V SLOVENIJI DO LETA 2020

UNIVERZA NA PRIMORSKEM FAKULTETA ZA MANAGEMENT

MAGISTRSKA NALOGA ALEKSANDER MERVAR

Koper, 2015

ALEKSANDER MERVAR MAGISTRSKA NALOGA 2015

UNIVERZA NA PRIMORSKEM FAKULTETA ZA MANAGEMENT

Magistrska naloga

DEJAVNIKI OBLIKOVANJA VIŠINE KONČNIH CEN ELEKTRIČNE ENERGIJE

V SLOVENIJI DO LETA 2020

Aleksander Mervar

Koper, 2015 Mentor: izr. prof. dr. Drago Dubrovski

III POVZETEK

Subvencionirana proizvodnja električne energije iz obnovljivih virov je povzročila strmoglavljene borznih cen na nivo, ki ne omogoča preživetja, še manj pa investiranje v klasične proizvodne naprave. Številne države nastalo situacijo rešujejo z uvajanjem podpornih mehanizmov tako imenovane sheme CRM. Ukrepi, podprti s podpornimi shemami, povečujejo končne cene električne energije, kar je povsem v nasprotju s cenovnimi gibanji na borzah. Slovenija je s svojo geostrateško lego, majhnostjo elektroenergetskega sistema, izjemno občutljiva na te strukturne spremembe. Zato potrebuje svojim specifikam prilagojeno elektroenergetsko strategijo. Brezglava uporaba usmeritev, zapisanih v evropski zakonodaji, brez zavedanja svoje specifičnosti, jo vodi v smer povečevanja končnih cen električne energije. V magistrski nalogi so opredeljeni glavni dejavniki, z intervali pa je določen njihov vpliv na bodoče oblikovanje končnih cen električne energije v Republiki Sloveniji. Na podlagi ugotovitev so v poglavju 5 oblikovana priporočila, ki naj bi se upoštevala pri oblikovanju bodoče elektroenergetske strategije Republike Slovenije.

Ključne besede: agencija, avkcija, borza, elektrarna, električna energija, obnovljivi viri.

SUMMARY

Subsidized electricity production caused the stock price to plummet and consequently classic manufacturers are faced with unsustainable financial situation. Stock market prices do not allow even survival let alone investments in traditional manufacturing plants. A number of countries are solving the situation with the introduction of support mechanisms for conventional producers, the so-called CRM schemes. All these measures, backed up by support schemes, increase the final price of electricity, which is completely contrary to the price movements in the stock market. Slovenia with its geostrategic position and small size of the power system is extremely sensitive to these structural changes. Therefore, it requires a consistent electricity strategy, tailored to its specifics. To simply copy the overall strategic patterns and guidelines enshrined in European legislation, without awareness of their specificity, leads it to the increase of the final price of electricity. This master thesis identifies the main factors and with intervals determines their impact on the future design of the final price of electricity in Slovenia. Based on our findings, recommendations have been developed (shown in Chapter 5) and should be taken into account in the process of future power strategy formulation of the Republic of Slovenia.

Keywords: Agency, auction, Exchange, power plant, electricity, renewable energy.

UDK: 658.8.03:621.311(043.2).

IV

V

VSEBINA

1 Uvod………. ... 1

1.1 Namen ... 1

1.2 Teoretična izhodišča... 1

1.3 Primarni, sekundarni viri, proučevanje, analiziranje ... 3

1.4 Temeljna teza z raziskovalnimi vprašanji ... 5

1.4.1 Temeljna teza ... 5

1.4.2 Hipoteze………... 6

1.5 Raziskovalne metode ... 7

1.6 Predpostavke in omejitve ... 7

1.6.1 Predpostavke ... 7

1.6.2 Omejitve ... 8

1.7 Struktura in vsebina MN ... 8

2 Trg z EE v EU in RS ... 10

2.1 Razvoj notranjega trga z električno energijo v EU ... 10

2.1.1 Razvojne faze uvajanja notranjega trga z EE ... 10

2.1.2 Ključni deležniki pri vzpostavljanju notranjega elektroenergetskega trga EU ... 12

2.2 Trg z EE v RS ... 19

2.2.1 Obstoječi zakonodajni okvir in mejniki razvoja trga ... 20

2.2.2 Deležniki trga in njihovo področje delovanja ... 21

2.3 Omejitve pri delovanju notranjega trga z EE v EU... 26

2.4 Povzetek poglavja ... 33

3 Opredelitev dejavnikov vpliva na višino cen EE v RS ... 34

3.1 Kratek povzetek bistvenih ugotovitev iz izbranih magistrskih nalog FM v letih 2010–2014 ... 34

3.2 Višina in struktura končnih prodajnih cen električne energije v Evropski uniji za leta 2009–2013 ... 36

3.2.1 Razlikovanje cene in končne cene električne energije ... 37

3.2.2 Končne cene EE in njihova struktura za gospodinjstva ter industrijo v EU za obdobje 2009–2013 ... 38

3.2.3 Pregled gibanja BDP v EU v primerjavi s končnimi cenami EE ... 44

3.3 Bilance EE ... 46

3.3.1 Dejavniki uvozne odvisnosti ... 49

3.3.2 Pregled bilanc EE izbranih držav za leta od 2009 do 2013 ... 54

3.4 Referenčne borze z EE, pravila trgovanja, borzni produkti in borzne cene ... 60

3.4.1 Tržna pravila ... 61

3.4.2 Pregled izbranih borz z vidika borznih produktov ... 65

3.4.3 Pregled borznih cen EE za borzne produkte pas in EU-peak na borzah EEX, HUPX ter GME ... 66

VI

3.4.4 Pregled in primerjava borznih cen EE za dnevne, mesečne ter letne borzne

produkte na borzah EEX in BSP ... 68

3.5 Čezmejne prenosne kapacitete – razlikovanje, določanje višine in cene ... 70

3.5.1 Razlika med fizičnimi in tržnimi čezmejnimi kapacitetami in določitev net transfer capacity ... 70

3.5.2 Avkcije za tržne čezmejne kapacitete – primer za RS ... 73

3.6 Geostrateška lega, politika določanja komercialnih čezmejnih prenosnih zmogljivosti in uvozna odvisnost ter njihov vpliv na oblikovanje tržnih cen EE v RS ... 76

