisluriječi. Sve je to opet u skladu s Europskom energetskom poveljom koju je Hrvatskapotpisala još 5. veljače 1993. godine u Bruxellesu, pridružujući se tako dvanaestoriciEuropske unije, sedam zemalja istočne Europe, tri baltičke republike, jedanaest republikanekadašnjeg SSSR-a, SAD-u, Japanu, Kanadi i Australiji te Turkmenistanu i Sloveniji.

Godine 2001., također u srpnju, na red je došlo i donošenje odgovarajućih zakona uskladu s prihvaćenom Reformom energetskog sustava. Doneseni su sljedeći zakoni kojisu u svibnju (22.i 23.) bili na prvom čitanju u Saboru, a trebali bi stupiti na snagu 1.siječnja 2002. godine: Zakon o energiji, Zakon o regulaciji energetskih usluga, Zakon otržištu plina, Zakon o tržištu nafte i naftnih derivata te Zakon o tržištu električne energije.Zakoni o kojima je riječ, prihvaćeni su s većinom zastupničkih glasova. Rijetki su uSaboru bili protiv, ali su mnogi i pod utjecajem kalifomijskog raspada elektroenergetskog-sustava u SAD-u, osporavali brzinu s kojom se mi u Hrvatskoj žurimo privatizirati iliberalizirati na tako važnom i osjetljivom segmentu tržišta, gdje se greške i promašaji nebi osjetili samo u energetskom sektoru, već i u svim drugima koji se na njega oslanjaju,zato što je energija temeljna infrastruktura i element cijene svakog proizvoda i usluge ujednom modernom gospodarstvu.

Naime, dva od nabrojenih globalnih trendova na početku ovoga rada su "maksimizacijaprofita" i "minimizacija rizika", a ti trendovi koji još uvijek kotiraju visoko ne priznajuspecifične prilike, probleme, potrebe i interese malih tržišta kao stoje hrvatsko u tranziciji,što podrazumjeva i moguću opasnost da u takvim globalnim odnosima u svijetu u komeprije svega vlada snaga i interes, te težnje za što bržim povratom uloženoga - uz što većiprofit i što manji rizik, te objektivni i specifični problemi, interesi i potrebe Hrvatske, ostanuu drugom planu. Zbog toga bi naša misija, koncepcija, ciljevi, zadaci i strategija uhrvatskom gospodarstvu, trebala slijediti liniju opreza, a to znači postupnu privatizaciju iprepuštanja dijela energetskog tržišta u ruke privatnog, posebno stranog kapitala.Privatizacija u energetskom sektoru trebala bi slijediti liniju i stupanj integracije Hrvatske uEuropsku uniju s ciljem da gotovo nikada ne bude većim dijelom to tržište i vlasništvo,stavljeno u ruke i na volju privatnom, pogotovo stranom kapitalu kao što je to bio slučaj i uvećini europskih država, kako bi bilo što manje stresnih slučajeva poput HT-a kada senakon stjecanja kontrole od DT-a moglo zapaziti da se jedno govorilo a drugo stavilo, naleđa ili račun potrošača.

6. OČEKIVANI RAZVOJ DO ULASKA HRVA TSKE U EU

U ovom nekonzistentnom i još uvijek konfliktnom svijetu za nikoga ne bi smjelo biti spornoda je Hrvatska europska zemlja, da kulturno i civilizacijski tamo spada, da u odnosu nadobar dio europskih zemalja u okruženju ima znatne komparativne prednosti kojeproizlaze iz geoprometnog položaja kao što su izlaz na more, turizam, zdravapoljoprivreda i potencijalna industrija temeljena na obrazovanoj, sposobnoj i slabozaposlenoj radnoj snazi. To su prednosti koje svi gospodarstvenici i poduzetnici u zemlji i

2 0 8

svijetu vide, kao što vide i turisti hrleći prema Jadranu u još uvijek neeuropskimprometnim i inim infrastrukturnim prilikama ili neprilikama. To znači, da Hrvatskoj ne trebajeftina prodaja vlastite imovine stranim vlasnicima, a time i tržišta u svrhu krpanja stalnorastućeg državnog proračun zemlje s gospodarstvom u stagnaciji ili propadanju, većizravna ulaganja stranog kapitala.

Na taj način stjecanja bi se njihovi udjeli u rastućem gospodarstvu koje će proizvoditi ipoticati vlastitu potrošnju i izvoz, rješavati probleme zaposlenosti, plaća, mirovinskih izdravstvenih fondova, odnosno, svih bitnih problema jednog društva i naravno, proračunadržave Hrvatske.

Jasno je, da je za takvu politiku nužan konsenzus, a to znači zrelost i spremnost svihpolitičkih stranaka i većine građana Hrvatske koji SB danas, nažalost, u većini slučajevazbog nekog stvarnog ili fiktivnog dobitka, vladaju kao rogovi u vreći. Konsenzus svihpatriotskih snaga, a ne isprazno prepucavanje i nadmudrivanje, nužno je i predstavljalo bipotreban civilizacijski iskorak i silnu polugu za uspješno rješavanje svih problema skojima se Hrvatska danas u tranziciji suočava na bilo kojem području pa i onomenergetskom.

Da toga konsenzusa danas nema, vidi i pozicija i opozicija, svi građani Hrvatske, domaći istrani promatrači, a to se jasno manifestira na različite načine. Potrebna sloga mora seočitovati u samom radu Vlade i Sabora, u pravodobnim i učinkovitim mjerama i uodlukama koje će Hrvatsku brže i bolje dovesti na onu poziciju koju zaslužuje svojimmaterijalnim i ljudskim potencijalima. Privatizacija i liberalizacija energetskog sektora uHrvatskoj koja je započela gotovo od samog utemeljenja nove hrvatske države, naročito usektoru trgovine naftnih derivata gdje imamo preko 200 privatnih od ukupno 600benzinskih postaja, trebala bi, dakle, počivati na takvom jednom konceptu i strategijirazvoja. U tom smislu potrebno je poticati daljnje restrukturiranje energetskog sektora utehničko-tehnološkom, organizacijskom, financijskom i gospodarskom smislu, kako bisektor poslovao učinkovito i profitabilno i kako bi se ulaz strateških partnera i stranogkapitala olakšao, a energetski sustav, privatizirao i liberalizirao do razine primjerenojpotrebama, interesima i razvojnim mogućnostima Hrvatske opredjeljene za Europu .

7. ZAKLJUČNA RAZMATRANJA

1. Industrija nafte i plina na ovim područjima stara je koliko i moderna industrija nafte iplina u svijetu, koja počinje s bušotinom pukovnika Drakea u Titusvilleu,Pennsylvaniji, SAD 1856. g.- iste one kada je djelatnost vađenja nafte zabilježena i uMeđimurju na posjedu grofa Festetića.

2. Od 1945. do 1990. godine industrija nafte i plina u Hrvatskoj razvijala se u političkimi gospodarskim uvjetima različitim od onih u tzv. Zapadnom svijetu i po zakonimanetržišne privrede s imperativom zadovoljenja potreba potrošača socijalističkogsamoupravnog društva, a mimo privatizacije i liberalizacije.

3. Rat i razaranja, su hrvatsko je gospodarstvo pa i industriju nafte i plina doveli uposebno tešku poziciju i zbog gubitka tržišta za koji su bili izgrađeni preradbeni idrugi kapaciteti, i smanjene kupovne moći, te nemogućnosti plasmana robe narazvijena zapadna tržišta s obzirom na traženu kvalitetu i cijenu.

209

4. Zakonom o osnivanju javnog poduzeća iz 1990, godine, Odlukom Sabora RH oprestanku važenja Zakona o osnivanju javnog poduzeća INA-Industrija nafte ipretvaranjem INE u dioničko društvo u potpunom vlasništvu hrvatske države 1993.godine te davanjem suglasnosti Vlade RH na Program restrukturiranja INE 1995.godine, počelo se sa strukturnim reformama u svrhu pripreme industrije nafte i plinaza liberalizaciju tržišta i privatizaciju, u skladu s usvojenim političkim i gospodarskimkonceptom razvitka hrvatskog društva. 2000. godine prihvaćena je Energetskareforma, a 2001. godine donesen je niz zakona u funkciji liberalizacije i privatizacijeenergtetskog tržišta. Zbog različitih problema u hrvatskom društvu i gospodarstvu,program restrukturiranja u svrhu liberalizacije hrvatskog energetskog tržišta iprivatizacije, nije doveden na zadovoljavajući način do kraja, što je potrebno imati uvidu.

5. U razdoblju koje je pred nama, proces liberalizacije i privatizacije mora teći u skladus definiranom i u Saboru prihvaćenom koncepcijom i strategijom razvitka hrvatskoggospodarstva, posebno onog energetskog, i dinamike integriranja Hrvatske uEuropsku uniju, da se Hrvatska ne bi brzopletom rasprodajom temeljne gospodarskeinfrastruktura našla u podređenom i ucjenjenom položaju. Liberalizacija iprivatizacija se mora temeljiti na obostranom i uzajamnom interesu, a samaprivatizacija mora ići kroz izravna ulaganja strateških partnera u širenje imodernizaciju industrije nafte i plina i na taj način stjecanja udjela, a ne kroz jeftinukupnju postojeće imovine i tržišta, na kome bi se mogli ponašati po vlastitoj volji i neuvijek u interesu zemlje domaćina i uvažavanja njenih specifičnosti i potrošača. Kodprivatizacije treba - kada god je to moguće uključiti strateškog partnera i nakonpodizanja rejtinga tvrtki uključiti se na tržište kapitala. Kod toga treba upražnjavatipoznatu formulu po kojoj najmanje 50 posto materijalnih fondova treba zadržati urukama vlastite države ili domaćih poduzetnika dok živimo u neizvjesnom vremenu,a ostalo u rukama stranaca. Formula 50:50 posto dokazuje opredjeljenost Hrvatskeza integracije, ali i spremnost da se strateški interesi zemlje i njeno dostojanstvo, neizlaže neprihvatljivom ponašanju stranaca i riziku. To je nešto što nije uvijek lakopostići. Ali to je cijena koju svaki narod i društvo mora biti spremno platiti, sve dokračuna sa svojom vlastitom budućnošću. Primjera radi, spominjemo, da je 1982.godine privatna imovina najrazvijenije zemlje svijeta SAD-a koja se procjenjivala na25 000 milijardi US $, bila za 152 milijarde US$ veća izvan zemlje, nego imovinastranaca u SAD-u. Takvoj ravnoteži, posebno u energetici, i mi bi trebali težiti dopotpune integracije u EU.

6. Prema podacima za 1999. godinu u Češkoj je bilo privatizirano 75,9 posto bivšedruštvene imovine, u Mađarskoj 75,9 posto Slovačkoj 75,9 posto Poljskoj 65,9 postoSloveniji 50,9 posto a Hrvatskoj 55,9 posto. Koliko je gospodarstvo neke zemlje urukama privatnika, u toj mjeri je i ograničena mogućnost vlade neke zemlje darješava neke gospodarske, socijalne i druge probleme i probleme zapošljavanja.Nemojmo zaboraviti da se u susjednoj Italiji privatizacija ENI-a i ENEL-a tek sadazavršava. Jednako tako ni ponašanje Francuske koja je strancima prodala jednutrećinu svojih dionica i obveznica. Francuska koja je mozak Europske unije, ali iFrancuska koja je spremna minirati trgovinske pregovore WT0-a braneći pravo nasubvencije svojoj industriji. Francuska u kojoj je 1995. godine 117 000 zaposlenika udržavnim kompanijama (GdF i EdF, za plin i struju) štrajkalo protiv Europske unijezbog prodiranja inozemnog kapitala u čemu su oni vidjeli početak privatizacije "zatuđe interese". 150 000 zaposlenih u Telecomu štrajkom su 1995. godine opomenuli

2 1 0

državu da ne pristaju na privatizaciju predviđenu za 1998. godinu, a 287 000poštanskih službenika štrajkom je branilo dotadašnje uvjete za mirovinu, zbogopasnosti od otkaza za volju financijskog saniranja kompanije. Štrajkali su i udržavnim avio kompanijama Air France i Air Inter. U klinču su dakle, oni koji bi trebalibiti partneri - država i rad. Država koja više nije kadra ostvarivati jamstva zasocijalna davanja zaposlenih. Država blagostanja sve manje opravdava taj naziv jervlade upravljaju državom kao kompliciranim poduzećem. Kao svaka tvrtka i državaima svoje računice i svoj proračun i ona, dakle, strepi od bankrota. Mudrost je,dakle, u postizanju ravnoteže između mogućnosti i potreba, u razumnom vođenjupolitike i stvaranju ozračja u kojem prevladava uvjerenje da se čini što se može idobiva koliko se stvara i zaslužuje.

8. LITERATURA

[!] Thurov, L. Head to Head. New York: 1992.[2] Engdahl, F.W. Stoljeće rata - Anglo-američka naftna politika i novi svjetski poredak.

Zagreb: AG&M, 2000.[3] Granić, G et al: Strategija energetskog razvitka Republike Hrvatske: nacrt. Zagreb:

Ministarstvo gospodarstva Republike Hrvatske: Energetski institut "Hrvoje Požar",1998. •

[4] INA Group Strategic Plan 1998-2007. Zagreb: INA, 1998.[5] Godišnja izvješća INA Grupe za različita godišta. Zagreb: INA.[6] Energetska reforma i energetski zakoni. Zagreb: 2000. i 2001.

211

^ „ o , , . , . , HR0200019Dr.sc. Gordana Sekulic, dipl.oec.Jadranski naftovod d.d.Zagreb, HrvatskaDagmar Tomljenović, dipl.ing.PLINACRO d.o.o.Zagreb, Hrvatska

TRANZIT I GLOBALIZACIJA NACIONALNOG NAFTNOG I PLINSKOGPOSLOVANJA

Sažetak

Tranzit energenata ima značajnu ulogu u energetskom razvitku i globalizaciji energetskoggospodarstva zbog zavisnosti zemalja velikih potrošača energije o uvozu energenata tepovećanjem izvoza s područja koja nemaju direktnu vezu s tim potrošačima. U takvimokolnostima goleme količine energije prelaze nekoliko granica od proizvođača dopotrošača energije, "suočavajući" se s rizicima različitih političkih sustava, kao i različitimekonomskim, zakonodavnim, društvenim te uvjetima zaštite okoliša. Sa svrhomsmanjivanja tih i drugih rizika, zatim povećanja sigurnosti opskrbe potrošača, tepovećanja ekonomskih rezultata u energetskom sektoru, ulažu se golemi napori nastvaranju tržišnih, nediskriminirajućih i transparentnih uvjeta tranzita putem međunarodnihUgovora, Sporazuma, Konvencija, Protokola i si.

Republika Hrvatska je zahvaljujući svom geografskom položaju, posebno na Mediteranu,interesantna tranzitna zemlja, ali do sada je tu svoju prednost slabo iskoristila. Izgradnjomnovih plinovoda te intenzivnijim povezivanjem postojećeg naftovoda (JANAF-a) ueuropsku naftovodnu mrežu, sa svrhom sigurnije opskrbe postojećih i budućih potrošača,a poštujući preuzete međunarodne obveze o uvjetima pristupa raspoloživim kapacitetima,izgradnji novih kapaciteta, tržišnog formiranja cijena, zaštiti okoliša i dr., povećat će setranzit nafte i plina, te ubrzati daljnje uključivanje naftnog i plinskog gospodarstvaHrvatske u procese globalizacije.

TRANSIT AND GLOBALISATION OF THE NATIONAL OIL AND GASBUSINESS

Abstract

Energy transit plays a significant role in the energy development and globalisation of theenergy economy due to the dependence of the countries of large energy consumers onthe energy import and the increase of export from the regions which do not have a directconnection with these consumers. In such circumstances huge amounts of energy crossseveral borders on their way from energy producers to energy consumers "facing" therisks of different political systems as well as different economic, legislative and social

213

conditions together with environment protection conditions. With the purpose of reducingsuch and other risks and increasing the security level of consumer supply as well as theeconomic results in the energy sector, huge efforts are being made in creating market,non-discriminatory and transparent transit conditions through international treaties,agreements, conventions, protocols and similar.

Owing to its geographical position, especially on the Mediterranean, the Republic ofCroatia is an interesting transit country, but until now it profited only partially from thisadvantage. By constructing new gas pipelines and new connections of the existing oilpipeline with the European network both for the needs of local supply and transit, andaccording to the adopted international obligations on the conditions of the access toavailable capacities, construction of new capacities, market pricing, environmentprotection and other, oil and gas transit through this Croatia of Ours will be increased andfurther integration of oil and gas economy into the globalisation processes will bespeeded up.

UVOD

Tranzit37'38 energenata u razvoju međunarodne energetske prijenosne i transportnemreže i u globalizaciji energetike postao je značajan porastom zavisnosti zemalja velikihpotrošača energije o uvozu energenata, te povećanjem izvoza s područja koja nemajudirektnu vezu s tim potrošačima. U takvim okolnostima goleme količine energije prelaze iliće prelaziti nekoliko granica od proizvođača do potrošača energije, što znači da seenergenti "suočavaju" s različitim političkim sustavima, ali i s različitim ekonomskim,zakonodavnim, društvenim te uvjetima zaštite okoliša. To doprinosi rizičnosti inesigurnosti opskrbe potrošača, ali i samog izvoza proizvođača energije, kao i razvojunovih projekata. S ciljem sigurne i dugoročne opskrbe potrošača, minimiziranja rizikatranzita te smanjivanja troškova, na međunarodnoj razini se nastoji omogućiti štoslobodniji protok energenata. Ta nastojanja su intenzivirana 90-tih godina aktivnostimaEuropske energetske povelje te Ugovora o energetskoj povelji, aktivnostima Europskekomisije i programa INOGATE (Međunarodni sustavi nafte i plina za Europu i dr., kojimase nastoji stvoriti ujednačeni i tržišni okvir za izgradnju, dogradnje, modernizacije i pogontransportnih sustava za naftu i plin (te druge energetske materijale i proizvode), te njihovaslobodna trgovina.

S obzirom da je Hrvatska ratificirala te međunarodne dokumente, te da već ima svojemjesto u tranzitu nafte prema zemljama Srednje i Istočne Europe u radu će se analiziratičimbenici i mogućnosti povećanja tranzitnog značaja Hrvatske za naftu i plin.

3 7 Def inici ja: "Tranzit je pr i jenos energi je por i jek lom iz druge države, nami jenjene trećoj državi prekoteritori ja t ranzi tne države, ili pr i jenos energi je por i jek lom iz druge države i n a m i j e n j e n toj drugojdržavi preko tranzitne države", Z a k o n o energi j i , N a r o d n e Novine br.68, srpnja 2 0 0 1 .3 8 Definicija: "Tranzit je prijenos, kroz područje Ugovorne strane, ili iz, lučkih postrojenja za utovar iliistovar na njenom području energetskih materijala i proizvoda koji potječu iz područja druge državei koji su namijenjeni za područje treće države, sve dok su, ili druga država, ili treća država,Ugovorne strane", Ugovor o Energetskoj Povelji, Narodne Novine, Međunarodni ugovori, br.15Zagreb, 17.10.1997.

214

TRANZIT U MEĐUNARODNIM ENERGETSKIM TOKOVIMA

Potreba za tranzitom nafte i plina zavisi o distribuciji rezervi, isplativosti proizvodnje,transportnim troškovima, stupnju pokrivenosti potrošnje domaćom proizvodnjom, potrebidiverzifikacije izvora opskrbe i dr. Ovi čimbenici određuju i transportne opcije koje države,odnosno kompanije mogu izabrati.

Najveće razlike između dokazanih rezervi i proizvodnje nafte te njezine potrošnje su urazvijenim regijama Sjeverne Amerike, Europe i Pacifičke Azije. Kod plina je neštodrugačija situacija, pa Europa ima najveću disproporciju udjela u rezervama i proizvodnjiu odnosu na udio u svjetskoj potrošnji. Zamjetno je da neke regije, kao Sjeverna Amerikai Pacifička Azija, bez obzira na relativno skromni udio u rezervama imaju izjednačen udiou svjetskoj proizvodnji i potrošnji plina (tablica 1).

Tablica 1. Udjeli pojedinih regija u svjetskim rezervama, proizvodnji i potrošnji nafte iplina u 2000. godini (u %)

Sjeverna AmerikaJužna i SrednjaAmerikaEuropaBivši SSSRSrednji IstokAfrikaPacifička AzijaUKUPNO

Nafta

Udio urezervama

6,1

9,0

1,9

6,4

65,3

7,1

4,2100,0

Udio uproizvodnji

18,1

9,7

9,2

11,031,010,410,6

100,0

Udio upotrošnji

30,4

6,2

21,4

5,0

5,9

3,3

27,8100,0

Plin

Udio urezervama

4,9

4,6

3,5

37,8

35,0

7,4

6,8100,0

Udio uproizvodnji

37,3

3,9

12,027,8

8,7

5,3

11,0100,0

Udio upotrošnji

31,9

3,8

19,1

22,8

7,9

2,4

12,1100,0

Ono što je interesantno uočiti s aspekta budućih strateških opcija i razvoja, je činjenica dase europski potrošači nafte i plina mogu dugoročno najviše oslanjati na opskrbu izpodručja Srednjeg istoka, ali i Kaspijske regije i bivšeg SSSR-a. Zbog toga se:

• planiraju vrlo kompleksni i proračunsko bogati projekti,• stvara institucionalni okvir koji će omogućiti i olakšati transport i tranzit nafte do

europskih potrošača.

Cijene nafte i plina kod krajnjih korisnika biti će među odlučujućim čimbenicima ukonačnoj odluci o pojedinim projektima. Zbog toga je interesantno razmotriti nekeprojekte koji će imati značaj u tranzitnoj ulozi Hrvatske, bilo da je Hrvatska u njihuključena ili su to konkurentski projekti.

215

Naftovodi

Caspian Pipeline Consortium (CPC) - Međunarodni projekt transporta nafte iz velikihnalazišta u Kazakhstanu, polja Tengiz i drugih polja do tankerske luke i terminalaNovorossiysk. Kapacitet naftovoda će biti oko 30 milijuna tona nafte godišnje (MTG) od2001. godine s povećanjem na 67 MTG u 2014. godini. Ukupna ulaganja procjenjuju sena 2 milijarde USD.

Baku-Supsa-Tbilisi-Ceyhan - Planirani kapacitet naftovoda za izvoz kaspijske nafte je oko45/50 MTG. Procjene ulaganja iznosi 2,3 milijardi USD (prema ranijih 3,5-4,1 milijardiUSD). Početak izgradnje se planira u 2002. god., a trajat će 36 mjeseci.

Baltic Pipeline System - Omogućiti će izvoz ruske nafte kroz luku Primorsk u finskomzaljevu. Planirana investicija u naftovod je 460 milijuna USD. Prva faza će biti završena u2001., a inicijalni godišnji kapacitet je 12 MTG. U slučaju da se povećaju ograničenja krozBospor kapacitet ovog naftovoda mogao bi se povećati na 30 MTG

Odesa - Brody (Ukrajina) - Poljska - Inicijalni kapacitet je 12 MTG. U prvoj fazinaftovodom će se kaspijska nafta transportirati do naftovoda Družba u Ukrajini. U drugojfazi kapacitet će biti 40 MTG, a nafta bi se trebala dalje transportirati do poljske lukeGdansk te njemačke luke Rostock, ali i Mađarske i Slovačke. Naftovod s terminalom ćebiti u funkciji od prvog tromjesečja 2002. Vrijednost ulaganja prve faze je 465 milijunaUSD.

Burgas - Aleksandroupolis - Planirani naftovod bi trebao biti kapaciteta 35 MTG.Predviđena investicijska ulaganja su 699 milijuna Eura.

Burgas - Skopje -Durres - Planirani kapacitet naftovoda je 37,5 MTG, a investicijskaulaganja od 1 milijardi USD. U ovoj regiji se planira i izgradnja naftovoda Skopje -Tessaloniki vrijednosti 90 milijuna USD.

SEEL (South East European Line) predstavlja projekt opskrbe europskog imeđunarodnog tržišta naftom iz zemalja kaspijske regije do Constantze, rumunjske lukena Crnom moru, kroz Rumunjsku, Jugoslaviju, Hrvatsku (do tankerske luke Omišalj) iSloveniju do Trsta (Italija) - naftovoda TAL. Ovim pravcem opskrbe europskih potrošačanafte izbjegla bi se ekonomska, ekološka i sigurnosna ograničenja koja prate transportnafte tankerima koridorom Bospora i Dardanela. Neke procjene ulaganja iznose oko 1,2milijardi USD za kapacitet od oko 30 MTG tranzita kroz Hrvatsku.

Plinovodi

Uz postojeće pravce dobave plina iz Sjevernog mora, Rusije i Alžira, Europa će morati ubudućnosti računati na opskrbu iz udaljenih izvora, kao što je Bliski istok ili ukapljenogplina iz Nigerije, Južne Amerike ili Perzijskog zaljeva. Europa treba računati na potrebuza dodatnih 100 milijardi m3 plina u sljedećih deset godina.

Za realizaciju navedenih izvoznih količina plina vezani su sljedeći transportni projekti:

216

Projekt JAMAL

Projekt uključuje transport plina s jamalskog poluotoka plinovodom JAMAL do SrednjeEurope. Kapacitet plinovoda 2010. trebao bi iznositi 67 milijardi nVVgod. Neke od dionicaovog plinovoda već su u pogonu.

Projekt VOLTA

Projekt predviđa spajanje Rusije i Italije plinovodom kapaciteta 10 milijardi m3/god.

Plinovod EUROPIPE II

Plinovod je u pogonu od 2000. god. i uključuje transport plina iz Sjevernog morakapaciteta 12 milijardi m3/god.

Plinovod FRANPIPE

Plinovod uključuje transport plina iz Sjevernog mora kapaciteta 12 milijardi m3/god.

Planira se izgraditi plinovod za transport plina iz Turkmenistana i Irana trasomTurkmenistan - Iran - Turska - Bugarska - Rumunjska - Mađarska - Austrija - ZapadnaEuropa.

Projekt "Blue stream"

Projekt uključuje transport ruskog plina do Turske preko Kaspijskog jezera. To je jointventure projekt, ruskih i talijanskih partnera. Ovaj projekt konkurira izvozu ruskog plinapreko Turkmenistana.

GEA Projekt

Ponovo se osvježavaju pregovori o mogućem pravcu dobave plina iz Italije bazirani narealizaciji GEA Projekta (Gas Energy Adriatic). Projektom se namjerava izgraditi podvodniplinovod od Italije do Pule, te kopneni dio do Karlovca. Kapacitet plinovoda iznosi 5milijardi m3.

Razmatraju se i druge alternativne dobavne mogućnosti, spajanjem hrvatskog plinskogtransportnog sustava s transportnim sustavom Mađarske. Moguća mjesta povezivanjadvaju sustava mogla bi biti ili u Dravaszerdahely ili Nagykanizsi.

INSTITUCIONALNI OKVIR ZA TRANZIT I PROCESI LIBERALIZACIJE U EUROPI IREPUBLICI HRVA TSKOJ

Prikaz navedenih naftovoda ukazuje na visinu investicijskih troškova, ali i na osjetljivostiprojekata s obzirom na rizičnost tranzita kroz nekoliko država, što je već početkomprošlog stoljeća nametnulo potrebu međunarodnog dogovaranja o uvjetima tranzita. Takoje 1921. donesena Barcelonska konvencija o slobodi tranzita čije su osnovne odredbeutvrđivale nediskriminirajuće principe te razumne tranzitne tarife. Dvadesetak godina iza

217

toga, 1947. godine trgovinske odredbe GATT-a utvrdile su nacionalni tretman tranzita (štoznači da međunarodni tranzit ima jednake uvjete kao i domaći transport), izuzeće odcarina te opterećenje tranzitne tarife samo troškovima transporta i administrativnimtroškovima.

Više koraka naprijed u pogledu međunarodnog reguliranja uvjeta tranzita napravljeno jedonošenjem Europske energetske povelje (EEP) 1991. godine te Ugovora o energetskojpovelji (UEP) 1994. godine. Uz to, postoje i brojni višelateralni sporazumi koji pokrivajuspecifične geografske regije. Takav je Sporazum između Zajednice nezavisnih država otranzitu nafte i plina visokotlačnim cjevovodima, iz 1996. godine, te Tranzitne direktive zaplin EU iz 1990., odnosno 1991. godine.

Što se tiče tranzita prema Ugovoru o energetskoj povelji države potpisnice su seobvezale: da će poduzeti potrebne mjere za olakšanje tranzita energetskih materijala iproizvoda, usklađenog s principima slobode tranzita bez diskriminacije u odnosu naporijeklo, udaljenost ili vlasništvo tih materijala i proizvoda; neće stvarati poteškoće kodizgradnje novih kapaciteta; neće prekidati ili ometati niti smanjivati postojeće tokoveenergetskih materijala i proizvoda; da će u slučaju nesporazuma kod tranzitaprimjenjivati, između ostalih (ugovorenih) postupaka i postupak mirenja pri Glavnomtajniku energetske povelje; da će donijeti i primjenjivati (odmah ili u određenom roku)odgovarajuće zakonodavstvo koje će stimulirati suradnju i konkurentnost u energetskomsektoru.

Daljnja konkretizacija međunarodnih obveza u vezi s tranzitom ostvarit će se donošenjemProtokola o tranzitu UEP, kojim se:

• osigurava efikasniji, sigurniji, neometani i neprekinuti tranzit, promiče efikasnijekorištenje postojeće tranzitne infrastrukture, olakšava nova izgradnja i/ili modifikacijatranzitne infrastrukture, te posebno ističe:

» "svetost" tranzita, - transparentnost i nediskriminirajući pristup, isključujući mandatnipristup trećoj strani,- brz i efikasan postupak rješavanja sporova - usklađenost sodredbama UEP i drugim relevantnim međunarodnim zakonima, a posebnousklađenošću s principima "svetosti" ugovora i slobode tranzita.

Usporedo s ovim aktivnostima u okvira Energetske povelje, tijekom 90- tih godina uenergetskom sektoru se ubrzano provode i procesi liberalizacije, što uključujederegulaciju, demonopolizaciju i konkurenciju. Njihovi ciljevi su: poboljšanjekonkurentnost, povećanje ekonomskih rezultata i efikasnosti energetskog sektora.Razvijene zemlje, iako s razlikama između zemalja Sjeverne Amerike, Velike Britanije iZapadne Europe, u tom procesu su daleko ispred zemalja u tranziciji, koje se u svojimsustavima bore s osnovnim problemima organizacije i regulacije svojih ekonomija,posebno energetskog sektora. Nekoliko tranzicijskih zemalja je ostvarilo značajannapredak u tom procesu dok će drugima trebati još neko vrijeme za ulazak u društvotržišnih ekonomija.

2 1 8

Hrvatska je u tom pogledu već napravila nekoliko važnih koraka:

• Pristupila je Svjetskoj trgovinskoj organizaciji (2000.), u tijeku je procesa pristupanjaCEFTI te je započela proces stabilizacije i pridruživanja Europskoj uniji (2001.), čimeintenzivira proces stvaranja tržišnih uvjeta poslovanja i daljnje demokratizacijedruštva postepenom izgradnjom organiziranog pravnog okvira i tržišnoggospodarstva. Tome će pridonijeti i novo energetsko zakonodavstvo i njegovi pratećipropisi.

• Ratificirala je Ugovor o energetskoj povelji (1997.), Krovni sporazum oinstitucionalnom okviru za uspostavu međudržavnih sustava za transport nafte iplina (2000.) te Protokol energetske povelje o energetskoj učinkovitosti ipripadajućim problemima okoliša (1998.)

• Hrvatski sabor je donio (srpanj 2001.) paket energetskih zakona kojima seomogućava i olakšava intenzivniji i efikasniji razvoj djelatnosti transporta nafte iplina, odnosno ukupnog energetskog gospodarstva. Glavne odredbe Zakona oenergiji, Zakona o regulaciji energetskih djelatnosti, Zakona o tržištu nafte i naftnihderivata, Zakona o tržištu plina, a koje su značajne za međunarodne projektetransporta/tranzita nafte i plina su:

• Omogućavanje pristupa postojećim transportnim kapacitetima pravnim i fizičkimosobama koje podnesu zahtjev, a ispunjavaju tehničke uvjete pristupa i priključenja,na nepristran i razvidan način prema načelu pregovaranog pristupa treće strane;

• Uvjeti koji moraju biti ispunjeni da bi se pristupilo plinskom transportnom sustavuodređuju se Mrežnim pravilima;

• U skladu sa međunarodnim ugovorima koji obvezuju RH transporter plina moraobaviti tranzit plina pod uvjetima i na način određen Zakonom o tržištu plinom;

• Mogućnost odbijanja pristupa ako postoje tehnička i sigurnosna ograničenja i/ili akostrane koje traže nisu potpisnici Ugovora o energetskoj povelji i/ili ako ne postojiuvjet uzajamnosti;

• Računovodstveno odvajanje transportne od drugih djelatnosti,• Tarifu za transport nafte donosi Vijeće za regulaciju na prijedlog energetskog

subjekta, a tarife se temelje na troškovima, pregovaranim ekonomskim i financijskimuvjetima, primjeni druge poznate metode ili kombinacijom metoda;

• Tarifne sustave donosi Vlada RH na prijedlog energetskih subjekata za obavljanječijih djelatnosti se primjenjuje tarifni sustav, a po pribavljenom mišljenju Ministarstvai Vijeća za regulaciju koje i nadzire primjenu istih;

• Nužnost dobivanja dozvola za izgradnju i korištenje objekata (postrojenja) od Vijećaza regulaciju energetskih djelatnosti i dr.;

• Osiguranja preglednog i nepristranog djelovanja tržišta energije putem Vijeća zaregulaciju energetskih djelatnosti.

TRANZITI GLOBALIZACIJA DOMAĆEG PLINSKOG I NAFTNOG SEKTORA

Značajniji međunarodni infrastrukturni energetski objekti (Jadranski naftovod i magistralniplinovod za uvoz ruskog plina) izgrađeni su prije dvadesetak godina. U tom razdobljuplinska, naftovodna te elektroenergetska međunarodna, ali i domaća mreža zemaljaEurope razvila se do visokih razmjera što je omogućilo Europi povećanje sigurnostiopskrbe energijom iz više pravaca (Rusije i zemalja bivšeg Sovjetskog Saveza, Afrike,Sjevernog mora itd.), zatim početak deregulacije i liberalizaciji tržišta plina i električne

2 1 9

energije te stvaranja uvjeta za smanjenje cijena energije u dugoročnom razdoblju, uz rastkonkurencije i kvalitetniju opskrbu potrošača.

Dakle, Hrvatska je i na tom području ostala na razini od prije dvadesetak godina, čak sukoličine transportirane/tranzitirane nafte smanjene, a smanjio se i broj korisnika/rafinerijaiz niza različitih razloga kao npr.:m Mađarska i Slovačka intenzivirale su opskrbu naftom iz pravca Rusije i više ne

transportiraju naftu JANAF-om (prije rata su transportirale oko 4 milijuna tona);• Češka je izgradnjom naftovoda Ingolstadt - Kralupy 1996. godine osigurala još

jedan pravac opskrbe naftom - putem TAL-a i ne koristi JANAF;• Rafinerije iz Jugoslavija i iz Bosne i Hercegovine su tijekom političke krize bile

djelomično uništene, a i potrošnja derivata je smanjena što je utjecalo na smanjenjepotreba za tranzitom;

• Rafinerija nafte Lendava (Slovenija) od 2000. godine ne radi.

Neke izgubljene strateške pozicije u tranzitu će biti vrlo teško vratiti i zahtijevat ćeznačajne ekonomske napore. Neki korisnici (iz Jugoslavije i Bosne i Hercegovine) su većpočeli s intenziviranjem transporta nafte i za 2-3 godine očekuje se dostizanje prijeratnihkoličina.

Transportni su plinovodni pravci u RH slijedili izvore dobave plina (domaća proizvodnja iuvoz plina iz Rusije) i povezivali ih s potrošačkim centrima. Za kvalitetnu opskrbupostojećih i novih potrošača bilo je nužno osigurati nove dobavne pravce prirodnog plina,odnosno osigurati diverzifikaciju dobave. Pregovori s potencijalnim novim dobavljačimazapočeli su 80-tih godina. Nažalost, atmosfera pregovaranja isključila je mogućnostdobave plina iz Alžira, te je tako Hrvatska ostala bez novog, uz ruski plin i domaćuproizvodnju, dobavnog pravca.

S istom nakanom, osiguranja novog pravca dobave prirodnog plina, 90. tih godina nainicijativu plinskih kompanija Austrije, Mađarske, Češke, Slovačke, Slovenije, Bosne iHercegovine, Hrvatske i Francuske, osmišljen je međunarodni ADRIA LNG projekt.Društva Srednje Europe imala su zajedničku želju osigurati nove količine plina idiverzifikaciju izvora snabdijevanja. Nažalost, niz događaja zaustavilo je realizacijuprojekta. Rat na području Republike Hrvatske, koji je sve aktivnosti oko realizacijeprojekta usporio, prisilio je članice konzorcija da potrebne količine plina osiguraju izdrugih izvora. Isto tako, svjetska cijena nafte koja je naglo padala, učinila je LNGnekonkurentnim. Tako je i danas ADRIA LNG u statusu "zamrznutog projekta".

Uz prethodno navedeno, isključene su i "zamišljene" pozicije Hrvatske kao zemljepodesne za obavljanje usluge tranzita plina. Kako bi se te "zamišljene" pozicije vratile,prvo je potrebno postojeći sustav plinovoda na teritoriju Republike Hrvatske "osnažiti".Drugim riječima, potrebno je pripremiti se za prihvat dodatnih količina plina u sustav. Iztog razloga pokreće se izgradnja trase plinovoda Lučko - Ivanja Reka, Zagreb - Kutina iKutina - Slavonski Brod. Ovim će se plinovodima omogućiti prihvat novih količina plinaneovisno o smjeru dobave, omogućiti transport u oba smjera, te riješiti "usko grlo" napostojećem sustavu.

2 2 0

Za vraćanje starih korisnika (srednjoeuropskih), kao i za nove korisnike tranzita nafte iplina (zapadnoeuropske i američke - za naftu i srednje i istočno europske - za plin),potrebni su i novi međunarodni projekti i njihova ekonomska i sigurnosna atraktivnost.

Čimbenici te atraktivnosti su:

• Tržište derivata potencijalnih korisnika tranzita iz Srednje i Istočne Europe je oko 33milijuna tona nafte u 2005. godini. Ocijenjene potrebe tranzita nafte za te zemlje suoko 14 milijuna t/g39, zatim za korisnike TAL (TransAlpineLine), te za ostaleeuropske države i SAD su dodatnih 10 milijuna t/g. Dakle ukupan tranzit bi mogaobiti oko 24 mt/g;

• Tržište prirodnim plinom u državama našeg okruženja, očekuje porast potrošnjeprirodnog plina u narednim godinama. Prognoze potrošnje su čak vrlo optimistične(Slovenija do 2020. god. 1,3 milijardi m , BiH do 2020. god. 3,0 milijardi m3,Jugoslavija do 2010. god. 5,6 milijardi m3, Makedonija u tijeku početak plinofikacije,Albanija do 2020. god. čak 2,0 milijardi m3). S takve osnove za očekivati je da će seu cilju sigurnosti dobave prirodnog plina i tranzitni putovi dobave morati širiti ipovezivati s postojećim sustavima u SZ-JI trans europskom koridoru;

• Povezivanje tranzitno-transportnih sustava plinovoda, omogućit će i diverzifikacijudobavnih pravaca prirodnog plina za države u okruženju te će na taj način Hrvatska,zemlja s izrazito kvalitetnim zemljopisnim položajem, predstavljati siguran tranzitnipotencijal. Dodatne perspektivne mogućnosti leže i u skladišnim kapacitetima koji ćese povezivanjem sustava u regiji moći kvalitetno koristiti;

• Konkurentnost u odnosu na druge alternativne pravce opskrbe;• Preuzete međunarodne obveze (Ugovor o energetskoj povelji i Sporazum o

INOGATE i dr.), te prilagođavanje općih i energetskih zakona standardima EU.

Politički čimbenici i stabilnost regije također su prednosti koje će imati značaj pri izborutransportnog puta kaspijske i druge nafte kroz Rumunjsku, Jugoslaviju i Hrvatsku doeuropskog i svjetskog tržišta.

Među značajne prednosti tog novog naftnog koridora spadaju i već izgrađeni kapacitetiJANAF-a, te položaj tankerske luke i terminala Omišalj na Mediteranu i njezine prirodnekarakteristike za uplovljavanje i krcanje tankera.