3.6.1 Politika določanja komercialnih čezmejnih prenosnih zmogljivosti v odvisnosti od geostrateške lege RS ... 76

3.6.2 Uvozna odvisnost in njihov vpliv na oblikovanje tržnih cen EEe v RS ... 78

3.7 Obnovljivi viri energije in njen vpliv na višino končnih cen EE v RS ... 81

3.7.1 Vrste naprav za proizvodnje EE iz OVE in njihove prepoznavne lastnosti z vidika režimov obratovanja ter letnega izkoristka nominalnih kapacitet ... 83

3.7.2 Pregled deležev EE iz OVE v državah EU za leta 2009–2013 ... 90

3.7.3 Sprejeti cilji RS in njihovo izpolnjevanje na področju OVE ... 93

3.7.4 Podporna shema za proizvedeno EE iz OVE v RS 2010–2013 in njen vpliv na končno ceno EE ... 94

3.8 Veliki slovenski proizvajalci in vpliv njihovih stroškovnih cen na končno ceno EE RS ... 97

3.8.1 Pregled velikih slovenskih proizvajalcev EE z vidika tehnično-tehnoloških značilnosti, instaliranih moči, statusa v EES RS in povprečnih letnih proizvodnje ... 100

3.8.2 Stroškovne cene pri proizvodnji električne energije leta 2013 ... 102

3.8.3 LCOE po študijah tujih organizacij za premogovne, jedrske in HE s primerjavo dejanskih stroškovnih cen velikih slovenskih proizvajalcev ... 107

3.8.4 Vpliv stroškovnih cen velikih slovenskih proizvajalcev na končno ceno EE v RS ... 109

3.9 Capacity remuneration mechanisems kot morebitna nova postavka v končni ceni EE v RS ... 110

3.9.1 Stanje v EU ... 113

3.9.2 CRM v RS ... 114

3.10 Omrežnina za uporabo PO in DO kot bistvena postavka končne cene EE v RS ... 117

3.10.1 Omrežnina in regulatorni okvir ... 117

3.10.2 Vpliv omrežninskih dajatev za uporabo PO na končno cenoEE v RS ... 120

3.11 Povzetek poglavja 3 ... 122

4 Empirična raziskava: vpliv izbranih dejavnikov na višino končne cene EE v RS do leta 2020 ... 127

4.1 Metodologija in izračun referenčne cene EE v RS za leti 2015 in 2020 ... 127

4.1.1 Slovenski, italijanski in madžarski trg z EE in njihova medsebojna cenovna povezanost ... 127

VII

4.1.2 Potrditev ali zavrnitev Hipoteze 1 – na oblikovanje povprečne letne cene EE v RS pomembno vpliva cena EE na borzi EEX Leipzig, povečana za ceno ČPZk smer Avstrija–Slovenija, in/ali cena EE na borzi HUPX Budimpešta, povečana za ceni ČPZk smer Madžarska–Hrvaška in Hrvaška–Slovenija .. 128 4.1.3 Metodologija in izračun referenčne tržne cene EE v RS za leti 2015

in 2020 ... 129 4.2 Elektroenergetska bilanca RS za obdobje 2015–2020 ... 132 4.2.1 Scenariji porabe EE ... 132 4.2.2 Obstoječe in načrtovane velike proizvodne enote za proizvodnjo EE,

scenariji letnih proizvodenj in prevzemov iz PO in DO v letih 2015–2020. ... 134 4.2.3 Frekvenca urnih moči odjema EE in možen urejen urni diagram

proizvodnje ter odjema v letu 2020 ... 136 4.2.4 Zadostnost čezmejnih prenosnih zmogljivosti RS za potrebe uvoza s

cenovno najugodnejšega nemško-avstrijskega področja in morebitni vpliv na referenčno ceno EE v RS leta 2020 ... 138 4.2.5 Potrditev ali zavrnitev Hipoteze 2 – povečana uvozna odvisnost do leta 2020

bo vplivala na povečanje referenčnih tržnih cen EE v RS ... 139 4.3 Ocena bodočega položaja velikih slovenskih proizvajalcev glede na pričakovane

referenčne cene EE v RS ... 140 4.3.1 Stroškovne cene in ocena celotnega poslovnega izida pred obdavčenjem

za leti 2015 in 2020 ... 140 4.3.2 Ocena relativne zadolženosti leta 2020 ... 143 4.3.3 Analiza občutljivosti poslovnega izida glede izbrane neodvisne

spremenljivke – leto 2020 ... 144 4.3.4 Potrditev ali zavrnitev Hipoteze 3 – stroškovne cene velikih slovenskih

proizvajalcev bodo višje kot referenčne tržne cene EE v RS leta 2020 ... 147 4.3.5 Uvedba mehanizma CRM do leta 2020 in njegov vpliv na končno

referenčno ceno EE v RS leta 2020 ... 148 4.4 Obnovljivi viri energije leta 2020 v RS ... 149 4.4.1 Izračun manka proizvedene EE iz OVE glede na ocenjeno bruto porabo

EE letu 2020 ... 149 4.4.2 Podporna shema v letih 2014 in 2020 – scenariji... 150 4.4.3 Potrditev ali zavrnitev Hipoteze 4 – izpolnitev mednarodne zaveze RS po

39,3% deležu EE iz OVE v bruto končni porabi EE leta 2020 bo vplivala na povečanje končne cene EE leta 2020 v RS ... 152 4.5 Prihodki od avkcij za tržne čezmejne kapacitete ELES-a kot ključni dejavnik

vzdržnih tarif za uporabo PO ... 153 4.6 Povzetek empiričnega dela raziskave – ocena končne cene EE do leta 2020 v RS 153 5 Smernice za oblikovanje nove elektroenergetske strategije RS ... 156 5.1 Predlog usmeritev za področje OVE ... 157

VIII

5.2 Konsolidacija proizvodnega dela slovenske elektroenergetike ... 157

5.3 ČPZ ... 158

6 Zaključek………... 159

Literatura in viri ... 164

Priloge…..……. ... 175

IX SLIKE

Slika 1: Regionalni trgi z električno energijo ... 14

Slika 2: Člani ENSTO-E ... 15

Slika 3: Organizacijska struktura ENSTO-E ... 16

Slika 4: Mednarodne organizacije z vplivom na delovanje slovenskega prenosnega elektroenergetskega omrežja ... 17

Slika 5: Glavne borze v Evropi in borze z vplivom na slovenski trg z EE ... 18

Slika 6: Fizični in komercialni tokovi ... 22

Slika 7: Fizični tokovi ... 26

Slika 8: Fizične in komercialne ČPZ RS ... 28

Slika 9: Regije s presežki in primanjkljaji EE ... 30

Slika 10: Fizični uvoz in izvoz EE v obdobju januar–november 2014 ... 31

Slika 11: Dejanski pretoki moči na meji SI-IT (modro) in simulirani pretoki ... 31

Slika 12: Fizični in komercialni tokovi na severni italijanski meji ... 32

Slika 13: Cene na grosističnem trgu »dan v naprej« v 2. kvartalu leta 2014 ... 37

Slika 14: Struktura končne cene MWh EE v RS 2009–2013 ... 38

Slika 15: Gibanje končnih cen EE za gospodinjstva ... 40

Slika 16: Primerjava končnih cen EE RS : EU po velikostnih razredih odjema za gospodinjstva ... 40

Slika 17: Končne cene MWh EE za gospodinjstva – izbrane države ... 40

Slika 18: Gibanje končnih cen MWh EE za industrijo ... 41

Slika 19: Primerjava končni cen EE RS : EU po velikostnih razredih odjema za industrijo .. 41

Slika 20: Končne cene EE za industrijo – izbrane države ... 42

Slika 21: Gibanja aritmetične sredine končnih cen EE ... 42

Slika 22: Delež cene EE v končni ceni EE ... 43

Slika 23: Primerjava strukture končnih cen EE EU : RS ... 43

Slika 24: Razsevni diagram za končne cene MWh EE za gospodinjstva in višine BDP SKM v EUR v državah EU za leto 2013 ... 45

Slika 25: Razsevni diagram za končne cene MWh EE za gospodinjstva in višine BDP SKM v EUR v državah EU za leto 2013, brez Luksemburga ... 46

Slika 26: Pregled neto uvoznic in izvoznic v letu 2013 v sistemu ENTSO-E ... 47

Slika 27: Konične in minimalne moči PO ELES v zadnjih desetih letih ... 48

Slika 28: Dnevni obratovalni diagrami ... 51

Slika 29: Dnevna bilanca moči oddaje in prevzema EE iz PO ... 51

Slika 30: Bilance EE – RS in sosednje države ... 56

Slika 31: Države s presežki in manki EE ... 56

Slika 32: Francija, Italija, Nemčija, Poljska – bilance EE in indeksne rasti ... 57

Slika 33: Indeksi porabe EE ... 58

Slika 34: Proizvodnja EE v RS ... 59

Slika 35: Profil nakupa produktov EE za pokrivanje porabe ponedeljek – petek ... 62

Slika 36: Profil nakupa produktov EE za pokrivanje porabe ob sobotah in nedeljah ... 63

Slika 37: Povprečni urni diagram porabe EE v RS za leto 2013 ... 63

Slika 38: Urejen letni diagram moči porabe EE v RS ... 64

Slika 39: Cene borznih produktov v letih od 2009 do 2014 za Y+1 ... 66

Slika 40: Cene borznih produktov pas in EU-peak na EEX za leta 2009 do 2014 ... 66

Slika 41: Primerjava borznih cen (day base) na borzi BSP in EEX ... 69

Slika 42: Določitev TTC, NTC IN TRM po predpisani metodologiji ENTSO-E... 71

Slika 43: Konična in minimalna moč prevzema EE iz PO ... 77

Slika 44: Smeri uvoza iz nemško/avstrijske regije v RS in Italijo ... 79

X

Slika 45: Značilnosti urnih obratovanj naprav na OVE ... 84

Slika 46: Pregled gibanja OP, povečanih za referenčno ceno EE v RS v letih 2009–2015 .... 84

Slika 47: Prikaz delovanja hranilnika EE v odvisnosti od dnevne proizvodnje in porabeEE ... 89

Slika 48: Deleži EE iz OVE v skupni proizvodnji in porabi EE za leto 2013 ... 91

Slika 49: EE OVE vetra in sonca v skupni proizvodnji EE OVE ter končni porabi EE ... 92

Slika 50: Struktura proizvedene EE iz OVE v EU leta 2013 ... 92

Slika 51: Primerjave deležev EE iz OVE v končni porabi EE – RS in EU leto 2013 ... 94

Slika 52: Obratovalne podpore za proizvedeno EE iz naprav/elektrarn na OVE za leti 2010 in 2015 ... 96

Slika 53: Načrtovane in realizirane količine EE iz OVE 2010–2013 ... 96

Slika 54: Primerjava predvidenih in dejansko izplačanih podpor za proizvedeno EE iz OVE v letih 2010 do 2013 ... 97

Slika 55: Lastniška struktura HSE na dan 31. 12. 2014 ... 98

Slika 56: Lastniška struktura GEN ENERGIJA na dan 31. 12. 2014 ... 98

Slika 57: Formula izračuna stroškovne cene MWh EE ... 103

Slika 58: Primer pasovnega in trapeznega obratovanja – B6 TEŠ ... 104

Slika 59: Letno obratovanje elektrarne – vpliv na skupno stroškovno ceno proizvedene MWh EE ... 104

Slika 60: Primerjave stroškovnih cen – slovenski proizvajalci, srednji scenarij za leto 2013 in referenčne cene iz študij tujih strokovnjakov ... 109

Slika 61: Shema CRM-mehanizmov ... 112

Slika 62: Stanje na področju CRM-mehanizmov v EU ... 114

Slika 63: Prikaz delovanja CRM-mehanizma – opcije za zanesljivost ... 117

Slika 64: Struktura končne cene za tipičnega gospodinjskega odjemalca (kWh 3.500/letno) za leto 2013 v RS ... 118

Slika 65: Indeksno gibanje tarif za uporabo PO, DO in za sistemske storitve v RS za leta 2009 do 2015 ... 119

Slika 66: Shematski prikaz reguliranja SOPO in SODO ... 120

Slika 67: Dodatna obremenitev končne cene EE v RS v primeru izpada prihodkov od ČPZk za leta 2013–2015 ... 122

Slika 68: Bilance EE v odvisnosti od scenarije proizvodnje v RS ... 135

Slika 69: Scenariji bilanc glede na obratovanje proizvodnih enot v RS ... 136

Slika 70: Frekvenca moči porabe EE – primerjava let 2013 in 2020 ... 137

Slika 71: Urejeni povprečni dnevni diagrami odjema za leti 2013 in 2020 ter proizvodnje leta 2020 ... 138

Slika 72: Struktura proizvodnje pas : EU-peak za leti 2013 in 2014 ... 141

Slika 73: Ponderirane Rpc posameznih elektrarn glede na diagram obratovanja za leto 2015 in 2020 ... 141

Slika 74: Ocenjene stroškovne cene proizvajalcev EE v RS za leti 2015 in 2020 – osnovni scenarij proizvodnje EE ... 142