Što potencijalni novi projekti tranzita nafte i plina donose i koji su izgledi za njihovoostvarenje?

39izračunato na osnovi podataka iEA: Energy balaces of non-OECD countries 1997/1998, web

stranica DOE (Depatment of Energy), materijala ECT (Energy Charter Treaty), podatakaEnergetskog Instituta "Hrvoje Požar"

221

Naftovodi

Slika 1. JANAF u međunarodnim projektima SEEP i DružbAdria

SEEL/CTPL/SEEP (Constantza - Omišalj -Trst - Europa)

Od strane talijanske naftne plinske kompanije ENl-ja izrađena je Studija o opravdanostiulaganja za naftovod Constantza - Trst, odnosno SEEL (South East European Line).Vlada Republike Hrvatske je dala potporu provođenju ovog projekta za financiranjeputem talijanskog Ministarstva vanjskih poslova u rujnu 1998., a JANAF je surađivao unjezinoj pripremi.

Također, ovaj koridor naftovoda (pod nazivom CTPL - Constantza Trst PipeLine)razmatra već nekoliko godina američka tvrtka Parsons Energy & Chemical Group Inc.

Daljnje aktivnosti na pripremi projekta Constantza - Trst provodile su se tijekom 2000. i2001. godine u okviru INOGATE (Interstate Oil and Gas Transport to Europe) programa(u okviru TACIS program) Europske unije.

S ciljem opskrbe europskog tržišta naftom iz Kaspijske regije, te olakšavanja integracijesvojih zemalja u svjetsko gospodarstvo, Hrvatska, Rumunjska i Jugoslavija su sredinom2001. godine intenzivirale aktivnosti na pripremi projekta Constantza - Trst (SEEP -South East European Pipeline). Između ostalog, vlade ovih zemalja predložile suEuropskoj komisiji potpisivanje Protokola za uspostavljenje međudržavnog naftnog

222

transportnog sustava tijekom 2001. godine kao Anexa Krovnom sporazumu EUINOGATE ta zatražile pomoć za financiranje Studije isplativosti.

DružbaAdria

DružbaAdria je projekt kojim bi se trebao omogućio izvoz nafte iz Ruske Federacije idrugih država bivšeg SSSR-a na međunarodno tržište preko JANAF-a i tankerske lukeOmišalj. Nakon intenzivne suradnje partnera na Projektu pripremljen je međuvladinSporazum o podršci integracije naftovoda DRUŽBA i ADRIA, a Vlada Republike Hrvatskei Ministarstvo gospodarstva su u nekoliko navrata dali podršku ovom Projektu

Tijekom 1997. i 1998. vodili su se dogovori oko projekata "Međusobna povezanostplinske mreže, diverzifikacija i poboljšanje sigurnosti opskrbe jugoistočne Europe", a uokviru američke inicijative suradnje zemalja južne i istočne Europe (SECI). Što se tičeplinske mreže naglasak ukupnog projekta bio je na predlaganju mogućnosti opskrbeBosne i Hercegovine prirodnim plinom, a svi uključuju i Hrvatsku kao tranzitnu zemlju.40

Slične ciljeve i značaj za hrvatsku energetiku imaju i projekti "Pakta o stabilnosti" iraspisani natječaj Europske komisije, CARD programa (u rujnu 2001. godine), za izradustudija "Regional Balkans Infrastructure Study - Gas and Oil pipeline Network, Albania,Bosnia and Herzegovina, Croatia, the Federal Republic of Yugoslavia and the formerYugoslav Republic of Macedonia"

Plinovodi

GEA projekt

Zamisao GEA (Gas Energy Adria) projekta je da se izgradnjom podmorskog plinovodaCosal Borsetti (Italija) - Pula DN 600, duljine 130 km i radnog tlaka 110 bara, spripadajućom kompresorskom stanicom u početnoj točki, omogući transport novog uvozaplina iz Italije. Nastavkom izgradnje kopnenog dijela plinovoda od Pule do Karlovca DN700, duljine 215 km, radnog tlaka 75 bara, povezao bi se novi dolazni pravac spostojećim hrvatskim plinskim transportnim sustavom. Taj bi plinovod s osnovnimkapacitetom 3 milijardi m3/god., dogradnjom kompresorske stanice u Rijeci, omogućiotransport plina do 5,0 milijardi. m3/god., kada tržište za to pokaže potrebu.

Realizacijom tog projekta za Hrvatsku bi se:

• osigurala diverzifikacija dobave plina,• omogućila dobava ININOG dijela plina proizvedenog u plinovodnim poljima

sjevernog Jadrana,• omogućila i olakšala plinofikacija područja kojim prolazi plinovodni sustav GEA, pa i

šire,• otvorila vrata tranzitnih mogućnosti za susjedne države.

40 Gasunie, MOL, BH-GAS, Snam: SECI, Initial SECI Project Report, January 1998

223

Ii

BOSNA I \ZEN1C

HERCEGOVINA \

ju] SARAJEVO

ITALIJAP S I N J

V'ETKOVIć/VMOSTAR

••^;.y DUBROVNIK

Slika 2. Postojeći i planirani transportni sustav RH

ZAKLJUČAK

Tranzit nafte i plina je jedna od značajnih djelatnosti naftno-plinskog gospodarstva kojaomogućava njihov prijenos od mjesta proizvodnje do mjesta potrošnje, prelazeći granicenekoliko država i suočavajući se s nesigurnostima koje uzrokuju različiti politički,ekonomski i pravni sustavi. Sa svrhom osiguranja efikasne, sigurne i što jeftinije opskrbepotrošača, a s obzirom da su naftovodi i plinovodi kapitalno intenzivni objekti, razvijene alii zemlje proizvođači energije poticale su i potiču stvaranje međunarodnih pravilaponašanja - zakonodavstva, koja će štititi strana ulaganja te omogućiti nesmetani tranzit.Ta pravila su u početku bila na razini principa, a danas već prelaze u zakonske obvezezemalja potpisnica različitih međunarodnim Ugovora, Sporazuma, Protokola i si.

Prihvaćajući međunarodne obveze i prilagođavajući svoje zakonodavstvo i regulativueuropskim standardima Hrvatska stvara pretpostavke za bolju valorizaciju svog tranzitnog

224

značaja. Tome u prilog idu i izgrađeni kapaciteti naftovoda (koji već ima međunarodni itranzitni značaj) i plinovoda te stabilizacija političkog stanja u regiji.

U takvim uvjetima višegodišnja suradnja na razmatranjima projekata kojima bi se nafta izkaspijskog bazena i Ruske Federacija preko Hrvatske transportirala i tranzitirala naeuropsko i svjetsko tržište mogla bi se pretvoriti u uspostavljanje novih naftnih koridora.Time bi se povećao tranzitni značaj države i ostvarilo daljnje povezivanje postojećegnaftovoda - JANAF-a u europsku naftovodnu mrežu, a luka Omišalj bi postala značajnaizvozna naftna luka za europske i udaljenije američke destinacije.

Realizacijom projekata navedenih u ovom radu, otvaraju se mogućnosti i transportnomplinskom sustavu Hrvatske da preraste u tranzitni sustav koji će u budućnosti povezivatiSZ tranzitne plinovodne sustave sa sustavima JI regije i na taj način osigurati sigurnost ipouzdanost dobave plina svim njegovim korisnicima.

LITERATURA

[1 ] Statistical Review of World Energy. BP AMOCO: 2001.[2] Energy Charter: Energy Transit, The Multilateral Challenge[3] Narodne novine, 68/2001. Zakon o energiji. Zakon o regulaciji energetskih

djelatnosti. Zakon o tržištu nafte i naftnih derivata. Zakon o tržištu plina.[4] Euroscope: Bilten Europskog dokumentacijskog centra. Institut za međunarodne

odnose br.53, 2001.[5] European Gas Market, April 1996.[6] Europska Komisija: Zelena Knjiga "Prema Europskoj strategiji za sigurnost

energetske ponude", studeni 2000.[7] IEA "Natural gas transportation". Paris 1994.[8] Gasunie; MOL; BH-GAS; Snam SECI. Initial SECI Project Report, January 1998

Preliminarne studije talijanske kompanije ENI i američke konzultantske tvrtke HLP/Parsons

[9] Russian Petroleum Investor. October, 2000; May ,2001[10] Narodne Novine, Međunarodni ugovori, br.15 Zagreb, 17.10.1997. Zakon o

potvrđivanju Ugovora o Energetskoj Povelji.[11] Narodne Novine, Međunarodni ugovori, br.14 Zagreb, 24.10.2000. Zakon o

potvrđivanju Krovnog sporazuma o institucionalnom okviru za uspostavumeđunarodnih sustava za transport nafte i plina.

225

Željko Skodlar, dipl.ing.naf.rud. HR0200020Krešimir Baranović, dipl.ing.naf.rud.dr.sc. Gordana Sekulić, dipl.oec.Jadranski naftovod, d.d.Zagreb, Hrvatska

ASPEKTI PROFITA INFRASTRUKTURNIH ENERGETSKIH OBJEKATA UHRVATSKOJ U SVIJETLU PRIVATIZACIJE, S POSEBNIM OSVRTOM NA

JANAF

Sažetak

U ovom radu analizira se vrednovanje geostrateškog položaja JANAF-a kroz realizacijurazvojnih projekata DružbAdria i SEEP i njegov utjecaj na naftno tržište srednje ijugoistočne Europe.

Analizi se pristupilo s tržišnog aspekta pri čemu se naglasak stavio na potrebu definiranjamjesta profita u sustavu/sustavima.

PROFIT ASPECT OF INFRASTRUCTURAL ENERGY FACILITIES INCROATIA AND THE PRIVATISATION PROCESS, WITH SPECIAL REVIEW

ON JANAF

Abstract

In this material the authors analyse the geostrategic role of JANAF throughimplementation of development projects DruzhbAdria and SEEP and its impact in the oilindustry of Central and South Eastern Europe.

The analysis is approached from the market aspect with the emphasis on the definition ofa profit centre in the system/s.

UVOD

Gotovo dvadeset i dvije godine nakon što je tanker "Slaviša Vajner" dovezao prvi teret utankersku luku JANAF u Omišlju (22. listopada 1979.), odlukom Vlade RH u njega su ušlisavjetnici koji će naručitelju/vlasniku predložiti model privatizacije JANAF-a, kapitalnogenergetskog infrastrukturnog objekta kroz čijih je 759 kilometara u proteklih dvadeset idvije godine prevezeno preko 110 milijuna tona sirove nafte. Vjerojatno bismo danasgovorili o brojci od 200 milijuna tona da ratna agresija na Hrvatsku nije prekinula transportte tako utjecala i na smanjenje tržišta.

227

Koliko danas vrijedi JANAF? Kako ga privatizirati? Kada, kome i s kojim udjelom? Kakavutjecaj može imati privatizacija JANAF-a na naftnu industriju Hrvatske, a time i nacjelokupni energetski sustav? Da li uopće privatizirati JANAF?

Ovo su samo neka od pitanja na koja bi Vladini savjetnici za privatizaciju JANAF-a trebalipredložiti odgovore.

Posebno će biti zanimljivo vidjeti kako će savjetnici vrednovati JANAF, ne kroz prizmuknjigovodstvene vrijednosti i prevezenih tona nafte, već s obzirom na njegov geostrateškipoložaj i utjecaj na naftno tržište srednje i jugoistočne Europe. Upravo ćemo se na tajaspekt vrijednosti JANAF-a posebno osvrnuti u ovom tekstu.

ZAŠTO JANAF?

Procjene porasta potrošnje nafte, a time i uvoza dovele su još 1964. godine do zaključkao potrebi dugoročnog rješavanja problema opskrbe naftom svih pet kontinentalnihrafinerija bivše države. Studije isplativosti pokazivale su konkurentnost željeznice iizgradnje nizinske pruge izgradnji naftovoda, no neusporediva sigurnost, tehničkaelegancija i brzina kojom se nafta transportira naftovodom (i to doista u ogromnimkoličinama), prevagnule su u korist izgradnje naftovoda. Do postizanja jedinstvenogdogovora cijele naftne privrede bivše države, kojem su se pridružile Mađarska iČehoslovačka, do izgradnje naftovoda proteklo je još deset godina (1974.). Naftovod sishodištem u Omišlju trebao je zamijeniti postojeća sredstva dopreme (barže na Savi iDunavu, željezničke cisterne) kao i uzeti u obzir povećanje ponude nafte na tržištupojavom izvora u sjevernoj Africi i Srednjem istoku. Interes Mađarske i Čehoslovačke zaizgradnju naftovoda od Omišlja do Gole (tj. hrvatsko-mađarske granice) bio je motivirandiversifikacijom opskrbnih pravaca tj. otvaranjem alternativnog pravca opskrbe u odnosuna uvoz iz Sovjetskog Saveza. Kao svoj dio obveze Mađarska je izgradila naftovod odGole do Szazhalombatte, gdje je naftovod s ishodištem na Omišlju spojen s ruskimeksportnim sustavom Družba.

POSLOVANJE JANAF-A

Pothvat izgradnje naftovoda završen je 22. prosinca 1979. godine, kada je službenopušten u rad. Tako su naftaši - vizionari iz sredine šezdesetih došli na svoje, međutimkorisnici naftovoda znatno su precijenili svoje buduće potrebe za uvoznom naftom, što jeuzrokovalo predimenzioniranje sustava JANAF-a, a samim time i znatno povećanjefiksnih troškova poslovanja. Tako je za financiranje izgradnje naftovoda od 1974. do1979. godine ukupno u inozemstvu zaduženo iznosilo cea. 433 milijuna USD, koje JANAFi danas uredno vraća.

Dodatno opterećenje za korisnike sustava JANAF-a dogodilo se gotovo na samompočetku njegova poslovanja, raskidom dugoročnih ugovora o isporuci nafte za Mađarsku iČehoslovačku (na njihovu inicijativu). U traženju odgovarajućeg rješenja za korištenjedionice Virje - Gola 1985. godine pojavila se ideja o reverziranju dionice Szazhalombatta- Sisak čime se trebao omogućiti transport 4 MTG (milijuna tona godišnje) ruske nafte zakontinentalne rafinerije bivše države, koja se do tada dopremala preko Omišlja i/ili

228

riječnim putem. Napravljene su potrebne dogradnje u Virju i Sisku i omogućen jetransport nafte iz pravca Mađarske prema Sisku. No, transport nafte iz tog pravca nijesaživio (sve do ratnih događanja u Hrvatskoj) jer je u međuvremenu došlo dodemokratskih promjena u Srednjoj Europi i raspada Sovjetskog Saveza, što je dovelo doponovnog aktiviranja transporta nafte iz pravca Omišlja za korisnike u Mađarskoj iČehoslovačkoj. Posljedično, JANAF je početkom devedesetih došao na nivo transportaod 1 milijun tona mjesečno, s tendencijom daljnjeg porasta koje je zaustavljeno ratnomagresijom na Hrvatsku.

Tijekom rata prekinut je transport nafte na dionici Omišalj - Sisak, no JANAF se pokazaokao izuzetno fleksibilan sustav te je rafinerija u Sisku imala kontinuiranu opskrbu i to izpravca Mađarske. Rat je JANAF-u ne samo odnio tržište Srednje Europe i smanjio tržištedržava nastalih raspadom bivše Jugoslavije već i povećao dopremu ruske nafte iz pravcaMađarske za rafineriju Sisak i rafinerije u Bosni i Hercegovini i Jugoslaviji.

JANAF I TRŽIŠTE

Niti u bivšoj Jugoslaviji niti danas u Hrvatskoj ne postoje zakoni koji uređuju tarifnupolitiku JANAF-a. Od 1. siječnja 2002. godine na snagu stupa paket energetskih zakonakoji će između ostalog regulirati i djelatnost transporta nafte. Prema odredbama Zakona otržištu nafte i derivata, Vijeće za regulaciju donosit će tarifu za transport nafte na prijedlogenergetskog subjekta (JANAF-a).

JANAF je tarifu za transport utvrđivao sa svojim korisnicima prema principu pregovaranja.Od prvog dana JANAF posluje po cargo principu tj. svaki korisnik dobiva upravo onunaftu koju je dopremio u sustav JANAF-a. Također je važno istaknuti da su položajemnaftovoda definirane i nafte koje se isporučuju rafinerijama, a tu JANAF svojimkorisnicima pruža neograničene mogućnosti odabira, s obzirom da mu je ishodište naMediteranu.

Sa sjevernim susjedima situacija je malo drugačija. Mađarska od ponovnog otvaranjaJANAF-a 1995. godine ne koristi mediteranski pravac opskrbe već ga drži kao alternativnipravac i služi joj za regulaciju (snižavanje) cijene ruske nafte u odnosu na cijene naMediteranu. Primjer je to nemogućnosti djelovanja slobodnog tržišta.

RAZVOJNI PROJEKTI

Zahvaljujući svom geografskom položaju, tehničkim karakteristikama sustava iposebnostima tankerske luke u Omišlju, JANAF sudjeluje u razradi projekata izvozaruske nafte (projekt DružbAdria) i izvoza kaspijske nafte (projekt SEEP) s ciljem još boljevalorizacije svog sustava.

229

Projekt DružbAdria

Istovremeno sa sužavanjem tržišta nafte za JANAF započela je i privatizacija ruskenaftne privrede koja je krajem devedesetih počela davati rezultate. Utemeljeno je nekolikovelikih vertikalno integriranih kompanija (Lukoil, YUKOS, Slavneft, TNK) koje su u ranguvelikih svjetskih naftnih kompanija. Navedene kompanije dokazano posjeduju značajnerezerve nafte i zato su racionalizirale poslovanje te drastično povećale ulaganja uistraživanje i proizvodnju. Tako osnažene osvajaju europsko tržište, a pokušavaju probiti inova (Kina, Japan, SAD).

Rusija je jedan od najvećih izvoznika nafte u svijetu i izvozi svoju naftu Družbom (glavnimeksportnim naftovodom čije je ishodište u Samari i koji jednim krakom opskrbljuje Poljskui Njemačku a drugim Ukrajinu, Slovačku, Češku, Mađarsku, Hrvatsku, Bosnu iHercegovinu i Jugoslaviju) te preko eksportnih luka koje se većinom nalaze izvan granicaRusije. Danas u strukturi izvoza nafte iz Rusije, Družba i eksportne luke sudjelujupodjednako, s tim da je tendencija porasta izvoza preko eksportnih luka. Glavne luke zaizvoz ruske nafte danas su Novorosijsk (Rusija), Tuapse (Rusija), Odessa (Ukrajina),Ventspils (Latvija) i Butinge (Litva).

Unatoč slobodnim i dostupnim kapacitetima koji mogu prihvatiti i povećanu proizvodnjuunutar Rusije, ruske naftne kompanije pokušavaju diversificirati izvozne pravce svojenafte i po mogućnosti otvoriti nove.

(

Slika 1. DružbAdria i glavni pravci izvoza ruske nafte s dijelom zapadnoeuropskemreže

230

Imajući u vidu posebnosti tankerske luke JANAF u Omišlju i činjenicu da je ruska naftapreko Družbe i JANAF-a već u mogućnosti stići do Siska, počelo se raditi na izvozu ruskenafte preko Omišlja. To je projekt DružbAdria čija se realizacija planira u tri faze. U prvojfazi 2003. i 2004. godine preko Omišlja bi se izvozilo 5 MTG ruske nafte; u drugoj fazi od2005. do 2010. - 10 MTG; u trećoj fazi iza 2010. - 15 MTG.

Prilikom realizacije prve faze projekta koristit će se slobodni kapaciteti naftovoda Družba iJANAF-a za realizaciju ove faze projekta neophodno je osposobiti naftovodnu dionicuOmišalj - Sisak i za rad u smjeru suprotnom od osnovno projektiranog.

Ovim projektom JANAF bi pored količina za postojeće korisnike pokrivene dugoročnimugovorima, dobio dodatnih 5 MTG nafte u svom sustavu, koje moraju biti izvezene prekoOmišlja. Ukoliko nafta ne bi bila izvezena preko Omišlja, nego bi završila u rafinerijamana putu, projekt DružbAdria postao bi sredstvo osvajanja tržišta bivše Jugoslavije. Da bise to spriječilo, ugovor o izvozu ruske nafte trebao bi sadržavati garancijsku klauzulu shiporpay\ obvezu izvoza spomenutih količina preko Omišlja.

Kako bi ispunio obveze prema postojećim korisnicima, JANAF će tijekom prve fazeprojekta DružbAdria na dionici Omišalj - Sisak raditi naizmjenično i na taj načinpostojećim korisnicima omogućiti slobodne tržišne uvjete. Dakle, DružbAdria neće imatinepovoljan utjecaj na kvalitetu opskrbe i poslovanja postojećih korisnika.

Realizacijom projekta DružbAdria i povećanjem tranzita za izvoz na tržište Mediterana (iSAD-a), Mađarska i Slovačka će isto doći u poziciju jednog od kupaca, a ne jedinog ukakvoj su danas, na njihovom pravcu Družbe. Do realizacije projekta DružbAdria pozicijaim je omogućavala ostvarivanje bonusa na cijenu jer su jedini kupci na tom pravcu (boljerečeno imaju i alternativni pravac opskrbe iz smjera Omišlja). Prolaskom nafte premaHrvatskoj otvarat će se vrata i kupcima na moru što će rezultirati držanjem proizvođačkecijene čvršćom, a nestat će i alternativni pravac opskrbe. Drugim riječima, realizacijomovog projekta opskrba dijela srednje Europe ovisit će samo o ruskoj nafti, što možeprouzrokovati ukupno podizanje nivoa cijene nafte.

Što to konkretno znači ilustrira i grafikon na kojem su prikazani usporedni postoci razlikeu cijeni ruske nafte - REB i benchmarkera - BRENT kroz prethodne tri godine, lako je riječo dvije nafte različite kvalitete, utrka cijena je očita (BRENT je vrijedniji od REB-a). Trendjedne prati drugu i naravno osim brojnih drugih faktora koji utječu na cijenu ipak se moraprimijetiti oscilacija razlike koja se ne može pripisati samo razlici u kvaliteti, negojednostavno utjecaju tržišta.

231

•; 0,00 r ' —;':."' : jan teb

' -2,00 "—

Slika 2. Postotak razlike u cijeni nafti REB i BRENT

Bez obzira na ograničenja, uočava se devijacija razlike u cijeni u rasponu od 2 do čak 16posto. Sa stanovišta uspješnosti, za proizvođača kao što je Rusija, ostvareni dobitakpovećanja cijene veće od energetski realne mjeri se u milijunima dolara i sigurno da jeinteres proizvođača svim mogućim sredstvima približiti se kupcu i konkurencijom ostvaritidobitak.

Samo skroman obračun na 7 milijuna tona godišnje REB-a, koliko uvoze Mađari,pokazuje da 1 posto ostvarene razlike od realne pri cijeni nafte od 20$/bbl donosi 12milijuna USD godišnje. Grafikon pokazuje skokove od 2 do 16 posto, što znači da jezarada još i veća. Pritom ističemo da treba uzeti u obzir cijelo područje opskrbe, a nesamo Mađarsku.

Osim što će realizacijom projekta DružbAdria postati jedini isporučitelji nafte za dioSrednje Europe (Mađarska i Slovačka), ruske će naftne kompanije ostvariti i nove prihodeizvozom dodatnih količina ruske nafte preko Omišlja.

Komentari koji su prethodno navedeni a odnose se na vrednovanje projekta DružbAdriasa stajališta ruskih naftnih kompanija, izneseni su isključivo zato da bi se kvalitetnodefinirala i još bolje vrednovala pozicija Hrvatske i JANAF-a u ovom projektu.

Evidentno je da otvaranje novog izvoznog puta, kako za rusku naftu (projekt DružbAdria)tako i za kaspijsku naftu (SEEP projekt), korištenjem JANAF-ovog koridora generiraizuzetno visoke prihode na mnogim stranama (a poglavito na strani zemalja proizvođačanafte i kompanija vlasnica nafte), što osim naknade JANAF-u za tranzit i pretovar uOmišlju značajno jača pregovaračku poziciju Hrvatske u odnosu na zemlje vlasnice naftei omogućuje joj dobitak i na nekom drugom polju/području (mjesto profita) koje Hrvatskaprocijeni prioritetnim. Drugim riječima, JANAF je profitabilni samostalni subjekt koji možebiti mjesto maksimiranja profita, ali i generator formiranja drugih mjesta profita koja mogubiti kako unutar naftnog sustava tako i izvan njega, ovisno o želji vlasnika - državeHrvatske.

2 3 2

To je dokaz da su JANAF i njegov koridor za Hrvatsku infrastrukturni objekt, ili boljerečeno djelatnost od izuzetne važnosti i da je njegovu stratešku komponentu gotovonemoguće kvantificirati, što znači da bi za Hrvatsku JANAF uvijek trebao biti sredstvo, anikada objekt trgovine.

SEEP (South- East European Pipeline) projekt

SEEP je projekt koji je u odnosu na DružbAdriju na samom početku, no primjeren je tj.usklađen s dinamikom razvoja proizvodnog potencijala kaspijske regije. Sasvim jesigurno da će kroz narednih nekoliko godina doći do značajnog porasta proizvodnje nafteu kaspijskoj regiji, i to poglavito u Kazakstanu, što već danas nameće rješavanjeproblema obilaska Bospora kao prioritet. Značajne količine nafte morat će bitipreusmjerene na cjevovod.

Od svih trenutno aktualnih potencijalnih pravaca obilaska Bospora, jedino SEEP projekttj. naftovod Constantza (rumunjska luka na Crnom moru) - Pančevo - Omišalj sa spojemna Trst, gdje je ishodište TAL-a (Transalpine Pipeline) najvećeg zapadnoeuropskoguvoznog naftovoda, sadrži u sebi i opskrbu rafinerija na putu i mogućnost izvozatankerima neograničenih veličina preko Omišlja i spoj na zapadnoeuropsku naftovodnumrežu. Pored toga, i u Rumunjskoj i u Jugoslaviji i u Hrvatskoj već postoje naftovodnisustavi koji bi se mogli iskoristiti pri realizaciji ovog projekta.

Stoga, imajući na umu proizvodni potencijal kaspijske regije, neminovnost obilaskaBospora naftovodom i komparativne prednosti koje SEEP projekt ima u odnosu naalternativne pravce, JANAF će i dalje surađivati na realizaciji ovog projekta, normalno, uzuvjet da mu donese i/ili Hrvatskoj više od dugoročnih ugovora s korisnicima koje bidjelomično ili u potpunosti izgubili uslijed realizacije ovog projekta.

Zajednička karakteristika projekata DružbAdria i SEEP jest u tome da si zemlje sudioniceovih projekta, a koje su istovremeno bivši i sadašnji korisnici JANAF-ovog sustava (Bosnai Hercegovina, Jugoslavija, Mađarska, Slovačka) zatvaraju vrata Mediterana za uvoznafte koja su im bila otvorena upravo preko JANAF-a i Omišlja. Promjena pravcatransporta prema i preko Omišlja mijenja dio postojećih mogućnosti JANAF-a, ali donosiHrvatskoj veći transport nafte i bolju valorizaciju kako postojećih kapaciteta tako igeostrateškog položaja JANAF-a. Pritom će Hrvatska i dalje valorizirati mediteranskuopciju koja joj omogućava da ne mora pristajati na bilo kakav kompromis ili dogovor jer jeMediteran u naftnom smislu mjesto najvećeg izbora i mjerilo cijene.

ZAKLJUČAK

Geostrateška komponenta JANAF-a predstavlja njegovu veliku vrijednost jer omogućujesvom vlasniku da realizacijom razvojnih projekata DružbAdria i SEEP, uz osmišljenudugoročnu politiku ostvari ne samo profit za samu kompaniju, već i na drugim mjestimakoja mogu biti kako unutar naftnog sustava tako i izvan njega, ovisno o odluci vlasnika -države Hrvatske. To znači da bi za Hrvatsku JANAF uvijek trebao biti sredstvo, a nikadaobjekt trgovine.

233

LITERATURA

[I] Kontent J. Prikaz naftovoda s posebnim osvrtom na ekonomiku Jugoslavenskognaftovoda. // Nafta. 7-8/1986.

[2] Tomić, J.; Sebire, J. Yugoslav pipeline network. // Oil&Gas Journal, Feb,1982[3] Protić R. Potreba usvajanja dugoročne energetske politike Jugoslavije. // Nafta

11/1972.[4] JANAF-ov web site[5] Russian Petroleum Investor- razni brojevi iz 2000. i 2001.[6] Kvaerner Process - ILF: Oil & Gas transportation from the Caspian sea region to

Europe - Project number TACIS INO-9701[7] OPEC: Annual Statistical Bulletin 1998[8] OPEC: Annual Statistical Bulletin 1999[9] OPEC: Annual Statistical Bulletin 2000[10] BP AMOCO: Statistical Review of World Energy 2000[II] Narodne novine 68/01.

234

Mr.sc. Ivica Toljan HR0200021Hrvatska elektroprivreda d.d.Zagreb, Hrvatska

REFORMA HRVATSKOG ELEKTROENERGETSKOG SEKTORA

Sažetak

Živimo u vremenu koje je karakteristično po velikim i brzim promjenama. Dinamikaprocesa je neusporediva prema promjenama samo dvadesetak godina unazad. Možemoreći da je jedina konstanta danas postala promjena. Na kvaliteti i brzini prihvaćanjapromjena bazira se i rezultat koji će se dobiti njihovom implementacijom. Može se reći daje od svih gospodarskih sektora najteže i najsloženije provesti promjene u energetskomsektoru. Ima puno razloga, no najveći je svakako složenost odnosa koji se ispreplićuizmeđu političkih, socijalnih, ekonomskih i tehničkih subjekata koji su zajedno uključeni urad i funkcioniranje samog sektora. Analize pokazuju da u većini zemalja na svijetuenergetski sektor zauzima oko 30 posto ukupnog gospodarstva. Stoga i najmanjapromjena ima veliki utjecaj na nacionalnu ekonomiju, koja opet po principu dominauzrokuje druge promjene, često puta i dramatične. Za Europu je ključna činjenica da jeenergija kao ulazni trošak poduzeća oko 25 posto veći od istog troška u sjevernojAmerici. Želja je biti konkurentan, a to znači smanjivati troškove. Zbog toga Europa moraefikasnije i bolje organizirati energetski sustav, čija osnovna karakteristika je umreženost,znači međusobna povezanost. Stoga je odlučeno uspostaviti interno europskoenergetsko tržište koje će boljom povezanošću i organizacijom biti efikasno, a timedoprinositi u borbi europljana na otvorenom svjetskom tržištu. Republika Hrvatska sestrateški opredijelila za članstvo u Europskoj uniji i time treba organizacijski izakonodavno prilagoditi svoje gospodarstvo, a jedan od segmenata je i energetski sektor.

CROATIAN POWER SECTOR REFORM

Abstract

We live in times characterised by extensive and fast change. The dynamics of theprocess cannot even be compared to changes from only twenty years ago. We can saythat today the only constant thing is change. The result achieved through theimplementation of changes is based on the quality and speed of accepting thosechanges. It can be said that of all economic sectors the energy sector is the most difficultto implement changes in. It is so for a number of reasons: the most important onedefinitely being the complexity of relations between political, social, economic andtechnical entities involved in the operation and functioning of the sector. Analyses showthat in most countries in the world energy sector takes up about 30 percent of a country'seconomy. Therefore, even the slightest change has a great impact on the nationaleconomy, which again, like a domino effect, causes other changes, often times dramatic.The crucial fact for Europe is that energy, as an input cost of a company, is 25 percent

235

higher than the same cost in North America. Our wish is to be competitive, which meanscutting down the costs. Therefore, Europe should organise its energy system better, moreefficiently. The basic characteristic of the system is that it is interconnected. Thus, wehave decided upon the establishment of the internal European energy market, which willthrough better organisation and interconnection be efficient, contributing to theEuropeans' battle in the open market. The strategic goal of the Republic of Croatia is EUmembership. It has to adjust the organisation and legislation relating to its economyaccordingly. One of the segments is the energy sector.

1. GLOBALIZACIJA

Globalizacija je proces kojeg ne vide svi jednako. Neki je prihvaćaju, a ima i onih koji jojse žestoko protive. Sjajno je sve objasnio Thomas L. Friedman u svojoj knjizi "The Lexusand the Olive Three": "Globalizacija je nemilosrdna integracija tržišta, država itehnologije, do nikada ranije viđenog stupnja, na način da omogućava pojedincima,korporacijama i državama da dosegnu diljem kugle zemaljske dalje, brže, dublje i jeftinijenego ikada prije i na neki način omogućava svijetu da dosegne pojedince, korporacije idržave dalje, brže, dublje i jeftinije nego prije.".

Takav proces globalizacije proizvodi snažnu protureakciju onih koji se od nje osjećajuugroženi ili ostavljeni.

Ideja vodilja globalizacije je kapitalizam slobodnog tržišta, tj. što više dozvoliš vladavinutržišnih zakona i otvoriš ekonomiju prema slobodnoj konkurenciji tvoja ekonomija će bitiučinkovitija i prosperirat će.

Globalizacija znači širenje kapitalizma slobodnog tržišta virtualno prema svakoj zemlji nasvijetu. Zbog toga globalizacija posjeduje svoja posebna ekonomska pravila koja se vrteoko otvaranja, deregulacije i privatizacije ekonomije da bi se učinila konkurentnijom iatraktivnijom za strana ulaganja.

Prema podacima Svjetske banke u vrijeme hladnog rata 1975. godine samo 8 postozemalja diljem svijeta imalo je liberalnu ekonomiju slobodnog tržišta i direktna stranaulaganja bila su samo 23 milijarde u US$. Krajem 1997. godine broj zemalja s liberalnomekonomijom popeo se na 28 posto i strana ulaganja iznosila su 644 milijarde US$.

Globalizacija posjeduje tehnologije koje se definiraju kao: kompjuterizacija,minijaturizacija, digitalizacija, satelitska komunikacija, optička vlakna i internet kojiučvršćuje perspektivu integracije. Prevladava mišljenje da je globalizacija u mnogo čemuzamijenila hladne ratovske odnose.

Hladno ratovska filozofija je bila određena Einsteinovom jednadžbom E=mc2, aglobalizacija se vrti oko Mooreovog zakona koji tvrdi da će se kompjuterska snagasilikonskih čipova udvostručiti svakih 18 do 24 mjeseca, dok će im se cijena dvostrukosmanjivati. U hladnom ratu najčešće pitanje je bilo na kojoj si strani, dok je u procesuglobalizacije pitanje koliko si povezan sa svima ostalima i kako je brz tvoj modem.

236

2. LIBERALIZACIJA, REGULACIJA, DEREGULACIJA, RESTRUKTURIRANJE

2.1. Liberalizacija

Posljedice globalizacije su daljnji procesi koji su navedeni u naslovu. Ako se želi priključitiprocesu globalizacije, nacionalna ekonomija se mora odlučiti za liberalizaciju.

Liberalizacija u energetskom sektoru je energetska politika kojoj je cilj uklanjanjeinstitucionalnih i drugih prepreka koje stoje pred gospodarskim (poslovnim) slobodama.

U doslovnom smislu, liberalizirati znači dozvoliti nešto što je do tada bilo zabranjeno iliograničeno. Naprimjer, liberalizacija cijena znači prepuštanje proizvođačima da odlučujuo cijenama svojih proizvoda; liberalizacija uvoza znači uklanjanje zabrana na uvoz ilismanjivanje carinske ili druge zaštite; liberalizacija poslovanja znači prepuštanjepoduzećima da sama vode računa o tome što će i kako raditi. Liberalizacija se možesmatrati ključnom politikom stvaranja tržišne privrede. Liberalizacija je politika koja teži daukloni barijere koje se postavljaju pred širenjem tržišnog načina poslovanja, čije je glavnoobilježje konkurencija.

2.2. Regulacija

Organizacijski ustroj energetskog sektora obilježavala je snažna regulacija. Regulacija jeskup zakona, propisa i drugih državnih akata čiji je cilj uspostavljanje kontrole nadodlukama poduzeća i pojedinaca te utjecaj na njihovo ponašanje. Zato su ielektroprivredna poduzeća bila organizirana kao okomito organizirana. Bila su ogromna(veliki broj zaposlenih), nefleksibilna za promjene s karakteristikom monopola. Očito je dase niti ubuduće neće moći organizirati rad energetskog sektora bez regulacije, no,organizacijski ustroj bit će drugačiji nego prije reforme. Regulator bi trebao biti apsolutnoneovisan od svih subjekata na tržištu, a iznad svega od političkih utjecaja. To je možda inajteži dio zadatka svake države koja se odlučila za implementaciju reforme energetskogsektora - kako organizirati regulatora i kako uspostaviti mehanizam njegove kontrolerada.

2.3. Deregulacija

U procesu liberalizacije dolazi do deregulacije (ali se zadržava određeni dio regulacije).Deregulacija je postupak uklanjanja elemenata državne regulacije i kontrole nacionalneekonomije i tržišta posebno. U energetskom sektoru to znači uspostavu poslovnih odnosameđu subjektima koji će težiti k razvijanju konkurencije.

Rezultat konkurencije treba biti visoka efikasnost, koja se najbolje može uočiti premasmjeru kretanja cijena proizvoda i usluga. U našem slučaju električna energija je mjerenauglavnom na veliko u MVVh ili na malo u kWh, a očekuje se velika i svakim danom svebolja kvaliteta usluga.

2 3 7

2.4. Restrukturiranje

Procesi liberalizacije i deregulacije nameću svim elektroprivredama, kao i industrijamakoje rade za elektroprivrede, da se bolje i efikasnije organiziraju zbog većekonkurentnosti. U energetskom sektoru imamo specifičnost kada govorimo orestrukturiranju. Osim restrukturiranja, promjene organizacije elektroprivrednih poduzeća,imamo i promjenu organizacije odnosa unutar samog sektora kojeg također zovemorestrukturiranje. Restrukturiranje sektora je definirano u Direktivama EU 92/96, koje dajuopćenite okvire i svaka zemlja ima mogućnost optimizirati svoju reformu na posebannačin koji je definiran njenim specifičnostima. Gotovo sigurno se ne bi mogla naći dvajednaka elektroenergetska sustava ili dvije zemlje koje su jednake po svojoj proizvodnji,prijenosnim putovima ili strukturi potrošnje, a naravno, vrlo je važno i u kakvom jegospodarskom stanju pojedina nacionalna ekonomija.

3. PRIVATIZACIJA

Prije desetak godina velika većina nacionalnih elektroprivreda bila je u državnomvlasništvu, no svi navedeni procesi imali su za posljedicu i promjenu vlasništva. Razlogsu mišljenja i analize koje ukazuju da je sve što je u privatnom vlasništvu puno efikasnijeod onoga u državnom. Na taj način direktno bi se povećala efikasnost nacionalneekonomije. Privatizacija je stoga postupak pretvaranja državnih poduzeća u poduzeća čijisu članovi fizičke i pravne osobe. U pravilu, na temelju dugotrajnih i opsežnih priprema,javnim pozivom obavještavaju se fizičke i pravne osobe da mogu kupiti dionice određenihpoduzeća koje su do tada bile u vlasništvu države. Važno je napomenuti da Direktive EUo energetici ne govore o privatizaciji nego restrukturiranju energetskog sektora. Odlukašto, kako, koliko, na koji način privatizirati u energetskom sektoru pojedine državeisključivo je u nadležnosti njihovih vlada, odnosno naroda. Činjenica je da procesprivatizacije nije jednak ako je zemlja otok (npr. Velika Britanija) ili ako je okružena s punosusjeda (npr. Mađarska), ili ako je zemlja bogata i razvijena, odnosno siromašna itranzicijska. Vrlo je važno i pitanje gdje će se potrošiti kapital od privatizacije kao i tko ćeplaćati naslijeđene troškove. Stoga možemo reći da je promjene u energetskom sektorubilo jednostavnije implementirati u SAD-u nego u većini europskih zemalja.

4. OČEKIVANJA OD REFORME ENERGETSKOG SEKTORA

Rezultati reforme biti će različiti diljem svijeta. Najbolji indikator za rezultat pojedinereforme je cijena i kvaliteta usluge. Ako pogledamo pregled cijena možemo uočiti da su urazvijenim zemljama bile visoke, a u tranzicijskim niske. Očekivanja javnosti u svimzemljama je da će doći do pada cijena. Jasno je da se to može dogoditi samo u zemljamagdje su cijene bile visoke, u tranzicijskim zemljama rezultat će biti povećanje cijena što ćese u javnosti vrlo teško i sporo prihvaćati. Zbog toga je posebno umijeće provoditi reformuu takvim zemljama. Možemo reći da će u budućnosti doći do tržišno-formiranih cijenakoje će biti neovisno regulirane, što će rezultirati umjerenim gradijentom povećanjacijena. A takva bi situacija trebala sve zadovoljiti.