Slika 75: Ocenjeni celotni poslovni izidi proizvajalcev EE v RS pred obdavčenjem za leti 2015 in 2020 – osnovni scenarij proizvodnje EE ... 142

Slika 76: Količniki relativne zadolženosti skupin HSE in GEN-E za leta 2014–2020 ... 144

Slika 77: Dodatne obremenitve MWh EE glede na različne scenarije vstopov novih proizvajalcev EE iz OVE 2015–2020 ... 151

XI

PREGLEDNICE

Preglednica 1: Razvrstitev končnih cen EE v RS glede na izbrane države EU ... 44

Preglednica 2: Pregled višine BDP SKM in končnih cen EE za gospodinjstva – drugo polletje leta 2013 ... 44

Preglednica 3: Letni izkoristki naprav ... 52

Preglednica 4: Pregled razpoložljivih kapacitet, teoretične letne proizvodnje, dosežena letna proizvodnja EE za leto 2013 v državah, članicah ENTSO-E ... 52

Preglednica 5: Ocena obstoječih in bodočih stroškovnih cen iz proizvodnih enot ... 53

Preglednica 6: Primera Italija, Avstrija – leto 2013 ... 53

Preglednica 7: Delež proizvodnje termoelektrarn v Italiji za leto 2011 in 2012 glede na vrsto energenta ... 53

Preglednica 8: Primer Luksemburg – leto 2013 ... 54

Preglednica 9: Bilance izbranih držav ... 55

Preglednica 10: Korelacijska analiza – neto bilanca in proizvodnja EE ... 57

Preglednica 11: Korelacijska analiza – poraba EE v RS ... 58

Preglednica 12: Regresijska analiza: poraba velikih odjemalcev s ČHE Avče in skupna poraba v RS ... 58

Preglednica 13: Korelacijska analiza – proizvodnja EE v RS ... 59

Preglednica 14: Medsebojni izvoz in uvoz EE – izbrane države, povprečje 2009–2013 ... 60

Preglednica 15: Strukture porabe EE v RS za leto 2013 z vidika borznih produktov ... 64

Preglednica 16: Terminski borzni produkti izbranih borz ... 65

Preglednica 17: Korelacija med EEX Phelix base year future 2009–2014 za leto 2015 in letno proizvedeno količino EE iz OVE v izbranih državah... 67

Preglednica 18: Regresija: EEX Phelix base year future 2009–2014 za leto 2015 in letna proizvedena količina EE iz OVE v izbranih državah ... 68

Preglednica 19: Pregled obsega trgovanja na BSP za leta 2010–2014 ... 69

Preglednica 20: Korelacija med cenami EEX in BSP z upoštevanjem cen ČPZk smer Avstrija → RS ... 69

Preglednica 21: Regresija – cene na BSP in cene na EEX PdB, povečane za ceno ČPZk smer Avstrija → RS ... 70

Preglednica 22: Primerjave med termičnimi kapacitetami, ČPZk, povprečnimi urnimi in maksimalnim urnim pretokom EE v obdobju januar–november 2014 za izbrane smeri .... 72

Preglednica 23: Primer določanja cene na avkciji za ČPZk ... 74

Preglednica 24: ČPZk za izbrane smeri v letih 2012–2015 ... 75

Preglednica 25: Povprečna neto uvozna moč pri različnih scenarijih neto uvozne odvisnosti RS ... 79

Preglednica 26: Izračun prostih uvoznih kapacitet na osnovi podatkov leta 2014 ... 80

Preglednica 27: Pregled ČPZk smer Avstrija → Madžarska ... 81

Preglednica 28: Pregled deleža lastne rabe v skupni proizvodnji električne energije na generatorju – različni tipi proizvodnih narav, RS 2013 ... 83

Preglednica 29: EE iz OVE in deleže EE iz HE za leta 2009–2013 ... 94

Preglednica 30: Regresija – proizvodnja EE v HE in povprečne letne padavine...94

Preglednica 31: Interval zaupanja obsega proizvodnje in stroškovne cene proizvodnih družb skupine HSE – leto 2013 ... 105

Preglednica 32: Interval zaupanja obsega letne proizvodnje in stroškovne cene proizvodnih družb skupine GEN-E – leto 2013 ... 105

Preglednica 33: Stroškovne cene in letni stroški – leto 2013 ... 106

Preglednica 34: Izračun referenčne cene EE v RS – leto 2013 ... 106

XII

Preglednica 35: Primerjava celotni poslovni izid: skupini HSE in GEN-E – leto 2013 ... 107

Preglednica 36: LCOE – interval zaupanja po vrstah elektrarn ... 108

Preglednica 37: Letni prihodki in višina ČPZk za izbrani uvozno-izvozni smeri v v letih 2009 do 2015 ……… 121

Preglednica 38: Regresija – dogovorjeni NTC za izbrane uvozne smeri in letni prihodki od ČPZk za leta 2009 do 2015………121

Preglednica 39: RO in viri za njegovo kritje v letih 2013–2015 ... 122

Preglednica 40: Regresija – razlika cene GME – EEX (mesečno povprečje), vsota cen ČPZk Avstrija → RS → Italija………...127

Preglednica 41: Regresija – razlika cene GME – EEX (letno povprečje), vsota cen ČPZk Avstrija → RS → Italija ... 127

Preglednica 42: Regresija – razlika cene GME – HUPX (mesečno povprečje), vsota cen ČPZk Madžarska → Hrvaška → RS → Italija ... 128

Preglednica 43: Regresija – razlika cene GME – HUPX (letno povprečje), vsota cen ČPZk Madžarska → Hrvaška → RS → Italija ... 128

Preglednica 44: Izračun Rtc EE RS 2015 ... 130

Preglednica 45: Izračun Rtc EE RS 2020 ... 130

Preglednica 46: Primerjava referenčnih cen Agencije za energijo in vsote borznih cen EEX PbY, povečanih za ceno letnih ČPZk smer Avstrija → RS ... 132

Preglednica 47: Scenarij porabe EE 2015–2020 ... 133

Preglednica 48: Pregled proizvodnih enot, nazivnih moči na pragu in interval zaupanja letnega obsega proizvodnje 2015 - 2020….. Preglednica 49: Scenariji proizvodnje za leta 2015 do 2020 ... 135

Preglednica 50: Vpliv višine uvozne odvisnosti po scenarijih 1–12 in interval zaupanja na povečanje referenčne cene EE v RS leta 2020 ... 139

Preglednica 51: Primerjave obratovalnih podatkov za B4, B5 in B6 v TEŠ ... 143

Preglednica 52: Nabor najpomembnejših dejavnikov vpliva na celotni poslovni izid ... 145

Preglednica 53: Neodvisne spremenljivke in njihove vrednosti, uporabljene v analizi občutljivosti ... 145

Preglednica 54: HSE 2020 – interval zaupanja, celotni poslovni izid na podlagi analize občutljivosti ... 146

Preglednica 55: GEN-E 2020 – interval zaupanja, celotni poslovni izid na podlagi analize občutljivosti ... 146

Preglednica 56: Interval zaupanja – seštevek celotnih poslovnih izidov za leto 2020 skupin HSE in GEN-E ... 146

Preglednica 57: CRM in interval zaupanja ... 148

Preglednica 58: Manko EE iz OVE do leta 2020 glede na predvideno bruto porabo EE ... 149

Preglednica 59: Izračun ponderirane obratovalne podpore za nove vstope proizvodnih naprav na OVE od leta 2015 dalje ... 150

Preglednica 60: Izračun potrebnih dodatnih sredstev za izplačevanje obratovalnih podpor leta 2020 glede na leto 2014 ... 150

Preglednica 61: Scenariji strukture novih vstopov proizvodnih naprav OVE ... 151

Preglednica 62: Povečanje obremenitve porabljene MWh EE zaradi novih vstopov proizvodnih naprav na OVE – leto 2020, scenariji ... 151

Preglednica 63: Interval zaupanja – vpliv na končno ceno EE v RS leta 2020 zaradi vstopa novih proizvajalcev EE iz OVE v odvisnosti od vrste naprav ... 152

Preglednica 64: Obremenitev porabljene MWh EE v primeru izpada prihodka od ČPZ ... 153

Preglednica 65: Referenčna cena EE na MWh v RS leta 2020 ... 154

Preglednica 66: Referenčna končna cena EE na MWh v RS leta 2020 ... 154

XIII

KRAJŠAVE

$ ameriški dolar

€ evro

ACER Agencija za sodelovanje energetskih regulatorjev Agencija Agencija za energijo Republike Slovenije

AN OVE Akcijski načrt obnovljivih virov energije

APG Austrian Power Grid AG

AT Avstrija

B blok za proizvodnjo električne energije

BA Bosna in Hercegovina

BDP bruto družbeni produkt

BE Belgija

BG Bolgarija

C Celzij

CEER Svet evropskih energetskih regulatorjev

CH Švica

CRM Capacity remuneration mechanisms

CZ Češka

ČHE črpalna hidroelektrarna

ČPZ čezmejne prenosne zmogljivosti

ČPZf čezmejne fizične prenosne zmogljivosti ČPZk čezmejne komercialne prenosne zmogljivosti

DE Nemčija

DEM Dravske elektrarne Maribor

DK Danska

DO distribucijsko elektroenergetsko omrežje DREN Državni razvojni energetski koncept

E Estonija

EDP elektrodistribucijska podjetja EE električna energija

EES elektroenergetski sistem

EEX European Energy Exchange Leipzig EIB Evropska investicijska banka

EIMV Elektro inštitut Milan Vidmar Ljubljana

EK Evropska komisija EU

EKS Energetski koncept Slovenije ELKO ekstra lahko kurilno olje

ENTSO-E Evropsko združenje sistemskih operaterjev prenosnih elektroenergetskih omrežij

XIV

EOM p.a. efektivna obrestna mera na letnem nivoju

ERGEG Združenje evropski regulatorjev za elektriko in plin

ES Španija

EU Evropska unija

EZ-1 veljavni Energetski zakon

FI Finska

FM Fakulteta za management Koper

FR Francija

Fs fiksni stroški

GEN-E Gen energija

GJ gigajoule

GJS gospodarska javna služba

GME Gestore mercati energetici Rome

GR Grčija

GW gigavat

GWh gigavatna ura električne energije

H Hipoteza

HE Hidroelektrarna

HESS Hidroelektrarne na spodnji Savi

HR Hrvaška

HSE Holding slovenskih elektrarn

HU Madžarska

HUPX Hungarian power exchange Budapest IEA International energy agency

IT Italija

Kc EE končna cena električne energije

Kw kilovat

kWh kilovatna ura električne energije LCOE levelized cost of energy

LF load factor

LT Litva

LU Luxembourg

LV Latvija

ME Črna gora

MJ megajoule

MK Makedonija

MN magistrska naloga

MW megavat

MWh EE Megavatna megavatna ura električne energije MzI Ministrstvo za infrastrukturo

XV

NE nuklearna elektrarna

NEK Nuklearna elektrarna Krško

NEP Nacionalni energetski program Republike Slovenije

NiP 5 Noveliran investicijski program številka 5 za blok 6 v Termoelektrarni Šoštanj

NL Nizozemska

NRDP naprava za razžvepljevanje dimnih plinov NTC net transfer capacity

OP obratovalna podpora za OVE

OTC organiziran trg z električno energijo OVE obnovljivi viri energije

PB plinski blok

PCI ključni energetski projekti skupnega interesa EU

PL Poljska

PO prenosno elektroenergetsko omrežje

PPB plinsko-parni blok

PST prečni transformator Divača

PT Portugalska

PV Premogovnik Velenje

RO Romunija

RS Republika Slovenija

RSr Srbija

SDH Slovenski državni holding

SE Švedska

SEL Savske elektrarne Ljubljana SENG Soške elektrarne Nova Gorica

SI Slovenija

SK Slovaška

SKM standard kupne moči

SOPO sistemski operater prenosnega elektroenergetskega omrežja SPOT neorganiziran trg z električno energijo

SPTE soproizvodnja toplote in elektrike

Ss skupni stroški

SSt sistemske storitve

SURS Statistični urad Republike Slovenije

TE Termoelektrarna

TEB Termoelektrarna Brestanica TEŠ Termoelektrarna Šoštanj TET Termoelektrarna Trbovlje

TE-TOL Termoelektrarna toplarna Ljubljana

XVI

TJ terajoule

TSO sistemski operater prenosnega elektroenergetskega omrežja

TW Teravat

TWh teravatna ura električne energije

UCPTE Union for the Coordination of Production and Transmission of Electricity UCTE Union for the Coordination of transmission of Electricity

URE učinkovita raba energije Vs

ZP

variabilni stroški zemeljski plin

1 1 UVOD

1.1 Namen

Namen raziskovalnega dela je opredeliti glavne dejavnike, ki vplivajo in bodo tudi v prihodnje vplivali na oblikovanje končnih cen EE v RS. Za vse te dejavnike bomo s pomočjo analiziranja obstoječih podatkov in scenarijskih izračunov kvantitativno opredelili prihodnji vpliv posameznega dejavnika na višino končne cene EE leta 2020, v katerem mora RS realizirati svojo obvezo po 39,3% deležu proizvedene EE iz OVE v končni porabi EE.