238

5. HRVATSKI ENERGETSKI SEKTOR

Glavni nositelji hrvatskog energetskog sektora su: INA - nacionalna kompanija za naftu iplin u stopostotnom državnom vlasništvu; HEP - nacionalna kompanija za proizvodnju,prijenos i distribuciju električne energije; pored njih postoji i nekoliko kompanija koje radeu energetskoj industriji kao što su "Končar" - kompanija za proizvodnju i montažu elektroopreme u većinskom državnom vlasništvu, "Dalekovod" - poduzeće za montažu iizgradnju dalekovodne mreže, ELKA - za proizvodnju elektro opreme itd.

5.1. Hrvatski elektroenergetski sektor

HEP je državna kompanija oko koje se događaju gotovo sve aktivnosti u hrvatskomelektroenergetskom sektoru i time je centralno poduzeće koje će svojim procesomrestrukturiranja i privatizacije odrediti sudbinu svih ostalih subjekata u sektoru kao što su:industrija, znanstveni instituti i fakulteti.

Usvajanjem paketa od pet energetskih zakona možemo reći da je u Hrvatskoj u srpnjuove godine zakonski pokrenuta reforma energetskog sektora. Usvojeni su: Zakon oenergiji, Zakon o tržištu električne energije, Zakon o regulaciji energetskih djelatnosti,Zakon o tržištu nafte i naftnih derivata, Zakon o tržištu plina.

HEP je duboko u procesu restrukturiranja i već je započeo proces financijskograspetljavanja (unbundling). Osnovane su posebno pravno-financijske forme: HEP-Toplinarstvo, HEP-Plin, HEP-Telekom, HEP-Odmor i rekreacije. Financijski su već gotovorazdvojene u smislu plana i analize proizvodnja, prijenos i distribucija. Za taj proces jeangažiran i strani konzultant. Na javnom međunarodnom natječaju izabran je NortonRose konzorcij u kojem su NERA, Mott MacDonald, BP Paribas, Ernst & Young, Žurić ipartneri.

Napravljena je due dillingance analiza i prijedlog modela za uspostavu tržišta električneenergije.

Odlučeno je da se implementira ISMO model koji znači da su zajedno udruženi operatorsustava i operator tržišta potpuno neovisni, tj. pravno i financijski samostalni van HEP-a.Rok formiranje poduzeća je do kraja godine, a njihovo osamostaljenje u roku 12 mjeseci.

Zakonom je definirano da su povlašteni kupci svi potrošači koji imaju godišnju potrošnjuveću od 40 GWh. Trenutno je HEP u stopostotnom državnom vlasništvu i sada je na redudonošenje zakona o njegovoj privatizaciji. Kroz taj zakon definirat će se model, dinamika iciljevi procesa privatizacije.

HEP izrađuje i Grid Code materijal koji će tehnički definirati odnose između operatorasustava i ostalih energetskih subjekata na tržištu električnom energijom u Hrvatskoj.Očekuje se da će Grid Code biti gotov do kraja godine.

Interni ekonomski odnosi uredit će se u skladu s ugovornim odnosima i razinomsamostalnosti poslovnih jedinica, a uspostavit će se pomoću internih cijena po kojima seobračunavaju međusobni učinci elektroprivrednih djelatnosti i svi ostali transferi među

239

djelatnostima u HEP-u. Metodologijom internih cijena propisat će se zajednički kriteriji zaizračun kalkulativnih elemenata interne cijene svake djelatnosti uvažavajući njihoveposebnosti.

Primjenom internih cijena za predane učinke izrađivat će se obračuni - interni računi kojiće biti temelj za evidentiranje troškova, odnosno prihoda za djelatnosti koje su sudioniciinternog odnosa. Na taj način svaka djelatnost će iskazivati svoj rezultat poslovanja uobliku dobiti ili gubitka koji će se ocjenjivati u odnosu na postavljene ciljeve.

Za troškove zajedničkih funkcija i pratećih djelatnosti koristi se model alokacije po kojemusvaka poslovna jedinica i pomoćne djelatnosti sudjeluje u pokriću tih troškova.

Visina troškova zajedničkih funkcija i pomoćnih djelatnosti utvrdit će se primjenomdogovorenih kriterija, što omogućuje poslovnim jedinicama da utječu na visinu tihtroškova, a zajedničkim funkcijama i pratećim djelatnostima prenosi odgovornost zaposlovanje u okviru raspoloživih odobrenih sredstava. U te svrhe definirat će se internecijene za proizvodnju, prijenos, distribuciju i cijena za proizvodnju toplinske energije.

Pored novčanih tokova - priljeva i odljeva novčanih sredstava - koji se ostvaruju temeljemekonomskih odnosa s pravnim i fizičkim osobama izvan HEP-a, interni ekonomski odnosimeđu poslovnim jedinicama međusobno ili s pomoćnim djelatnostima temelj su za internenovčane tokove.

6. ZAKLJUČAK

Direktive nalažu financijsko i pravno razdvajanje proizvodnje od prijenosa, odnosno idistribucijske mreže i prodaje električne energije. Želi se odvojiti tehnički posao odkomercijalnog. Upravo taj cilj navodi na različite modele organizacije odnosa između svihsubjekata u elektroenergetskom sektoru. Organizacija operatora ima pri tome vrlo važnuulogu. Izbor je TSO ili ISO model. U prvom slučaju je operator zajedno s prijenosnomkompanijom, a u drugom samostalan. Velika većina zemalja u Europi je izabrala TSOmodel. Praksa će pokazati koji je model prihvatljiviji i u ovom trenutku je teško donositizaključke, iako već ima određenih vrlo jasnih činjenica.

Vrijeme je bitna činjenica u implementiranju liberalizacije energetskog sektora. Zemljekoje su u tome najdalje otišle (Velika Britanija, Švedska, Norveška) krenule su u tajproces prije deset godina. Očito je da će Hrvatska imati puno manje vremena zaprovođenje reforme, te je stoga i zadatak puno teži i zahtjevniji, a mogućnost pogreškeveća.

7. LITERATURA

[1] Friedman T. From Lexus to Olive Tree. New York: 1999.[2] Narodne novine 68/2001[3] Program restrukturiranja HEP-a. Zagreb: 2000.[4] Direktive EU 96/92

2 4 0

Mr.sc. Zdenko Tonković, dipl. ing HR0200022Goran Jerbić, dipl. ingMr.sc. Davor Nevečerel, dipl. ingInstitut za elektroprivredu i energetikuZagreb, Hrvatska

TRANZIT PRIJENOSNOM MREŽOM HRVATSKE U UVJETIMA OTVORENOGTRŽIŠTA

Sažetak

Liberalizacija tržišta električne energije pretpostavlja tranzite koji u pravilu zahvaćajuprijenosnu mrežu svih sudionika koji su u sinkronom pogonu. Aktualna su nastojanja dase utvrdi zajednička metodologija koja bi omogućavala svakom sudioniku da utvrdi utjecajtranzita na njegovu mrežu. Kako su pristupi ETSO i Europske energetske povelje još urazvoju, u radu su izložena osnovna načela UCTE-ovog postupka s primjenom naHrvatsku.

CROATIAN TRANSMISSION NETWORK WHEELING IN OPEN MARKETCONDITIONS

Abstract

Electricity market opening presupposes wheeling, which overflows over the networks ofall participants in parallel operation. Efforts are currently made to establish a commonmethodology in order to enable each of the participants to investigate the influence ofwheeling on their individual networks. As the approach to the ETSO and the EnergyCharter Treaty are still in progress, this report presents the principles of the UCTErecommendations applied to Croatia.

1. UVOD

Otvoreno tržište električne energije aktualizira i potencira pitanja tranzita, a time i(vele)prijenosne mreže. Općenito govoreći, može se reći da je upravo prijenosna mrežaključ tržišta. Pitanja tranzita u domeni su European Transmission System Operators(ETSO), Union pour la Coordination /de la Production et/ du Transport de I'Electricite(UCTE) i Europske energetske povelje odnosno Protokola energetske povelje o tranzitu.ETSO-va metodologija s tarifama još je u razvoju, u određenoj stagnaciji nakon početneeuforije - što je razumljivo imajući u vidu potrebu kompromisa raznorodnih interesa ipostranih silnica kroz druge institucije. Jednako tako i Protokol energetske povelje otranzitu još je u usaglašavanju s velikim izgledima da nakon duge letargije, uskoro budespreman za prihvaćanje.

241

U ETSO-ovom "firentinskom procesu", tako nazvanom jer se svi sastanci na temu"prekograničnog prijenosa" održavaju u Firenzi, glavni su sudionici TSO - pa su u prvomplanu tehnička i gospodarska pitanja tranzita električne energije, dakle sigurnost i troškovipogona. Tranzitna smjernica Energetske povelje je generalna, uključujući naftu i plin, ipod dominantnim je utjecajem administracije: ministarskih i zakonodavnih tijela. UCTE-ova "Preporuka za korištenje mreže trećih pri tranzitima između zemalja u UCPTE"regulira korištenje mreža trećih zemalja kada se radi o tranzitiranju unutar UCTE-a. To jebio prvi dovršeni dokument koji je na razini sistema u sinkronizmu dao kvantifikacijetranzita (ali ne i valorizacije).

U ovom izlaganju ograničit ćemo se na ilustraciju ove Preporuke primjenom na Hrvatsku(kao članice UCTE) kojom se ne dobiva iznos naknade koji pripada pojedinoj zemlji, većsamo njen udio u ukupnoj naknadi tranzita. Radi se dakle o raspodjeli tranzita, dokumentje inicirala njemačko-francuska regionalna grupa početkom 1991. godine na njemačkipoticaj, a konačno je prihvaćen kao UC(P)TE preporuka na Skupštini u listopadu 1997.godine.

2. PREPORUKA ZA KORIŠTENJE MREŽE TREĆIH PRI TRANZITIMA IZMEĐUZEMALJA U UCTE-U

Tranzit je prijenos električne energije u kojem su i isporučitelj i primatelj elektroprivrede uinterkonekciji između kojih nema direktnog interkonektivnog voda. Pri prijenosu električneenergije u uzamčenoj interkonektiranoj mreži raspodjeljuju se tokovi snaga premafizikalnim zakonitostima, pa su u pravilu zahvaćene mreže svih interkonektiranihelektroprivreda. Zbog te fizikalne raspodjele tokova snaga ne može se usmjeriti tranzitemrežama samo jednog ili nekoliko određenih prijenosnih kompanija. Takav tranzit nemože biti predmetom konkurencije.

UCTE-ova metodologija za određivanje opterećenja nacionalnih mreža tranzitima izmeđupartnera koji nisu direktno povezani, temelji se na "prolazećim tokovima" i "momentimatranzita". U prvoj etapi definira se "pojednostavnjena nadomjesna mreža UCTE-a zaproračun tranzita", koja omogućava svim sudionicima proračun dodatnih tokova snagazbog tranzita kroz njihove mreže. U drugoj etapi, na temelju rezultata prethodne etape,određuje se u svakoj zemlji naknada prema važećim pravilima.

2.1. Pojednostavnjena nadomjesna mreža UCTE-a za tranzite

Za procjenu tranzita unutar UCTE-a zajednički se utvrđuje prikladna nadomjesna mrežaUCTE-a koja će

• predstavljati normalno uklopno stanje UCTE-ove mreže;• sadržavati međunarodne interkonektivne vodove svake zemlje;• sadržavati čvorišta injekcije (elektrane) i evakuacije (izvori čija će se potrošnja

smanjiti zbog nabavke energije ili težišta očekivane potrošnje) tranzitiranih snaga;• ukazivati na dodatne tokove snaga na interkonektivnim vodovima u dobrom suglasju

s realnošću;

2 4 2

• davati općenito konzistentne rezultate za proračune dodatnih tokova snaga u svakojod interkonektiranih elektroprivreda;

• osigurati sve potrebne ulazne podatke za proračun karakterističnih veličina"prolazećih tokova" i "momenata tranzita" (prije svega geografska širina i dužinačvorišta međudržavnih interkonektivnih vodova, električne karakteristike i duljineinterkonektivnih vodova do granice u svakoj zemlji, reducirani podaci o mreži zaproračun reduciranih momenata tranzita prema poglavlju 2.4).

Ispitivanja tokova snaga vrše se u prvotno praznoj mreži. Korištenje stvarno opterećenemreže za proračun tokova snaga isključeno je jer nisu poznati potrebni podaci (potpuniprikazi mreža kao ni pogonski uvjeti i trenutna opterećenja prije tranzita).

2.2. Granične vrijednosti za dopuštenje pregovaranja

Radi zadržavanja operacija upravljanja u interkonekciji, na razumnoj razini, trebaograničiti broj potrebnih pregovora o tranzitima na one zemlje čije su mreže u velikoj mjerizahvaćene takvim tranzitima. S druge strane ni jedna zemlja nije dužna davati uslugutranzita bez naknade. Da bi se oba ta uvjeta mogla zadovoljiti, uvedene su graničnevrijednosti. Samo one zemlje koje prekoračuju graničnu vrijednost imaju pravoindividualno pregovarati o korištenju svojih mreža, dok za one ispod granične vrijednostislijedi naknada bez pregovaranja (vidi poglavlje 2.3).

Zbroj prolazećih tokova FT, za mrežu i-te zemlje izračunava se kao zbroj svih ulaznihtokova u i-tu zemlju po njenim interkonektivnim vodovima. Postupak izračunavanjareduciranih momenata tranzita, kojim se dodatno vrednuju razdaljine koje treba prijeći,objašnjen je u poglavlju 2.4.

Za obje veličine (zbroj prolazećih tokova FTi i zbroj momenata tranzita TRMi mreže i-tezemlje) dogovoreni su sljedeći pragovi za svaku i-tu zemlju:

FTi > 5 M W ili TRMi > 1500 MWkm

Ako ni jedan tranziter ne dostiže jednu ili drugu graničnu vrijednost, imaju pravopregovarati ona dva tranzitera koji imaju najveće tranzitne udjele TAj (poglavlje 2.3).

2.3. Ugovori

2.3.1. Pojedinačni pregovori o korištenju mreže

Naknade Ej koje proizlaze iz pojedinačnih pregovora preračunavaju se u ukupnu naknaduEG na temelju tranzitnih udjela TAj pojedinačnih i-tih zemalja prema sljedećoj formuli:

X pojedinačne naknade Ej partnera u pregovima£ tranzitni udjeli TAj partnera u pregovorima

243

Pri tom se tranzitni udjel neke mreže TA, računa prema:

TAi = 0,5 — + 0,£XFTj ZTRMj

S FT| jest zbroj svih tokova FT* koji prolaze kroz mreže zemalja tranzitera, dakle bezisporučitelja i primatelja.

E TRMj jest zbroj svih momenata tranzita TRM, u mrežema zemalja tranzitera, dakle bezisporučitelja i primatelja.

2.3.2. Naknada za korištenje mreže bez pregovaranja

Sve mreže pojedinačnih zemalja koje ne dosežu ili ne prekoračuju granične vrijednostinavedene u poglavlju 2.2, dobivaju naknade za njihovo korištenje u tranzitu na temeljusljedećeg postupka. Isporučitelj javlja svim zemljama UCTE-a ukupnu naknadu EG - kojeće svoju naknadu valorizirati srazmjerno svojem udjelu TAj prema sljedećoj formuli:

E, = EG-TA,

2.4. Metoda reduciranih momenata tranzita

Kao mjera za tranzitno opterećenje neke mreže prikladna je značajka moment tereta sdimenzijom MWxkm. Točan izračun zbroja momenata tereta svih mreža interkonektiranihelektroprivreda koje sudjeluju u tranzitu od A do B može se provesti samo ako postojipotpuna topologija uzamčene interkonektivne mreže UCTE-a.

Kako interkonektirane elektroprivrede UCTE-a raspolažu samo pojednostavnjenimnadomjesnim mrežama ostalih u interkonekciji, nije moguć takav točan izračun. Da bi seipak došlo do neke značajke za raspodjelu nekog tranzita po mrežama interkonektiranihelektroprivreda predložena je metoda reduciranih momenata tranzita, s dimenzijomMWxkm.

Reducirani momenti tranzita dobivaju se slijedećim postupku.

Svaka parcijalna mreža UCTE-a reducira se u nadomjesni prikaz, koji sadrži samočvorišta interkonektivnih vodova a od unutarnjih veza samo nadomjesne grane među timčvorištima. Interkonektivni vodovi među UCTE-ovim parcijalnim mrežama prikazani surealno. Visokoomske grane s impedancijom većom od 10 k£2 ne preuzimanju nikakvustruju relevantnu za kasnija razmatranja i eliminiraju se radi pojednostavnjenja.

Momenti tereta izračunavaju se kao produkti promjena tokova snaga pojedinim granamakoje je uzrokovao neki tranzit i zračnih udaljenosti između pripadnih čvorištainterkonekcije. Za interkonektivne vodove uzet će se stvarne dužine, a momenti teretapridodaju se svakoj parcijalnoj mreži UCTE-a prema njenoj kvoti u tranzitu. Reduciranimoment tranzita te parcijalne mreže izračunava se iz zbroja momenata tereta svih grana

2 4 4

na opisani način reducirane parcijalne mreže UCTE-a i udjela momenata tereta premaodgovarajućim dužinama interkonektivnih vodova na svom teritoriju.

3. PRIMJENA TRANZITNOG MODELA UCPTE-A - METODE NA PRIMJERUHRVATSKE MREŽE

Zbog pojednostavljenja, prijenosna mreža Hrvatske je reducirana samo na čvorištaveleprijenosne mreže 220 i 400 kV (u korektnom razmatranju trebalo bi dodati još ipetnaest čvorišta 110 kV). Primjena modela UCTE-a za proračun udjela tranzita namrežu Hrvatske prikazana je za dva primjera tranzita. U prvom je primjeru pretpostavljentranzit od 100 MW iz elektroenergetskog sistema Bosne i Hercegovine u sistemSlovenije, koji se u postojećoj konfiguraciji u cijelosti zatvara preko mreže Hrvatske. Uovom slučaju samo Hrvatska sudjeluje u tranzitu i strogo gledano ne bi bilo potrebnoračunati raspodjelu tranzita po prijenosnim mrežama susjednih elektroenergetskihsustava. Drugi je primjer tranzita 100 MW iz Mađarske u Italiju u kojem se samo diotranzita zatvara prijenosnom mrežom Hrvatske, dok u tranzitu sudjeluju i prijenosnemreže Slovenije i Austrije. Proračun je proveden na reduciranom modelu superponiranemreže ovog dijela Evrope. Hrvatske je modelirana ekvivalentnim vodovima u skladu sapravilima UCTE-a, kako bi se odredili tokovi snaga kroz ekvivalentne vodove i izračunalipripadajući momenti tranzita, odnosno utvrdili prolazeći tokovi kroz prijenosnu mrežupojedinih zemalja.

Duljine ekvivalentnih vodova prijenosne mreže prema UCPTE-ovoj metodologijiizračunavaju se na temelju geografskih koordinata pojedinih postrojenja interkonekcija. Utablici 1. dane su geografske koordinate za postrojenja razmjene - očitana s "Karteenergetskih objekata 110, 220 i 400 kV" Instituta za elektroprivredu, Zagreb 1985. godine(Podloga za prostorni plan Republike Hrvatske 1985-2000. godine).

Tablica 1. Koordinate postrojenja razmjene

KOORDINATE POSTROJENJA RAZMJENEPostrojenjeMelinaPehlinMatuljiBujeKonjskoZakučacD.LapacStrmicaPeručaKraljevacImotskiOpuzenStonKomolacDubrovnikTumbriMraclin

kV400/220/110220/110110110400/220/110220/110110110110110110110110110220400/110220/110

Dužina14°34'14°20'14°21'13°40'16°31'16°43'14°58'16°16'16°37'16°54'17°12'17°35'17°42'18° 9'18°14'15°52'16° 7'

Širina45°19'45°22'45°23'45°26'43°36'43°27'44°33'44°10'43°47'43°27'43°27'43° 2'42°51'42°41'42°36'45°41'45°40'

245

Tablica 1. Koordinate postrojenja razmjene - nastavak

KOORDINATE POSTROJENJA RAZMJENEPostrojenjeZeriavinecNedeljanecSisakMeđurićS.Brod 2ĐakovoErnestinovoŽupanjaD.MiholjacNijemciB.Manastir

kV(220)110220/110220/110110220/110400/110110110110110

Dužina16°10'16°18"16°20'16°51'18° 3'18°21'18°40'18°43'18°12'19° 2'18°37'

Širina45°53'46°18'45°23'45°22'45° 9'45°18'45°23'45° 4'45=44'45°12'45°45'

Na temelju očitanih koordinata interkonektivnih čvorišta izračunate su udaljenosti izmeđupojedinih postrojenja.

Potpun model obuhvaćao bi sva gore navedene čvorišta (29) imao bi ukupno 406 fiktivnihvodova.Zbog pojednostavljenja, redukcija modela izvršena je na 9 čvorišta razmjeneveleprijenosne mreže 220 i 400 kV koji ima 36 fiktivnih vodova.

Slika 1. Čvorišta razmjene 220 i 400 kV na koja je ekvivaientirana prijenosna mrežaHrvatske

246

Tablica 2. Proračun momenata tranzita za primjer tranzita između Bosne i Hercegovinei Slovenije

STVARNI 1 EKVIVALENTNI VODOVI IZMEĐU ČVORIŠTA RAZMJENA, DULJINE STVARNIH 1EKVIVALENTNIHVODOVA, OPTEREĆENJA 1 MOMENTI TRANZITA BiH - SLOVENIJA

Broj1234567891011723456789101112131415161718192021222324252627282930313233343536

ČvorišteMelinaTumbri 1Tumbri 2TumbriKonjskoPehlinZerjavinecMraclinMeđurićĐakovoĐakovoMelinaMraclinMelinaMelinaMelinaMelnaMelinaMelinaMelinaPehlinPehlinPehlinPehlinPehlinPehlinPehlinĐakovoĐakovoĐakovoĐakovoĐakovoĐakovoKonjskoKonjskoKonjskoKonjskoKonjskoZakucaoZakučacZakučacZakučacTumbriTumbriTumbriMraclinZerjavinecUKUPNO

ČvorišteDivačaKrško 1Krško 2HevizMostarDivačaCirkovceJajcePrijedorGradačacTuzlaTumbriZerjavinecPehlinĐakovoKonjskoZakučacMraclinZerjavinecMeđurićĐakovoKonjskoZakučacTumbriMraclinZerjavinecMeđurićKonjskoZakučacTumbriMraclinZerjavinecMeđurićZakučacTumbriMraclinZerjavinecMeđurićTumbriMraclinZerjavinecMeđurićMraclinZerjavinecMeđurićMeđurićMeđurič

Napon400400400400400220220220220220220400220400/220400/220400400/220400/220400/220400/220220220/400220220/400220220220220/400220220/400220220220400/220400400/220400/220400/220220/400220220220400/220400/220400/220220220

TipSSSSSSSSSSS£EEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEE

R(pu)

2,773' 1OJ

3,346 • 1OJ

1,127' 1(f2,462 • 10*'5,200 • 1OJ

2,467-10''5,545- 10"3,366 ' 10*d

1,720' 10*'7,549 • 70+1

1,120'10'3,061 ' 10'1,649 ' 10'4,931 • 10"1,077' 10*"6,152' 10*"9,170' 10*'2,030 • 70"2,068 ' 10*"6,545 • 10'1,843 • 10"1,255 • 70"3,227' 10'J

2,194 • 70*u

7,703 • 70"'7,378 • 7O+4

7,676 ' 10*'6,947 • 10*"2,887' 70"'3,032 - 10*"1,923 ' 10*'6,372 • 10"2,686 '10*'1,168 • IO'1,134' 10"8,560 ' 10'

X(pu)

2,752' 10"1,722' 10"2,399 • 10"2,716' 10*'6,448 ' 10"8,942 ' 10'5,357' 10'4,912' 10*J

4,258' 10*'6,304 ' 10*'5,491 ' 10'8,082 • 70"'6,549 • 10''2,090' 10'1,180' 10*"1,068 • 10*'7,183'10*'1,072 • 10*J

2,921' 10*"1,342 ' 10*"1,604 ' 10'5,304 ' 70"'3,307' 10'7,691 ' 10*"8,460 - 1O'1,357' 10*"1,241 • 10*'1,415' 10*'9,892 • 10'2.170' 10*"2,138 • 10*'6,649-10"5,155' 10*'4,328 • 1O'6,466 • 10"8,813 • 10*"

Duljina26323216169676663227267772419300245267129141181318261284126145156199237242201182185119232362302541972562492722122032856779

Snaga44.611.411.44.837.06.318.212.314.111.010.42.02.94.10.037.42.92.30.00.00.03.92.30.54.80.00.10.00.01.11.815.23.25.90.31.40.00.00.21.40.00.019.10.04.812.20.1

Moment1159.6368.0368.0772.82553.037.81383.2811.8451.2297.0270.4222.069.677.90.09163.0774.3296.70.00.00.01017.9653.263.0696.00.019.90.00.0221.1327.62812.0380.8135.770.8322.00.00.051.2348.60.00.0382.00.0408.0817.47.927811.4

Napomena: S - stvarni vod, E - ekvivalentni vod

247

Suma prolazećih tokova je 100 MW

Tablica 3. Proračun momenata tranzita za primjer tranzita između Mađarske i Italije

STVARNI I EKVIVALENTNI VODOVI IZMEĐU ČVORIŠTA RAZMJENA, DULJINE STVARNIH IEKVIVALENTNIHVODOVA, OPTEREĆENJA I MOMENTI TRANZITA MAĐARSKA - ITALIJA

Broj12345678910111

23456789101112131415161718192021222324252627282930313233343536

ČvorišteMelinaTumbri 1Tumbri 2TumbriKonjskoPehlinZerjavinecMraclinMeđurićĐakovoĐakovoMelinaMraclinMelinaMelinaMelinaMelnaMelinaMelinaMelinaPehlinPehlinPehlinPehlinPehlinPehlinPehlinĐakovoĐakovoĐakovoĐakovoĐakovoĐakovoKonjskoKonjskoKonjskoKonjskoKonjskoZakučacZakucaoZakučacZakučacTumbriTumbriTumbriMraclinZerjavinecUKUPNO

ČvorišteDivačaKrško 1Krško 2HevizMostarDivačaCirkovceJajcePrijedorGradačacTuzlaTumbriZerjavinecPehlinĐakovoKonjskoZakučacMraclinZerjavinecMeđurićĐakovoKonjskoZakučacTumbriMraclinZerjavinecMeđurićKonjskoZakučacTumbriMraclinZerjavinecMeđurićZakučacTumbriMraclinZerjavinecMeđurićTumbriMraclinZerjavinecMeđurićMraclinZerjavinecMeđurićMeđurićMeđurić

Napon400400400400400220220220220220220400220400/220400/220400400/220400/220400/220400/220220220/400220220/400220220220220/400220220/400220220220400/220400400/220400/220400/220220/400220220220400/220400/220400/220220220

TipS

ssssssssss£EEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEE

R(pu)

2,773- 10"3,346 • W"1,127- 10"2,462' 10*'5,200' 10"2,467' 70"'5,545 • 10"3,366 • 70+J

1,720' 10*'7,549' 10*'1,120' 10'3,061- 10"1,649' 10"4,931' 10"1,077' 10*"6,152' 10*"9,170- 10*'2,030' 10*"2,068' 10*"6,545- 10'1,843' 10"1,255' 10'3,227' 10"2,194-10*"1,103' 10''1,318' 10*'7,676'10*'6,947' 10*"2,887' 10''3,032' 10*"1,923- 10*'6,372' 1O'J

2,686' 10*'1,168' W'1,134' 10"8,560' 10''

X(pu)

2,752' 10"1,722' 10"2,399' 10"2,716' 10*'6,448 • 10"8,942- 10"5,357- 10"4,912 - 10*"4,258- 10*'6,304 • 10*'5,491' 10"8,082' 10"6,549- 10"2,090- 10"1,180- 10*"1,068' 10*'7,183' 10*'1,072' 10*"2,921' 10*"1,342' 10*"1,604 • 10"5,304' 10"3,307' 10"7,691 • 10*"8,460' 10"1,357' 10*"1,241- 10*'1,415' 10*'9,892' 10"2.170' 10*"2,138' 10*'6,649' 10"5,155- 10*'4,328' 10"6,466 - 10"8,813- 10*"

Duljina26323216169676663227261112419300245267129141181318261284126145156199237242201182185119232362302541972562492722122032856779

Snaga42.07.37.360.42.71.80.30.71.50.60.137.50.80.90.02.10.41.20.00.00.10.71.22.30.00.00.00.00.00.10.21.10.04.00.10.60.00.00.00.30.00.06.40.00.80.70.0

Moment1092.0233.6233.69724.4186.310.822.846.248.016.22.64162.519.217.10.0514.5106.8154.80.00.00.026.1198.8151.2333.50.00.00.00.020.136.4203.50.092.023.6138.00.00.00.074.70.00.0128.00.068.046.90.018132.2

Napomena: S - stvarni vod, E - ekvivalentni vod

248

Suma ulazećih tokova je 60 MW

Rezultat proračuna momenta tranzita mrežom Hrvatske je 18 132 MWkm, a sumaulazećih tokova snaga je 60 MVV. Budući se tranzit iz Mađarske u Italiju zatvara i prekoprijenosne mreže Austrije i Slovenije u postupku utvrđivanja raspodjele naknade zatranzit, sudjeluju još Austrija i Slovenija. U ovom primjeru suma ulazećih tokova u Austrijuna našem modelu bila je 40 MW, a odgovarajući moment tranzita, opisanim postupkomizračunat će operator prijenosne mreže Austrije. Pretpostavimo da je izračunatavrijednost momenta tranzita austrijskom mrežom 14 500 MVVkm. Suma ulazećih tokova uSloveniju na modelu je 85 MW, a reducirani moment tranzita opisanim postupkomizračunat će operator prijenosne mreže Slovenije. Pretpostavimo da je izračunatavrijednost 16 000 MVVkm. Na temelju tako izračunatih (pretpostavljnih) podataka mogu seu postupku određivanja naknade za tranzit prema metodologiji UCTE-a izračunati udjelisvake pojedine zemlje u promatranom tranzitu:

TA H R = 0,5 • — + 0,5 • ^ 1 ^ 2 _ = =H R 180 48632

TA A = 0,5 • — + 0,5 • 1 4 5 0° = 0,108 + 0,149 = 0,257A 185 48632

TA S l = 0,5 • — + 0,5 • 1 6 0 0° = 0,230 + 0,165 = 0,395S l 185 48632

Slika 2. Primjer raspodjele tokova snaga prema UCTE-ovoj metodi prolazećih tokovai reduciranih momenata tranzita za tranzit 100 MVV iz Mađarske u Italiju

249

Božidar Radmiiović, dipl.ing. HR0200023Kikićeva 12Zagreb, Hrvatska

ULOGA VISOKONAPONSKE PRIJENOSNE INTERKONEKTIVNE MREŽE SASUSJEDNIM ZEMLJAMA U REŽIMU LIBERALIZIRANOG TRŽIŠTA

ELEKTRIČNE ENERGIJE U HRVATSKOJ

Sažetak

Da bi se u jednoj maloj zemlji kao što je Hrvatska mogla ostvariti liberalizacija tržištaelektrične energije, nužno je postojanje kvalitetnih prijenosnih putova prema susjednimelektroenergetskim sustavima, kako u smislu nabavke električne energije pod povoljnimuvjetima tako i zbog plasmana dijela domaće proizvodnje (prvenstveno iz hidroelektrana)na vanjska tržišta. Obzirom na geografski položaj Republike Hrvatske u Europi (istok-zapad ali i sjever-jug), bit će, u uvjetima slobodnog tržišta, interesantna i uloga temogućnosti visokonaponske prijenosne mreže Hrvatske elektroprivrede (220 i 400 kV)za tranzite električne energije, a za potrebe trećih zemalja i njihovih elektroenergetskihsustava.

THE ROLE OF INTERCONNECTING TRANSMISSION NETWORK IN ENERGYMARKET ENVIRONMENT IN CROATIA

Abstract

For energy market liberalisation in a small country like Croatia, it is necessary to buildstrong interconnecting lines to neighbouring systems. In that way it is possible to getpower under favourable market conditions and also to export domestic production(especially from hydro power plants) to external markets. Geographical position of Croatiain Europe (East - West, North - South) is very interesting under liberalised energy marketconditions. In that sense, the possibilities and role of Croatian transmission network (400and 220 kV) for possible transits and other country needs should be analysed.

1. UVODNA RAZMATRANJA

Republika Hrvatska je jedna mala nedovoljno razvijena zemlja središnje Europe, nastalaraspadom bivše Jugoslavije tijekom Domovinskog rata 1991-1995. Cijela zemlja, a time injena elektroprivreda sada prolaze kroz sve teškoće i kušnje istovremene obnovegospodarstva od ratnih oštećenja i razaranja, kao i tranzicije iz socijalističkog uređenja ujednu europsku modernu demokratsku i otvorenu državno-društvenu zajednicu.

2 5 1

Ako se prihvati tvrdnja da stanje u elektroenergetskom sektoru dobro odražava i ilustrirastanje u cijeloj društvenoj zajednici koju ta elektroprivreda opslužuje, tada su podaci daniu tablici 1. [1] vrlo znakoviti:

Tablica 1. Temeljni podaci Hrvatske elektroprivrede d.d. Zagreb za 2000. godinu

1.

2.

3.

4.

5.

5.

7.

ElementOpći podaci

veličina zemljestanovništvogustoća stanovništva

Izgrađenost elektrana

Termoelektrane

Hidroelektrane

Nuklearne elektrane

UkupnoProizvodnja el.en. u 2000.g.

TermoelektraneHidroelektrane

Nuklearne elektrane

Uvoz (saldo)

Ukupno

Maksimalno opterećenjesustavaVrijeme korištenjamaksimalne snageFaktor preizgrađenostielektrana (redundancija)Specifična potrošnja el.en.(bruto)

Iznos

55 638 km2

-4,4 milijuna-79 stan/km2

1 429 MW

2 076 MW

316 MW

3 821 MW

3 958 GWh (28,6%)5 841 GWh (42,2%)

0

4 037 GWh (29,2%)13 836GWh(100%)

2 661 MW

5 200h

1,44

3 144kWh/stan

Opaska

popis iz 2001. godine

bez~650MW TE izgrađenih uSrbiji i BiH

50% NE Krško (SLO) prijemodernizacije

HEP ne preuzima energiju iz NEKrško od kolovoza 1998.g odine

Tpmax = Wgod/Pmax

r = I Pelek/Pmax

w = Wgod/stanov.

U europskom okruženju Hrvatska se nalazi na raskrižju istok-zapad sjever-jug (slika 1.),što određuje njen geografski položaj, ali i njen geopolitički značaj te orijentaciju. To imaodražaja i na sadašnje elektroprivredne kvalitete i tendencije, karakterizirane otvorenošćutržišta električne energije sa sve većim uvozom (1998. god.-15,8 posto, 1999. god.-17,4posto, 2000. god.-29,2 posto), sve u smislu smanjenja proizvodnih troškova (većina TE uHrvatskoj su na tekuća i plinska goriva), kompenziranja loših hidroloških okolnosti upojedinim godinama te kvalitetnijeg i sigurnijeg napajanja konzuma.

252

Slika 1. Hrvatska u Europi

2. ZNAČAJ PRIJENOSNE MREŽEELEKTROENERGETSKOM SUSTA VU

U JEDNOM SLOŽENOM

Jedan od sastavnih dijelova svakog elektroenergetskog sustava, koji u mnogomeodređuje njegove značajke i kvalitetu, je prijenosna mreža. Zadatak prijenosne mreže jepovezivanje proizvodnih postrojenja i velikih grupa potrošača koji se nalaze nameđusobno većim ili manjim udaljenostima, s ciljem da se električna energijaproizvedena u bilo kojoj elektrani u sustavu prenese do svih čvorišta mreže preko višemogućih pravaca. Prijenosna mreža stoga omogućava najekonomičniju i najpovoljnijukombinaciju proizvodnje elektrana u sustavu određenog trenutka, te opskrbu potrošača(direktnih, odnosno pojedinih čvorišta na nivou razdjelne mreže) s dovoljnom sigurnošću,ovisno o njenoj izgrađenosti.

Povezivanjem susjednih elektroenergetskih sustava interkonekcijskim prijenosnimvodovima postižu se dodatne prednosti koje čine sustav ekonomičnijim i sigurnijim. Kodmeđusobno povezanih elektroenergetskih sustava ekonomičnije se iskorištavajuproizvodni kapaciteti u pojedinim dijelovima, smanjuju različitosti i osobnosti pojedinihpodsustava u odnosu na cjelinu što je posebno značajno kod velikog udjela hidroenergijeu sustavu (poput hrvatskog), te se smanjuje potreba za izgradnjom novih elektrana zbogveće tromosti povezanih sustava i smanjenja rotirajuće i hladne rezerve [2].

253

Osnovni objekti prijenosne mreže su dalekovodi, rasklopna postrojenja i transformatorskestanice visokog napona. Ulaganja u gradnju prijenosne mreže i pojedinih objekatazahtijevaju značajna financijska sredstva, pa je potrebno pažljivo i detaljno proučavatinjene karakteristike i mogućnosti i da bi se mogao odrediti optimalan razvoj u budućnosti.U jednom smirenom elektroenergetskom sustavu, odnos uobičajenih investicijskihulaganja u pojedine segmente sustava je poznat. Ukupna investicijska sredstva potrebnaza izgradnju novih objekata i instalacija, ali i za pokrivanje troškova kapitalnog održavanjapostojećih (rekonstrukcije, modernizacije, revitalizacije) normalno se dijele u odnosu: zaelektrane ~ 50, za distribucijsku mrežu ~ 35, za prijenosnu mrežu ~ 15.

Prije Domovinskog rata u elektroprivredi Hrvatske bile su ostvarivane slične proporcije.Vidljivo je da su investicije u prijenosnu mrežu relativno male. Na tri novčane jedinice(Kune, USD, DEM ...) investicija u elektrane nužna je samo jedna jedinica za prijenosnumrežu. No, ako toga nema, onda cijeli elektroprivredni sustav dolazi u pitanje, što smoiskusili već više puta u praksi.

3. ELEKTROENERGETSKA SITUACIJA U HRVATSKOJ DO 1990. GODINE

Do 1990. godine Hrvatska je bila u sastavu bivše Jugoslavije kao jedna od njenih 6federalnih jedinica (slika 2).

© \ :<•

•i*.*)

Slika 2. Elektroenergetski sustav u ex-Jugoslaviji (1989. godine)

2 5 4

Kako je Hrvatska siromašna u primarnoj energiji (osim hidro), bila je prinuđena oslanjatise na uvoz električne energije iz drugih područja bivše Jugoslavije. Hrvatska je, u tomesmislu, investirala svoja financijska sredstva i u izgradnju termoelektrana u Srbiji te Bosnii Hercegovini (ukupno ~ 650 MW) te je u zajednici s elektroprivredom Slovenije gradilaNE Krško (početno 664 MW) po načelu podjele vlasništva 50 : 50 posto.

Imajući tako skoro 1 000 MW elektrana izgrađenih izvan svog područja, te obzirom nasvoj položaj na karti bivše Jugoslavije kao i svoj nepogodni geografski izgled, u Hrvatskojje bila nužna izgradnja snažne visokonaponske prijenosne mreže, najprije napona 110 kVa zatim od -1960. godine i napona 220 kV. Oko 1980. godine gradi se općejugoslavenski sustav 400 kV (prva etapa, slika 2.) u namjeri povezivanja svih proizvodnihi potrošačkih područja zemlje kao i stvaranje pretpostavki za istovremeni paralelni rad sokolnim sustavima zapadne Europe - tada UCPTE i istočne Europe - tada OESSEV.

Mogućnosti opterećenja tipičnih prijenosnih vodova napona 110, 220 i 400 kV prikazanisu u tablici 2.

Tablica 2. Opterećenje (termička granica) tipičnih prijenosnih vodova

Napon Presjek vodiča Maks. snaga(kV) (mm ) prijenosa (MVA)110 Al/č 150/25 84

Al/č 240/40 115220 Al/č 360/57 297

Al/č 490/65 362400 2x Al/č 490/65 1316

Očito je da je za hrvatski elektroenergetski sustav globalno gledajući najvažnija bila 220kV te poslije 400 kV mreža na zapadnom području bivše Jugoslavije (slika 3.), mada jebio i vrlo važan 400 kV vod TS Emestinovo - RS Mladost (TE Obrenovac, Srbija) na kojojje lokaciji u dvije termoelektrane na ugljen bilo prije rata instalirano oko 2 500 MW, te DV400 kV Trebinje - Podgorica kao indirektna veza na vrlo snažni termoenergetski sustavKosova.