Dobljene rezultate bomo primerjali z zadnjimi znanimi podatki o višini končnih cen EE v državah članicah EU.

1.2 Teoretična izhodišča

Veljaven ključni dokument EU na področju skupnih pravil delovanja notranjega trga z EE je Direktiva 2009/72/ES (Uradni list EU, L 211, 2009). Cilj zakonodajalca je bil v nadgradnji pravil drugega energetskega zakonodajnega svežnja, ki je bil določen z Direktivo 2003/54/ES (Uradni list EU, L 176, 2003), ki je nadomestila Direktivo 96/92/EC (Uradni list EU, L 27, 1997). Cilj vseh dosedanjih energetskih svežnjev je bil, da postanejo trgi posameznih držav, članic EU, enoten skupni trg. To bi pomenilo, da ni ovir za prosti uvoz in izvoz EE, da se skušajo ustvariti enotne cene EE in da imajo končni porabniki možnost proste izbire dobavitelja.

Ključni dejavnik prostega čezmejnega trgovanja so ČPZk. Sprejeta je bila Uredba 714/2009/ES (Uradni list EU, L 211, 2009), ki je določila pogoje za dostop do omrežij za čezmejne izmenjave EE. Kljub tej uredbi je dejansko stanje praviloma daleč od namena in predpisov te uredbe. ELES, slovenski SOPO, ima z avstrijskim SOPO APG, iz smeri Avstrije ČPZf 3.026 MW, ČPZk 950 MW, dejansko razpoložljivih ČPZk pa je bilo v aprilu 2014 samo 503 MW (ELES 2014d). Ti podatki so pomembni, ker je v Leipzigu, Nemčija, najbolj pomembna borza z EE – EEX, ker je področje centralne Evrope področje s trajnimi viški EE in področje najnižjih tržnih cen EE. Avstrijski SOPO APG zaradi svojih nezadostnih notranjih prenosnih elektroenergetskih kapacitet (ELES 2013a) tako ni v stanju zagotavljati dogovorjenih ČPZk. To pomeni, da je slovenski končni porabnik EE omejen z možnostjo uvoza EE iz cenovno najugodnejšega področja EU. Ker so ČPZk iz smeri Avstrije relativno nizke, so cene za njihovo porabo, ki se določijo na avkcijah, ki jih izvaja regionalna avkcijska hiša CAO Freising, visoke. Mednarodni trgovci z EE s pridom izkoriščajo visoko razliko med cenami na EEX in italijanski borzi z EE GME. Razlika med tema dvema cenama, znižana za povprečno trgovsko maržo, se odraža v višini avkcijsko določenih cen za ČPZk na mejah Avstrije-Slovenije, Slovenije-Italije ali Avstrije-Madžarske, Madžarske-Hrvaške, Hrvaške- Slovenije, Slovenije-Italije (Mervar 2014c).

2

Končne cene EE so sestavljene iz nakupne cene EE, raznih prispevkov (za OVE, URE, prednostno dispečiranje, delovanje državnih agencij, omrežnine za prenosno in distribucijsko omrežje) in davkov. Končne cene EE so od države do države precej različne, na njihovo višino pa vplivajo predvsem prispevki za proizvedeno EE iz OVE. Nakupna cena EE predstavlja čedalje nižji delež končne cene EE in se giblje od 15 % naprej (Eurostat 2014a).

Nekje od julija 2012 dalje smo priča izrednemu padcu borznih cen EE na EEX (EEX 2014).

Trenutne borzne cene EE so daleč od stroškovnih cen EE iz obstoječih (IEA 2010) in novih (Commission of the European communities 2008) proizvodnih enot. To pomeni, da ni čas za investiranje v bazne, konvencionalne tehnologije. Na drugi strani pa beležimo v zadnjih petih letih izjemno povečanje proizvedene EE iz OVE (Žitnik 2014). Za proizvodnjo EE iz OVE je značilno, da so stroškovne cene EE bistveno višje od stroškovnih cen EE klasičnih elektrarn (Mervar, 2014b) in da je ta razlika oziroma razlika glede na tržne cene EE zagotovljena prek nacionalnih podpornih shem (Ministrstvo za gospodarstvo RS 2010a). Borzne cene EE so tako odraz ponudb presežkov EE, proizvedene iz OVE. Lahko trdimo, da so trenutne borzne cene EE daleč od realnih stroškovnih cen EE in so rezultat predhodno prejetih sredstev za OVE iz nacionalnih podpornih shem (Štokelj 2014). Izvajanje podpornih shem OVE v praksi pomeni velik pritisk na porast končnih cen EE. Imamo paradoks, ki ga večina končnih porabnikov EE ne razume oziroma noče razumeti, borzne cene EE padajo, končne cene EE pa naraščajo.

Zaradi nizkih borznih cen EE so v velikih težavah klasični proizvajalci EE, ki kot energent uporabljajo predvsem fosilna goriva. Številne države EU so tako uvedle mehanizem Capacity payment, ki je eden izmed mehanizmov CRM. S tem mehanizmom se zagotavlja dolgoročno preživetje klasičnih proizvajalcev EE. Tudi tu gre za uvajanje podporne sheme, katere izvedba bo vplivala na višje končne cene EE (ELES 2014e).

ELES ima specifičen položaj glede ustvarjanja višine in strukture prihodkov, in sicer izključno zaradi svoje geostrateške lege. Prek omrežja ELES-a se opravljajo fizični in tržni pretoki EE iz držav osrednje Evrope in Balkana, praviloma proti Italiji, ki je največji uvoznik EE v Evropi in kjer so cene EE najvišje. Zaradi plačljivosti ČPZk ELES več kot tretjino svojih prihodkov ustvari z avkcijami za ČPZk. Zaradi tega so slovenske tarife za prenosno omrežje ene najnižjih v EU (IREET 2014). Odprava plačljivosti teh kapacitet bi pomenila, da bi se morale tarife za prenosno omrežje povečati za več kot 40 %. To bi spet pomenilo povečanje končnih cen EE v RS (ELES 2014c).

V RS po naših ocenah zamujamo z izdelavo nove elektroenergetske strategije. Grozi nam povečanje uvozne odvisnosti (ELES 2014b), naredili smo precejšnjo napako pri uvajanju podporne sheme za proizvodnjo EE iz OVE (Mervar 2014b), ne zavedamo se povsem spremenjenih pogojev poslovanja velikih slovenskih proizvajalcev EE zaradi nizkih sedanjih in prihodnjih borznih cen EE (vpliv na poslovne izide in denarne tokove), ne razmišlja se o

3

uvedbi CRM-mehanizma, živimo v prepričanju, da se bodo prihodnje končne cene EE močno znižale zaradi padanja borznih cen EE.

Res je, da imamo v RS eno nižjih končnih cen EE tako za tipičnega industrijskega odjemalca kot za tipično gospodinjstvo (Eurostat 2014a). Situacija se lahko zelo hitro spremeni v smeri naraščanja končnih cen EE, če ne bomo v zelo kratkem času sprejeli nove elektroenergetske strategije, ki bo upoštevala ugotovitev glede prihodnje uvozne odvisnosti, načrtovanih novih proizvodnih virov in njihovih stroškovnih cen, geostrateške lege ter njenega vpliva na oblikovanje tržnih cen in dosedanjih negativnih izkušenj pri uvajanju podporne sheme za OVE v luči doseganja ciljnega deleža.

V laični, pa tudi strokovni javnosti se večkrat pojavljajo mnenja, da se bo cena EE v prihodnje nižala, vendar pa gre v tem primeru za nestrokovne in poenostavljene poglede, ki jim primanjkuje zadostne širine, saj bo cena odvisna od številnih dejavnikov, prav te pa nameravamo v tej magistrski nalogi prikazati in analizirati njihov posamezni vpliv.

1.3 Primarni, sekundarni viri, proučevanje, analiziranje

Pregledali bomo dosedanja magistrska raziskovalna dela in doktorske disertacije slovenskih avtorjev s področja proizvodnje in trga z EE. Preučili bomo literaturo in primarne ter sekundarne vire s področij:

- zakonodaje in smernic s področja deregulacije ter liberalizacije delovanja trga z EE v EU in RS,

- obstoječih pravil na področju mednarodnega trgovanja z EE, - opredelitve udeležencev in njihove vloge na trgu z EE v RS,

- sinhroniziranih trgovalnih območij z EE v Evropi, omejitve pri trgovanju med njimi, - načrtovanja dolgoročne strategije slovenske elektroenergetike s poudarkom na strategiji

razvoja prenosnega elektroenergetskega omrežja,

- stanja na področju presežkov in primanjkljajev EE v izbranih državah, v katerih so njihovi sistemski operaterji prenosnih omrežij člani ENTSO-E,

- ČPZf in ČPZk, dosežene fizične čezmejne tokove električne energije v primerjavi s ČPZf in realiziranimi ČPZk,

- vzrokov za trenutno in prihodnje stanje uvozne odvisnosti RS, - vloge ELES-a pri določanju politike ČPZk,

- oblikovanja borznih produktov pri terminskih prodajah EE, - dogajanja na relevantnih borzah glede terminskih cen EE,

- končnih cen EE za tipično gospodinjstvo in industrijskega porabnika, njihovo strukturo, višino BDP na prebivalca,

- zakonitosti oblikovanja cen EE in končnih cen EE v RS,

4

- vrst proizvodnih enot za proizvodnjo EE, hkrati želimo ugotoviti njihovo specifičnost proizvajanja EE, s poudarkom na tehnično-ekonomskem vidiku,

- napovedi svetovnih strokovnih združenj s področja metodologije in ocen višine stroškovnih cen proizvodnje EE iz različnih, novih proizvodnih tehnologij,

- trenutne sestave slovenskih proizvodnih virov,

- vrste in vzroke uvajanja CRM-mehanizmov v državah EU,

- OVE, trenutno stanje v državah EU, slovenski cilji na področju OVE, - doseganje ciljnih deležev proizvodnje EE iz OVE in

- regulacije SOPO.

Na podlagi statističnih podatkov bomo preverili:

- povezanost cen EE na borzi EEX Leipzig, cen ČPZk na mejah (smer) Avstrija-Slovenija, Slovenija-Italija, Madžarska-Hrvaška, Hrvaška-Slovenija, razliko cen EE med borzami EEX Leipzig, GME Rim, HUPX Budimpešta in BSP Ljubljana,

- povezanost terminskih cen EE na borzi EEX in deleža EE iz OVE v skupini proizvodnji EE za izbrane države,

- povezanost povprečne letne končne cene EE v RS glede na cene EE na borzi EEX Leipzig, povečane za cene ČPZk za smer Avstrija–Slovenija, in/ali cene EE na borzi HUPX Budimpešta, povečane za ČPZk smer Madžarska–Hrvaška in Hrvaška–Slovenija, - povezanost končnih cen EE glede na uvozno odvisnost, glede na višino BDP na

prebivalca, glede na delež proizvedene EE iz OVE,

- analizirali bomo strukturo končne cene EE za tipično gospodinjstvo in industrijskega porabnika,

- preučili bomo letna poročila velikih slovenskih proizvajalcev EE za leto 2013, odvisnih družb HSE in GEN-E:

- z vidika vrste proizvodnje, obstoječih in prihodnjih proizvodnih kapacitet, - z vidika specifičnosti letnega obsega proizvodnje,

- opredeliti želimo dejavnike, ki vplivajo na stroškovne cene, in - izračunati želimo njihove stroškovne cene.

Preučili bomo terminske cene EE do vključno leta 2020 za različne borzne produkte na borzi EEX Leipzig. Določili bomo model oblikovanja referenčne tržne EE v RS in njeno višino za leti 2015 ter 2020. Na podlagi napovedi različnih scenarijev dolgoročne elektroenergetske bilance RS bomo, z vidika morebitne povečane uvozne odvisnosti, izračunali vpliv na končno ceno EE v RS leta 2020.

Na podlagi predhodno pridobljenih, statistično analiziranih in izračunanih podatkov, na podlagi in glede na ocenjeno referenčno tržno ceno EE v RS, bomo izdelali oceno dolgoročne poslovne uspešnosti velikih slovenskih proizvajalcev EE na nivoju HSE, GEN-E in skupaj – za osnovi scenarij letnega obsega proizvodnje EE. Osnovni scenarij bomo razširili z analizo

5

občutljivosti in preverili, kako se sprememba določenih vhodnih parametrov odrazi glede na osnovni izračun dolgoročne poslovne uspešnosti v odvisnosti od:

- referenčne tržne cene EE v RS, - obsega letne proizvodnje, - cene osnovnega energenta in - cene emisijskega kupona CO2.