Prikazana mreža 220 i 400 kV već na prvi pogled djeluje vrlo kvalitetno sa značajnimizvorima unutar same te mreže (HE, TE, NE), omogućavajući velike prijenose unutarmreže kao i interkonekciju i razmjene energije sa susjednim područjima Srbije i CrneGore, kao i Italije te Austrije.

2 5 5

LEGENDA:

O©

TS 3S0/NN kVRP 3S0 kVTS 220/NN kVTS 220/NN kV (INDUSTRIJA)RS 220 kVDV330kVDV 2 x 3S0 kV (DVOSISTEMSKI)DV 220 kVDV 2 x 220 kV (DVOSISTEMSKI)TEHE, CHE

Slika 3. Elektroenergetski sustavi BiH, Hrvatske i Slovenije mreža 380 kV i 220 kV,stanje sredinom 1991.

4. ELEKTROENERGETSKA SITUACIJA U HRVATSKOJ U PERIODU 1991-1999.GODINE

Domovinski rat u Hrvatskoj (1991.-1995.) kao i privremena okupacija skoro 1/3 državnogteritorija imali su značajno negativno djelovanje na hrvatski elektroenergetski sektor,napose na njegovu visokonaponsku prijenosnu mrežu.

Već početkom rata (1991.) zauzeta je i razorena TS 400/110 kV Ernestinovo (Osijek) teprekinuta većina vodova 110, 220 i 400 kV koji napajaju područje sjevero-istočneHrvatske. Bile su prekinute sve veze 110, 220 i 400 kV između zapadne i južne Hrvatske(Dalmacija), koja je skoro 4 godine bila napajana iz jednog, od ostale mreže, izoliranogsustava Dalmacija - zapadna Hercegovina (BiH).

I u susjednoj Bosni i Hercegovini bilo je tijekom rata velikih rušenja i oštećenja objekataprijenosne mreže, uz prekid brojnih interkonektivnih vodova Hrvatska - BiH. Još i danas,poslije 10 godina, niz objekata prijenosa, u Hrvatskoj te Bosni i Hercegovini je izvanpogona (TS 400/110 kV Ernestinovo - Osijek, TS 400/220/110 kV Mostar, većinapoveznih vodova 220 i 400 kV između Hrvatske i Bosne i Hercegovine) - tablica 3.

256

Tablica 3. Povezanost elektroenergetskog sustava Hrvatske sa susjednim sustavima(1998.)

Zemlja

SRJ

BiH

Slovenija

Mađarska

Vodovi1 x 400 kV

2 x 1 x 110 kV2 x 1 x 400 kV7 x 1 x 220 kV

11 x1 x110kV3 x 1 x 400 kV2 x 1 x 220 kV3 x 1 x110kV2 x 1 x110kV

OpaskaNije u pogonuNije u pogonuSamo 1 vod u pogonu i to pod 220 kV3 voda u pogonu7 vodova u pogonu

Svi vodovi u pogonu (paralelni rad)

U pogonu po potrebi (otočni rad)

Tijekom Domovinskog rata, pored izgradnje brojnih provizornih i improviziranih instalacijau mreži 110 i 220 kV (napose na području Slavonije i Dalmacije) građene su i neke važnetrajne instalacije i to:

• 1992. vod 400 kVTumbri (Zagreb) - Melina (Rijeka);1994. vod 110 kV Rab - Pag - Zadar (otočna 110 kV magistrala) s TS 110/x kV

Rab, Novalja, Pag i Zadar- Centar;1995. vod 110/120 kV D. Miholjac - Siklos (Mađarska).

U susjednoj republici Sloveniji u tom je periodu izgrađen dvostruki vod 400 kV Maribor -Kainachtal (Austrija), što je značajno pojačalo povezanost cjelokupne šire regije sujedinjenim elektroenergetskim sustavom zapadne Europe (tada UCPTE).

Po završetku rata (1995.) obnovljene su brojne instalacije u prijenosnoj mreži Hrvatske.No ostalo je još mnogo otvorenih problema:

razrušena čvorna TS 400/110 kV Ernestinovo (Osijek) - 3 voda 400 kV, 2transformatora 400/110 kV po 300 MVA, 11 vodova 110 kV kao i svi okolni vodovi400 i 110 kV; procijenjena sredstva za dovođenje tog dijela mreže u normalno stanjesu ~ 50,000.000 USD;

• posljedično tome napajanje tog dijela Hrvatske (maksimalno opterećenje ~ 400 MVV)preko improvizirane mreže 110 i 220 kV uz prekid pogona svih vodova 400 kV(smjer Zagreb, BiH, Srbija);

• pogon 400 kV voda Konjsko (Split) - Mostar (BiH) pod 220 kV, što čini problemeprigodom iole većih transporta iz HE zapadne Hercegovine prema Dalmaciji (TS400/x kV Mostar srušena);

• prekid pogona vodova 220 kV između Hrvatske i BiH (Mraclin - Jajce - Jablanica,Prijedor - Međurić, jedan vod Tuzla - Đakovo);

• brojni prekidi internih vodova 220 i 400 kV na području Bosne i Hercegovine;radijalni priključak značajne HE Dubrovnik (2 x 105 MVV, do 1.400 GVVh godišnjeproizvodnje) na EES Hrvatske (110 kV) i BiH (220 kV).

5. ELEKTROENERGETSKA SITUACIJA U HRVATSKOJ POSLIJE 1999. GODINE- 400 KV INTERKONEKCIJA S MAĐARSKOM

Dana 12. studenog 1999. puštena je u pokusni pogon jedna trojka (sistem) dvostrukog400 kV interkonektivnog voda Heviz (Mađarska) - TS Žerjavinec (Zagreb) u izgradnji -TS Tumbri (Zagreb) - (vidi slika 2.) čime za elektroprivredu Hrvatske započinje jedna

257

nova era djelovanja, lako je ovaj projekt 400 kV interkonekcije Mađarska - Hrvatskasamo djelomično izveden (još nema TS 400/220/110 kV Žerjavinec s potrebnimraspletom 400, 220 i 110 kV vodova, posljedično tome druga trojka DV 2 x 400 kV Heviz- Žerjavinec nije u pogonu), snažni uvoz električne energije iz velikih proizvodnih sustavaSlovačke, Češke i Ukrajine preko mađarske mreže (Mađarska je deficitarna zemlja usmislu vlastite proizvodnje električne energije s uvozom 2150 GVVh - 6,2 posto u 1997.god.) prelazio je povremeno iznose od 700 MW (tome odgovaraju snaga TE Sisak 1 i 2 iTE Plomin 2 od po 210 MW te TE Plomin 1 od ~ 100 MW). Ovaj kvalitetni skok vidljiv jeiz pregleda salda uvoz - izvoz električne energije u Hrvatskoj u nekoliko proteklih godina-tablica 4.:

Tablica 4. Saldo uvoz - izvoz električne energije

Godina

1997.1998.1999.2000.

Saldo uvoz - izvoz(GWh)1 56221152 3764 037

(% Od Wqod)12,21 %15,84 %17,37%29,18 %(!)

Kao što je rečeno, razmatrana 400 kV interkonekcija Mađarska - Hrvatska je samodjelomično (46 posto, 80 milijuna DEM) izvedena. Nužno je još izgraditi:

• TS 400/110 - 400/220 kV Žerjavinec (Zagreb - sjever) sa transformacijom 400/110kV, 2 x 300 MVA i 400/220 kV, 1 x 400 MVA, s uvedenih 4 voda 400 kV, 2 voda 220kVi5vodova110kV

• Izgradnja (potpuna ili djelomična) navedenih vodova 400, 220 i 110 kV• Proširenja i ostali zahvati u krajnjim TS 110/x kV,

za što je procijenjen iznos od ~ 96,000.000 DEM.

Time bi cjelokupna razmatranja investicija koštala 80 + 96 = 176 milijuna DEM odnosno ~80 milijuna USD (odnos USD/DEM = 2,2 prema trenutnom tečaju).

Kako, u energetskom smislu, ovi objekti vrijede kao jedna elektrana snage barem 600MW priključena na mrežu 110 kV grada Zagreba, to bi specifična cijena ove investicijebila:

i = 80,000.000 USD/600 MW = 133.000 USD/MW.

"Proizvodna" cijena ovakve virtualne elektrane su troškovi nabave električne energije kodproizvođača (Češka, Slovačka, Ukrajina) uvećani za troškove prijenosa preko mreža tihzemalja i Mađarske, procijenjeno na ~ 2,5 -3 USc/kWh ukupno.

Daje umjesto opisane interkonekcije građena jedna termoelektrana na području Hrvatske(na pr. termoelektrana na uvozni ugljen na Jadranskoj obali), investicije bi bile (referentnaTE [8]):

• spec, investicijska cijena elektrane 1475 USD/kW;• pojačanje prijenosne mreže (~ 20 posto od investicije u TE) 295 USD/kW;

ukupno TE na mreži (iTE) 1770 USD/kW.

2 5 8

Za snagu od 600 MW (isto kolika je postignuta energetska vrijednost D V 2 x 400 kVHeviz - Žerjavinec, jedna trojka 400 kV voda u pogonu, franko 110 kV mreža Zagreb)cjelokupna investicija referentne elektrana bi bila:

ITE = b-E x PTE = 1.770 x 103x600 = 1.062.000.000 USD

(~ 1 milijarda USD), stoje za ~ 13 puta više od odgovarajuće investicije u opisanu 400 kVinterkonekciju, uključivo još neizvedene zahvate u 220 i 110 kV mreži Zagreba. Pri tometreba naglasiti da energetska vrijednost od 600 MW za interkonekciju 400 kV koja je sadau pogonu odgovara stupnju izgrađenosti iste; dovršenjem svih predviđenih radova (pogonDV 400 kV Heviz - Žerjavinec s 2 trojke) energetska vrijednost ovog zahvata će bitiosjetno veća (uvoz za potrebe Hrvatske i tranzit prema Sloveniji i Italiji odnosno poslijeBosni i Hercegovini, te eventualno Srbiji), ovisno o stanju i okolnostima u Mađarskoj 400kV mreži.

Uvoz električne energije iz sustava CENTREL (Mađarska, Slovačka, Češka, Poljska) teUkrajine je za elektroenergetski sustav Hrvatske ekonomski isplativ posao. Naime,termoelektrane u Hrvatskoj (1 430 MW, tablica 1.) su većinom na pogon mazutom iplinom, dakle skupim gorivom. Prema podacima za 1999. godinu ostvareni troškovigoriva u TE su bili između 2 i 3 Usc/kvVh čemu odgovara proizvodni trošak TE od 3 - 3,6Usc/kVVh [8]. No u kasnijem periodu došlo je do znatnog povećanja cijena nafte nasvjetskom tržištu (i preko 30 USD/barel) kao i osjetnog povećanja tečaja USD, što jenegativno djelovalo na proizvodne troškove hrvatskih termoelektrana računatih uHRK/kWh!

Ne raspolažući s podacima o ostvarenim proizvodnim troškovima hrvatskih TE u 2000.god., kao niti o količinama električne energije nabavljenu na istoku Europe i dopremljenimu Hrvatsku preko 400 kV voda Mađarska - Hrvatska, ekonomski godišnji učinak tog vodamože se procijeniti samo nekim varijantnim razmatranjima -tablica 7.:

Tablica 7. Procijenjeni ekonomski učinak DV 400 kV Mađarska - Hrvatska u 2000.godini

Saldo uvoz - izvozHrvatske

GWh

4000

Udio DV 400 kVMađarska - Hrvatska

%255075

100

GWh1000200030004000

Razlika cijene uvozne energijeprema cijeni hrvat. TE

x10"JUSD/kWh5101520

Ekonomskiučinak

x 10° USD5

204580

Mogući ekonomski efekt prigodom takvog uvoza električne energije bio bi između 5 i 80milijuna USD /godišnje, odnosno srednje ~ 40 milijuna USD/god., a što odgovarainvesticijama za navedeni vod. U roku od 2 godine kompletna investicija ove 400 kVinterkonekcije na hrvatskoj strani (DV 2 x 400 kV + TS 400/220/110 kV + zahvati u mreži)bila bi isplaćena.

259

Izgradnjom 400 kV interkonektivnog voda Hrvatskaenergetsko-politički efekti:

Mađarska polučeni su još i dalji

• pojačanje još uvijek slabe elektro povezanosti istočne i zapadne Europe; na kartiUCTE uočljiva je linija tzv. "željezne zavjese" postavljene još 1946. godine (W.S.Churchill);

• povećanje elektroenergetske sigurnosti Hrvatske obzirom na stanje mreže 220 i 400kV i (ne) povezanosti prema Istoku i Centru (Srbija, BiH) te zbog nedovoljnokvalitetnih odnosa s prijenosnim sustavom Slovenije (ELES Ljubljana), što jeeksplicitno manifestirano u više navrata [5].

Prema tome a u danim okolnostima (kakve su sada) ovo je ekonomski vrlo isplativ zahvatza hrvatsku elektroprivredu. Pored toga izgradnja i pojačanje veleprijenosnihinterkonektivnih veza između hrvatskog EES i susjednih EES (što je doktrina i mađarskeelektroprivrede MVM) je ujedno povećanje elektroenergetske, a time i političkeneovisnosti zemlje, što treba posebno vrednovati.

6. DRUGI 400 KV INTERKONEKTIVNI VOD MAĐARSKA - HRVATSKA - DV 2 X400 KVPECS (PEĆUH) - ERNESTINOVO (OSIJEK)

Još tijekom izgradnje DV 2 x 400 kV Heviz - Žerjavinec, krajem 1998. godine, počela serazmatrati i druga 400 kV veza Mađarska - Hrvatska, DV 2 x 400 kV Pecs (Pečuh) -Ernestinovo / Osijek [6,7]. Kako se u to vrijeme u Mađarskoj predviđala izgradnja TS400/120 kV Pecs (Pečuh) s priključnim DV 2 x 400 kV dužine ~ 80 km od NE Paks,logično je bilo sagledavanje i nastavka tog voda do TS 400/110 kV Ernestinovo, isto kaovod 2 x 400 kV, ukupne dužine 41+44 (85) km - slika 4.

Osnovni polazno sagledani podaci za razmatrani vod su prikazani u tablici 8.:

Tablica 8. Osnovni podaci o razmatranom interkonektivnom DV 400 kV Pečuh -Ernestinovo

PodatakDužinaIzvedba vodaFazni vodiči

Zaštitno uže

Izolatori

Vrijednost investicije(procjena)

Hrvatska strana~ 44 kmdvosustavni 2 vodiča po faziAl/Če 490/65 mm'

1 xOPGW 120/70 mm2

kapasti stakleni ili kompozitni ilištapni

18,2 milijuna USD

Mađarska strana- 4 1 kmdvosustavni 2 vodiča po faziAl/Če 500/65 mm'1 x OPGW 95/55 mm'1 x Al/Če 95/55 mm2

kapasti stakleni ili kompozitni

17,0 milijuna USD

Obzirom da se izgradnja TS 400/120 kV Pecs (Pečuh) previđa oko 2003. godine, bilo jeprocijenjeno da se interkonekcija 400 kV Pecs (Pečuh) - Ernestinovo / Osijek realiziraoko 2005. godine ili nešto kasnije.

2 6 0

-ELEKTROPRIVREDA Hill

Slika 4. Shema veleprijenosne mreže Mađarske, Hrvatske, Slovenije i BiH

Mađarsko-hrvatska radna skupina [6] preliminarno je visoko vrednovala značaj ove veze isugerirala upravama svojih elektroprivreda da se pristupi nužnim daljnjim studijskim iterenskim ispitivanjima. Tako je ocijenjeno da DV 2x400 kV Pečuh - Ernestinovo:

• predstavlja novu međunarodnu vezu kako za mađarski tako i za hrvatski EES,osigurava mogućnosti veće razmjene električne energije (trgovanja) za oba sustavai povećava tržišne mogućnosti električnom energijom u ovom dijelu Europe, a uduhu direktive Europske komisije 96/92;

• jača vezu sjever-jug između uključenih elektroenergetskih sustava;• osigurava izravni spoj elektroenergetskih sustava Mađarske i BiH te južne Hrvatske

s mogućnosti prijenosa viškova proizvedene energije iz HE i TE u obližnjeelektroenergetske sustave;

• omogućava investiranje za potrebe mađarske elektroprivredne izgradnje elektrana uBiH (pretežito u HE, dakle za snagu, ali i u TE za energiju);

• predstavlja rezervni prijenosni pravac uz već postojeće veze i time omogućujezaključivanje probitačnih ugovora o razmjeni u smjeru Balkana;

• omogućava da čvorište 400 kV mreže - TS Ernestinovo, glavna pojna točka sjevero-istočne Hrvatske s ~ 400 MW vršne potrošnje postane vrlo sigurno (pouzdano)napajano od strane elektroenergetskih sustava Hrvatske, Mađarske, BiH i Srbije;

• pridonosi takvoj konfiguraciji 400 kV mreže kojom TS Ernestinovo postaje pogodnaza priključak jedne velike obližnje elektrane (TE u Osijeku ili na Dunavu);

• osigurava novu vezu za 400 kV TS Pečuh povećavajući sigurnost napajanja regije;

2 6 1

• poboljšava sposobnost restituiranja oba sustava, smanjuje mogućnost velikihporemećaja u sustavu pomoću pojačanja podrške sustavu u izvanrednimsituacijama;

• smanjuje očekivane iznose neisporučene energije, što znači uštedu troškova ipovećanje pouzdanosti pogona;

• donosi znatne prednosti za oba elektroenergetska sustava s relativno kratkimprijenosnim vodom.

Polazno ove ideje nisu naišle na veliki interes uprava niti u hrvatskoj niti u mađarskojelektroprivredi (iako su ih iste inicirale), no sada je ova problematika postala ponovnoaktualna za oba partnera. Realno se može očekivati da bi se ova druga interkonekcijaMađarska - Hrvatska mogla izgraditi u polazno sagledanom roku.

7. IZRAVNA 400 KV INTERKONEKCIJA ELEKTROENERGETSKIH SUSTAVAHRVATSKE I ITALIJE

Izučavajući mogući način razvoja prijenosne mreže 110, 220 i 400 kV u Istri,najzapadnijem području Hrvatske [10] utvrđeno je da bi tamo do godine ~ 2020. trebalouvesti i 400 kV napon (TS 400/110 kV Istra - Pazin s odgovarajućim vodovima 400 i 110kV), što bi omogućilo:

• kvalitetno oblikovanje i napajanje 110 kV mreže Istre (sada 7 trafostanica 110/x kV,u 2020. god. sagledano 16), obzirom na veliki porast potrošnje toga područja;

• priključak sagledive TE Plomin 3 snage 500 - 600 MW (zamjena dotrajale TEPlomin 1 snage ~ 100 MW iz 1970 godine) na mrežu;

• izravnu 400 kV vezu Hrvatska - Italija preko kombiniranog zračno-kabelskog voda400kV, 50 Hz Pazin - Savudrija (HR) - Planais (I), ukupne dužine - 4 5 + 35 km, aprema uzoru nedavno izgrađene 400 kV, 50 Hz interkonekcije Španjolska-Maroko(1997/98. god., investicija ~ 140 milijuna USD).

Procijenjeno je da bi ovoj gibraltarskoj slična talijansko-hrvatska 400 kV interkonekcijakoštala 100-120 milijuna USD s predvidivim omjerom ulaganja ~ 40 posto Italija - 60posto Hrvatska (60 - 72 milijuna USD).

Razlozi za izvođenje ove veze su (s današnjeg motrišta) jasni:

• očekivano povećanje tranzita električne energije u Europi od sjeveroistoka premajugozapadu a preko Hrvatske; prijenos velikih snaga na potezu Ukrajina - Italijaponovno se aktualizira;

• nezainteresiranost (sadašnja) Slovenije za veće tranzite preko svoje mreže (sada do300 MW);

• poteškoće pri pokušaju izgradnje novih visokonaponskih prijenosnih vodova uSloveniji;

• razumljiva težnja Hrvatske da ima izravne veleprijenosne elektro veze sa svimsvojim susjedima.

Prema izvedenim preliminarnim ispitivanjima [9] za desetak slučajeva uvoz/izvoz itranzita, predmetna izravna interkonekcija Hrvatska - Italija participira sa 30 - 50 postosnaga koje se pretpostavljaju. Najveće opterećenje (~ 400 MW) postiže s pri prijenosu1000 MW s istoka ili juga u Italiju (ostalo preuzimaju mreže Slovenije i Austrije).

2 6 2

Slika 5. Mreža 400 kV Hrvatska - Italija - Slovenija

8. ZAKLJUČAK

* Hrvatska čija je elektroprivreda članica UCPE-a, a koja se priprema da postanečlanica Europske unije, treba u skladu s direktivom Europske komisije od 1996.godine (92/96 EC Directive) otvoriti svoje elektroenergetsko tržište.

• Otvaranjem elektroenergetskog tržišta povećat će se kupoprodaja električneenergije između partnera unutar EU kao i pridruženih zemalja.

• Osnovni je interes svake nacionalne elektroprivrede ili nacionalne elektroprijenosnekompanije da posjeduje odnosno da planira i izgradi takav prijenosni sustav koji ćeomogućiti očekivane prijenose električne energije kako na nacionalnoj tako i nameđunarodnoj razini.

• Hrvatska je sa svojim saldom uvoz / izvoz električne energije koji je u stalnomporastu (2000. god. ~ 29 posto) već ostvarila u globalu otvorenost svoga tržištaelektroenergijom prema zahtjevu EU {22 posto).

• Jačanjem elektroenergetske povezanosti sa susjednim elektroenergetskimsustavima, osim poznatih tehnoenergetskih i elektropolitičkih prednosti postižu se,temeljem sadašnjeg stanja na tržištu električne energije u Europi, u Hrvatskoj iznačajne uštede u svezi investicija u nove elektrane te u svezi nabavke potrebneelektrične energije.

263

Interkonekcija hrvatske prijenosne mreže, osobito one 400 kV sa svim susjednimsustavima omogućava konkurentski pristup pri tranzitu te nabavi i/ili izvozuelektrične energije, eliminirajući pri tome monopolitičke položaje, pritiske i ucjene,toliko prisutne na ovom balkanskom prostoru (balkanskom u smislu geografskogpoložaja ali i načina međusobnih odnosa i poslovnog komuniciranja).

Da bi se postigli svi željeni učinci nužno je, pored dovršenja i građenja novihinterkonekcija, ojačati i postojeći prijenosni sustav napona 110, 220 i 400 kV.

Iz istih razloga treba svim sredstvima podupirati akcije u svezi obnoveelektroenergetskog, a osobito prijenosnog sustava u susjednoj Bosni i Hercegovinite što prije obnoviti i pojačati interkonektivne veze Hrvatske s BiH i Srbijom,eventualno i sa Slovenijom i Crnom Gorom.

Snažne interkonektivne veze sa susjedima kao i dobri odnosi s njima stvorit ćedovoljno prostora i vremena za studiranje, izbor, lociranje, projektiranje i građenjenovih elektrana na području Hrvatske, s tim da je za očekivati da će ukupna snagaelektrana u Hrvatskoj biti manja od one koja se sada predviđaju zbog povoljnogutjecaja međudržavne elektropovezanosti.

S tim u svezi trebalo bi u Hrvatskoj elektroprivredi tržište investiranja u nove objektešto više, u današnjim uvjetima i okolnostima, prebaciti na prijenos i distribuciju uzrazumljivo daljnja ulaganja u obnovu, modernizaciju i revitalizaciju postojećegproizvodnog parka te nuklearne elektrane Krško.

9. LITER A TURA I PODLOGE

[1] Temeljni podaci Hrvatske elektroprivrede d.d. Zagreb za 2000. godinu. HEP, Odjelza odnose s javnošću, Zagreb, 2001.

[2] Bajs, D. Razvitak elektroenergetskog sustava Hrvatske od 2030. godine (Masterplan). Energetski institut "Hrvoje Požar": Zagreb, 1998.

[3] Izvješće o poslovanju u 2000. godini. Hrvatska elektroprivreda d.d. Zagreb, Direkcijaza prijenos: Zagreb, 2001.

[4] Završno izvješće o izgradnji voda 2 x 400 kV Heviz - (Žerjavinec) - Tumbri. HEP,Direkcija za prijenos, Služba za pripremu izgradnje i izgradnju objekata prijenosnemreže: Zagreb, 2000.

[5] Sušec, D. Razgovor s J. Sinovčićem, Direktorom Sektora za vođenje i gospodarenjeelektroenergetskim sustavom Hrvatske elektroprivrede. // Vjesnik HEP. 125(165).Zagreb, 06.2001.

[6] Ocjena opravdanosti građenja DV 2 x 400 kV Erestinovo - Pecs MVM Budapest /HEP Zagreb, 12.1998.

[7] Radmilović, B.; Koščak, Ž.; Međimorec, D. Daljnji razvoj povezivanjaelektroenergetskih sustava Hrvatske i Mađarske. // IV. Savjetovanje HK ČIGRE.Cavtat, 10.1999. referat 37-11.

[8] Bajs, D.; Radmilović, B.; Alerić, S. Studija uklapanja nove KTE snage 150 MW nalokaciji PTE - TETO Osijek u EES Republike Hrvatske. Energetski institut "HrvojePožar": Zagreb 2001.

2 6 4

[9] Majstrović, G.; Bajs, D. Mogućnost izravnog povezivanja hrvatskogelektroenergetskog sustava sa susjednim sustavima Italije i Mađarske. Energetskiinstitut "Hrvoje Požar": Zagreb 2000.

[10] Radmilović, B.; Majstrović, G. Prijenosna mreža Istre napona 110, 220 i 400 kV urazdoblju 2000-2030. godine. Energetski institut "Hrvoje Požar": Zagreb 2000.

[11] Radmilović, B.; Majstrović, G. Proširenje superponiranje prijenosne mreže napodručju Istre s mogućnošću izravne interkonekcije EES-a Hrvatske i Italije. // V.savjetovanje HK ČIGRE, 11.2001., referat 37-09.

265

Vlado Rešković, dipl. ing. HR0200024INA-Rafinerija nafte SisakSisak, HrvatskaŠaša Rešković, student FER-aZagreb, Hrvatska

PRILAGODBA VELIKIH POTROŠAČA ENERGIJE LIBERALIZACIJI TRŽIŠTA

Sažetak

U radu su prikazane mogućnosti smanjenja troškova kontinuiranim prilagodbamasituacijama nesređenog tržišta u prvim fazama provedbe liberalizacije. Analizirani supotrošači koji imaju mogućnost zatvaranja u vlastiti sustav kupnje sirovine, preradu iproizvodnju goriva te vlastitu proizvodnju toplinske i električne energije u ciljuminimiziranja ukupnih troškova poduzeća. Posebno osjetljivo pitanje je intenzitet ulaganjau održavanje postojećeg sustava kao i modernizacija kao osnova opstanka na nedovoljnoizbalansiranim i sigurno vrlo turbulentnim tržištima.

ADJUSTMENT OF BIG CONSUMERS TO OPEN MARKET CONDITIONS

Abstract

The paper gives the cost reduction possibilities using continued adjustment to situationsof an unsettled market during the first stage of market liberalisation. The role of bigconsumers is analysed, who are able to create their own system of raw materialpurchase, processing and production of fuel as well as own production of thermal andelectric energy with the aim of minimising total company costs. A particularly subtle issueis the investment intensity into the existing system and modernisation as the basis ofsurvival at insufficiently balanced and undoubtedly turbulent markets.

1. UVOD

Nedvosmisleno se može utvrditi da se cijeli svijet suočava, pored mnogih drugih, i senergetskom krizom. Rezerve fosilnih sirovina za proizvodnju energije su uz dinamikukakvu imamo na ubrzanom putu prema totalnoj istrošenosti. Koliko to još znači upitno je,ali je istrošenost tih izvora sve izvjesnija. To će sigurno značiti pojačana ulaganja uistraživanje i razvoj za pronalaženje alternativnih rješenja. Bez obzira na opcije koje namstoje na raspolaganju za rješenje općih strateških problema svaka tvrtka treba konkretnoanalizirati generalne trendove, ali i donijeti kratkoročne mjere u cilju opstanka u zadanomokruženju.

267

Smanjenje svih vrsta troškova uvijek je bilo značajno za svako poduzeće, a u današnjevrijeme sve prisutnije globalizacije to je još nužnije ako se želi opstati na turbulentnomsvjetskom tržištu. Ako ste danas proizveli nešto jeftinije ne možete mirno spavati jer to ćeveć sutra netko drugi proizvesti još jeftinije. Gdje je kraj ovoj utrci i kakve se sveposljedice mogu očekivati teško je prognozirati. Čini se da jačaju tendencije kontinuiranihpromjena, a pitanje opstanka je rast, rast i samo rast. Sigurno je da će troškovi energijeimati sve značajniji utjecaj na svekoliki razvoj kako svjetskog gospodarstva, tako i svakogpojedinog poduzeća u čijim troškovima energija igra značajniju ulogu.

Uključivanjem sve većeg broja država u proces liberalizacije u mnogim europskimzemljama troškovi energije sigurno će biti još značajniji. S obzirom da je u Hrvatskoj utijeku proces privatizacije, a doneseno je pet zakonskih propisa koji bi trebali reguliratinavedenu materiju, moguće je očekivati mnogobrojne promjene koje će sigurno stvoritipojedinim potrošačima, naročito velikim potrošačima toplinske i električne energije,nesagledive probleme.

Posebno se mogu identificirati problemi karakteristični za poduzeća koja troše velikekoličine toplinske i električne energije, a imaju mogućnost zatvaranja u vlastiti sustavkupnje sirovine, preradu i proizvodnju goriva te vlastitu proizvodnju toplinske i električneenergije. Osim toga imaju i mogućnost prodaje i kupnje istih. U prvim fazama liberalizacijeproblemi će sigurno biti u svezi s kaotičnim tržištem, nelojalnom konkurencijom kao iželjom novih vlasnika privatiziranih poduzeća da što prije povrate uložena sredstva. Činise da se problematiku pojedinih tvrtki treba promatrati u kontekstu čitavog, ne samo užegnego i daleko šireg, okruženja. Jasno je da cijeli sustav treba biti tretiran kao dinamičnisustav u neprekidnim promjenama i da krive procjene mogu dovesti do stečaja [1].

2. PRIKAZ STANJA U ENERGETSKOM SEKTORU INA RNS

Osnovna djelatnost energetskog sektora INA RNS je kontinuirana i pouzdana proizvodnjai distribucija toplinske i električne energije za potrebe proizvodnih postrojenja. Sporednadjelatnost je proizvodnja i distribucija industrijske vode, pročišćavanje i odvođenjeotpadnih voda, proizvodnja i distribucija instrumentacijskog i servisnog zraka i dobava idistribucija pitke vode. Gledano troškovno najutjecajniji energent je toplinska energija(slika 1.).

2 6 8

VI para u t:0

Gorivo

Termička priprema vode

Rezervoari goriva

Slika 1. Shema energetskog sustava

Na dva parna kotla (K-1/2), na kojima se spaljuju sve raspoložive vrste loživih ulja iotpadnih rafinerijskih plinova, proizvodi se para visokog pritiska. Kondenzacijska turbina sdva regulirana oduzimanja pogoni generator za proizvodnju električne energije kojanapaja električnu mrežu, u paralelnom radu s vanjskom mrežom na koju je priključen većibroj potrošača. Postrojenje je tako koncipirano iz razloga što rafinerijska postrojenja trošeparu visokog (80 i 40 bara), srednjeg (15 bara) i niskog pritiska (4 bara). Tehnološkiproces je tako izveden kako bi se manjim brojem kotlovskih jedinica zadovoljilo svepotrošače pare različitih karakteristika pritiska i temperature, a izbjegla potreba zakorištenjem redukcijskih stanica radi povećanja efikasnosti postrojenja.

2 6 9

U današnje vrijeme sve većeg porasta cijene nafte, a pretpostavlja se da će se navedenitrend porasta nastaviti, važnost relativnog smanjenja utroška energije, kako količinskitako i vrijednosno, postaje pitanje opstanka svih poduzeća kojima energija čini znatnustavku u troškovima. Jasno je samo po sebi kolika je važnost upravljanja energetskimtokovima. Međutim, ovdje je glavni naglasak na izvorima za snabdijevanje potrošačatoplinske i električne energije radi očekivanja velikih oscilacija u cijeni iste, naročito uprvim fazama liberalizacije tržišta [3].

U strukturi troškova toplinska energija ima veći značaj u odnosu na električnu energiju.Relativno učešće troškova podložno je stalnim promjenama koje ovise o nizu čimbenika,kao npr. korištenje kapaciteta kako primarnih tako i sekundarnih rafinerijskih postrojenja,sezonski čimbenici bilo da se radi o temperaturi okoliša, remontnim ili nekim drugimaktivnostima. Učešće pojedinog troška u strukturi ukupnih troškova varira zavisno oodabranom modelu rada energetskih postrojenja, a prije svega o odnosu kupljene iproizvedene električne energije čemu je u ovoj analizi dan najveći naglasak. Kupnjatoplinske energije do sada se vršila samo za vrijeme remontnih radova zbog više cijenena tržištu od vlastite. Međutim i ta je mogućnost predviđena kao realna opcija u nekombudućem scenariju. Sigurno će se desiti promjene u okruženju i ovom segmentu. U raduse problem minimiziranja troškova rješava, ne smanjenjem gubitaka energije koji jošuvijek zaslužuju značajnu pažnju, nego tako da se traži smanjenje oportunitetnih troškovakoji su rezultat promjena cijene energije na nesređenom, ali s vremenom sve višeliberaliziranom i sigurno sređenijem tržištu. Tu je nužno brzo snalaženje pojedinihprivatiziranih segmenata energetskog sektora, ne samo, radi profitabilnog rada već iopstanka tvrtke.

Najveća pažnja je dana proizvodnji toplinske energije i daljnjoj pretvorbi u električnuenergiju. Pokušalo se pokazati da je samo neprekidnim praćenjem stanja tržišta mogućedonositi odluke koje su najbolje za ukupni rezultat cjelokupne tvrtke. Proces ne smije bitikampanjski već se troškovi moraju stalno držati pod kontrolom. I u dosadašnjoj praksitrebalo je rješavati dilemu da li je, kada i u kolikoj mjeri, isplativo proizvoditi električnuenergiju na vlastitom turbogeneratoru, pa čak i uz povećani protok kroz kondenzatorturbine. No čini se da će to u vrlo bliskoj budućnosti biti još važnije. U nemilosrdnojtržišnoj utakmici često se druga šansa ne pojavljuje. To pokazuju procesi koji se dešavajuu razvijenijim zemljama. Radi preživljavanja rekonstruiraju se mnoge kompanije, vrši sereinžinjering, tvrtke se svode u okvire razumne veličine. Ponekad je to povećanje, alisigurno i smanjenje mnogih segmenata. Promjene su sve brže. Nove se firme osnivaju,stare se udružuju. Mnoge su firme pred bankrotom, a nastavak rada moguć je jedino uzfinancijsku potporu. Stotine tisuća kompanija propada, gube se milijuni radnih mjesta.Neprekidno unapređenje tehnoloških procesa, proizvoda, i ljudi postalo je pitanjeopstanka.

Postavlja se pitanje kako predvidjeti, na temelju dosadašnje tehnološke i ekonomskepovijesti, pravac i veličinu budućih događanja. Da li razne konzultantske kuće nudedovoljno kvalitetne odgovore ili samo povećavaju troškove i još više doprinose urušavanjupojedinih tvrtki. Čini se da oslanjanje na vlastitu pamet može dati izglednije rezultate.Razlog za navedenu tvrdnju je neprekidna potreba popravaka i poboljšanja postojećegstanja. Ti se procesi moraju odvijati i izuzetno brzo, od inovacije do implementacijevrijeme mora biti što kraće. Inženjerski rizik, uz dovoljno znanja i hrabrosti, jedino se

2 7 0

može nositi s procesima na liberaliziranom tržištu koji se munjevito odvijaju. Dastanju da to shvatimo?

smo u

S obzirom na promjenjivi karakter prerade, a time i moguće očekivane oscilacije potrošnjeenergije tijekom dana, tjedna i mjeseca moguće je očekivati velike ekstreme u potrošnji.Jasno je da ti ekstremi mogu biti vrlo veliki, ali i vrlo mali. Može se očekivati da će svakaveća oscilacija u potrošnji rezultirati penaliziranjem od strane dobavljača takve energije. Sobzirom na sadašnje iskustvo bez obzira na vrstu ugovornih odnosa (povlašteni ili tarifnikupac i slično) bit će nužno vrlo brižljivo ponašanje ukoliko se bude željelo minimiziratitroškove. U cilju postizanja boljih rezultata poslovanja nije dovoljno samo smanjititroškove u energetskom segmentu poduzeća, jer postoje i druge mogućnosti s kojima seovdje nismo bavili. Razlozi navedenom su vrlo veliki troškovi sve skuplje toplinske ielektrične energije, što predstavlja najvažniju kariku opstanka velikih potrošača energije.Izrađeni su neki od mogućih scenarija kako bi se ne samo minimizirali troškovi, nego ipovećala dobit. Cilj je istih brza prilagodba poduzeća novonastaloj situaciji. Ovdje brzaprilagodba ne znači samo brži rast nego i izbor proizvodnog ciklusa uz ne samominimalne troškove energije, već i najmanje moguće investicije za održavanjempostojećeg tehnološkog nivoa, ali i inovativna rješenja radi poboljšanja strukturepostojećih energetskih postrojenja.

3. PRIKAZ MOGUĆIH SCENARIJA RJEŠENJA POSTA VLJENIH PROBLEMA

Razmatranja se temelje na dosadašnjim efektima liberalizacije širom Europe te se možereći da liberalizacija nije ispunila očekivanja u pogledu smanjenja cijene električneenergije. Temeljem toga stvorena je teza da će hrvatsko tržište u prvim fazamaliberalizacije biti sigurno vrlo nestabilno. Također je moguće smanjenje proizvodnjeelektrične energije, uz ekonomski pad i porast cijene. U tim fazama, nužnim zatranzicijske zemlje važnost vlastite proizvodnje imati će izuzetan značaj [5,6].

Postavljene problema moguće je rješiti pomoću raznih scenarija. U tablici 1. dan je grubiprikaz aktivnosti koji mogu dovest do smanjenja troškova.

Tablica 1. Scenarij mogućih smanjenja troškova

Varijanta

I.

II.

III.

Očekivani efektuštedeNema uštede

Povećan trošak

Smanjen trošak

Aktivnosti koje se poduzimaju

Nema nikakvih promjena na tržištu ni u tehnološkom procesuPromijenjeno stanje na tržištu uz nepromijenjeni tehnološkiprocesPromijenjeno stanje na tržištu uz promijenjeni tehnološkiproces

271

Pomoću osobnog računala vrši se proračun za sve varijante. Postupkom optimizacijetraži se najbolji rezultat za varijantu III. uz točno definirane početne uvjete, slika 2. Uračunanju kao fiksne varijable uzete su količine energenata koje je nužno dovesti da bi senesmetano odvijali proizvodni procesi na preradbenim postrojenjima. Procesomoptimizacije nisu obuhvaćena proizvodna, nego samo energetska postrojenja. Takodobivenim količinama dodaju se količine potrebne za vlastitu potrošnju u energetskomsektoru. Postupak optimizacije rješava postavljeni matematički problem koji uključuje viševarijabli uz niz ograničenja. Svaka varijabla kojom je definirana funkcija 1, može se kretatiunutar zadanih granica. Za proizvodnju pare to su protok, pritisak i temperatura...

TE = F(t E 1 ,t E 2 , ...tEn) (1)

Gdje su:

• TE ukupni troškovi• tE1...En pojedinačni troškovi energenata i ostali troškovi

Svaki član objektivne funkcije 1 je i sam u funkciji onih elemenata koji su potrebni zanjegovu proizvodnju. Kao primjer je prikazan ukupni trošak napojne vode, funkcija 2, kojije također u funkciji elemenata koji su potrebni za njegovu proizvodnju.

fe = F ( t E3,5, tE7,S» tE8,5. tE ost,5 ) ( 2 )

Gdje su:

• t E 5 ukupni troškovi napojne vode• tE3,5 troškovi demi vode• t E 7 i 5 troškovi pare• tE 8,5 troškovi električne energije" t E o s t 5 ostali troškovi za napojnu vodu

Objektivna funkcija, koja reprezentira kriterije izvedbe sistema, riješena je iterativnimpostupkom, a prema shemi, slika 2. Tijekom rješavanja postavljenog problema u nizslučajeva uočena je mogućnost za dodatnim uštedama koje bi se mogle ostvariti ukolikobi se izvršila rekonstrukcija turbine tako da bi mogla raditi s nižim protokom krozkondenzator. To bi još više povećalo dobit poslovanja, ako bi se kod povećane cijene natržištu mogao prodavati višak električne energije. Navedeno vrijedi i za toplinskuenergiju[2,7].

272

Vlastitaproizvodnja

NE

- <

Ukupni zahtjevi

Računanje ciljnefunkcije

Tro.minirr

šak ^lalan

DA

Prikaz rezultata

Kupnja

Prikupljanjepodloga o

troškovima

>

Slika 2. Shema tijeka optimizacije

Kao prvi korak u postavljenom scenariju određeni su troškovi prve varijante. Strukturatroškova dana je u tablici 2. Iz nje je vidljivo da toplinska i električna energija predstavljajudominantan trošak [4].

Tablica 2. Struktura troškova - Varijanta I.

Vrsta troškaToplinska energija - vlastitaToplinska energija - kupljenaElektrična energija - vlastitaElektrična energija - kupljenaOstali troškoviUkupni troškovi

Index %0,6030,0190,1080,0960,1751,000

273

I u dosadašnjoj praksi korištena je mogućnost izbora povoljnijeg odnosa kupnje i vlastiteelektrične energije. Međutim u buduće, pravilne odluke značit će sigurniji opstanakpoduzeća. Krive odluke glede troškova sigurno će dovoditi poduzeća u neizbježni stečaj.Pretpostavimo li da u jednom trenutku dođe do porasta cijene električne energije, a da seostali uvjeti ne mijenjaju. Neka je taj porast 25 posto linearan za sve tarife i za energiju iza snagu. Novonastala struktura troškova sada izgleda kao u tablici 3.

Tablica 3. Struktura troškova - Varijanta II.

Vrsta troškaToplinska energija - vlastitaToplinska energija - kupljenaElektrična energija - vlastitaElektrična energija - kupljenaOstali troškoviUkupni troškovi

Index %0,5880,0180,1050,1200,1691,000

Na prvi pogled čini se da se ništa značajnije nije desilo. Međutim ukupni troškovi supovećani 3,59 posto. Ukoliko je donijeta odluka da se sva električna energija proizvedena vlastitom turbogeneratoru došlo bi do značajnijeg smanjenja troškova, tablica 4.

Tablica 4. Struktura troškova

Vrsta troškaToplinska energija - vlastitaToplinska energija - kupljenaElektrična energija - vlastitaElektrična energija - kupljenaOstali troškoviUkupni troškovi

Index %0,6270,0000,1970,0000,1761,000

Ukupni troškovi bi u ovom slučaju bili 4,25 posto niži u odnosu na Varijantu II. jer jevlastita proizvodnja u prvoj varijanti bila nešto niža, ali se iz sigurnosnih razlogapretpostavilo da se ne bi proizvodila ukupna električna energija. Iz navedenog odnosavidljivo je da je toplinska energija troškovno najznačajnija.

Glavni problem kojemu se posvećuje najveća pažnja je određivanje odnosa vlastiteelektrične energije i kupljene. Međutim, da bi se mogla provesti najpovoljnija varijantanužno je imati pouzdanu opremu. Pored toga, nužno je voditi računa o mogućimpoboljšanjima i modernizaciji postojeće opreme. Sigurno je da to stvara dodatnetroškove, no s obzirom da se radi o sve skupljoj energiji svaka takva investicija sigurno ćese brzo isplatiti. To će posebno doći do izražaja kada se formira i tržište toplinskeenergije. Uočeno je da bi se znatno povećanje profitabilnosti poslovanja moglo postićiukoliko bi se napravila značajnija poboljšanja na turbini i kondenzatoru. Cilj bi biopovećati protok kroz kondenzator čime bi se moglo proizvesti više električne energijekada su smanjena oduzimanja. To bi donosilo značajne efekte prilikom porasta cijeneelektrične energije. Postoje i neke druge mogućnosti koje će se naknadno obraditi.

274

4. ZAKLJUČAK

Temeljem analize u nekoliko mogućih scenarija pokazano je kolika je važnost brzogsnalaženja na iiberaliziranim tržištima. To je posebno značajno za početne fazeliberalizacije kada se očekuje nesređena ponuda i potražnja. Da bi se tvrtke - velikipotrošači energije - zaštitile od mogućih špekulacija i želje vlasnika novo privatiziranihtvrtki, dobavljača energije da se brzo obogate bez obzira na posljedice u okruženju,nužno je brzo reagiranje na sve promjene koje mogu umanjiti rezultate poslovanja. Ovdjesu predložene neke mogućnosti za pronalaženje dobiti za velike potrošače energije kojiimaju mogućnost izbora omjera kupnje, proizvodnje, ali i prodaje toplinske i električneenergije. Utjecaj PDV-a koji se ne bi trebao zanemariti ovdje nije analiziran, ali i njegatreba uzeti u obzir ako se žele donijeti ispravne poslovne odluke. Ukoliko postojimogućnost opstanka poduzeća treba ga znati prepoznati i sukladno tome voditiposlovanje, a svako drugo razmišljanje vodit će u stečaj i gašenje tvrtke.

5. LITERATURA

[1] Budin L. Uloga udruge MIPRO u razradi i provedbi strategije razvitka RepublikeHrvatske. // Zbornik radova XXIII međunarodni skup MIPRO. Opatija: 22-26 svibanj2000. Str. 17-22.

[2] Lalić D.; Kolombo M. Mikroekonomika i razvoj u procesnoj industriji. // Nafta. Zagreb:1980.

[3] Matić M. Energija i ekonomija. Zagreb: Školska knjiga Zagreb, 1993.[4] Prelec Z. Energetika u procesnoj industriji. Zagreb-Rijeka: Školska knjiga Zagreb,

INA d.d., Zagreb, Rafinerija nafte Rijeka, 1994.[5] Kolin I. Transition Countries in Light of Electricity Production. // Zbornik radova 9.

Forum: Dan energije u Hrvatskoj. Zagreb: Hrvatsko energetsko društvo, 2000. Str.313-320.

[6] Šestić M.. Dinamika cijena ha europskim elektroenergetskim tržištima. // Zbornikradova 9; Forum: Dan energije u Hrvatskoj. Zagreb: Hrvatsko energetsko društvo,"2000. Str-253-260. "

[7] Rešković V.; Rešković S. Racionalizacija tehnoltiških procesa u energetici. // Zbornikradova XXIV međunarodni skup MIPRO. Opatija: 21-25. svibanj 2001. Str.69-74.

2 7 5

Mr.sc. Vladimir Potočnik HR0200025Drvinje 38Zagreb, Hrvatska

LIBERALIZACIJA TRŽIŠTA I SIGURNOST OPSKRBE ENERGIJOM UHRVATSKOJ

Sažetak

Energetska kriza 2000. godine u SAD-u (Kalifornija i dr.) i drastični rast cijena prirodnogplina i nafte aktualizirali su pitanje sigurnosti opskrbe energijom. U EU, koja uvozi oko 50posto energije s trendom rasta na 70 posto do 2020., objavljen je Zeleni papir zaraspravu na tu temu, a u SAD-u, koje uvoze 27 posto energije s trendom rasta na 41posto do 2020., objavljen je prijedlog Nacionalne energetske politike s mjerama zapovećanje sigurnosti opskrbe energijom. To pitanje aktualno je i u Hrvatskoj koja imasličnu uvoznu energetsku ovisnost kao EU, a gdje je započela liberalizacija energetskihtržišta.

MARKET LIBERALIZATION AND SECURITY OF ENERGY SUPPLY INCROATIA

Abstract

Energy crisis 2000 in the USA (California etc.) and drastic prices increase of natural gasand oil actualized item of energy supply security. In the EU, with expected rise of energyimport dependency from 50 percent today to 70 percent in 2020 the Green Paper on thissubject has been recently launched. In the USA, with 27 percent today and 41 percent in2000, new National Energy Policy was proposed in the spring 2001 containing measuresto improve security of energy supply. This problem is actual in the Croatia too, because ofsimilar energy import dependency to EU, and the planned energy market liberalization.

7. UVOD

Liberalizacija energetskih tržišta uvođenjem konkurencije u tradicionalno monopolističkesustave opskrbe potrošača električnom energijom, prirodnim plinom i drugim energentimau pravilu donosi koristi potrošačima u obliku nižih cijena energije i kvalitetnijih usluga.

Konkurencija pretpostavlja racionalizaciju poslovanja i sniženje troškova tržišnihsubjekata, a to može biti izazov sigurnosti opskrbe potrošača energijom. Najdrastičnijiprimjer je energetska kriza koja od 2000. godine ugrožava gospodarstvo predvodniceliberalizacije energetskih tržišta u SAD-u - Kalifornije, ali i drugih država zapadne obaleSAD. Taj primjer je pokazao da liberalizirana energetska tržišta nisu imuna na energetskekrize, odnosno, da ni kod njih nije garantirana sigurnost opskrbe energijom. To je jedan

277

od glavnih razloga lansiranja nove nacionalne energetske politike SAD-a s težištem nasigurnost opskrbe energijom, kao i usporavanje procesa liberalizacije u SAD-u i šire.

Gotovo istovremeno taj problem se našao i u fokusu energetske politike Europske unije(EU), koja ima znatno veći stupanj energetske uvozne ovisnosti od SAD-a.

Dosta je vjerojatno, da će teroristički napad 11. rujna 2001. na SAD i time izazvanantiteroristički rat u Afganistanu, negativno djelovati na sigurnost opskrbe u državamauvoznicama energije.

Energetska uvozna ovisnost Hrvatske nešto je veća od Europske unije, a statičko trajanjerezervi fosilnih goriva znatno je ispod svjetskog prosjeka. Stoga je preporučljivo prirazmatranju modela i dinamike liberalizacije energetskih tržišta u Hrvatskoj posvetiti većupozornost mjerama za povećanje sigurnosti opskrbe energijom.

2. STANJE ENERGIJE

Stanje energije u svijetu karakterizirano je visokim udjelom potrošnje neobnovljivih izvoraenergije (fosilna goriva), čije se preostale iskoristive rezerve rastom potrošnje energijeubrzano iscrpljuju, a štetni utjecaji na okoliš, klimu i zdravlje izazivaju sve većuzabrinutost javnosti. Istovremeno je prisutan globalni trend liberalizacije energetskihtržišta, praćen restrukturiranjem i privatizacijom državnih energetskih monopola. Titrendovi su međusobno povezani, a neki od elemenata tih veza opisuju se u nastavku.

2.1. Rezerve fosilnih goriva

Dokazane iskoristive rezerve fosilnih goriva mijenjaju se tijekom vremena, s jedne stranezbog potrošnje tih goriva, a s druge strane zbog otkrivanja novih ili povećanja postojećihnalazišta. Stanje rezervi devedesetih godina prošlog stoljeća prikazano je na slici 1.

HRVATSKA

1- KAMENI UGLJEN2- MRKI UGLJEN3- NAFTA

KONVENCIONALNA4- NAFTA

NEKONVENCIONALNA5- PRIRODNI PLIN6- URAN

100% =1,63 EJ

Slika 1. Dokazane rezerve neobnovljivih izvora energije (1,2)

278

Specifične dokazane rezerve neobnovljivih izvora energije iznose:

SvijetHrvatska

5400 GJ/stan.372 GJ/stan.

Dakle, specifične (po stanovniku) dokazane rezerve neobnovljivih izvora energije uHrvatskoj su oko 15 puta manje nego u svijetu. Ovdje treba napomenuti da kod Hrvatskenisu uzete u obzir rezerve ugljena. Isto tako su zanemarene i potencijalne rezerve uljnihškriljevaca (nekonvencionalna nafta), čije ranije procjene znatno nadmašuju sve ostalerezerve fosilnih goriva u Hrvatskoj.

2.2. Potrošnja energije

Potrošnja energije posljednjih godina raste u svijetu prosječno oko 2 posto godišnje, a uHrvatskoj 2-3 posto godišnje. Struktura energenata u ukupno potrošenoj energiji za svijet,Europsku uniju i Hrvatsku prikazana je na slici 2.

SVIJET EU HRVATSKA

50,4% J

100%=9646Mten 100%=1407Mten 100%=7,5 Mten

Slika 2.

U=ugljen T=tekuća goriva P=prirodni plinR=obnovljivi izvori N=nuklearna energija i uvoz struje

Struktura energenata u ukupnoj potrošnji energije - svijet, EU i Hrvatska1997. (2,3)

Specifična potrošnja ukupne energije je u Hrvatskoj (-1,8 ten/stan.god) nešto iznadsvjetskog prosjeka. U strukturi potrošnje energije nafta i plin sudjeluju u Hrvatskoj s preko70 posto, a u svijetu i EU s oko 60 posto. Udio obnovljivih izvora energije u Hrvatskoj(hidroenergija i ogrjevno drvo) je nešto ispod svjetskog prosjeka, ali je dvostruko veći odprosjeka EU.

2 7 9

2.3. Trajanje rezervi fosilnih goriva

Prema statičkom (današnja potrošnja) trajanju rezervi fosilnih goriva, Hrvatska je znatnoispod svjetske razine (slika 3).

KAMENI UGLJEN

MRKI UGLJEN

NAFTA

PRIRODNI PLIN

iiiiii

iiiiiiiif|

j

SVIJET

HRVATSKA

Slika 3.

0 20 40 60 80

Trajanje rezervi fosilnih goriva

100 120 140 160GODINA

U Hrvatskoj službeno više nema ugljenokopa, a rezerve ugljena (kameni i mrki ugljen,lignit) uvrštene su u izvanbilančne rezerve (2).

Statičko trajanje rezervi nafte u Hrvatskoj je oko 4 puta manje, a prirodnog plina oko 3puta manje od svjetskih rezervi.

Dakle, Hrvatska je izrazito siromašna fosilnim gorivima, a preostale rezerve nafte i plinabliže se kraju eksploatacije. Ni u EU situacija nije ništa bolja.

2.4. Cijene energije

Cijene fosilnih goriva, posebice nafte, izvrgnute su posljednjih tridesetak godina znatnimoscilacijama. Među fosilnim gorivima prirodni plin u tome razdoblju bilježi najbrži rast(tablica 1).

Tablica 1. Nelson-Farrarovi indeksi troškovi rafinerija u SAD 1956=100 (4)

POGONSKI TROŠKOVI

Električna energija za industrijuGorivo, rafinerijska cijenaPrirodni plin na izvoruRafinerijski proces

GODINA1972.131,2

152190,3

147

1998.639,8

386,51766,5

419,2

1999.641,2457,2

1960,6439,1

2000.646,6724,3

2636,2553,7

2001.687,7791,7

4464,2579,7

Iz tablice 1. je vidljivo, da su u promatranom razdoblju (1956-2001) troškovi prirodnogplina imali 6-8 puta brži rast od drugih rafinerijskih energenata.

Zbog političkih, ekoloških i drugih razloga s dosta vjerojatnosti može se pretpostavitinastavak sličnog trenda.

280

2.5. Potencijal obnovljivih izvora energije u Hrvatskoj

Određivanje potencijala obnovljivih izvora energije u Hrvatskoj predmet je istraživanjaposljednjih 20-ak godina. Najnovije spoznaje u okviru Strategije energetskog razvitkaRepublike Hrvatske (2) dale su projekcije udjela obnovljivih izvora energije u ukupnojenergiji, prikazane u tablici 2.

Tablica 2. Obnovljivi izvori energije u ukupnoj energiji Republike Hrvatske (2)

PODATAK

Ukupna energijaPJ/godObnovljiva energijaPJ/godUdio obnovljiveenergije %

1990.

407,5(382,3)61,2(36,0)15,0(9,4)

1995.

314,1(281,3)65,3(32,5)20,8(11,5)

2000.

369,8(333,3)60,1(23,7)20,5(11,5)

2030.S1

668,4(642,5)103,9(78,0)15,5(12,1)

S3597,6(571,4)164,3(138,2)27,5(24,2)

Napomene: U zagradama su podaci korigirani prema EUROSTAT-uScenarij S1-Klasične tehnologije bez aktivnih mjera državeScenarij S3- Izrazito ekološki scenarij

Premda su podaci iz tablice 2. prilično konzervativni, osobito glede potencijala solarneenergije i vjetroenergije, vidi se da obnovljivi izvori energije mogu dati znatan doprinoshrvatskoj energetici.

2.6. Energetska uvozna ovisnost

Hrvatska uvozi oko 70 posto nafte, 100 posto ugljena, 40 posto prirodnog plina i 20-30posto električne energije, što u cjelini daje nešto preko 50 posto energetske uvozneovisnosti. To je na razini Europske unije i dvostruko više nego u SAD-u.

S obzirom na rastuću potrošnju energije i opadajuće rezerve fosilnih goriva u Hrvatskoj seočekuje brzi rast energetske uvozne ovisnosti od preko 70 posto do 2030 (2), a sličantrend očekuje se u Europskoj uniji i SAD.

Takav trend rasta energetske uvozne ovisnosti izazvao je znatnu zabrinutost u EU i SAD-u, koja je rezultirala odgovarajućim aktivnostima usmjerenim na usporavanje toga trenda,koji ugrožava sigurnost opskrbe energijom i nacionalna gospodarstva.

3. MJERE ZA PO VEĆ AN JE SIGURNOSTI OPSKRBE ENERGIJOM

Problem sigurnosti opskrbe energijom došao je posljednjih godina u središte pozornostienergetske politike država koje uvoze znatniji dio energije - SAD i države Europske unije,a koje su ujedno i predvodnice liberalizacije energetskih tržišta.

Razlozi tome leže, između ostalog, u rastućim i oscilirajućim cijenama te iscrpljivanjurezervi fosilnih goriva uz stalni rast potrošnje energije. Osim toga, područja s najvećimrezervama i proizvodnjom glavnih fosilnih goriva (nafta i prirodni plin) politički su priličnonestabilna (Bliski istok, Kaspijsko more).

281

3.1. Europska unija

U svibnju 2001. godine Komisija EU predstavila je za raspravu Zeleni papir - Premaeuropskoj strategiji za sigurnost opskrbe energijom (3).

Ključni relevantni podaci energetike EU su sljedeći:

uvozna energetska ovisnost 70 posto u 2010., ako se ne poduzmu potrebne mjere,• 45 posto uvoza nafte dolazi sa Bliskog istoka,• 40 posto prirodnog plina uvozi se iz Rusije,• 5,6 posto ukupne energije dolazi od obnovljivih izvora s ciljem da se taj udio poveća

na 12 posto do 2010.,• 35 posto električne energije proizvodi se u nuklearnim elektranama,• 94 posto antropogenih emisija CO2 dolazi iz energetskog sektora,• 8 posto smanjenja emisije CO2 je obveza EU do 2010.,• predviđeni porast emisije CO2 do 2010. iznosi 5 posto (bez mjera).

Za raspravu su postavljena sljedeća pitanja:

1. Može li EU prihvatiti rast ovisnosti o vanjskim izvorima energije, a da ne ugrozi svojusigurnost opskrbe i konkurentnost? Treba li favorizirati ekonomski pristup (cijenaenergije) ili geopolitički pristup (rizik poremećaja)?

2. Kakvu politku treba voditi na liberaliziranom energetskom tržištu Europe, kako bi setu uklopila pravila konkurencije?

3. Kakva je uloga poreza i pomoći, države uz vođenje računa o ciljevima energetike izaštite okoliša?

4. Koju vrstu odnosa treba uspostaviti s državama izvoznicama energije (Rusija) ikakve sporazume treba sklopiti o dobavi energije, da bi se garantirale stabilnekoličine i cijene?

5. Kakvu politiku zaliha energije voditi, treba li osim nafte osigurati i zalihe plina iugljena?

6. Kako osigurati razvoj i bolji rad energetskih transportnih mreža u EU i susjednimdržavama?

7. Kako podupirati razvoj obnovljivih izvora energije? Treba li u sufinanciranje tepotpore uključiti doprinos iz sektora koji su primali znatnu pomoć za inicijalni razvoj,a koji su sad vrlo probitačni (plin, nafta, nuklearna energija)?

8. Zna li se da je nuklearna energija jedan od elemenata u raspravi o ublažavanjuklimatskih promjena i o energetskoj autonomiji; kako EU može doći do rješenjaproblema nuklearnog otpada, povećanja nuklearne sigurnosti i razvoja reaktorabudućnosti, posebice tehnologije fuzije?

9. Kako bi EU trebala ispuniti svoju obvezu ublažavanja klimatskih promjena? Kakvuulogu u tome može odigrati štednja energije?

10. Može li se ambiciozni program biogoriva, usmjeren na 20 posto ukupne potrošnjegoriva u 2020. godini provoditi kroz nacionalne inicijative, ili su nužne koordiniraneodluke o oporezivanju, distribuciji i izgledima za poljoprivrednu proizvodnju?

11. Treba li za promicanje štednje energije u javnim i privatnim, novim i obnavljanimzgradama (40 posto potrošnje energije) rabiti poticaje kao što su oslobađanje odporeza ili zakonske mjere kao u industriji?

282

12. Štednja energije u transportnom sektoru (32 posto potrošnje energije) ovisi opreusmjeravanju cestovnog na željeznički promet. Koje su mjere za to potrebne?

13. Kako se proizvođači i potrošači u EU mogu udružiti da ostvare održivi sistemopskrbe energijom? Kako se pripremiti za energetske opcije budućnosti?

Zeleni papir predlaže ključne točke dugoročne energetske strategije EU, kako slijedi:

• EU treba posvetiti više pozornosti politici potrošnje energije, jer su manevarskemogućnosti povećanja proizvodnje energije slabe u odnosu na potrebe, dok seopseg djelatnosti na strani potrošnje čini vrlo obećavajućim.

• U području potrošnje Zeleni papir poziva na stvarnu promjenu ponašanja potrošača.Naglašava se vrijednost poreznih mjera za postizanje kontroliranije potrošnje, kojavodi više računa o okolišu. Zagovara se oporezivanje i parafiskalni nameti s ciljemkažnjavanja štetnih utjecaja energije na okoliš. Transportna i građevinska industrijamorat će primjenjivati aktivnu politiku uštede energije i diverzifikaciju u koristnezagađujuće energije.

• Kod proizvodnje energije prednost treba dati borbi protiv globalnog zagrijavanja.Razvitak novih i obnovljivih energija (uključujući biogorivo) je ključ promjena.Udvostručavanje njihovih udjela u dobavi energije sa 6 na 12 postotaka i povećanjesa 14 na 22 posto u proizvodnji električne energije glavni je cilj do 2010. godine. Kadbi se sadašnje stanje nastavilo, udio obnovljivih energija stagnirao bi na oko 7 postou narednih 10 godina. Samo financijske mjere (pomoć, smanjenje poreza ifinancijska potpora) mogu doprinijeti ostvarenju takvog ambicioznog cilja. Mogućinačin je da bi probitačne industrije kao što su nafta, plin i nuklearna energija moglefinancirati razvitak obnovljivih energija, koje, za razliku od tradicionalnih izvoraenergije, nisu koristile bitnije potpore.

3.2. Sjedinjene Američke Države

U 2001. godini SAD su se našle u najozbiljnijoj energetskoj krizi još od naftnih šokovasedamdesetih godina prošlog stoljeća. Mnoge obitelji su se suočile s računima zaenergiju dva do tri puta većim u donosu na prošlu godinu. Milijuni Amerikanaca su senašli u situaciji nestašice električne energije, neke tvrtke su morale otpuštati radnike zbograstućih troškova energije. Vozači u Americi plaćaju sve veće cijene za gorivo.

Glavni uzrok američke energetske krize je u neravnoteži proizvodnje i potrošnje energije.Kad bi se nastavio dosadašnji trend rasta potrošnje energije iz proteklog desetljeća,uvozna energetska ovisnost bi se povećala s 27 na 41 posto u 2010. godini. Taneravnoteža ako se dopusti, neizbježno će potkopati američko gospodarstvo, životnistandard i nacionalnu sigurnost.

Stoga je u svibnju 2001. američki predsjednik lansirao izvješće o Nacionalnoj energetskojpolitici, pod vodstvom potpredsjednika (5). Ta politika mora razviti američke prirodneresurse i zaštititi okoliš.

Ciljevi nove američke energetske politike su sljedeći:

2 8 3

1. Konzervacija energije povećanjem energetske efikasnosti kroz primjenu novihtehnologija za povećanje produktivnosti, smanjenje otpada i ograničenje troškova.Preporuke su:

• Državne ustanove trebaju poduzimati mjere za štednju energije u svojimzgradama, osobito tijekom vršne potrošnje energije;

• Nužno je povećati financijsku potporu istraživačkim i razvojnim programimaobnovljivih izvora energije i energetske efikasnosti;

• Stvoriti fond iz poreza na prihode, kojim bi se financirala nabava vozila nahibridni pogon i gorive ćelije;

• Proširiti program Ministarstva energije - Energetska zvijezda na škole,trgovine, medicinske ustanove, a program energetskih etiketa na dodatneuređaje i proizvode;

• Financirati programe Inteligentni transportni sistem, Čisti autobusi i Autobusina gorive ćelije;

• Osigurati porezne poticaje i neometano izdavanje dozvola radi ubrzanjarazvoja kogeneracije i toplifikacije;

• Ministarstvo prometa treba predložiti norme za ekonomičnu potrošnju goriva.2. Modernizacija energetskih infrastruktura s ciljem da opskrba energije stambenom i

poslovnom sektoru postane sigurna, pouzdana i troškovno prihvatljiva. Preporukesu:

• Agencije moraju poboljšati sigurnost prijenosa i distribucije energije teubrzati postupke i izdavanje dozvola;

• Pojačati napore za istraživanje novih rezervi nafte i plina;• Usmjeriti 1,2 milijarde USD za istraživanje obnovljivih izvora energije,

uključujući vjetroenergiju, solarnu energiju, biomasu i geotermalnu energiju;• Povećati postojeće porezne poticaje da uključe proizvodnju električne

energije iz odlagališta otpada, šumarstva, poljoprivrede i komunalnogotpada;

• Osigurati 2 milijarde USD za 10-godišnje istraživanje čistijih tehnologijaugljena i suizgaranja biomase s ugljenom;

• Usmjeriti agencije na ubrzanje postupka produženja dozvola zahidroelektrane, vodeći računa o okolišu;

• Osigurati sigurno širenje nuklearne energije izgradnjom centralnogodlagališta nuklearnog otpada i ubrzanjem postupka izdavanja dozvola.

3. Poboljšanje zaštite okoliša. Ne prihvaća se krivi izbor između zaštite okoliša iproizvodnje energije. Integrirani pristup politici može rezultirati čistijim okolišem,jačim gospodarstvom, povećanim zapošljavanjem i dovoljnim zalihama energije ubudućnosti. Preporuke su:

• Stvoriti "multipolutantno" zakonodavstvo radi uspostave fleksibilnog tržišno-zasnovanog programa koji bi smanjio i ograničio emisije SO2, NOX i Hg iztermoelektrana;

• Povećati izvoz okolišno prijateljskih i tržišno spremnih američkih tehnologijakoje proizvode čistiji okoliš i povećavaju energetsku efikasnost;

• Osnovati novi Fond za konzervaciju, napajan iz istraživanja nafte i plina zafinanciranje očuvanja zemljišta;

- Uvesti nove smjernice za smanjenje emisija teretnih vozila u praznom hodu.4. Povećanje sigurnosti energije zbog smanjenja utjecaja oscilacija cijena i

nesigurnosti dobave energije amerikancima. Preporuke su:

284

• Posvetiti nove fondove Programu energetske pomoći kućanstvima s niskimprihodima, usmjeravajući dio trošarina za naftu i plin za te svrhe, kad cijenenaftnih prerađevina i prirodnog plina premaše određene iznose;

• Uprava za krizna stanja treba se pripremiti i za potencijalno krizna stanja uopskrbi energijom;

• Proširiti energetsku suradnju sa susjednim državama (Meksiko i Kanada)ubrzavanjem postupka izdavanja dozvola i prekograničnim ulaganjima unaftovode, plinovode i povezivanje električnih mreža.

3.3. Hrvatska

Usprkos dramatičnim događanjima i promjenama devedesetih godina u Hrvatskoj, osimpovremenih blažih poremećaja u opskrbi energijom, nije bilo većih problema zahvaljujućiponajprije djelovanju dvaju stupova hrvatskog energetskog sustava - HEP-u i INI.Reforma hrvatskog energetskog tržišta električne energije zacrtala je početakliberalizacije energetskih tržišta u 2002. i nastavak restrukturiranja energetskih monopolas ciljem njihove djelomične ili potpune privatizacije. Strategija razvitka energetikeHrvatske ima s jedne strane među ciljevima uključenu sigurnu dobavu i opskrbu energije,a s druge strane predviđa veliki rast uvozne energije. Ne postoje analize kako bi takovelik rast uvoza energije mogao utjecati na sigurnost opskrbe energijom i gospodarskirazvitak. Shodno tome, dojam je da nisu iscrpljene sve raspoložive mjere za smanjenjerasta uvozne energetske ovisnosti Hrvatske. To se osobito odnosi na dinamiku razvoja iprimjene obnovljivih izvora energije i povećanja energetske efikasnosti u sektorupotrošnje energije, ali isto tako i na aktiviranje zamrznutih resursa fosilnih goriva, kao štosu zalihe lignita u sjeverozapadnoj Hrvatskoj i uljnih škriljevaca na područjima posebnedržavne skrbi (Lika itd).

4. ZAKLJUČAK

Problem sigurnosti opskrbe energijom inicirao je ozbiljne rasprave i aktivnosti u Europskojuniji i SAD-u o poduzimanju mjera za smanjene energetske uvozne ovisnosti povećanjemkorištenja domaćih energetskih resursa, uključivo obnovljive izvore energije, ipoboljšanjem energetske efikasnosti. Slične aktivnosti preporučljive su i za Hrvatsku.

5. LITERATURA

[1] Erneuerbare Energien und Nachhaltige Entwicklung, Bundesministerium fur Umwelt,Naturschutz und Reaktorsicherkeit, Berlin 8.2000 (3. izdanje)

[2] Strategija energetskog razvitka Republike Hrvatske, Ministarstvo gospodarstva,Zagreb 2001.

[3] Green Paper - Towards a European strategy for the security of energy supply,European Commision, Brussels 2001.

[4] G. Farrar, Nelson - Farrar Cost Estimating, Oil & Gas Journal, Tulsa, July 2, 2001.[5] National Energy Policy, Washington, May 2001

285

Dr.sc. Branka Jelavić, dipl.ing. HR0200026Energetski institut "Hrvoje Požar"Zagreb, HrvatskaIgor Raguzin dipl. ing.Ministarstvo gospodarstvaZagreb, Hrvatska

OBNOVLJIVI IZVORI ENERGIJE U SKLOPU NOVOG ENERGETSKOGZAKONODAVNOG OKVIRA REPUBLIKE HRVATSKE

Sažetak

Predviđene promjene na tržištima umreženih energetskih sustava u Republici Hrvatskoj,kojima je obuhvaćeno restrukturiranje, privatizacija i promjene u cjelokupnomenergetskom sektoru, imat će značajan utjecaj na mogućnosti uvođenja i povećanogkorištenja obnovljivih izvora energije. Nakon usvajanja Zakona o energiji i tri zakona otržištima (električna energija, plin, nafta i naftni derivati) i Zakona o regulaciji energetskihdjelatnosti, predstoji zahtjevan posao u svezi s donošenjem brojnih podzakonskih akatakoji će precizno urediti sve instrumente državne politike što se tiče obnovljivih izvoraenergije. Od stupanja na snagu i uz punu primjenu novog zakonodavstva s pratećimpodzakonskim aktima, projekti korištenja obnovljivih izvora energije u Hrvatskoj dobit ćekompletan i stabilan zakonodavni okvir i podršku kroz poticajne mjere koje će pravednovrednovati ekološke i druge dobiti korištenja obnovljive energije. Slijedeći trendove udrugim europskim zemljama, Hrvatska će na taj način odrediti razvidnu platformu zaočekivani rast sektora obnovljivih izvora energije.

RENEWABLE ENERGY SOURCES IN THE FRAME OF NEW CROATIANENERGY LAWS

Abstract

Forseen changes in the market of network energy systems in the Republic of Croatia, thatinclude restructuring, privatisation and changes in the whole energy sector are going tohave significant influence on the possibilities of introduction and use of renewable energysources (RES). After recognition of Energy Law and three laws on markets (electricenergy, gas, oil and oil derivatives) and Energy Activities Regulation Law, there is still ademanding job to be undertaken regarding numerous sublaw acts, that are to defineprecisely all instruments of the state policy considering RES. The application of new lawsand sublaws on RES projects in Croatia will create stabile and complete frameworkthrough incentive measures that are going to evaluate environmental and all otherpositive outcomes from RES. In accordance with other European countries Croatia willcreate a transparent platform to accommodate expected increase in the RES sector.

287

1. UVOD

Sve zemlje Europske unije preuzele su obveze promjene odnosa u energetskom sektorutemeljem zajedničkih pravila koja su određena direktivama Europske unije zaliberalizaciju tržišta električne energije i plina. U sklopu eurointegracijskih procesaRepublika Hrvatska će cjelokupni koncept reforme energetskog sektora, kroz pravni iinstitucijski okvir, morati prilagoditi zahtjevima EU, dakako u granicama specifičnognacionalnog rješenja. Upravo prošli mjesec, Europski parlament usvojio je novu direktivuo korištenju obnovljivih izvora energije. Ovom direktivom određuje se cilj udvostručenjaudjela obnovljivih izvora energije u ukupnoj potrošnji EU u iznosu od 12 posto do 2010.godine, uz porast udjela obnovljivih izvora u proizvodnji električne energije na 22,1 postou odnosu na sadašnjih 14 posto.

Preduvjet za ostvarenje ciljeva energetske politike iz programa rada Vlade RepublikeHrvatske je restrukturiranje energetskih tvrtki u državnom vlasništvu i ubrzano stvaranjeorganizacijskih, gospodarskih i zakonodavnih uvjeta za privatizaciju, koja će uslijedititijekom sljedećih godina. Hrvatski sabor je na sjednici 19. srpnja 2001. godine usvojionovi zakonodavni okvir kojim se uređuju odnosi u energetskom sektoru: Zakon o energiji,Zakon o tržištu električne energije, Zakon o tržištu nafte i naftnih derivata, Zakon o tržištuplina i Zakon o regulaciji energetskih djelatnosti.

Uloga energetskog tržišta sve više raste stoga što je upravo energetika ključni segmentgospodarstva. Privatizacija je proces koji treba omogućiti stvaranje tržišta i konkurencije,pri čemu je potrebno projektirati tržište kao mjeru i ravnotežu između tržišta i intervencijedržave uvažavajući sve relevantne ekonomske, tehničko-tehnološke i društvenečimbenike korištenja energije.

A upravo jačanje privatnog sektora u Hrvatskoj vezano uz jačanje energetskog tržišta,imat će važnu ulogu u provođenju programa energetske učinkovitosti i korištenjaobnovljivih izvora energije. Reforma energetskog sektora omogućit će poduzetništvu,odnosno privatnoj inicijativi u specifičnom području obnovljivih izvora energije, dakonkurira u izgradnji energetskih postrojenja (vjetroelektrane, energane koje koristebiomasu, postrojenja za preradu biološkog otpada, male hidroelektrane, solarneelektrane i toplane, geotermička postrojenja i ostalo), ugradnji instalacija, nabavi opreme imaterijala, proizvodnji opreme i uređaja za korištenje obnovljivih izvora energije i slično.

2. OSNOVNE PREPREKE PROVEDBI PROJEKATA OBNOVLJIVIH IZVORAENERGIJE U HRVATSKOJ

Projekti obnovljivih izvora energije svugdje u svijetu, pa i u Hrvatskoj zamišljeni su kaoinvesticijski projekti u kojima će privatni investitori svoj proizvod - električnu ili toplinskuenergiju - direktno ili preko posrednika prodavati krajnjim potrošačima. Što se tičeelektrične energije, mogućnost prodaje stvorena je internom odlukom Uprave HEP-a iz1994. godine prema kojoj je električna energija iz vjetroelektrana, malih hidroelektrana itermoenergetskih (kogeneracijskih) objekata do nazivne snage 5 MW vrednovana sa 70do 90 posto prosječne prodajne cijene električne energije. Za veće objekte predviđeno jeda se otkupna cijena dogovara u izravnim pregovorima s HEP-om od slučaja do slučaja.

2 8 8

Analiza je pokazala da su dvije ključne prepreke dosad onemogućavale realizacijuprojekata obnovljivih izvora energije u Hrvatskoj, a to je stabilno zakonodavno okruženjes ugrađenom obvezom otkupa električne energije i dovoljno visokom cijenom (odnosnonaknadom za otkup isporučene energije), te skidanje limita na snagu postrojenja (5 MW).

Ponuđena naknada ili otkupna cijena za proizvedenu električnu energiju od oko 11 do 12pf/kWh onemogućava realizaciju većeg broja projekta obnovljivih izvora energije sprihvatljivom stopom povrata, odnosno uz te uvjete može se realizirati samo mali brojprojekata - samo onih na kojima će se optimalno uskladiti svi čimbenici ovih specifičnihinvesticijskih pothvata, pri čemu se prvenstveno misli na energetski potencijal lokacije kaoi postojeću infrastrukturu.

Što se tiče toplinske energije, situacija je također vrlo složena s obzirom da je opskrba unadležnosti lokalne zajednice odnosno predstavlja komunalnu djelatnost. U nekolikohrvatskih gradova razmišljalo se o uvođenju biomase kao goriva u centraliziranimsustavima opskrbe, no realizacija je izostala zbog organizacijskih, financijskih ali ispecifičnih lokalnih problema. Velik problem je i nepostojanje tržišta biomase u Hrvatskoj,a samo je po sebi jasno da pouzdana opskrba energetskih postrojenja biomasompredstavlja nužan preduvjet njihovog rada.

Nadalje, značajan izvor problema za buduće investitore je i nepostojanje rezerviranogprostora za gradnju objekata obnovljivih izvora energije u županijskim prostornimplanovima, što je preduvjet za izdavanje lokacijske dozvole. Potreba za izgradnjomnepostojeće infrastrukture ima značajne posljedice u povećanju troškova, a u takvimokolnostima profitabilnost projekta moguće je postići jedino adekvatnom veličinom.Objektivna okolnost je i loše stanje električne mreže koja na lokacijama udaljenim odčvrstih mrežnih točaka često nije u mogućnosti prihvatiti velike količine proizvedeneenergije. Bitno je naglasiti da se objekti obnovljivih izvora energije bez poteškoćakombiniraju s drugim gospodarskim, poglavito poljoprivrednim sadržajima prostora,primjerice vinogradarstvom, ovčarstvom i kozarstvom, sušarama za poljoprivredneproizvode, eko-turizmom i ugostiteljstvom, malim prerađivačkim pogonima i dr.

Od ostalih prepreka svakako treba istaknuti nerazvijenost financijskog tržišta,nepovjerenje banaka i skupi kapital, neusklađenost s hrvatskim standardima, neiskustvolokalnih firmi u organizaciji projekata, neiskustvo nadležnih administrativnih službi upostupku ishođenja dozvola, problematika reguliranja imovinsko-pravnih odnosa svlasnikom zemljišta u slučaju kada je vlasnik Republika Hrvatska, nesređenost zemljišnihknjiga i ostalo što je već utvrđeno u FlAS-ovoj studiji "Administrativne prepreke stranimulaganjima". U kadrovskom smislu evidentan je nedostatak profesionalnog i školovanogkadra za problematiku obnovljivih izvora i s tim u vezi nepostojanje odgovarajućih kolegijai usmjerenja na svim obrazovnim razinama.

3. OBNOVLJIVI IZVORI ENERGIJE U SKLOPU REFORME ENERGETSKOGSEKTORA I NOVOG ZAKONODA VSTVA

Usvajanje novog zakonodavnog okvira u sklopu reforme energetskog sektora RepublikeHrvatske od ključnog je značenja za daljnji razvoj i budućnost iskorištavanja obnovljivihizvora energije.

2 8 9

Naime Zakonom o energiji kao temeljnim zakonom regulira se organizacija i institucijevezane uz pitanje energetske efikasnosti i obnovljivih izvora energije; zatim, upravljanjeenergetskim resursima, planiranje razvoja energetskog sektora; načela natjecanja;plasman energetskih materijala i proizvoda; prijenos tehnologije; načela promicanja,zaštite i postupanja s investicijama; obveze energetskih organizacija i institucija; načelasigurnosti opskrbe energentima; načela formiranja cijena energenata; tehnički uvjeti ipropisi; uvjeti energetske opskrbe; tarifni sustav za električnu energiju i plin; nadzorenergetskog sektora i dr.

Zakon o energiji predviđa izradu Pravilnika o obnovljivim izvorima energije koji trebadefinirati same izvore po vrsti, tehnologiji i mogućnosti korištenja. Treba naglasiti da jeovim Zakonom po prvi puta jasno artikuliran pozitivan stav Republike Hrvatske premaobnovljivim izvorima energije, što predstavlja mali, ali vrlo značajan pomak u smislupozitivne poruke zainteresiranim ulagačima. Ključni iskorak u zakonskom tretmanuobnovljivih izvora energije sadržan je i u Zakonu o tržištu električne energije u kojem seuređuje zakonska obveza otkupa električne energije proizvedene iz obnovljivih izvoraenergije. Sama kvota, odnosno minimalni udjel obnovljivih izvora energije za energetskisubjekt koji djelatnost opskrbe električnom energijom obavlja kao javnu uslugu, utvrdit ćese posebnim propisom koji pak donosi Vlada Republike Hrvatske.

Sve propise, odnosno podzakonske akte, Vlada Republike Hrvatske i ministargospodarstva donijet će u roku od šest mjeseci. Ovim propisima će se za budući razvitakobnovljivih izvora energije definirati instrumenti državne politike koji obuhvaćaju nizgospodarskih, administrativnih, financijskih, fiskalnih, tehničkih i organizacijskih mjerakojima se podupiru obnovljivi izvori energije.

Novim zakonodavstvom, prepoznati su kao važan čimbenik i obnovljivi izvori energije upromicanju brojnih ciljeva Republike Hrvatske. Uspješni razvitak sektora obnovljivihizvora mogao bi dugoročno doprinijeti:

povećanju energetske učinkovitosti,diverzifikaciji proizvodnje i sigurnosti opskrbe,domaćoj proizvodnji i smanjenju uvoza energenata,značajnom smanjenju utjecaja na okoliš zbog energetskog sektora,otvaranju novih radnih mjesta i ulaganju u ruralnim područjima, područjima odposebne državne skrbi, te u obalnoj zoni i na otocima.

3.1. Nacionalni energetski programi

Nacionalnim energetskim programima koje pokreće Vlada Republike Hrvatske definirajuse jasni i transparentni strateški ciljevi i provedbeni instrumenti državne politike što se tičeobnovljivih izvora energije, energetske efikasnosti i plinofikacije preostalog dijelaHrvatske. Organizirana i sustavna skrb o obnovljivim izvorima energije u RepubliciHrvatskoj počela se provoditi na temelju Nacionalnih energetskih programa, koje je 1997.godine pokrenula Vlada Republike Hrvatske.

290

Rezultati prve faze istraživanja ovih programa dali su procjene potencijala i mogućnostinjihovog iskorištavanja, a objavljeni su u 11 knjiga, od čega po jedna za svaki program ijedanaesta uvodna knjiga. Prema programu korištenja energije biomase i otpada(BIOEN) proizvodnja energije iz biomase i otpada značajno bi se mogla povećati sasadašnjih petnaestak na čak 30-50 PJ. Program korištenja sunčeve energije (SUNEN)pokazao je da je korištenje sunčeve energije u kombinaciji s UNP i/ili prirodnim plinomtehnički i ekološki prihvatljivo rješenje za hrvatsko obalno područje. Jednako tako hibridnakombinacija sunčeve energije, energije vjetra i UNP-a može pridonijeti rješavanju nesamo energetske infrastrukture na otocima, nego i pokrenuti razvitak tradicionalnihotočnih djelatnosti uz angažiranje lokalnih resursa u skladu sa strateškim odrednicamarazvitka hrvatskih otoka. Nastavak rada na programu BIOEN i SUNEN objavljen je unovim knjigama pod nazivom Nove spoznaje i provedba, a koje su publicirane sredinomove godine.

Vjetroenergija kao ekološki prihvatljiv i raspoloživ domaći resurs neiskorišteni je izvorenergije koji može pridonijeti zadovoljenju dijela energetskih potreba Hrvatske. Korištenjeenergije vjetra pomoću vjetroturbina nove generacije sagledano je u programu korištenjaenergije (ENWIND) u okviru kojeg su dane i potrebne pretpostavke za gospodarskoiskorištavanje energije vjetra. Nova knjiga programa ENWIND u visokoj je fazi pripreme iočekuje se njen izlazak iz tiska do kraja godine.

U iskorištavanju geotermalne energije potrebno je, kao što je pokazao program korištenjageotermalne energije (GEOEN), ostvariti uvjete za povećanje korištenja geotermalneenergije na postojećim postrojenjima i pravilnom i sveobuhvatnom marketinškomkampanjom zainteresirati privatne poduzetnike i lokalnu zajednicu za iskorištavanjegeotermalne energije. Temeljni cilj programa izgradnje malih hidroelektrana (MAHE) jeotklanjanje svih zapreka u smislu osiguravanja uvjeta za povećanu izgradnju malihhidroelektrana u Republici Hrvatskoj. Nažalost, priprema novih knjiga GEOEN i MAHEkasni zbog poteškoća oko prikupljanja ulaznih parametara.

3.2. Fond za zaštitu okoliša i energetsku učinkovitost

Zakonom o energiji i Zakonom o zaštiti okoliša omogućava se osnivanje posebnog fondakoji bi objedinjavao ekonomski instrument u reformi energetskog sektora, jednako kao isektora zaštite okoliša. Fond za zaštitu okoliša i energetsku učinkovitost osnovat će seposebnim zakonom, a predstavljat će financijsku instituciju čiji bi predmet poslovanjaobuhvaćao pribavljanje sredstava za financiranje projekata zaštite okoliša, energetskeefikasnosti i obnovljivih izvora energije (dodjela "mekih" zajmova, subvencioniranje dijelainvesticijskih troškova, potpora istraživanjima i razvoju, širenje informacija i edukacija isi.). Fond bi se financirao uvođenjem ekoloških pristojbi i poreza po načelu "zagađivačplaća", te niza drugih naknada, a jasno bi se raspodijelile upravljačke nadležnosti izmeđuMinistarstva gospodarstva (energetika) i Ministarstva zaštite okoliša i prostornog uređenja(zaštita okoliša), kao i računovodstvena struktura prihoda/rashoda Fonda.

2 9 1

3.3. Decentralizacija

Novim Zakonom o energiji definirani su dokumenti kojima će se utvrđivati energetskapolitika i planirati energetski razvitak. Na temelju Strategije energetskog razvitka VladaRepublike Hrvatske donosi Program provedbe Strategije energetskog razvitka, kojim seutvrđuju mjere, nositelji aktivnosti i dinamika realizacije energetske politike i provođenjanacionalnih energetskih programa, način ostvarivanja suradnje s tijelima lokalne ipodručne (regionalne) samouprave na području planiranja razvitka energetskog sektora isuradnje s energetskim subjektima, te s međunarodnim organizacijama.

S obzirom da su obnovljivi izvori energije lokalnog (regionalnog) karaktera u cilju njihovogefikasnog iskorištavanja nužno je poticati energetsko planiranje na regionalnoj razini.Lokalne zajednice, odnosno jedinice lokalne uprave i samouprave trebaju, u skladu sdržavnim energetskim planovima razvoja i na osnovu vlastitih posebnosti (lokalnastruktura potrošnje, infrastrukturne značajke, klimatološke prilike i dr.) planirati aktivnostiza korištenje obnovljivih izvora energije, povećanje energetske učinkovitosti i zaštiteokoliša.

Na tragu koncepta reforme energetskog sektora predviđa se i mogućnost ustrojavanjarazličitih oblika lokalnih i regionalnih potpornih tijela za energetiku, fleksibilnoorganiziranih, poput:

Energetskih ureda koje bi trebale osnivati županije pri uredu za gospodarstvo, a njihovzadatak bio bi promotivne aktivnosti u energetskom sektoru, organiziranje savjetodavnihaktivnosti i obrazovnih programa vezanih za energetski sektor, priprema prijedloga nacrtapropisa iz područja energetike i si.

Regionalnih energetskih centara koji se trebaju organizirati na regionalnoj razini(Rijeka, Split, Osijek, Zagreb) kao znanstveno-stručne institucije koje pružaju stručnu iznanstvenu pomoć energetskim uredima (izrade energetskih bilanci, provedbenacionalnih energetskih programa na razini lokalne zajednice kroz izradupredinvesticijskih i investicijskih studija, provođenje anketa te aktivnosti integralnogupravljanja potrošnjom i si.).

Predviđa se da će lokalna i regionalna potporna tijela u sklopu postupne provedbereforme energetskog sektora u svojoj početnoj fazi objedinjavati interese predstavnikalokalnih vlasti, proizvođača energetske opreme, predstavnika potrošača, pojedinihudruga, i slično, te se djelomično samofinancirati davanjem usluga (programskih,projektnih, savjetodavnih).

3.4. Tarifni sustavi

Tarifnim sustavom koji donosi Vlada RH, među ostalim, potiču se i mehanizmi zapovećano korištenje obnovljivih izvora energije. Novo zakonodavstvo određuje cijeneenergije kao slobodne ili regulirane, ovisno o postojanju tržišnih uvjeta koji omogućujuprimjenu jednog od ova dva principa prodaje. Tarife će se morati prvenstveno temeljiti naopravdanim troškovima poslovanja, održavanja, zamjene, izgradnje ili rekonstrukcije

292

objekata, uključivo razumni povrat sredstava od investiranja, s obzirom na zaštitu okolišai potrošača.

Vijeće za regulaciju energetskih djelatnosti imat će ulogu nezavisnog regulatoraenergetskih djelatnosti, a bit će osnovano sukladno Zakonu o regulaciji energetskihdjelatnosti. Vijeće za regulaciju u funkciji neovisnog regulatora energetskog tržištapredlagat će Vladi RH i nadzirati tarifne sustave. Vijeće za regulaciju izdavat će rješenjatemeljem uvjeta za stjecanje položaja povlaštenog proizvođača (energetski subjekt koji upojedinačnom proizvodnom objektu istodobno proizvodi električnu i toplinsku energiju,koristi otpad ili obnovljive izvore energije na gospodarski primjeren način koji je usklađensa zaštitom okoliša). Povlašteni proizvođači imat će prioritet opskrbe po razvidnimuvjetima i s njima će ugovarati posebne naknade za isporučenu električnu energiju.

3.5. Perspektiva korištenja obnovljivih izvora energije u Republici Hrvatskoj usklopu reforme energetskog sektora i novog zakonodavstva

Iz primjene novog zakonodavstva te izrade svih podzakonskih akata u roku od šestmjeseci (Ministarstvo gospodarstva zaduženo je donijeti ili predložiti sve akte) projektikorištenja obnovljivih izvora energije u Hrvatskoj dobit će stabilan zakonodavni okvir ipodršku kroz poticajne mjere koje će pravedno vrednovati ekološke i druge dobitikorištenja obnovljivih izvora energije.

Bitnu okosnicu razvitka obnovljivih izvora energije u Hrvatskoj čine:

1. Nacionalni energetski programi (pokreće ih Vlada RH) definiraju jasne itransparentne strateške ciljeve i provedbene instrumente državne politike.

2. Fond za zaštitu okoliša i energetsku učinkovitost (Hrvatski sabor - osniva seposebnim zakonom): financijska institucija čiji bi predmet poslovanja obuhvaćaopribavljanje sredstava za financiranje projekata obnovljivih izvora energije (dodjela"mekih" zajmova, subvencioniranje dijela investicijskih troškova, potporaistraživanjima i razvoju, širenje informacija i edukacija i si.). Fond bi se financiraouvođenjem ekoloških pristojbi i poreza po načelu "zagađivač plaća", te niza drugihnaknada, a jasno bi se raspodijelile upravljačke nadležnosti između Ministarstvagospodarstva (energetika) i Ministarstva zaštite okoliša i prostornog uređenja(zaštita okoliša), te računovodstvena struktura prihoda/rashoda Fonda.

3. Pravilnik o korištenju obnovljivih izvora energije (donosi ministar) određuje vrstu,tehnologiju i mogućnosti korištenja pojedinih obnovljivih izvora energije.

4. Tarifni sustavi (donosi ih Vlada RH), među ostalim, potiču mehanizme za povećanokorištenje obnovljivih izvora energije.

5. Opći uvjeti za opskrbu energijom (donosi Vlada RH) kojima će se utvrditi uvjeti zapriključak i opskrbu kupaca energijom, način mjerenja isporučene (potrošene)energije, snage i ostalo.

6. Uvjeti za stjecanje položaja povlaštenog proizvođača (donosi ministar) temeljemkojih Vijeće za regulaciju izdaje rješenja. Povlašteni proizvođač je energetski subjektkoji u pojedinačnom proizvodnom objektu istodobno proizvodi električnu i toplinskuenergiju, koristi otpad ili obnovljive izvore energije na gospodarski primjeren načinkoji je usklađen sa zaštitom okoliša.

293

7. Propis (odluka koju donosi Vlada RH) o minimalnom udjelu obnovljivih izvoraenergije za energetski subjekt koji djelatnost opskrbe električnom energijom obavljakao javnu uslugu.

U suštini, stupanjem na snagu novog zakonodavnog paketa te donošenjem ovihpodzakonskih akata osigurat će se gore navedene predviđene mjere poticanja korištenjaobnovljivih izvora energije i time omogućiti financiranje proizvodnje iz obnovljivih izvorana poduzetničkoj osnovi.

3.6. Instrumenti politike i poticajne mjere za obnovljive izvore energije

lako za svaki pojedini obnovljivi izvor energije postoje posebnosti, za njihov ukupnibudući razvitak bitni su sljedeći instrumenti politike:

1. Sustav gospodarskih, financijskih i fiskalnih mjera:• odgovarajuće cijene energenata i tarifna politika;• uvođenje ekoloških poreza za fosilne energente;• stvaranje posebnih fondova za financiranje obnovljivih izvora energije,

posebno za poticanje domaćih organizacija za razvitak i proizvodnju opreme,te za korištenje obnovljivih izvora energije i energetsku učinkovitost.

2. Sustav pravnih i administrativnih mjera:• zakonsko reguliranje obveznog otkupa po povoljnim uvjetima;• uvođenje obveze svim proizvođačima toplinske i električne energije o

minimalnom obveznom udjelu obnovljive energije;• poticanje stvaranja lanca nezavisnih proizvođača energije na bazi obnovljivih

izvora;• definiranje mehanizama funkcioniranja fondova za promociju i povećano

korištenje obnovljivih izvora energije.

3. Sustav tehničkih i organizacijskih mjera kojima se podupiru:• razvojno-istraživački programi;• međunarodna suradnja;• normizacija opreme i načina korištenja svakog pojedinog obnovljivog izvora,

tehničke i gospodarske demonstracije tehnologija;• izrada studija izvodljivosti;• tehničko obrazovanje;• informiranje javnosti i promocija.

U konkretnom smislu, mjere državnog instrumentarija kojima se mora otkloniti zastoj uprimjeni niza sustavnih, posebno poreznih poticaja i olakšica, te mjera za poticanjegospodarske aktivnosti, u fazi implementacije programa korištenja obnovljivih izvora,mogu se kretati u širokom rasponu, kao što slijedi:

• privremeno oslobađanje od poreza na dobit;• oslobađanje od dijela infrastrukturnih naknada;• povlašteni uvjeti dodjele zemljišta;• izravno sufinanciranje investicija u proizvodne i razvojne programe obnovljivih izvora

energije iz proračuna;• porezne i carinske olakšice za povlaštene proizvođače energije;

294

• osiguranje financijskih sredstva za analize i studije ekonomske opravdanosti,tehničke izvodivosti i ekološke prihvatljivosti;

• potpora institucijama za promociju obnovljivih izvora energije;• potpora kod dodjele zajmova i kredita, kao i beneficirane kamate proizvođačima i

korisnicima opreme za korištenje obnovljivih izvora;• demonopolizacija na energetskom tržištu, nadzor cijena i pariteta cijena i

preferencijalni otkup zelene energije;• financiranje rada na stvaranju tehničke i zakonske regulative u energetici;• pravna sigurnost za strana ulaganja u domaće proizvodne programe za obnovljive

izvore energije.

Korištenje obnovljivih izvora kod neposrednih potrošača ovisit će o tome je li u potpunostizatvoren lanac interesa u kojem krajnji korisnik sudjeluje. Projekti obnovljivih izvora udijelu proizvodnje električne energije i topline financirat će se na poduzetničkoj osnovi,naravno uz pretpostavku da se ostvare gore navedene predviđene mjere poticanjakorištenja obnovljivih izvora. Kod ovih projekata od važnosti je financiranje pripremnih ipoticajnih aktivnosti od strane države i lokalne zajednice. To znači da je potrebno ostvarititržišne cijene ostalih energenata, poticajnim mjerama smanjiti cijenu uređaja i opreme, teomogućiti kreditiranje po povoljnim uvjetima.

4. OBNOVLJIVI IZVORI ENERGIJE I POLITIKA ZAPOSLJA VANJA

U svezi s naporima i prioritetima Vlade Republike Hrvatske da se zaustavi trend rastanezaposlenosti i otvore nove perspektive u zapošljavanju, u sklopu navedenih ciljevareforme energetskog sektora, a posebice provedbe druge faze nacionalnih energetskihprograma (pilot/demonstracijski programi i projekti energetske učinkovitosti i korištenjaobnovljivih izvora energije) sagledava se i aspekt zapošljavanja.

Poznato je da su neke mjere koje se odnose na povećanje energetske učinkovitosti ikorištenje pojedinih oblika obnovljivih izvora energije (korištenje solarne energije zapripremu potrošne tople vode, korištenje biomase i energije vjetra za proizvodnjuelektrične energije i drugo) brzo isplative, te stvaraju pozitivne učinke na otvaranje novihradnih mjesta (rješavanje problema nezaposlenosti), povećane prihode u poljoprivredi išumarstvu, te razvitak ruralnih područja kao i ukupni gospodarski razvitak u RepubliciHrvatskoj. Ali i za ove mjere potrebna su poticajna sredstva, te će biti nužna primjenagore navedenih instrumenata politike i poticajnih mjera, prvenstveno korištenjefinancijskih sredstava iz posebnog fonda.

U konkretnim primjerima koji su navedeni u rezultatima studije koja je analizirala utjecajenergetskog korištenja biomase na dinamiku zapošljavanja i gospodarski razvoj Hrvatskeu razdoblju 2001 - 2015. god. (Domac, Beronja, rujan 2000.), analizirani su potencijalizapošljavanja u područjima aktivnosti vezanih za direktnu realizaciju programaenergetskog korištenja biomase: zapošljavanje na djelatnostima zbrinjavanja biomase,zapošljavanje na djelatnostima gradnje novih energetskih postrojenja i opreme,zapošljavanje na djelatnostima posluživanja energetskih postrojenja te zapošljavanje nadjelatnostima održavanja postrojenja i opreme. Osim toga posredne mogućnostizapošljavanja raspoložive su kroz usmjeravanja naknada vlasnicima za biomasu i dobitipri zbrinjavanju biomase kao i dobiti od rada bioenergana u nove investicije i nova radnamjesta. Gledajući mogućnosti zapošljavanja u okviru realizacije programa energetskog

295

korištenja biomase, posredno i neposredno - proizlazi da se uz projiciranu stopuinvesticijskih ulaganja od cea 27 milijuna DEM/god., omogućava zapošljavanje oko 70000radnika u razdoblju 2001 - 2015. god., iz čega proizlazi da je direktan inicijalni trošakinvestiranja u radna mjesta oko 5700 DEM/zaposlenom radniku. Opisani primjer jasnopokazuje da bi veći zamah korištenja obnovljivih izvora energije sasvim sigurno pozitivnodjelovao na zapošljavanje. Treba naglasiti i činjenicu da se radi o relativno jednostavnimtehnologijama koje ne traže super specijalistička znanja.

5. ZAKLJUČNA RAZMATRANJA

Predviđene promjene na tržištima umreženih energetskih sustava u Republici Hrvatskoj,kojima je obuhvaćeno restrukturiranje, privatizacija i promjene u cjelokupnomenergetskom sektoru, imat će značajan utjecaj na mogućnosti uvođenja i povećanogkorištenja obnovljivih izvora energije. Nakon usvajanja Zakona o energiji i tri zakona otržištima (električna energija, plin, nafta i naftni derivati) i Zakona o regulaciji energetskihdjelatnosti, predstoji zahtjevan posao u svezi s donošenjem brojnih podzakonskih akatakoji će precizno urediti sve instrumente državne politike što se tiče obnovljivih izvoraenergije. Od stupanja na snagu i uz punu primjene novog zakonodavstva s pratećimpodzakonskim aktima projekti korištenja obnovljivih izvora energije u Hrvatskoj dobit ćekompletan i stabilan zakonodavni okvir i podršku kroz poticajne mjere koje će pravednovrednovati ekološke i druge dobiti korištenja obnovljive energije. Slijedeći trendove udrugim europskim zemljama, Hrvatska će na taj način odrediti razvidnu platformu zaočekivani rast sektora obnovljivih izvora energije.

Tu će trebati projektirati i primijeniti institucijske mehanizme i rješenja za segmentiranotržište obnovljivih izvora energiju unutar cjelovitog energetskog tržišta. Takva rješenja jezasada, bez stručno utemeljenih podloga, vrlo teško predvidjeti. No, zasigurno, bezsnažne promocije i uvođenja višeslojnog i raznolikog sustava poticajnih mjera (ekonomskiinstrumenti za tržište zelene energije; posebni tarifni režim - garantirane minimalne tarifeza pojedine obnovljive izvore; portofolio strukturiranih obnovljivih izvora; primjenamehanizama za smanjenje stakleničkih plinova u sklopu Kyoto protokola: JointImplementation projekti, trgovina emisijama; razne vrste fiskalnih mjera i ostalo) neće bitimoguće realizirati niti najskromniji scenarij razvoja obnovljivih izvora energije.

Uspješnost provedbe reforme energetskog sektora Republike Hrvatske u područjukorištenja obnovljivih izvora energije ovisit će, prije svega, o usklađenosti instrumenataenergetske politike strukturiranja tržišta i izravnog utjecaja države. S obzirom da jeobnovljiva energija sastavni dio koncepta održivog razvitka u globalnim razmjerima, tejedan od mogućih doprinosa rješavanju aktualnih i nagomilanih gospodarsko-socijalnihpoteškoća s kojima se Hrvatska svakodnevno suočava, jedan od razvojnih izazovaHrvatske je da u sklopu procesa liberalizacije energetskog tržišta i stvaranja novogekonomskog, financijskog, zakonodavnog, organizacijskog i ukupnog gospodarskogokruženja, obnovljivi izvori energije dobiju priliku konkuriranja ostalim izvorima energije.

6. LITERATURA

[1] Granić, G. et al.. Nacionalni energetski programi: Uvodna knjiga. Zagreb: Energetskiinstitut "Hrvoje Požar", 1998.

296

[2] Granić, G. et al.. Strategija energetskog razvitka Republike Hrvatske. Zagreb:Ministarstvo gospodarstva, Energetski institut "Hrvoje Požar", 1998.

[3] Beronja, M.; Domac, J. Utjecaj energetskog korištenja biomase na dinamikuzapošljavanja i gospodarski razvoj Hrvatske u periodu 2001.-2015. godine. Zagreb:2000.

[4] Nota, R. et al.. Mogući pravci reforme hrvatskog energetskog sektora. Zagreb:Ministarstvo gospodarstva: Povjerenstvo za reformu energetskog sektora, 2000.

[5] Narodne novine 68/2001

297

Mr. Krešimir CerovacMinistarstvo gospodarstvaZagreb, Hrvatska

UTJECAJ LIBERALIZACIJE ENERGETSKOG TRŽIŠTA NA POLITIKUMJERE GLEDE ENERGETSKE EFIKASNOSTI

Sažetak

Rastuća liberalizacija i tržišne snage preoblikuju kako energetsku industriju tako ienergetske potrošače. U sklopu nove okoline energija se proizvodi, trguje i troši poputsvih ostalih roba. Konkurencija i novi poticaji imaju dubok utjecaj na politiku i mjerevezane uz energetsku efikasnost. Namjera ovog teksta je ukazati na neke učinkeliberalizacije vezane uz energetsku efikasnost i na moguće utjecaje na energetskupolitiku. Izlaganje se odnosi na pitanja energetske efikasnosti u cijelom energetskomciklusu od proizvodnje i prijenosa do potrošnje.

IMPACT OF ENERGY MARKET LIBERALISATION ON ENERGY EFFICIENCYPOLICIES AND MEASURES

Abstract

Evolving liberalisation and market forces transform the mindset of energy industry as wellas energy consumers. Within the new environment, energy will be generated, traded andconsumed like other commodities. Competition and new incentives have a profoundinfluence on energy efficiency incentives and policies. This report aims at identifying theeffects of liberalisation on energy efficiency and potential energy policy implications. Thereport addresses energy efficiency issues throughout the energy cycle from generation,transmission to consumption.

1. UVOD

Liberalizacija energetskih tržišta je proces koji je započeo u zapadnoj Europi, ali danassve više prodire i u ostale europske zemlje te u zemlje bivšeg SSSR-a. Rastućaliberalizacija i novostvorene tržišne sile sve više preoblikuju kako energetski sektor tako ienergetske potrošače. Energija se sve više proizvodi, trguje, prodaje i troši poput svihostalih roba. Proces liberalizacije, koji uvodi konkurentne odnose i nove tržišne poticaje,donosi velike utjecaje na tradicionalne mjere i programe vezane uz energetskuefikasnost. Općenito uzevši prepreke za poboljšanje stanja energetske efikasnosti nisu uprvom redu tehnološke, već su, gotovo redovno, financijske i institucijske naravi, anastale su zbog načina kako se shvaća ta problematika. Danas postoji niz tehnologijakoje omogućuju povećanje energetske efikasnosti, no, potrebno je stalno na njih ukazivatii naglašavati njihovu važnost.

299

Problematici energetske efikasnosti posebna se pozornost posvećuje u Ugovoru oEnergetskoj povelji, a posebice u okviru Protokola o energetskoj efikasnosti ipripadajućim problemima okoliša. Osim određenih odredbi Ugovora, koje zahtijevaju dapotpisnice rade na poboljšanju energetske učinkovitosti u cijelom energetskom ciklusu,Protokol donosi i dodatne obveze pa se od pojedinih vlada traži:

• Donošenje strategije o energetskoj efikasnosti (članak 5);• Uspostava odgovarajuće politike i mjera (članak 3.2);• Stvaranje jasnog zakonskog (članak 3.2), regulacijskog (članak 3.2) i institucijskog

(članak 3.1) okvira;• Uspostava međunarodne suradnje (članak 3.1).

Na sve ove mjere utječu pojave s kojima se susreće energetski sektor tijekom procesaliberalizacije.

Općenito gledajući liberalizacija energetskog sustava donosi u odnosu na "stari" sustavprednosti poput:

• učinkovitije uporabe svih resursa u proizvodnji, prijenosu i opskrbi energije;• učinkovitije određivanje cijena koje realno odražavaju, i uzimaju u obzir, sve

promjene glede potrošnje, troškova i raspoloživosti prirodnih resursa;• povećanja konkurentnosti industrije ovisne o električnoj energiji, jer najčešće dolazi

do smanjenja cijene za električnu energiju;• tržišnog oblikovanja cijena što dovodi do učinkovite diverzifikacije uporabe

energenata.

No, što liberalizacija znači za energetsku efikasnost nije baš samo po sebi uočljivo. Udaljnjem se tekstu razmatraju mogući učinci liberalizacije na energetsku efikasnost unekim segmentima elektroenergetskog sustava.

2. PROIZVODNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE

Na području proizvodnje električne energije najznačajnija i najtemeljitija posljedica kojudonosi liberalizacija je opće poboljšanje gospodarske učinkovitosti, što onda snažnoutječe i na promjene vezane uz energetsku efikasnost. Deregulacija potiče konkurencijukoja dovodi do toga da se u sektoru proizvodnje uočljivo smanjuju troškovi pogona, azbog čega onda dolazi do temeljitog restrukturiranja proizvodnje. Kao rezultat procesamnoge proizvodne jedinice (elektrane) bivaju privremeno ili trajno zatvorene. U procesuliberalizacije posebno su pogođene elektrane s visokim pogonskim troškovima jer nemogu izdržati konkurenciju. Inače, sama liberalizacije potiče uporabu različitih pogonskihenergenata.

Nove investicije biti će, po svemu sudeći, usmjerene prema manjim proizvodnimjedinicama s većim stupnjem iskoristivosti goriva i povoljnijim utjecajem na okoliš. Daklepoticaje sve više dobivaju projekti s manjim kapitalnim ulaganjima. To sve znači zapravoda: tržišne snage bitno povećavaju troškovnu učinkovitost proizvodnje, a time u većinislučajeva, automatski i ukupnu energetsku efikasnost na strani proizvodnje. Procesliberalizacije u sektoru proizvodnje se s motrišta energetske efikasnosti može ocijenitipozitivnim.

3 0 0

3. PRIJENOS ELEKTRIČNE ENERGIJE

Prijenos električne energije se može smatrati prirodnim monopolom koji treba bitireguliran s ciljem ograničavanja profita na prihvatljivu razinu. Regulacijski bi mode! trebaoosigurati poticaje i za potrebne investicije, te omogućiti cjenovno učinkovit, siguran ipouzdan rad prijenosnog sustava. U okviru pravilno vođene regulacije može se značajnopoboljšati učinkovitost prijenosnog sustava u pogledu troškova. Vrlo je važno daodgovarajuće regulacijsko tijelo uoči potrebu za nove investicije u sustavu i da odobripovećanje prihoda zbog novih investicija. Ne bude li politika glede cijena dovoljnofleksibilna, odnosno ako je nepotrebno restriktivna, može doći do odgađanja novihinvesticija iako je u međuvremenu porasla potrošnja, a to opet dovodi do povećanihgubitaka u sustavu i do smanjenja energetske efikasnosti. Potrebno je zato u pogleduprijenosnog sustava težiti prema optimalnoj a ne maksimalnoj energetskoj efikasnosti.Dakle: regulacijski model i mehanizam određivanja cijena značajno utječe na poticajeenergetskoj efikasnosti.

4. KRAJNJI KORISNICI

Glavni učinci liberalizacije energetskog tržišta ovise o tome kako će se razvijati i kretaticijena energije. U većini slučajeva, iz iskustva u EU, energetska liberalizacija uvodisnažne pritiske na smanjenje cijena električne energije. Posljedica je to, općenito,konkurencije, ali i pojave međunarodne trgovine. U nedostatku nekog posebnog pristupau reguliranju energetske efikasnosti, najvažniji poticaji dolaze od stanja s cijenama. Padali cijena električne energije potrošači sve manje razmišljaju o investiciji na područjuenergetske efikasnosti, jer tada manji broj tehnologija biva ekonomičnima. Smanjenjemcijena liberalizacija može uzrokovati da potrošači zamijene jeftinijom električnomenergijom neke druge energente i tako dovesti do povećane potrošnje s jedne strane, aistodobno do smanjenja energetske efikasnosti s druge strane. No, priča ima i drugustranu medalje: povećana potrošnja potiče na zamjenu starih proizvodnih kapacitetanovim tehnologijama, što opet dovodi do povoljnijeg stanja energetske efikasnosti. Ipak, ucjelini uzevši, stimuliranje rasta potrošnje nije baš poželjno jer povećana proizvodnja ipotrošnja uzrokuju negativne učinke na okoliš.

No nije baš sigurno da će u svim slučajevima liberalizacija tržišta dovesti, barem u prvomtrenutku, do smanjenja cijena. U mnogim državama u tzv. tranziciji liberalizacijaelektroenergetskog sektora može izazvati i porast cijena električne energije, a timedovesti i do povećanog zanimanja za problematiku energetske efikasnosti. Razlog tomeje u činjenici da su pojedine potrošačke skupine u mnogim tranzicijskim državama bilezapravo subvencionirane nerealno niskim cijenama električne energije. U svakom slučajuza problematiku rješavanja energetske efikasnosti izvjesno će vrijeme postojati priličnonedefinirani uvjeti. To su uvjeti u kojima je teško predvidjeti kretanje cijena i može sedogoditi ća zbog neizvjesnosti krajnji korisnici (potrošači) odgode investiranje utehnologije koje povećavaju energetsku efikasnost.

301

5. KOGENERACIJSKA POSTROJENJA

Za optimalnu i najučinkovitiju konfiguraciju kogeneracijska elektrana bi trebala bitidimenzionirana prema potrošnji toplinske energije. Ekonomičnost kogeneracijskogprocesa ovisi o razlici između cijene električne energije i ostalih energenata. Više cijeneelektrične energije povećavaju konkurentnost toplinske energije kao proizvoda naodređenom području u odnosu na grijanje koje koristi električnu energiju. Niže ulaznecijene goriva poboljšavaju ekonomičnost električne energije i toplinske energije.

Najveća opasnost za kogeneraciju je pojava niskih cijena električne energije, koje dovodedo odlaganja investicija u nove proizvodne kapacitete. To se uočava pomalo u EU gdjeodređene nesigurnosti na tržištu u pogledu cijena izazivaju smanjeno zanimanje zakogeneracijski sektor. Dakle neizravno dolazi i do nepovoljnijih stanja za energetskuefikasnost.

6. OBNO VLJIVI IZVORI ENERGIJE

Mali proizvodni sustavi, temeljeni na obnovljivim izvorima energije, najčešće su se upogledu opravdanosti investicije oslanjali na neki način na financijsku podršku sa strane,lako stalno padaju troškovi proizvodnje na temelju obnovljivih izvora, odgovarajućetehnologije još su uvijek skuplje u odnosu na konvencionalne izvore. Obnovljiva seenergija u procesu liberalizacije susreće u načelu s dva izazova. Ponajprije velika jevjerojatnost da će se još više povećati razlika između tržišne cijene i proizvodne cijene upostrojenjima koja koriste obnovljive izvore energije. Zbog pada cijena električne energijeza očekivati je da će za uvođenje obnovljivih izvora biti nužna još veća poticajna(subvencijska) financijska sredstva. Zbog učinaka liberalizacije u EU se razmatraju novipropisi koji će regulirati ovu problematiku, a čini se da će rješenje biti u obvezivanjupotrošača da u svoju potrošnju uključe i određeni iznos energije proizvedene izobnovljivih izvora.

7. FINANCIRANJE OD TREĆIH STRANA

Pri primjeni određene politike vezane uz energetsku efikasnost potrebno je uočitičinjenicu da mnogi potrošači, kad djeluju samostalno, ne prihvaćaju baš uvijek prednostikoje im može donijeti poboljšanje energetske efikasnosti. Na prvi pogled se to čini kaoneka anomalija u tržišnim uvjetima, ali za to postoji objašnjenje:

« Trošak za energiju je daleko manji u odnosu na ostale troškove;• Važnijima se smatraju neki drugi projekti, posebice oni iz temeljne djelatnosti

potrošača;• Ne postoje administrativna tijela koja bi poticala i vodila projekte vezane uz

energetsku efikasnost;• Različite procjene o kretanju cijena i mogućih ušteda zbunjuju krajnje korisnike.

3 0 2

No osiguravatelji energetskih usluga (energetski subjekti) usvajaju jedan novi konceptfinanciranja. Sve se više danas pojavljuje koncept u kojem financiranje vezano uz uštedeenergije i povećanje energetske efikasnosti provodi vanjska kompanija, koristeći zapravouštede koje će uslijediti, kao podlogu za financiranje nekog konkretnog projekta. U ovompristupu sudjeluju tri strane, svaka sa svojom ulogom: energetski subjekt, financijerprojekta (treća strana) i potrošač.

U projektu ove vrste sudjeluje posebna tvrtka za energetske usluge, tzv. ESCO tvrtka(Energy Services Company) koja ima ugovor s vlasnikom elektrane u pogledu realizacijeenergetskih ušteda te s prodavateijima opreme i konzultantima koji također sudjeluju uprojektu. ESCO preuzima brigu o financiranju i primjeni projekta u ime vlasnika elektrane inadzire energetsko upravljanje u svrhu mjerenja parametara investicijskog projekta. Zaočekivati je da će se ovakav pristup proširiti na sve razine energetskog ciklusa, odnosnoda će posebne tvrtke ulaziti u financiranje poboljšanja energetske efikasnosti kod svihčimbenika energetskog ciklusa, a na temelju profita koji će se tom akcijom ostvariti.

8. ZAKLJUČNO RAZMATRANJE

Danas se sustavne mjere vezane uz problematiku energetske efikasnosti javljajuuglavnom samo zbog učinaka koje na okoliš imaju proizvodnja i potrošnja energije.Prijašnjih godina vodilo se je više računa o energetskoj efikasnosti, ponajprije zbogproblema osiguravanja energenata jer su tada bile aktualne prognoze da pojedinienergetski resursi neće moći zadovoljiti energetsku potražnju na početku 21. stoljeća.Naftna kriza iz sedamdesetih godina ubrzala je štednju energije i pospješila uvođenjemjera za povećanje energetske efikasnosti, čime su mnoge države smanjile svojuovisnost o uvozu energenata. Danas promjene koje donosi liberalizacija tržištaelektričnom energijom mogu dovesti do razmišljanja prema kojima se razvitak energetskeefikasnosti treba prepustiti tržišnim mehanizmima. Bilo bi to pogrešno, posebice zbogvisokih zahtjeva koje nameće potreba zaštite okoliša a što je izravno povezano spovećanjem energetske efikasnosti.

U svakom slučaju, čini se, da će se pojavljivati sukob između onog što donosiliberalizacija energetskog sektora i sve strožih zahtjeva za zaštitu okoliša. Ne budu litržišni odnosi uspjeli na pravilan način usmjeriti politiku u pogledu energetske efikasnosti,a to se realno može dogoditi, kao zadnje sredstvo vlade će trebati poduzeti mjere da bi seispravile nepovoljne okolnosti u pogledu pitanja energetske efikasnosti.

303

, D • .. • . HR0200028Igor Raguzin, dipl. mg.Ministarstvo gospodarstvaZagreb, HrvatskaVedran Krstulović, dipl. ing.Energetski institut "Hrvoje Požar"Zagreb, Hrvatska

OZNAČAVANJE ENERGETSKE UČINKOVITOSTI SUKLADNOENERGETSKOJ REGULATIVI EUROPSKE UNIJE I REPUBLIKE HRVATSKE

Sažetak

U većini razvijenih zemalja svijeta minimalni standardi energetske učinkovitosti suneizostavni dio nacionalne energetske politike, s ciljem smanjenja energetske potrošnje iemisije štetnih tvari. Na uspješnu integraciju Republike Hrvatske u Europsku uniju sigurnoće utjecati i prihvaćanje europskih normi i standarda energetske učinkovitosti. Hrvatskisabor je donio paket od pet zakona koji predstavljaju reformske zakone na područjuenergetike. Budući da je cilj Hrvatske članstvo u Europskoj uniji, zakonima se ujednousklađuje naše zakonodavstvo s regulativama Europske unije na tom području. U Zakonuo energiji predviđa se propisivanje naljepnice o energetskoj učinkovitosti za proizvođače iuvoznike proizvoda. U radu je, osim konkretnih direktiva (smjernica) Europske unije kojese odnose na označavanje energetske učinkovitosti proizvoda, opisan temeljni pristupRepublike Hrvatske u definiranju provedbenih propisa o naljepnici o energetskojučinkovitosti proizvoda, izložene su osnove koncepta i praktičnih iskustava "Energy star"inicijative u SAD, koja ima cilj da, kao podrška državnoj i lokalnoj razini, omogućidonošenje odluka o nabavi energetski učinkovitih proizvoda i usluga.

ENERGY EFFICIENCY LABELING ACCORDING TO THE ENERGYLEGISLATIVE OF THE EUROPEAN UNION AND THE REPUBLIC OF

CROATIA

Abstract

In the majority of developed countries, minimal standards for energy efficiency are anindispensable part of national energy policies, aiming to reduce the consumption ofenergy and emissions of waste. The successful integration of the Republic of Croatia intothe European Union will certainly be influenced by accepting of the European norms andenergy efficiency standards. The Croatian Parliament has billed a set of five acts thatrepresent reform laws for the energy sector. As the EU membership is Croatian nationalobjective, those acts are simultaneously adjusting Croatian legislation to Europeanregulatory acts for that area. The Energy law provides energy efficiency labeling forproducers and retailers. The paper describes, beside the EU directives for energyefficiency labeling of products, the basic approach of the Republic of Croatia to the

3 0 5

definition of implementation regulations for labeling. Regarded are also basics of conceptand practical experience of "Energy Star" initiative in the USA, the objective of which is to,being a support on local and federal level, facilitate the decision-making for the purchaseof energy efficient products and services.

1. UVOD

Označavanje opreme energetskim oznakama skup je mjera u okviru novog promišljanja iorganizacije energetskog sektora, u nacionalnom interesu. To je i jasno iskazivanjepolitike kojoj je prioritetni cilj racionalno gospodarenje energijom i zaštita okoliša.Označavanje olakšava proces uvođenja termina energetske učinkovitosti u marketinškustrategiju, informirajući potrošača o karakteristikama uređaja i naglašavajući pritompotrošnju energije kao relevantan kriterij prilikom odabira. Energetske oznake su potvrdakvalitete uređaja s gledišta njihove energetske učinkovitosti. Uređaji se prema potrošnjienergije dijele na sedam stupnjeva energetske učinkovitosti označenih slovima od A do G(grupu A čine energetski najučinkovitijih uređaji). Označavanje energetske opreme morabiti jasno i precizno, prema točno određenoj shemi kako bi se već na samom početkuizbjegli svi potencijalni nesporazumi u svezi sa značenjem i porukom energetske oznake.

Zaključci brojnih studija o utjecaju energetskih oznaka na ponašanje potrošača pokazujuda su cijena, veličina i funkcionalne kvalitete uređaja još uvijek prioritetan i glavni kriterijprilikom kupnje, ali u slučaju dva u svemu ostalom jednaka uređaja, oko 80 postopotrošača će temeljiti odabir na specificiranoj energetskoj potrošnji. Također,označavanje energetske opreme je jak poticaj proizvođačima da u cilju izbjegavanja lošeoznake na svom proizvodu povećaju njegovu energetsku učinkovitost. Jedan od bitnihpreduvjeta uspješnog uvođenja energetskih oznaka u hrvatsku energetsku strategiju jeodređenje minimalnih standarda energetske učinkovitosti opreme i novih tehnologija pouzoru na ISO i I EC standarde.

Hrvatski sabor je na sjednici 19. srpnja 2001. godine usvojio novi zakonodavni okvir kojimse uređuju odnosi u energetskom sektoru: Zakon o energiji, Zakon o tržištu električneenergije, Zakon o tržištu nafte i naftnih derivata, Zakon o tržištu plina i Zakon o regulacijienergetskih djelatnosti. Zakonom o energiji kao temeljnim zakonom reguliraju se odnosi uenergetskom sektoru, organizacija i institucije vezano, među ostalim, i uz pitanjeenergetske učinkovitosti i označavanje naljepnicom o energetskoj učinkovitosti proizvoda.

2. ENERGETSKA UČINKOVITOST U SKLOPU REFORME ENERGETSKOGSEKTORA I NOVOG ZAKONODA VSTVA REPUBLIKE HRVATSKE

Energetska učinkovitost

Temeljna potpora izgradnji i organizaciji energetskog tržišta su zakonski akti. Ovime seutvrđuju načela energetske politike, propisuju uvjeti za obavljanje energetske djelatnostite donose pravila koja se odnose na poslovanje i regulaciju energetskog sektora,planiranje energetskog razvitka, izgradnju, pogon, održavanje i nadzor energetskih

306

postrojenja, uzimajući u obzir energetsku učinkovitost, korištenje obnovljivih izvora tezaštitu okoliša.

Interes ugradnje energetske učinkovitosti u zakonske akte temelji se na sljedećimpostavkama:

• učinkovito korištenje energije u interesu Republike Hrvatske, u skladu s postojećimstanjem energetskog sektora, nedostacima i razvojnim opredjeljenjem;

• programi za učinkovito korištenje energije sukladno Strategiji energetskog razvitkaRepublike Hrvatske, Programu provedbe strategije i Nacionalnim energetskimprogramima na nacionalnoj razini pripremaju ministarstva u čijim nadležnostima suenergetska pitanja, a na lokalnoj razini nadležna tijela jedinica lokalne i područne(regionalne) samouprave;

- programi energetske učinkovitosti sadrže poticajne mjere za učinkovito korištenjeenergije putem obrazovanja, obavješćivanja, energetskih savjeta te izdavanjaenergetskih publikacija.

Nadalje, Zakonom o energiji i Zakonom o zaštiti okoliša omogućava se osnivanjeposebnog fonda koji bi objedinjavao ekonomski instrument u reformi energetskogsektora, jednako kao i sektora zaštite okoliša. Fond za zaštitu okoliša i energetskuučinkovitost osnovati će se posebnim zakonom, a predstavljat će financijsku instituciju čijibi predmet poslovanja obuhvaćao pribavljanje sredstava za financiranje projekata zaštiteokoliša, energetske učinkovitosti i obnovljivih izvora energije (dodjela "mekih" zajmova,subvencioniranje dijela investicijskih troškova, potpora istraživanjima i razvoju, širenjeinformacija i edukacija i si.).

Naljepnica o energetskoj učinkovitosti proizvoda

U članku 13. stavku 1. Zakona o energiji, utvrđuje se obveza proizvođača i uvoznikaproizvoda, koji za svoj rad koriste energiju, da u tehničkoj specifikaciji proizvoda navedukoličine potrebnog goriva ili energije za tipične uvjete rada. Nastavno, u stavku 2. definirase obaveza označavanja naljepnicom energetske učinkovitosti, odnosno propisivanjepravila o naljepnici o energetskoj učinkovitost proizvoda - potrošača energije. To su dužniprovesti proizvođači i uvoznici proizvoda. Pritom je sama naljepnica energetskeučinkovitosti oznaka koja obavještava kupca o karakteristikama uređaja s gledištaučinkovitog korištenja energije. Oblik i sadržaj naljepnice, ovisno o vrsti proizvoda,energetskim zahtjevima, i drugome, propisivat će ministar nadležan za energetiku.

Faze provedbe označavanja energetske učinkovitosti u Republici Hrvatskoj

Načelno, postupak donošenja minimalnog standarda energetske učinkovitosti za uređaje- energetske potrošače dostupne na hrvatskom tržištu obuhvaća ove glavne faze:

1. Uvođenje novog zakonodavnog okvira energetskog sektora2. Donošenje provedbenih propisa (Pravila o naljepnici o energetske učinkovitosti

proizvoda, pojedine norme i dr.)3. Organizacija i provedba demonstracijskih projekata u sklopu nacionalnih energetskih

programa (sektor industrije, kućanstva, uređaja i dr.)

307

Uz uspostavljenje pravnog okvira sama provedba obuhvaćala bi definiranje protokolatestiranja opreme, implementaciju standarda, provođenje statističkih i tehno-ekonomskihanaliza, praćenje i analizu utjecaja standarda na potrošnju energije i ostalo.

Uspostavu sustava označavanja proizvoda i usluga oznakama energetske učinkovitostitreba promatrati u okviru reforme energetskog sektora. Od te reforme očekuju se sljedećipozitivni pomaci za Hrvatsku:

• Jačanjem konkurencije i tržišta poticat će se rast proizvodnosti, profitabilnosti imeđunarodne suradnje;

• Restrukturiranje, liberalizacija i vlasničke promjene su pretpostavka za daljnji razvojenergetskog sektora i gospodarstva općenito;

• Demonopolizacija tržišta omogućit će se javnom funkcijom prijenosa i distribucijeplina i električne energije, što će dugoročno omogućiti potrošaču u umreženimsustavima izbor dobavljača;

• Potpisivanjem Ugovora o europskoj energetskoj povelji (NN 15/97) i Protokola oenergetskoj učinkovitosti i odgovarajućim problemima okoliša (NN 7/98) Hrvatska seuključuje u napredne svjetske trendove;

• Regulacija i nadzor ponašanja subjekata u energetskom sektoru omogućit ćeneutraliziranje tržišne nesavršenosti, provođenje zacrtane politike zaštite okoliša,socijalne, regionalne i drugih politika, državnu intervenciju u aktivnostima i pitanjimaod nacionalnog interesa;

• Direktive EU vezane uz liberalizaciju tržišta postat će obvezujuće za RepublikuHrvatsku u procesu ispunjavanja uvjeta za njeno članstvo u Uniji, radi harmonizacijedomaćeg pravnog i institucionalnog okvira s onim u EU, te je optimalan putpostupno ugrađivanje u naš pravni i gospodarski sustav kroz novo zakonodavstvo.

U skladu sa sektorskim pristupom, za ove aktivnosti ključne nadležnosti bi imala ovadržavna tijela:

• Ministarstvo gospodarstva,• Ministarstvo zaštite okoliša i prostornog uređenja,• Državni zavod za normizaciju i mjeriteljstvo.

uz otvorenu mogućnost uključenja drugih institucija, prema potrebi.

3. PRAVNI OKVIR ZA OZNAČAVANJE ENERGETSKE UČINKOVITOSTI UEUROPSKOJ UNIJI

22. rujna 1992. je usvojena direktiva vijeća EU pod nazivom 92/75/EEC, o označavanju iinformacijama o potrošnji energije i drugih resursa na standardnim proizvodima ukućanstvima. Države članice su obavezne usvojiti standardizirano označavanje potrošnjeu okviru nacionalnih zakona.

Direktiva se primjenjuje na sljedeće tipove uređaja u kućanstvima:

• hladnjake, zamrzivače i kombinacije,• perilice, sušilice i kombinacije,• perilice suda,• pećnice,• zagrijače vode i spremnike tople vode,

308

• rasvjetna tijela,• rashladne i klima-uređaje.

Na temelju direktive 92/75/EEC, Europska komisija je definirala detalje za odgovarajućetipove uređaja, i odgovarajuće obaveze označavanja unutar direktiva o primjeni. Do1999., direktive o primjeni su usvojene za ove električne kućanske uređaje: hladnjake izamrzivače s kombinacijama (direktiva 94/2/EEC), kućanske perilice (direktiva95/12/EEC), kućanske sušilice (direktiva 95/13/EEC), kombinirane perilice i sušilice(direktiva 96/60/EEC), perilice suda (direktiva 97/17/EEC, direktiva 99/11/EEC kaoamandman direktive 97/17/EEC), te na svjetiljke u kućanstvima (direktiva 98/11/EEC).Daljnje direktive EU za označavanje pećnica i zagrijača vode su u izradi.

Označavanje se vrši tzv. energetskim naljepnicama odgovarajuće boje pozadine i strakama za podatke koje su specifične za razne modele. Veličina, oblik i boja, kao iprikazane informacije, regulirane su zakonskim aktima. Naljepnica sadrži važne podatke0 energetskim i ekološkim karakteristikama u tabličnom obliku, npr. potrošnja el. energije,vode, zapremina, korisni kapacitet, učinkovitost pranja ili razina buke. Nije bilo mogućerazviti jedinstvenu naljepnicu za sve tipove uređaja. Ipak, jedna skupna karakteristika jekategorizacija uređaja u jednu od sedam razreda energetske učinkovitosti od «A» do«G», što je standardizirano u cijeloj EU.

Oznaka «A» (zeleno na tablici) znači malu potrošnju energije ili visoku učinkovitost, npr.vrlo učinkovito pranje i sušenje kod perilica, a «G» (crveno na tablici) znači velikupotrošnju energije i malu učinkovitost. Kriteriji za kategorizaciju unutar individualnihrazreda energetske učinkovitosti su standardizirani u cijeloj EU, a temelje se na studijama1 istraživanjima tržišta koja odražavaju tržišnu situaciju u trenutku stupanja direktive nasnagu.

Tablica 1. EU direktive o energetskom označavanju i karakteristike

EU direktiva

Okvirna direktiva 92/75/EEC,Direktiva 96/57/EC Europskogparlamenta i Vijeća europe

Direktiva o primjeni 94/2/EC

Direktiva o primjeni 95/12/EC

Direktiva o primjeni 95/13/EC

Direktiva o primjeni 96/60/EC

Direktiva o primjeni 97/17/EC

Direktiva o primjeni 98/11/EC

Opis

Oznaka potrošnje energije i drugihresursa kod kućanskih aparata, ipostavljanje zahtjeva minimalneenergetske učinkovitosti zahladnjake i zamrzivače ukućanstvimaEnergetsko označavanjehladnjaka, zamrzivača ikombinacija u kućanstvimaEnergetsko označavanje perilica ukućanstvimaEnergetsko označavanje sušilicau kućanstvimaEnergetsko označavanjekombiniranih perilica i sušilicaEnergetsko označavanje perilicasuda u kućanstvimaEnergetsko označavanjerasvjetnih tijela u kućanstvima

Početak obaveznogoznačavanja

1. siječanj 1998.

1. ožujak 1999.

1. srpanj 1999.

309

Kao primjer naglasaka iz nacionalnog zakonodavstva usklađene s EU odredbamanavedimo elemente iz njemačke Odredbe o označavanju energetske potrošnje(Energie verbrauchskennzeichen- verordnung):

• Područje primjene: Direktiva se primjenjuje na gore navedene vrste električnihkućanskih aparata;

• Obaveza označivanja: Kućanski aparati u prodaji, za iznajmljivanje ili izlaganjemoraju biti opremljeni naljepnicom s oznakom na kojoj su informacije koje izražavajupotrošnju energije i drugih bitnih resursa. Uređaji koji su izašli iz proizvodnje prijestupanja direktive na snagu su izuzeti od ove obaveze. Isporučitelji su odgovorni zatočnost danih informacija;

- Naljepnice, podaci: Isporučitelj (obično proizvođač) mora opskrbiti prodavača sbesplatnim naljepnicama i karticama s podacima. Prodavač (u maloprodaji) jeodgovoran za to da naljepnica bude istaknuta na vanjskoj strani uređaja, na vrhu ilina prednjoj strani tako da bude jasno vidljiva. Kupac treba dobiti karticu s podacimakoja je uključena u dokumentaciju proizvoda. Isporučitelji mogu sami odabratimetodu isporuke naljepnica (npr. mogu odvojeno distribuirati podlogu u boji i trake spodacima);

- Uređaji koji nisu izloženi: Kada su uređaji ponuđeni na prodaju ili iznajmljivanjeputem kataloške prodaje ili naručivanja poštom, ili na druge načine gdje potencijalnikupac ne može vidjeti izloženi proizvod, isporučitelj mora osigurati dostupnost bitnihinformacija s naljepnice kupcu prije same kupnje. Ova se odredba ne odnosi načisto oglašavanje ili posebne ponude, npr. u novinskim oglasima, koji ne uključujumogućnost naručivanja;

• Tehnička dokumentacija: Isporučitelj mora osigurati tehničku dokumentaciju zasvaki individualni model uređaja, dostatnu za točnost informacije na naljepnici ikartici s podacima;

• Ovlaštenja odgovornih tijela: Odgovorna tijela mogu zabraniti puštanje u prodajuili izlaganje modela ili individualnih kućanskih uređaja, ukoliko informacije traženeodredbama o označavanju energetske potrošnje nedostaju, nisu potpune ili sunetočne. Koga se podrazumijeva kao "odgovorno tijelo" nije određeno njemačkimfederalnim zakonom. Stoga, u skladu s člankom 83, 84 GG, savezne državeodređuju koja tijela su odgovorna za primjenu EU direktiva i zakonskih zahtjeva, kaoi pratećih administrativnih procesa;

• Prekršaji: Svatko tko namjerno ili propustom ne osigura naljepnicu ili karticu spodacima, ili propusti istaknuti naljepnicu na proizvodu, ili je ne istakne naodgovarajući način ili na vrijeme, ili ne osigura objavljivanje tražene informacije, činiprekršaj.

Sve članice EU (osim Italije, za slučaj sušilica) su do sada prevele Direktive o primjeni zaoznačavanje energetske potrošnje u nacionalne zakone, obuhvaćajući sve promatraneuređaje, osim direktiva o rasvjetnim tijelima koje još trebaju biti primijenjene u nekolikozemalja. Unutar nekih članica su u tijeku ili su dovršene procjene mjera za primjenu ovihobaveza.

310

Na razini EU provedene su tri procjene primjene i uspjeha europskih direktiva ooznačavanju energetske potrošnje, koje se s jedne strane odnose na stupanjusklađenosti, a s druge na razvoj prodaje uređaja iz raznih energetskih razreda. Prva seprocjena odnosila na formalni stupanj usklađenosti s regulativom u pojedinim zemljama imogućem utjecaju na tržišne čimbenike, a provedena je 1997/98 pokrivajući samohladnjake.

Stupanj usklađenosti s obavezom označavanja u sektoru maloprodaje je, premaprovedenim EU procjenama, bio relativno loš. U 1997. je 56 posto hladnjaka i zamrzivačabilo potpuno pravilno označeno, a postojale su velike razlike od jedne do druge zemlje.Uglavnom je ponašanje proizvođača ocijenjeno puno pozitivnije nego ponašanje trgovacau maloprodaji. Procjena utjecaja na potrošače je varirala od vrlo značajnog utjecaja,posebno u sjevernim članicama EU, do zanemarivog utjecaja u južnim članicama.

4. AMERIČKA "ENERGY STAR" INICIJATIVA

U SAD je pokrenuta "Energy Star" inicijativa, projektirana kao podrška državnoj i lokalnojrazini da primjenom mjera snižavanje troškova odlučuju o nabavi energetski učinkovitihproizvoda i usluga.

Glavni ciljevi su pritom:

• ušteda novca,• niži računi za energiju,• smanjenje ekološkog opterećenja.

Kako bi se inicijativa široko promovirala, krenulo se u razjašnjenje osnovnih pojmova.Tako je "energetski učinkovita kupnja" definirana kao nabava proizvoda koji:

• štede novac,• troše manje energije,• snizuju godišnje izdatke za energiju,• smanjuju zagađenje zraka,• u korištenju pružaju jednaku ili bolju kvalitetu.

Prednosti od nabave energetski učinkovitih proizvoda/usluga definirane su tako da seštedi novac poreznih obveznika smanjivanjem računa za energiju, smanjuje zagađivanjezraka, koriste proizvodi renomiranih proizvođača, javno prikaže interes za pitanja okolišajesu interes građana. Djelovanje je usmjereno prvenstveno na objekte državne i lokalneuprave, za koje se smatra da godišnje potroše 12 milijardi dolara na energiju. Individualnipotencijali ušteda procjenjuju se na 30 do 50 posto.

311

Za široku primjenu, nastoji se ukloniti barijere energetski učinkovitoj kupnji, a korisnicimase razjašnjavaju ovi pojmovi:

• Što je energetska učinkovitost?• Gdje mogu naći informaciju o proizvodu?• Ograničuje li to tržišno natjecanje?• Kako znam koji će mi proizvod dati najveće uštede tokom vremena?• Jesu li energetski učinkoviti proizvodi lako nabavljivi?• Jesu li jednake kvalitete kao oni koje inače kupujem?

Za pomoć kupcima razvijen je tzv. energy star purchasing tool kit koji obuhvaća tabličnikalkulator za izračun ušteda, upute za kupnju, kao i popis koji upućuje na rasprostranjeneproizvode poznatih tvrtki. Daljnje mjere podrazumijevaju usporedbe energetski učinkovitei konvencionalne opreme, demonstriranje dobrobiti od manjih izdataka za energiju iodržavanje, te se uzimaju podaci od korisnika, radi postizanja preciznijih rezultata.

Proizvodi obuhvaćeni klasifikacijom označavanja spadaju u široko rasprostranjeneuređaje i instalacije. Od uredske opreme to su:

• računala i monitori,• pisači, fax uređaji,• strojevi za fotokopiranje, skeneri,• višenamjenski uređaji.

U kućanstvima, tu je oprema za grijanje i klimatizaciju:

• peći, zagrijači vode, toplinske pumpe,• stambena rasvjeta,• transformatori,• kućanski uređaji: hladnjaci, perilice, suđerice, sobni (split) klima uređaji,• elektronika: TV, video itd.,• izolacija,• krovne instalacije.

Za što organiziraniji pristup, razvijene su preporuke od strane saveznog programa zaupravljanje energijom (FEMP - Federal Energy Management Program).

Look for the label

Slika 1. Logotipovi "Energy star" koncepta za energetsku učinkovitost (crno-bijela i uboji)

312

5. ZAKLJUČNA RAZMATRANJA

Stupanjem na snagu i uz punu primjenu novog zakonodavstva s pratećim podzakonskimaktima, projekti i programi energetske učinkovitosti u Hrvatskoj dobit će kompletan istabilan zakonodavni okvir i podršku kroz poticajne mjere koje će pravedno vrednovatiekološke i druge dobiti energetske učinkovitosti. Slijedeći trendove u Europskoj uniji,Hrvatska će na taj način razviti pravilnik o naljepnici o energetskoj učinkovitosti,oslanjajući se prvenstveno na donesene direktive EU. To je između ostalog u skladu sproklamiranom politikom prilagodbe hrvatskog zakonodavstva europskom, u okviruželjenih europskih integracija.

U domaćem gospodarskom okruženju, energetska učinkovitost u svim aspektima dobivasve više na značaju. No, nužno je provesti organizirani i sveobuhvatni pristup, pri čemu jeoptimalno koristiti provjerena međunarodna iskustva. Označavanje energetskeučinkovitosti je jedno od takvih.

Definiranjem minimalnih standarda energetske učinkovitosti opreme postavljaju se jasnizahtjevi pred proizvođače, ali i uvoznike i prodavače opreme, kako bi se izbjeglopretvaranje Hrvatske u veliko tržište neučinkovite energetske opreme.

Definiranje ovog standarda omogućuje financijsku potporu Svjetske banke, Europskebanke za obnovu i razvitak, Europske investicijske banke, Međunarodne banke zaobnovu i razvitak, Međunarodnog udruženja za razvoj, Međunarodne financijskekorporacije, Organizacije za razvoj i ekonomsku suradnju i Programa za okolišUjedinjenih naroda.

U većini razvijenih zemalja svijeta minimalni standardi energetske učinkovitosti suneizostavni dio nacionalne energetske politike, s ciljem smanjenja energetske potrošnje iemisije štetnih tvari. Na uspješnu integraciju Republike Hrvatske u Europsku uniju sigurnoće utjecati i prihvaćanje europskih normi i standarda energetske učinkovitosti.

6. LITERATURA

[1] Granić, G. et at. Strategija energetskog razvitka Republike Hrvatske. Zagreb:Ministarstvo gospodarstva: Energetski institut "Hrvoje Požar", 1998.

[2] Nota, R. et al. Mogući pravci reforme hrvatskog energetskog sektora. Zagreb:Ministarstvo gospodarstva: Povjerenstvo za reformu energetskog sektora, 2000.

[3] Narodne novine 68/2001[4] Schlomann, B. et al. Evaluating the Implementation of the Energy Consumption

Labelling Ordinance: Executive Summary. Karlsruhe: Fraunhofer Institute forSystems and Innovation Research, 2001.

[5] Commission of the European Communities COM(1999)328, Council decisionconcerning the conclusion on behalf of the European Community of an agreementbetween the United States of America and the European Community on the Co-ordination of Energy-Efficient Labelling Programmes

[6] United States Department of Energy: Energy Star - the symbol for energy efficiency,2000. http://www.epa.gov/energystar

313

Mr. Juraj Kurek, dipl.ing. HR0200029ELTEH d.o.o.Rijeka, HrvatskaVedran Krstulović, dipl.ing.Energetski institut "Hrvoje Požar"Zagreb, Hrvatska

ULOGA I MJESTO USLUŽNIH DJELATNOSTI NA PODRUČJIMAENERGETSKOG SEKTORA U PREDSTOJEĆIM PROMJENAMA

Sažetak

Poznata je činjenica da tržište energetskih usluga u SAD-u i EU ima vrlo veliki godišnjiporast (do 15 posto), te da otvara mnoga nova radna mjesta.

Zakonom o regulaciji energetskih djelatnosti uređuje se sustav za regulaciju javnih uslugau Republici Hrvatskoj. Sve druge energetske usluge, koje se obavljaju na dereguliranimslobodnim tržištima, potrebno je definirati, osmisliti i organizirati na principima koji surazrađeni u EU, posebno kroz SAVE program.

U radu su navedeni osnovni oblici uslužnih djelatnosti, kao npr. benchmarking (granskeusporedbe), energetski auditi (ankete i analize), DSM (Demand Side Management -upravljanje prema zahtjevima potrošnje), primjena informacijske tehnike, energetskosavjetovanje na internetu i dr.

Na temelju inozemnih iskustava, može se reći da se razni oblici energetskih uslugazasnivaju na energetskim agencijama koje pretežno osnivaju regionalni centrisamouprave, uz sudjelovanje isporučitelja energenata, korisnika i consulting firmi, koji suspona prema korisnicima.

Posredstvom tvrtki za energetske usluge, po modelima ESCO (Energy ServiceCompany), problemi financiranja rješavaju se kroz otplatu investicija preko cijenaenergenata na duži period.

Moguća organizirana regionalna mreža energetskih usluga može se temeljiti naregionalnim strukovnim komorama, lokalnim consulting firmama, uz sudjelovanjeisporučitelja energenata (elektrodistribucija, INA i dr.), lokalnih, regionalnih organa vlasti,kao dio Mreža industrijske energetske efikasnosti (MIEE).

315

ROLE OF THE SERVICES WITHIN ELECTRIC ENERGY SECTOR IN VIEW OFTHE FORTHCOMING CHANGES

Abstract

It is a well-known fact that the market of energy services in the USA and in EU has aconsiderable annual growth of up to 15 percent and offers a circle of numerous jobs.

The Law on the Regulation of Energy Services defines the system for the regulation ofpublic services in the Republic of Croatia. All other energy services conducted atderegulated free markets are yet to be defined, planned and organised on the principlesworked out in the EU, particularly within the SAVE programme.

Basic forms of services have been listed, such as benchmarking (branch comparisons),energy audits (opinion surveys and analyses), DSM (Demand Side Management -management according to consumption demand), application of information equipment,energy counselling on the Internet, etc.

When observing foreign experience, it can be said that various forms of energy servicesare the responsibility of energy agencies, which are predominantly organised by regionalself-management centres with the participation of energy suppliers, consumers andconsulting firms presenting a link to users.

Mediation firms for energy services following the ESCO (Energy Service Company)model, help solve financial problems by means of investment loans through energysource prices for a longer period.

Possible organised regional network of energy services may rest on regional businesschambers, local consulting firms, with the participation of energy suppliers (electric powerdistribution, INA, etc.), local, regional authorities, as part of the Croatian Energy ServiceNetwork (MIEE).

1. UVOD

Zakonom o regulaciji energetskih djelatnosti uređuje se sustav za regulaciju energetskihdjelatnosti osnivanjem Vijeća za regulaciju energetskih djelatnosti.

Djelokrug Vijeća za regulaciju, kao neovisnog regulatora energetskog tržišta, obuhvaćajavne usluge za osiguranje redovite i kvalitetne opskrbe energijom, po razumnimcijenama, uz zaštitu okoliša.

Sve druge energetske usluge na dereguliranim slobodnim tržištima, koje se već danasobavljaju u zemljama Europske unije i drugdje, potrebno je na nacionalnom nivoudefinirati i osmisliti, kako u interesu isporučitelja, tako i kupaca energije.

3 1 6

Cilj ovog rada je dati, makar i mali, doprinos rješavanju ove problematike.

Potrebno je naglasiti da je sudjelovanje današnjih isporučitelja energenata, HEP-a, INE idr., u razvoju jake consulting djelatnosti preduvjet za uspjeh s obzirom na inozemnaiskustva, gdje ta djelatnost pokazuje najveće trendove razvoja i kod isporučiteljaenergenata - elektrodistribucija i dr.

Na temelju iskustava i organizacije te djelatnosti u svijetu, može se osmisliti consultingmreža u Hrvatskoj, bez obzira gdje su dijelovi locirani i u kojim organizacijskim i pravnimokvirima djeluju.

Zakon o energiji obuhvaća energetsku učinkovitost, u sklopu čega propisuje daprograme, na lokalnoj razini, pripremaju nadležna tijela jedinica lokalne (regionalne)samouprave. U tom sklopu svoje mjesto trebaju naći svi oblici djelatnosti na područjuenergetskih usluga (osim javnih usluga).

O organiziranosti "mreže regionalnih energetskih usluga" i njihove efikasnosti u radu,prvenstveno o povezivanju s kupcima energije i energetskih usluga, znatno će ovisitibrzina ostvarenja ciljeva propisanih ovim zakonom.

Pozitivna kretanja se javljaju na području osnivanja tvrtki za energetske usluge (ESCO)unutar djelatnosti HEP-a, kao i na području analiziranja osnivanja ESCO tvrtki, kakounutar HEP-ovih distribucija (npr. "Elektroslavonija"), tako i drugih tvrtki za energetskeusluge.

2. USLUŽNE DJELATNOSTI NA PODRUČJU OPSKRBE ELEKTRIČNOMENERGIJOM

Uslužne djelatnosti na području opskrbe električnom energijom možemo definirati kaooperativnu sponu između distribucijske mreže i korisnika.

Uslužne djelatnosti izvan javnih usluga postaju ključnim faktorom, kako za isporučiteljeelektrične energije, tako i za kupce. One povećavaju atraktivnost isporučitelja, kupcimasmanjuju troškove, te integriraju strategiju uštede energije i zaštitu okoliša.

Consulting djelatnosti uklapaju se u (plan) shemu mreže uslužnih energetskih djelatnosti,pogotovo na područjima:

• benchmarkinga (granske usporedbe energetskih veličina),* energetskog audita (anketiranje i analiza),• best practice (promoviranje optimalnih energetskih rješenja).

Razvijeniji oblici uslužnih djelatnosti na području energetike, upotpunjuju sliku mogućihoblika i područja djelovanja. Tu spada:

• DSM - Demand Side Management - upravljanje prema zahtjevima potrošnjeTu se najčešće radi o savjetovanju i informacijama kupaca, upravljanju snagom,financiranju investicija iz ušteda i optimiranju potrošnje s obzirom na uštede iekologiju.

317

• SSM - Supply Side Management - optimiranje ponude sa strane isporučiteljaTu se najčešće radi o kompletiranju ponuda isporučitelja energije i o isporuci svihenergenata (struja, voda, plin i dr.) iz jedne ruke i kompletne usluge (Multy Utillity).

• LCP - Least Cost Planning - programiranje na najmanje troškoveStrategija koja omogućava da se zahtjevi za isporuku energije zadovolje uznajmanje troškove, kombinacijom troškova za proizvodnju i učinkovito korištenjeenergije, s obzirom na cijelo društvo, pri čemu se minimaliziraju rizici zagospodarstvo i okoliš. Jeftinija rješenja LCP-a traže se na regionalnim nivoima.

• IRP - Integrated Resources Planning - integralno planiranje i vođenje energije

Uslužne djelatnosti mogu na ovim poslovima ponuditi sudjelovanje na strani potencijalnihinvestitora, posebno s consulting uslugama, inženjerskim uslugama, razradi koncepatalokalnih izvora energije, vođenjem contracting poslova, gdje se investicije otplaćuju odostvarenih ušteda na troškovima za energiju.

• Primjena informacijske tehnikeInformatičko - tehničke usluge u svijetu pokazuju veliko povećanje, sa stopom rastaod 15 posto godišnje (1999.), a liberalizacija zahtjeva decentraliziraniinfomenadžement

• Energetsko savjetovanje na internetuInternet prodire nezadrživo u nova područja. Nakon prodora na područjuautomatizacije, sada je na redu tržište energije koje se oslanja na informatičkarješenja i usluge.

• Usluge u decentraliziranoj opskrbi energijomDecentralizirani koncepti snabdjevanja energijom optimiraju resurse.U tijeku deregulacije energetskih tržišta, snabdjevanje energijom se postavlja"naglavačke". Raste značaj decentraliziranih sustava. Oni se temelje na moderniminformacijskim tehnikama i decentraliziranim upravljanjima energijom u zatvorenomregulacijskom krugu, dok se danas snabdjevanje energijom optimira odozgo.Consulting djelatnosti tu imaju svoje mjesto, osobito na sekundarnoj strani,posebno na području efikasnih monitoringa i dijagnostičkih aktivnosti za prikupljanjepogonskih podataka, pojedinih sustava i podsustava, te davanje podataka zaplaniranje i optimiranje.Svrha decentraliziranog snabdjevanja energijom je energiju, po mogućnosti,proizvesti tamo gdje se koristi. Raspoloživu energiju, pogotovo raspoloživuregenerativnu energiju, treba proizvesti u momentu potrebe, tamo gdje je najhitnije iligdje ima najbolju primjenu i opskrbu područja te optimirati je prema postavljenimkriterijima: energetskim, ekonomskim i ekološkim.

• Usluge u sektoru energetike u promjenamaZa sektor energetike u promjenama karakteristični su sljedeći zahtjevi:

• deregulacija pretvara energiju u robu za trgovanje, slobodno u nabavci, usvako doba i u svakom mjestu i za svaku potrebu;

• povećanjem tržišnog natjecanja i promjenama pravila igre, povećavaju sepoduzetnički izazovi;

• povećanje energetske i administrativne efikasnosti su hitno potrebni;• društveno politički okvirni uvjeti zahtjevaju povećanje zaštite okoliša i

resursa;• cilj je objedinjeno razmatranje energije i složenih procesa;• moderna infotehnika prožima energetski sektor sve jače i otvara nove

mogućnosti i za uslužne djelatnosti.

318

» Samofinanciranje iz uštedaSamofinanciranje iz ušteda mogu se provesti jednokratno (One-off) i dugoročno,posredstvom uslužnih energetskih tvrtki (tipa ESCO - Energy Service Company).Jednokratno financiranje iz ušteda vrši se ponudom usluga na bazi analizetehnološko-tehničkih uvjeta za uštedu energije, koja obuhvaća snimanje potrošnje itroškova za energiju, energetski audit (usporedba s drugim, sličnim potrošačima),izrada idejnih rješenja, posredovanje u nabavi i instalaciji opreme po povoljnimfinancijskim uvjetima, nadzoru nad radovima, te vođenju obračuna otplata krozuštede.Dugoročno samofinanciranje posredstvom tvrtki za energetske usluge (ESCO),koje pružaju usluge dvije vrste:

• provođenje integralnih mjera energetske efikasnosti uz uobičajenufinancijsku podršku,

• preuzimanje energetskog postrojenja i instalacija u određenom objektu naugovoreni rok, uz obvezu održavanja, unapređivanja i uštede energije, teisporuka energije u traženim količinama, kvaliteti i tržišnim cijenama.

Za isporučitelje energije u budućnosti, sve su ovo veliki zahtjevi, a bez detaljnih podatakao kupcima, ne može se ispravno djelovati. Ta će veza kod većih sustava biti jedno odpodručja uslužnih djelatnosti, a manji će koristiti consulting firme kao vanjske usluge.

Navedene djelatnosti koje su uslužne, razvijene su ili se razvijaju u zemljama sliberalnim tržištem i tržištima u pretvorbi.

Te djelatnosti različito su organizirane u pojedinim zemljama i regijama prema zahtjevimakupaca za složenim energetskih uslugama.

3. ENERGETSKE USLUGE - KOMPLETNO I NEUTRALNO

Temelj energetskog savjetovanja, kroz uslužne djelatnosti, treba biti konsekventnaorijentacija na kupce za vezu kupac-isporučitelj, da se kupcu pruže kompletne usluge ida one budu neutralne (objektivne - optimalne), a za isporučitelja da zadrži sadašnjekupce, zbog konkurentnosti, i da radi na pridobivanju novih kupaca.

Konsekventna orijentacija na kupce zahtjeva njihovo dobro poznavanje, jer razne grupekupaca imaju različite zahtjeve na isporuku el. energije. Kupci električne energije moguse grubo razvrstati u grupe kao npr. industrija, obrt, uslužne djelatnosti, komune tj.općine, poljoprivreda, privatna kućanstva, građevinski poduzetnici, a svi oni sesukobljavaju s pitanjima aspekata tehničkih rješenja, s ekonomijom (financijama) i sekologijom - zaštitom okoliša.

S obzirom da takva djelatnost mora pokriti cijelu paletu navedenih aktivnosti, očito je daorganizirana mreža consulting aktivnosti mora sadržati sve forme rada koje su danas usvijetu uobičajene.

3 1 9

4. INOZEMNA ISKUSTVA

1999. godine na sastanku SAVE agencije (Session VI - Energy Services and DSM).izneseno je da je tržište energetskih usluga u SAD-u procijenjeno na 1,8 milijardi dolaragodišnje, a najveći se dio nalazi u javnim i komercijalnim objektima.

Ukupno europsko tržište procijenjeno je na 70 milijarda Eura, a sadašnje tržište uslužnihdjelatnosti procjenjuje se na 150 milijuna Eura, što obuhvaća maleni dio ukupnogpotencijala koji je ostao neiskorišten.

Razvoj uslužnih djelatnosti na području energetike najveći je u Njemačkoj i Austriji , dokje manji u ostalim državama EU-a.

U zemljama Srednje i Istočne Europe u kreće se prema ubrzanom razvoju uslužnihenergetskih djelatnosti.

Consulting djelatnosti u velikim industrijskim kompleksima djeluju samostalno u okvirusvog sustava. Za ostale potrošače okosnicu consulting djelovanja čine regionalneenergetske agencije (EA) i consulting firme (savjetodavne firme) koje djeluju ilisamostalno ili rade za energetske agencije.

Niže navedeni primjeri energetskih agencija mogu poslužiti za dobivanje uvida uosnivače i djelatnost.

Tvrtke za energetske usluge ESCO (Energy Service Company)

Koncept ESCO tvrtke je prilično uhodan u zapadnim razvijenim zemljama i zadnjih godinase ubrzano širi u tranzicijskim zemljama. U osnovi, riječ je o pružanju energetskih uslugadvije osnovne vrste:

• Provođenje integralnih mjera energetske efikasnosti, s tehničkom i, kao uobičajenaopcija, financijskom podrškom. Ovdje uobičajena usluga obuhvaća:

- procjenu potencijala za uštede energije i novaca korisnika - auditi, analizeizvodljivosti;

• razvoj odgovarajućeg projekta za zadovoljavanje korisnikovih potreba;• garanciju da će ustanovljene mjere dati traženi učinak;• vođenje projekta, nabave opreme i radova;• pouzdan pogon i održavanje;• posebno: usluga upravljanja sa strane potrošnje (DSM).

• Tzv. "outsorcing" energetike, tj. preuzimanje energetskog postrojenja i instalacija uodređenom objektu na ugovoreni rok, uz obvezu održavanja, unapređivanja iisporuke energije u traženim količinama i kvaliteti. Ovdje ESCO poduzećedugoročno, na temelju ugovora, preuzima energetski sustav; optimizira ga i premapotrebi dograđuje vlastitim kapitalom; isporučuje energiju u traženom opsegu, aprofit ostvaruje na temelju izbjegnutih troškova.

3 2 0

U skladu s financijskim karakteristikama, na razvijenim tržištima energetskih uslugadefinirani su i modeli i karakteristike ugovaranja. Važan pojam pritom je ugovaranjeprema izvedbi (performance contracting), koje se odnosi na praksu osiguravanja uštedaenergije za određenu naknadu koja ovisi o količini uštede, te financiranje od treće strane(third party financing), što se odnosi na pribavljanje sredstava za provođenje projekta odstrane vanjske institucije, pri čemu se otplata investicije ostvaruje od samih ušteda.

Performance contract je uobičajeno ugovor između poduzeća za pružanje energetskihusluga i naručitelja - potrošača energije gdje se utanačuju stavke projekta povećanjaenergetske efikasnosti, što tipično pokriva razvoj projekta, određivanje financijskihmodaliteta, primjenu mjera, monitoring - dakle nadzor primjene i rada.

Pružatelj usluga pritom jamči zadovoljavajuću razinu energetskih ušteda iz kojih će seotplatiti investicija.

Prema načinu formiranja, ovisno o komercijalnom interesu, javljaju se ove vrste ESCOtvrtki:

• ESCO tvrtke koje pružaju usluge za naknadu;• ESCO tvrtke koje osnivaju proizvođači/isporučitelji opreme za nadzor i upravljanje

kao proširenje svoje djelatnosti;• ESCO čiji je osnivač elektroprivredna organizacija, koja ovdje interes nalazi u

investiranju u smanjenje potrošnje i rezulturiajućem smanjenju potrebe zadogradnjom infrastrukture i proizvodnih kapaciteta.

Samo ugovaranje ESCO projekata izlučilo je nekoliko različitih tipova ugovora, u skladu spotrebama naručitelja:

1. U ugovaranju sa zajamčenim uštedama, naručitelj financira projekt i provedbu mjerapovećanja efikasnosti putem posudbe sredstava od treće strane (običnokomercijalne banke) ili leasingom opreme;

2. Ugovaranje s podjelom ušteda, gdje ESCO tvrtka financira projekt, bilo iz vlastitihsredstava ili posuđivanjem od treće strane;

3. Ugovaranje s otplatom iz ušteda, gdje umjesto fiksnih obroka otplate posuđenogkapitala sam raspored otplaćivanja ovisi o razini ušteda;

4. Tzv. chauffage ugovori - ugovaranja gdje je na prodaju neko krajnje korištenjeopreme ili usluge, kao rasvjeta iz specificirane instalacije na bazi cijene određenogbroja sati korištenja, slično za grijanje itd.

Energetske agencije u Štajerskoj (Austrija)

U Štajerskoj postoji pet energetskih agencija koje služe kao potpora za izradu regionalneenergetske strategije.

Primjer Štajerske na izgradnji mreže energetskih agencija slijedi EU. Te agencije suznačajna karika u prihvaćanju i izobrazbi i kompetentne su u predaji znanja.

321

Zadaci lokalnih energetskih agencija

• Davati informacije u vezi s efikasnim korištenjem energije koja štedi okoliš;• Prikupljati nova znanja o energetskim tehnologijama, mogućnostima financiranja i

potpore;• Pratiti energetske projekte raznih veličina od solarnih uređaja u obiteljskim kućama,

preko projekata contractinga na bazi ušteda, pa sve do komunalne toplinske mreže;• Sudjelovanje u contracting projektima koji su inovativni modeli za vlasnike objekata

za smanjenje potrošnje energije. Investicije za mjere štednje provode se sa straneprovjerene firme "Contractor", a troškovi se pokrivaju u potpunosti ili djelomično, arefinanciraju se iz ušteda. Pri tome se ušteda energije garantira sa stranecontractora, naručitelj ne snosi nikakav tehnički i financijski rizik. Regionalneenergetske agencije pomažu i savjetuju vlasnike objekata kod provedbe contractingprojekata, procjenjuju cijelu paletu mogućih i ekonomičnih mjera ušteda, tražepogodnog Contracting ponuđača i pomažu vlasnicima objekata kod sklapanjaugovora.

• Savjetodavne usluge pri korištenju alternativnih izvora energije, razvoj energetskihkoncepata za manje i srednje lokalne zajednice, razrada provođenja energetskihmjera; pružanje svih potrebnih informacija i usluga za stručnu potporu.

Uslužne djelatnosti energetskih agencija otvaraju mogućnost zapošljavanja privatnihosoba, pogona, građevinske djelatnosti i dr. Ove agencije su važni multiplikatori prirealizaciji obveza prema Kyoto protokolu. Regionalne energetske agencije moraju seizgraditi i ojačati kao decentralizirana savjetodavna mjesta. One su garancija da će seracionalno korištenje energije razumjeti i prihvaćati.

Grazer Energie Agentur

Osnivači: Grad Graz, gradska energana Graz, Štajerski "Ferngas" AG, Gospodarskakomora, Trgovačka komora.

Djelatnost: Termoprofit - Contracting - Dugoročno otplata investicija iz cijena energije.Agencija objedinjava i potiče energetski consulting, solarnu inicijativu i upravljanjeenergijom. Daje podloge za planiranje energetske politike grada i za razvoj novih uslužnihi poslovnih djelatnosti.

Energetska agencija regije Freiburg (Njemačka)

Osnivači: Agencija za energiju i sunce (FESA) - grad Freiburg

Djelatnost: Ušteda energije, marketing, idejni projekti, realizacija projekata (sunce, vjetar,vodna energija), info-servis.

Energetska agencija provincije Livorno (Italija)

Osnivači: Regionalna uprava provincije 1998. u okviru SAVE II programa EU.

Djelatnost: Dio je mreže talijanske energetske agencije (RENAEL) i bavi se svim vrstamauslužnih poslova vezanih za agenciju.

3 2 2

ME A - Muncher Energie Agentur Gmbh (Njemačka)

Osnivači: Grad MQnchen, Gradska energana Munchen, Bayerngas Erdgas Sudbayern ijoš nekoliko poduzeća

Djelatnost: Unaprjeđenje racionalnog korištenja energije, primjena regenerativnihenergija, smanjenje emisije CO2.

Dalkia (Francuska)

Tvrtka koja se predstavlja kao vodeći operater ESCO projekata u Europi, a članica jeVivendi grupe; ima vrlo razvijene poslove u preuzimanju i vođenju kompletnihcentraliziranih toplinskih sustava, sustava grijanja, klimatizacije i ventilacije za velikeobjekte, u komercijalnom, zdravstvenom, industrijskom, i u sektoru kućanstava, a i svimdrugim djelatnostima za vođenje objekata (facilities management).

VA TECH ELIN EBG (Austrija)

Članica velikog ELIN koncerna specijalizirana za inženjering, ugovaranje i usluge kodenergetske opreme, a koja svoju djelatnost u skladu s iskustvima ubrzano širi nakompletno pružanje energetskih usluga.

EETEK Energy Efficiency Technologies (bazno SAD, djeluje u srednjoj i istočnojEuropi).

Tvrtka specijalizirana za projekte i izvođenje mjera povećanja energetske efikasnosti,podrazumijevajući procjene potencijala, razvoj prikladnih projekata, moduse financiranja,jamstvo uspjeha, puno vođenje projekta, upravljanje radom i održavanjem. EETEK osnivasvoje tvrtke-kćeri u tranzicijskim zemljama.

Ovi primjeri pokazuju da su energetske agencije, koje osnivaju gradovi ili regije, okosniceconsulting djelatnosti izvan većih energetskih i industrijskih sustava, a negdje i njihovisastavni dijelovi.

5. PERSPEKTIVA I MJESTO USLUŽNIH DJELATNOSTI - CONSULTINGDJELATNOSTI U REPUBLICI HRVATSKOJ

Razvoj uslužnih djelatnosti u RH neminovno će pratiti trendove razvoja u EU, a to dovodido potrebe da ta djelatnost nađe svoje mjesto u energetskim programima.

Uz zakonsku potporu i perspektivu tržišta energenata koje se otvara, uslužne djelatnostitreba smjestiti u sljedeće moguće okvire:

• Agencija za regulaciju usluga (javne usluge),• Pool mreže energetske efikasnosti u okviru MIEE,• Regionalne energetske agencije (sve energetske usluge osim javnih),• Postojeće consulting i srodne kuće,• Strukovna organiziranost uz pomoć regionalnih gospodarskih komora,• Tvrtke za energetske usluge ESCO (Energy Service Company) koje pružaju

kompletne energetske usluge, uključujući financiranje i gradnju novih energetskihpostrojenja.

323

Zakon o energiji određuje da programe na lokalnoj razini pripremaju tijela jedinica lokalnei regionalne samouprave.

S ciljem pomoći pri donošenja programa lokalne regionalne samouprave mogu formirati,zajedno sa svim zainteresiranim, gradskim i regionalnim poduzećima, gospodarskimkomorama, financijskim institucijama, consulting i projektnim poduzećima, i dr.,energetske agencije sa zadatkom ostvarivanja navedenih ciljeva.

Agencije mogu djelovati na svim poljima koja su interesantna za regionalnu samoupravu.Osobito na energetskom sektoru, na racionalizaciji potrošnje energenata, u zaštiti okolišau vezi potrošnje energenata, u consulting uslugama za korisnike energenata s ciljemoptimiranja troškova i pomoći da se specifična potrošnja energije kao i emisija štetnihplinova u regiji smanji.

Strukovna organiziranosti u Primorsko-goranskoj županiji, npr. mogla bi obuhvatititurizam, zdravstvo, komunalna poduzeća, drvnu industriju, prehrambenu industriju,građevinarstvo - zgradarstvo, javne zgrade i dr.

6. ZAKLJUČCI

1. Uslužne djelatnosti na području energetskog sektora u RH su slabo razvijene inemaju za sada značajnu potporu velikih sustava za isporuku energije.

2. Nacionalna mreža energetske efikasnosti (MIEE) u okviru EIHP-a je u faziorganiziranja, a njena djelotvornost će ovisiti o povezanosti s regionalnim centrima.

3. Neovisno o predstojećim promjenama, potrebno je cijelu mrežu uslužnih djelatnostina nacionalnom nivou osmisliti, oživiti pomoću svih mogućih regulativa i potpora,oslanjajući se na regionalne energetske agencije i consulting firme.

4. Regionalne strukovne komore mogu biti centri okupljanja struka, koje imajuzajedničku energetsku problematiku i zajedničke interese za razmjenu informacija opotrošnji energenata kao i rješenja za uštedu energije i troškova.

5. Uslužne djelatnosti na sektoru energije razvijat će se zajedno s današnjim velikimsustavima (HEP, INA i dr.), kako u njihovom tako i u zajedničkom interesu.

6. Od usklađivanja javnih energetskih usluga koje vrši agencija i ostalih energetskihusluga prikazanih ovim radom, ovisiti će uspješnost djelovanja i rezultatiliberalizacije energetskih tržišta, koja bi trebala dati značajne prednosti za korisnike,isporučitelje energenata, te za cijelo društvo, kako na nacionalnom, tako i naregionalnom planu.

7. LITERATURA

[1] Narodne novine 68/2001[2] "SAVE for the future" Session VI - Energy Services and Demand Side Management.[3] Energieforum 2001. fur nachaltige Energiewirtschaft. // EW Elektrizitatswirtschaft.

5(2001)[4] Alle Energien aus einer Hand - MVV Energie Mannheim. // Energie Spektrum.

4(2001)

324

[5] Schmid W. Energiedienstleistungen und Demand Side Management. // E.V.A.Energie Verwertungsagentur Wien. 1(2000)

[6] Hillman G. Liberalisierung fordert dezentrales Informationsmanagement. // ETZ9(1999)

[7] Aumayr G. Dezentrale Energieversorgungskonzepte optimieren Ressourcen. // ETZ3-4(1999)

325

Croatian Quality

CONSULTING, d.o.o.klimatizacija

ZAGREB MOSKVA

10000 ZagrebCMP Savica Šanci 133

tel: 00385 1 2409 155faks: 00385 1 2409 135

e-mail: its-consulting@zg.tel.hr.

SARAJEVO

Banke leda CALNAC štede energiju

Bankom leda postiže se:• povećanje kapaciteta hladnjaka u vrijeme najveće potrošnje

rashladne vode,• izjednačenje potrošnje električne energije u toku cijelog dana.

<*&

-3'C| »0-C— I HLADNJAK I —

CALMAC MANUFACTURING CORPORATIONCALMAC

f ^ R C GROUPnaše 25-godišnje iskustvo jamstvo je da nam ivi poklonite svoje povjerenje

ELKA d.d.ENERGIJA - KOMUNIKACIJE

HRVATSKA,10000 ZAGREB,Žitnjak b.b.,P.O. Box 150

Tel.: (++385-1)24 82 600Fax: (++385-1) 24 04 898

elka-marketing@elka.hrwww.elka.hr

PROIZVODNI PROGRAM:

- energetski kabeli

- savitljivi i instalacijski vodovi i kabeli izolirani termoplastima

- savitljivi i instalacijski vodovi i kabeli izolirani elastomerima

- brodski kabeli

- kabeli i konektori za instalacije u zračnim lukama

- telekomunikacijski kabeli

- svjetlovodni kabeli

- signalno-upravljački, mjerni i kabeli za računalne mreže

- rudarski kabeli

- kabeli za zavarivanje

- specijalni vodovi i kabeli

- konfekcionirani vodovi i kabeli

- lakirana žica

- aluminijska, alu-čelična i užad od aluminijskih legura

- zaštitna užad sa svjetlovodnim nitima (0PGW)

- čelična užad i priveznice za dizalice, brodove i druge namjene

- izolacijski materijali

INERGETIKAARKETING

d.o.o. ZA TEHNIČKE IPOSLOVNE USLUGE

HR-10000 Zagreb, Sokolska 25tel/faks: 01/377 12 56, 377 24 29

e-mail: ege@ege.hr

> izdajemo stručne časopise EGE na hrvatskom i EGES na slovenskom

jeziku s temama iz područja: energetike, grijanja i klimatizacije,

primjene plina i plinske opreme itd., koji izlaze 5 puta godišnje u

nakladi od 6000 primjeraka (EGE), odnosno 4000 primjeraka (EGES)

te popularno-stručni časopis MOJA KUPAONICA za kupaonice,

sanitanje, bazensku tehniku, saune, instalacije i uređenje kuhinja...

u nakladi od 7000 primjeraka dva puta godišnje

izdajemo brojnu stručnu literaturu iz područjaplina i njegove primjene te grijanja, ventilacije i N O V O !klimatizacije

prodajemo inozemnuliteraturu

www.ege.hr

• organiziramo stručne skupove,prezentacije, promocije...

Snaga energ i je .PoWff in energy«

KONČARn aa r s

Strojogradnja d.d.

Sporohodne dvotaktne dizelskemotore po licenci MAN B&Wproizvodimo 45 godina.Proizvedeno je preko2.000.000 kW

Ovi motori u elektranama uodnosu na ostale pogonskestrojeve iskazuju mnogetehničke i komercijalneprednosti

Za potrebe elektrana od1973. godine licencionariMAN B&W izgradili su iinstalirali 99 motora ukupnesnage preko 2200 MW

Korisniku je omogućenpravi izbor pogonskogstroja za široki obujamsnage

ULJANIK Strojogradnja d.d. Flaciusova 1, RO.Box 114, 52100 Pula

UPRAVA Tel. 052/373 938, 373 309, Fax. 052/373 821E-mail: uljstroj-direktor@uljanik-strojogradnja.tel.hr

PROJEKT I PRODAJA Tel. 052/374 510, 374 511, 374 515, Fax. 052/374 516E-mail: uljstroj-prodaja@uljanik-strojogradnja.tel.hrE-mail: uljstroj-projekt@uljanik-strojogradnja.tel.hr

HRVATSKA ELEKTROPRIVREDA d.d.DP "Elektroistra" Pula 50 godina postojanja

Na kraju 19. stoljeća, s početkom elektrifikacije na istarskom poluotoku (počev od 1883.godine kada se podiže prva električna centrala u Vodnjanu za javnu rasvjetu i distribuciju) započinjerazdoblje intenzivnijeg razvoja Istre. Stoljeće postojanja elektrodistributivne djelatnosti i pola stoljećadjelovanja, "Elektroistre" - istarskog distributera električne energije u sklopu Hrvatske elektroprivreded.d. - daju snažan pečat, razvoju gospodarskog, kulturnog i društvenog života istarskog poluotoka.

U sastavu Distribucijskog područja "Elektroistra" Pula (sa 665 djelatnika), sedam pogona (uPuli, Rovinju, Poreču, Bujama, Buzetu, Pazinu i Labinu) isporučuje električnu energiju za cijeluŽupaniju istarsku.

Nabava i

951.570

"Nabava i prodaja:i! Gufafci:-:

68.943^

Gubici:;:

:;- 7,25:;?.

el.energijeza DP,":

^Prodaja-."

: :88i2::62^

: 35 kV;Elektroistra^ u MWJ»; za 2000;

l::!i>;!:i;.v:::';- :: ; '

X95A12

Kućanstvo

3,903755'

: -Javna,;[;.rasvjeta;1;

: lt9:278

gođinti:;;0,4:fcV;;;•^tarifna:: | ; igrupa:;:

69.259 :.::

IFtarifna,:i:Mgrup:a::!l1

;::^0,222v

Godišnja potrošnja električne energije iznosi 951.570 M W h , a opskrbljuje se 117.945potrošača u distributivnoj mreži, od čega j e 3.011 upravljanih potrošača sa snagom većom od 11 MW.Vršno opterećenje iznosi 173.686 MW, s prosječnim godišnjim gubicima od 6,5 % (među najnižim uHrvatskoj elektroprivredi). Za napajanje cijelog područja u funkciji j e sedam trafostanica 110/35/10(20)kV ukupne snage 380 M V A, tridesettri trafostanice 35/10(20) kV ukupne snage 385 M V A, te 2008trafostanica 10(20)/0,4 kV. Izgrađeno j e 6683 kilometra nadzemne mreže i 2136 kilometra kabelskemreže. Sustav daljinskog upravljanja obuhvaća centar upravljanja u Puli s jedanaest upravljanih objekata(deset TS 35/10(20) kV i j e d n o rasklopište 10(20) kV). Sustav mrežnog tonfrekventnog upravljanjasignalom pokriva sve pogone osim pogona Labin.

> opskrba plinom> opskrba toplinskom energijom• servlsiranje plinskih trošila> umjeravanje suhih plinskih brojila i regulacijske tehnike

u potvrđenom mjeriteljskom laboratoriju> održavanje sustava za distribuciju plina I toplinske energije• montažerski radovi na distributivnom sustavu> Informatički inženjering• istraživanje tržišta i Ispitivanje javnog mnijenja> tehničko ispitivanje i analiza• projektiranje, gradnja i stručni nadzor> poslovi praćenja kakvoće zraka i emisija u zrak> poslovi stručne pripreme i izrade studije utjecaja na okoliš• ispitivanje plinonepropusnosti, ispitivanje ispravnosti sustava

i uređaja za detekciju zapaljivih plinova i para

I » T E R M O P L I N « d.d. VARAŽDINVjekoslavašpinčića7842000 VaraždinTeleton: 042/231444Telefaks: 042 / 232 636M.S. 3026485www.termopHn.com

Imate li rješenje za ovaj Gordijski čvor?Mi imamo.

Landis & Staefa Division

Predstavništvo ZagrebFroudeova 94Tel. + 385 1 655-46-50, 655-44-09, 652-34-38Faks + 385 1 652-00-56

51000 RIJEKADolac 14/1

Telefon: +385 51 353-006Telefax: +385 51 353-007E-mail: kd-energo@ri.tel.hr

KD ENERGO d.o.o.Komunalno društvo za proizvodnju idistribuciju toplinske energije i plina

KD Energo d.o.o. je komunalno društvo uvlasništvu Grada Rijeke. Djelatnost društva jeproizvodnja i distribucija plina i toplinske energije.

Društvo nastavlja tradiciju plinske djelatnosti napodručju grada Rijeke koja datira od 1852. godine.Proizvode se i distribuiraju dvije vrste plina - gradski imiješani. Gradski plin proizvodi se termokatalitičkomkonverzijom ukapljenog naftnog plina, dok seproizvodnja miješanog plina zasniva na injektorskommiješanju ukapljenog naftnog plina i zraka bez utroškapomoćne energije.

Mješalište, dovršeno 1992. godine, ukupno instaliranesnage od 170 MW, poslije Termoelektrane Rijekanajveći je energentski potencijal na području Primorskogoranske županije.

Projekt mješališta nagrađen je diplomom Hrvatskegospodarske komore za izuzetno dostignuće i zasluge napromicanju hrvatskog gospodarstva u 1992. godini.Program plinifikacije miješanim plinom nagrađen jenajvišom državnom nagradom Republike Hrvatske -Zlatnom plaketom za razvoj energetike i zaštitučovjekove okoline.

KD Energo danas usluzuje oko 19.000 potrošača plina ufunkciji čega je izgrađeno 167 km gradske plinskemreže.

KD Energo također proizvodi i distribuira toplinskuenergiju na području grada Rijeke.

Instalirana snaga u 16 kotlovnicaje oko 120 MWcime segrije oko 540.000 m stambenog i poslovnog prostora(oko 10.000 stanova) i priprema oko 380.000 mgodišnje tople sanitarne vode. Ukupna duljina toplo vodai vrelovoda iznosi 16,5 km.

DELIKATES IVlc# DALMATINSKA KUĆA #

vi. JASENKA IVIĆ

Zagreb, Vlaška 64 Tel: 01/ 4620-5424617-062

Nudimo Vam:x Svakodnevni izbor svježih školjki,

riba i mekušacax Salate od istihx Salate od povrćax Hladna pečenjax Veliki izbor sendviča i kolačax Domaći i uvozni sumesnati

proizvodi i sirevix Miljevački pršut i panceta

Vršimo usluge izrade cocktailsendviča, hladnih narezaka i kolača

ORGANIZIRAMO SVEČANE PRIJEME!J

A LSTO'MALSTO'MALSTO'MALSTO'MA LSTO'M

l iEffIDEJE ZA TOPLINU

Plinski kondenzacijski kotao ecoViT i spremnik tople vode VIH K

£x ?>: E3

m te m

Kombinacija novog kondenzacijskog kotla ecoVITi spremnika tople vode VIH K

Ovaj uređaj postavlja nova mjerila u području kondenzacijskih kotlova:stupanj iskorištenja od 110%, DIA sustav plus, područje modulacije30 -100%, Aqua-Kondens sustav, izmjenjivač topline od plemenitogčelika, sadržaj vode u kotlu do 100 I, mogućnost kombinacije sizgledom prilagođenim vodospremnikom VIH K volumena 150 I.Nagrada Design Plus na sajmu ISH 2001 u Frankfurtu. Grijanje možebiti tako lijepo.

Vaillant GmbHPredstavništvo Zagreb B ul. grada Vukovara 274 » 10000 Zagreb B Hrvatskatel.: 01/61 88 670,61 88 671,6188 672; tehnički odjel: 6188 673fax: 61 88 669 s e-mail: vaillant@vaillant.hr

TEHffOKOM

Nove tehnologije / Inženjering / Trgovina d.o.o.

Djelatnost:

Parno kondenzacijska postrojenja

• Rekonstrukcija, automatizacija, optimalizacija industrijskih kotlovnica• Izrada rješenja za smanjenje gubitaka i uštedu toplinske energije• Optimalizacija parno-kondenzacijskih postrojenja• Snimanje stanja postojećih parno kondenzacijskih postrojenja, sa

provjerom funkcionalnosti rada odvodnika kondenzata• Uvođenje informacijskih sustava za nadzor, vizualizaciju i upravljanje

procesima• Konzultacije sa projektantima i osobljem održavanja• Nadzor nad ugradnjom, puštanje u pogon

Kogeneracijska postrojenja

• Plinski apsorpcijski rashladni uređaji• Kombinirana postrojenja za proizvodnju toplinske i električne energije• Kombinirana postrojenja za proizvodnju toplinske, rashladne i

električne energije

Vodoopskrbni i plinski sustavi

• Uvođenje novih tehnologija u izvođenju vodoopskrbnih i plinskih mreža• Optimalizacija rada vodoopskrbnih sustava sa rješavanjem problema

regulacije tlaka, protoka, razine i si.

HR -10000 Zagreb, Voćarska 15Tel: 385 / 463 31 22 ; Fax: 463 56 37 ; e-mail: tehnokom@tehnokom.hr

" • • ' - ; ? - \ , •'• -

HOLDING d. dINDUSTRIJSKA I ENERGETSKA POSTROJENJA

VOZILA I STROJEVI

POJEDINAČNI PROIZVODI I DIJELOVIPROIZVODA

0 Dr. Mile Budaka 135000 Slavonski BrodH R V A T S K A

0 Tel: +385 35 446 256+385 35 445 898

# Fax: +385 35 444 108

0 http://www.dyro-cfakovic.com# e-mail: marketsng@cluro-clakovic.com

TRADICIJA ZA BUDUĆNOST

TOURISMBANTEL

BANTEL - agencija za poslovni turizam.

* vrši prodaju domaćih i međunarodnih zrakoplovnih karata ponajpovoljnijim cijenama i besplatnom dostavom na:

-radno mjesto-zrakoplovnu luku Zagreb-adresu stanovanja

* rent-a car

* iznajmljivanje suvremenih turističkih autobusa

* privatni smještaj "A" kategorije u Zagrebu

* škola stranih jezika po najpovoljnijim cijenama

* organizacija kongresa, simpozija i inicijativnih aranžmana

* organizacija stručnih putovanja u zemlji i inozemstvu

* posjet sajmovima, izložbama i kongresima prema našim programimaili željama klijenata

* organizacija kratkih weekend programa ili jednodnevnih izleta

* organizacija grupnih i individualnih turističkih aranžmana u zemlji iinozemstvu

* ljetovanja / zimovanja

* organizacija poslovnih ručkova i večera

Obratite nam se s povjerenjem na telefone: 61 70 135; 61 70 136; 61 70 137;6170138; 6170 802; 6171097;

fax: 61 70 134

Hrvatskupovezujemo

s Europom...

. . . z a j e d n o

HRVATSKA ELEKTROPRIVREDA DD

HIGH VOLTAGE SWITCHGEAR

HIGH VOLTAGE SWITCHGEARELEKTRIČNI VISOKONAPONSKI APARATI d.d.

Borogajska bb, 10000 Zagreb, CROATIAtel: +(385 1) 2333 033fax: +(385 1)2318 590

e-mail: vna 1 @koncar-hvs.com

2 |<: Koncertna dvorana nazvana po skladatelju Vatroslavu Lisinskom (Zagreb, 1819-1854), autoru prve hrvatskeopere Ljubav i zloba (1846) otvorena je 1973. godine. Od trenutka otvaranja, to je istinski hram glazbe.

,,, Izvanredno estetski i akustički oblikovana Velika koncertna dvorana, okrilje je znamenitim simfonijskim¥ orkestrima, poznatim dirigentima i solistima^ mjesto izvođenja velebnih oratorija, simfonija, orguljaških;

f ' j j§ komornih i solističkih koncerata, te mnogim međunarodnim skupovima, kongresima i simpozijima. :

I P i l i Smještena u neposrednoj blizini hotela Esplanade i Internationala, kao glazbeno kongresni centari ' J i l ,.-jfe godišnje ugošćuje više od 760000 posjetitelja. ;

Na raspolaganju su velika dvorana (1860 sjedala), mala dvorana (300 sjedala), četiri salona zasastanke i veliko funkcionalno predvorje (izložbena površina oko 1888 kvadratnih metara

m horizontalno i oko 3000 vertikalno) s tri snack bara. U prizemlju Dvorane ugodan boravakW' : pružit će Vam kavana Lisinski. n : M : : ; H

SIEMENS

Wm provide*• power iMiliii&s with the9

for energy m.mmge§f$mdi

Tmmffig&smfl? Đisisfštuii&siMastagem&stt Systems Cavtat

1 '!

i

• : . . - ; ••' - » * -

. . * > •

: ;t

.vr.'

r

EQUITAS d.d

NOVA MOGUĆNOST UŠTEDE ENERGIJE U HRVATSKOJ

Equitas d.d. je ekskluzivni partner Fonda Dexia-Fondelec Energy Efficiency iEmissions Reduction, L.P. za Hrvatsku. Cilj Fonda je smanjenje potrošnje energije i emisijeplinova s učinkom staklenika u središnjoj i istočnoj Europi.

Fond je osnovala EBRD, Dexia i strani investitori s kapitalom od 71 milijuna Eura, atrajanje Fonda je deset godina.

Fond je vlasnik ESCO kompanije Eetek Hungary Energy Efficiency Tehnologies iEnron Energetikai Szolgaltato Rt., koji svojim iskustvom mogu osigurati uštede u potrošnjienergije u industriji i komunalnim strukturama.

Fond je trenutno aktivan u Ukrajini, Poljskoj, Bugarskoj, Slovačkoj i Mađarskoj, aodnedavno je, preko tvrtke Equitas, započeo s razvojem projekata u Hrvatskoj.

Na temelju equity financiranja i izvanbilančnog bankovnog financiranja, Fondnamjerava omogućiti projekte u vrijednosti od 75 milijuna Eura u Hrvatskoj u sljedeće dvijegodine.

Projekt uštede energije je u prosjeku, između 1-5 milijuna DEM, u prosječnomtrajanju od 4-7 godina, a u prosjeku uštedi minimum 20% od ukupne energetske potrošnje,te sadrži:

preliminarni posjet klijentu s besplatnom početnom energetskom revizijom kojojpredhodi Pismo namjere,Ugovor o izvedbi projekta,Ugovor o provedbi projekta,Ugovor o izvanbilančnom bankovnom financiranju i izbor dobavljača,Provedba projekta i otplata kredita, koji dolazi od uštede energije.

Vrlo je važno naglasiti da niti Fond niti njegove ESCO podružnice, ne zastupaju inisu vezane niti uz jednog dobavljača ili banku. U interesu Fonda je da naši klijenti imajubeneficije od najtransparentnije, najkvalitetnije i troškovno najpovoljnije osnove.

Equitas poziva industrijske tvrtke i gradske uprave u Hrvatskoj koji:

su veliki potrošači energenata,imaju točno vođenu evidenciju poslovanja,su financijski stabilni.

Fond je također spreman surađivati s klijentima, ako ispunjavaju gore navedene uvjete, apronašli su vlastiti projekt uštede energije, no nisu u mogućnosti osigurati financiranje togprojekta,

da nas kontaktiraju na adresu:

Equitas d.d. Tel. (01) 488-210/09Dalmatinska 2 GSM 091 637-488310000 Zagreb Email: eauitas@zq.tel.hr Fax (01) 484-7318

Brain Power.

k

Vizija ABB-a je stvaranje vrijednosti.Mi stvaramo vrijednosti za naše korisnike

čineći ih konkurentnijim.

Aft»ABB d.o.o.Trg J. F. Kennedy) a 7HR - 10 000 Zagreb, CroatiaPhone: +385 1 2383 600Fax: +385 1 2395 598

Branch office RijekaNikole Tesle 9/IIIHR - 51 000 Rijeka, CroatiaPhone:+385 51 211 017Fax:+385 51 211 039

Branch office SplitKralja Zvonimira 14HR - 21 000 Split, CroatiaPhone: +385 21 357 615Fax: +385 21 357 608

lirodoinerkiirwww.brodomerkijir.lir

tel. 021/301-111

Poljička cesta 3521000 SPLIT

P L I V A

PLIVA's vision is

to be a global

pharmaceutical

company bringing

superior and

innovative

solutions to

customer needs.

PLIVA is today the leadingpharmaceutical company inCentral and Eastern Europe. Theyear 2001 marks PLIVA's 80thanniversary as a pharmaceuticalcompany and the company's 65thyear of in-house research. We arep r o u d o f P L I V A ' saccomplishments to date anddelighted with what has become apharmaceutical research andmanufacturing tradition within thecompany that includes a NobelPrize laureate, over 450 patentsand the blockbuster antibiotic -Azithromycin.While dedicated to preserving thisgreat tradition for the future, it isalso a catalyst that drives us ontowards new goals andchallenges.Our corporate strategy has as itsg o a l t h e r a p i dinternationalization of thecompany's business. This involvesall aspects of the business; itsprocesses, people, sales,business-level standards,research and developmentactivities, etc. The vision of thec o m p a n y as a g l o b a lPharmaceuticals producer meansthat we must move beyond localand regional boundaries andexpand business operationsi n t e r n a t i o n a l l y . Recentacquisitions of pharmaceuticalsand R&D companies in the CzechRepublic, France, UnitedKingdom and Germany are only

the most visible signs of thisstrategy.With our efforts more and moreconcentrating on the globalpharmaceuticals market, we havespun off our cosmetics andagrochemicals production unitsas stand alone companies, anddivested our food business. Thisallows us to focus more of ourresources on the development ofnew chemical and biologicale n t i t i e s , new g e n e r i cpharmaceuticals and the furtherinternationalization of PLIVAoperations.Our strategic intent is tostrengthen our Central andEastern European market base,further internationalize ouroverall business activities,part icular ly into WesternEuropean and US markets, whilemaintaining our current leadingposition locally. Dynamic growthwill be result of effectiveinvestments in research anddevelopment and targetedacquisitions in Western markets.PLIVA is commited to its two-foldResearch and Developmentstrategy: the discovery anddevelopment of new chemicalentities and the development ofvalue added generics. Thestrategic goal for this continuedinvestment is to achieve abalanced portfolio for PLIVA'sshort, medium and long-termgrowth.

F£s£3MMST! C C H I fMŠE za Inženjering, projektiranje, graditeljstva,• mmMWtwmmJf • S K C l V WmSSm a.0.0. upravljanje nekretninama, trgovinu i usluge

Zagreb : Ulica grada Vukovara 72 ; tel.: 01/615 6B 89 ; 615 97 13, tel./fav: 01/615 68 90TEHNIČKI ODJEL I PRODAJA, Miramarska 34, tel: 01/615 97 18, 615 60 46, 615 47 06

e-mall: termo-servis@zg.tel.hr

DJELATNOSTI TVRTKE:

ZASTUPSTVO ZA KLIMATIZACIJSKU OPREMU

TRANE• PRODAJA I DISTRIBUCIJA PROIZVODA TRANE;• TEHNIČKA PODRŠKA PROJEKTNIM UREDIMA;• TEHNIČKA PODRŠKA INSTALATERSKIM TVRTKAMA;- SERVIS I REZERVNI DIJELOVI.

AUTOMATSKA REGULACIJA GRIJANJA,HLAĐENJA, VENTILACIJE I KLIMATIZACIJE

Land is & Staefa Division• PRODAJA I DISTRIBUCIJA PROIZVODA Land is & Staefa,- TEHNIČKA PODRŠKA PROJEKTNIM UREDIMA;- TEHNIČKA PODRŠKA INSTALATERSKIM TVRTKAMA;• SERVIS I REZERVNI DIJELOVI.

PROJEKTIRANJE- INŽENJERING I IZRADA PROJEKATA STROJARSKIH INSTALACIJAPUNA, GRIJANJA, HLAĐENJA, VENTILACIJE I KLIMATIZACIJE ZAIDEJNA RJESENJAJSHOĐENJE GRAĐEVINSKE DOZVOLE I IZVEDBU;

• INŽENJERING I IZRADA PROJEKATA ELEKTRO INSTALACIJA(AUTOMATSKA I EMP) GRUANJA, HLAĐENJA, VENTILACIJE I KLIMA-TIZACIJE, ZA IDEJNA RJEŠENJA, ISHOĐENJE GRAĐEVINSKEDOZVOLE I IZVEDBU.

PROIZVODNJA- PRIZVODNJA i REKONSTRUKCIJA DDC ORMARA ZA AUTOMATSKUREGULACIJU GRIJANJA, HLAĐENJA, VENTILACIJE I KLIMATIZACIJE;

• PRIZVODNJA I REKONSTRUKCIJA ORMARA ELEKTROMOTORNOGPOGONA I UPRAVLJANJA U SUSTAVIMA AUTOMATSKE REGULACI-JE GRIJANJA, HLAĐENJA, VENTILACIJE I KLIMATIZACIJE

ODRŽAVANJE- UPRA VLJANJEI ODRŽA VAN JE POŠLO VNIH ODJEKA TA;•ODRŽAVANJEPOSTROJENJA, UREĐAJA, OPREME! INSTALACIJA

U SUSTA VIMA GRIJANJA, HLAĐENJA, VENTILACIJE I KLIMATIZACIJE

DISTRIBUCIJSKO PODRUČJE ELEKTRA ZAGREB

94. GODINE SA ZAGREBOM I ZAGREPČANIMA

Investinženjering d.0.0. Zagreb je.poduzeće za.. pružanje konzalting u_§hjgjarM_građevjnarstvu,

Investinženjeringa rezultirao je osnivanjem 4nova poduzeća u suvlasništvu Investinženjeringapa se tako danas na tržištu nude uslugeGrupe Investinženjering koju čine:

• INVESTINŽENJERING d.o.o. Zagreb• STUDIO A. d.o.o. Zagreb»TOWER 151 ARGHIf E^TjSj- Zagreb d.o.o. Zagreb

Grupa Investinženjering obavlja spektar uslugakonzaltinga u graditeljstvu, od početne ideje dodetaljnih nacrta i upravljanja projektom. GrupaInvestinženjering zapošljava iskusne stručnjake,,raznih profila s višegodišnjim iskustvom u pripremi, •provedbi i vođenju složenih projekata. :';;.:•_•.'-.

Iskustvo skupljeno u Grupi Investinženjeringreflektira se kroz niz projekata u koje smouključeni; od projekata interijera i osobnih kućado projekata urbanog planiranja i zaštiteokoliša. Grupa Investinženjering

Trg žrtava fašizma 14/110 000 Zagreb

tel: +385 1 455 11 44fax: +385 1 455 10 12

e-mail: grupainvest@gin.hrwww.gin.hr

\___̂

ENERGETSKI INSTITUT

HRVOJE POŽAR

Zagreb, Savska cesta 163Tef. 016040 588, Fax. 01 6040 599

INDUSTRIJA NAFTE d.d.

Snagaupokretu

agrebačka banlj

ELEKTROPROMETDIONIČKO DRUŠTVO ZA UNUTARNJU I VANJSKU TRGOVINU

Avenija Dubrovnik 6 - 8,10020 Zagreb, Hrvatska

»Elektropromet« dioničko društvo zaunutarnju i vanjsku trgovinu, izraslo je kaosnažni dio hrvatske gospodarske struktureu jednog od glavnih opskrbljivačaspecijalnih kupaca, osobito u energetici,montažerstvu, graditeljstvu,telekomunikacijama, industriji, željeznici itrgovini.Zahvaljujući brižno odabranimspecijaliziranim asortimanima roba,kvalitetnim i uglednim dobavljačima,»Elektropromei« d.d. je već osiguraouspješni ulazak u sljedeće tisućljeće.

Asortiman u prometu roba$ Energetski kabeli i pribor• Telekomunokacijski i signalni kabeli i

pribor> Telefonske centrale i sva

telekomunikacijska opremat Visokonaponska oprema, dalekovodi i

trafostanice) Sklopna, mjerna i relejna tehnikaI Izolacijski materijali i električni provodniciI Elektroinstalacijski materijali9 Električni strojevi, elektromotori i agregati• Generatori• Aparatna tehnika• Opremo za centralna grijanja• Oprema za klimatizaciju i ventilacijut Rasvjetna tijela i izvori svjetlostit Oprema za skloništa9 Gromobranski pribor• Zaštitna opremaV Crno i obojena metalurgija• Oprema za kuhinje i kupaonice% Proizvodi bijele tehnike i mali kućanski

aparati9 Akustični, televizijski i video uređaji druga

roba

DRUŠTVO ZA PROJEKTIRANJE, INŽENJERING I KONZALTINGNA PODRUČJU ELEKTROTEHNIKE I ELEKTROSTROJARSTVA

OSNOVANO 1.7. 1990. g.51000 RIJEKA, Dežmanova 6, tel. 051/ 213 175, fax. 051/ 330 325

e-mail: elteh@ri.tel.hr

EnergetikaIzrada studija i tehničke dokumentacije, isporuka opreme,izvođenje i nazdor radova(hoteli, medicinske ustanove, industrijski objekti, stambenii poslovni objekti, škole, crkve, muzeji...).

Procesno upravljanjeStudije, projekti i inženjering za upravljanje i nadzor specifičnihprocesa u rafinerijama, plinarama, uređanjima za pitku i otpadnuvodu, te hidrauličnim pogonima.

Racionalizacija potrošnje energijeSnimanje i analiza potrošnje energije, izrada i provedba programaracionalizacije: od projektiranja do puštanja u rad.

Zaštita od udara groma i prenaponaProjektiranje, prizvodnja, ugradnja i ispitivanje zaštitnih uređanjaod prenapona za sve elektroničke uređaje (informatičkei telekomunikacijske mreže, telefonske centrale, telefaxe, mjernui regulacionu opremu, alarmne i sigurnosne uređaje...).

Komunikacijski sustaviTelefonske centrale, sustavi i instalacije, antenski sustavi(satelitski, zemaljski, zajednički i individualni).

Zaštita okolišaUčinkovito korištenje energije i obnovljivi izvoriu svrsi zaštite okoliša, te uređaji za nadzor otpadnih voda.

Konzalting i inženjering u elektrotehnici

niIS I I

ALSTC'M

KONCARELEKTROINDUSTRI JA d.d.

GENERATORI I MOTORI d.d.

OSRAMI.NERGKTJKA

AUKtTING

SIEMENSLandis & Staefa Division

IVaillant

HRVATSKA ELEKTROPRIVREDA d.d.DP "Elektroistra" Pula

ELKAENERGIJA - KOMUNIKACIJE

CONSULTING d.o.o.

KONCERTNAD V O R A N AVATROSLAVAL1SINSKOG

EIHP

Pokrovitelji

® PLIVA

HRVATSKA ELEKTROPRIVREDA d.d.

e DISTRIBUCIJSKO PODRUČJE6LEKTRA ZAGREB

»TERMOPLIN«ddVARAŽDIN

Darovatelj i

TITJETT

ULJAWIK

Strojogradnja d.d.

EQUITAS d.d.

DELIKATESIVIĆ

KONCARELEKTRIČNI VISOKONAPONSKI APARATI d.d.

n m ĐUROĐAKOVICUlM HOLDING d.d.

SLAVONSKI BROD HRVATSKA

HRVATSKA ELEKTROPRIVREDA

SIEMENS

brodomerkur

Zagrebačka banka

TOURISM

KD ENERGO d.o.o.RIJEKA

INVESTINZENJERING d.o.o.

ELEKTROPROMET

NEF^

TEHNOKOM