Iz ocene bodočih poslovnih izidov velikih slovenskih proizvajalcev EE in ocene njihovega bodočega finančnega stanja bomo izračunali vpliv morebitne uvedbe mehanizma CRM na končno ceno EE v RS leta 2020.

Na podlagi podatkov iz poglavja 3 bomo izračunali vpliv doseganja ciljnega deleža OVE na končno ceno EE v RS leta 2020.

Predstavili bomo razloge nizkih tarif za uporabo prenosnega omrežja v RS. Izračunali in opozorili bomo na vpliv izpada prihodkov od avkcij za tržne čezmejne kapacitete na povečanje tarif za uporabo prenosnega omrežja v RS.

Uporabili bomo tudi korelacijske analize, linearne regresije, intervale zaupanja, frekvenčne porazdelitve in analize občutljivosti.

Na podlagi preizkusa posameznih hipotez, njihov potrditev ali zavrnitev bomo ocenili končno ceno EE v RS za leto 2020.

1.4 Temeljna teza s hipotezami

1.4.1 Temeljna teza

Ne glede na izjemno znižanje cen borznih produktov na referenčnih borzah z EE od konca leta 2012 dalje, se končne cene EE v RS do leta 2020 ne bodo znižale.

1.4.2 Hipoteze

H 1: Na oblikovanje povprečne letne končne cene EE v RS v letih 2012–2014 je pomembno vplivala cena EE na borzi EEX Leipzig, povečana za ceno ČPZk smer Avstrija–Slovenija, in/ali cena EE na borzi HUPX Budimpešta, povečana za ceni ČPZk smer Madžarska–Hrvaška ter Hrvaška–Slovenija.

6 H 1 bomo potrdili ali zavrnili na osnovi rezultatov:

- opisne statistike iz e-arhivov EEX Leipzig, HUPX Budimpešta, GME Rim, ELES, CAO, CASC, APG, MAVIR,

- korelacijske analize – Pearsonov koeficient korelacije: ČPZk (letne) in razlika cena EE GME-EEX in GME-HUPX (base 70 %, peak 30 %, year future).

Potrditev ali zavrnitev H 1:

- potrditev: Pearsonov koeficient korelacije =/> 0,6, - zavrnitev: Pearsonov koeficient korelacije < 0,6.

V odvisnosti od potrditve ali zavrnitve H 1 bo odvisna tudi metodologija in na njeni osnovi izračunane izhodiščne ter končne referenčne prodajne cene EE v RS za leti 2015 in 2020, posebej za produkt »pas« ter posebej za produkt »trapez«.

H2: Povečana uvozna odvisnost EE do leta 2020 bo vplivala na povečanje referenčnih tržnih cen EE v RS.

Potrditev ali zavrnitev H 2:

- potrditev: Uo 2020 > Uo 2014, razlika Uo 2020 – Uo 2014 na urni osnovi je večja, kot so znašale proste ČPZk na urni osnovi leta 2014 za smer Avstrija–Slovenija,

- zavrnitev: Uo 2020 </= Uo 2014, razlika Uo 2020 – Uo 2014 na urni osnovi je enaka ali manjša, kot so znašale proste ČPZk na urni osnovi leta 2014 za smer Avstrija–Slovenija.

H 3: Stroškovne cene velikih slovenskih proizvajalcev bodo višje kot referenčne tržne cene električne energije v RS leta 2020.

Potrditev ali zavrnitev H 3:

- potrditev: Rpc EE 2020 < Ss, CRM-mehanizem se uvede, - zavrnitev: EE 2020 >/= Ss, CRM-mehanizem se ne uvede.

H 4: Izpolnitev mednarodne zaveze RS po 39,3% deležu EE iz OVE v bruto končni porabi EE leta 2020 bo vplivala na povečanje končne cene EE 2020 v RS.

Potrditev ali zavrnitev H 4:

- potrditev: predviden obseg sredstev podporne sheme za OVE leta 2020 bo > od dejansko izplačanih sredstev podporne sheme leta 2014,

- zavrnitev: predviden obseg sredstev podporne sheme za OVE leta 2020 bo </= od dejansko izplačanih sredstev podporne sheme leta 2014.

7 1.5 Raziskovalne metode

Uporabili bomo različne primarne in sekundarne vire. Večina podatkov bo pridobljena iz elektronskih virov. Pomemben vir podatkov bodo interne študije, raziskave, usmeritve in programi ELES-a, ki niso vsi javno dostopni.

Primarne in sekundarne vire bomo urejali, prikazovali in statistično izračunavali s pomočjo programskega orodja Microsoft Excel 2010.

Uporabili bomo naslednje raziskovalne metode:

- metoda deskripcije (opisovanja), s katero bomo opisali posamezne pojme in teoretična spoznanja,

- metoda klasifikacije (opredelitev pojmov), ki jo bomo uporabili pri opredelitvi proizvodnih naprav za proizvodnjo EE,

- metoda kompilacije (povzemanja), s katero bomo povzeli ugotovitve in stališča drugih avtorjev,

- metoda komparacije (primerjava), s katero bomo primerjali ugotovitve različnih avtorjev, - metoda vrednostne analize in sinteze, ki jo bomo uporabili pri oceni prihodnjih rezultatov

poslovanja velikih slovenskih proizvajalcev EE,

- statistična metoda, ki jo bomo uporabili pri razlagi struktur, značilnosti in zakonitosti kazalnikov, dobljenih s pomočjo tabel ter grafikonov,

- induktivna metoda, ki jo bomo uporabili v delu, ki se nanaša na izpolnjevanje ciljev na področju OVE,

- deduktivna metoda, ki bo uporabljena v delu, ki se nanaša na mehanizme CRM, - v empiričnem delu bomo uporabili metodo scenarijev,

- za preverjanje hipotez pa bomo uporabili statistični metodi korelacijske in regresijske analize.

1.6 Predpostavke in omejitve

1.6.1 Predpostavke

Temeljna predpostavka temelji na terminskih cenah borznih produktov borz z EE EEX Leipzig, HUPX Budimpešta in GME Rim na dan 28. 12. 2014. Morebitna rast borznih cen po naši oceni ne bo bistveno vplivala na končne cene EE, bi pa imela bistveni vpliv na oblikovanje metodologije CRM, kar je predstavljeno v poglavju 3.

Metodološke predpostavke so naslednje:

- zakonodaja EU se do leta 2020 bistveno ne spremeni v delu, ki se nanaša na področje delovanja prostega trga z EE,

8

- cilji EU in RS se na področju OVE ne spremenijo,

- tehnično-tehnološke karakteristike proizvodnje EE so v RS znane,

- do leta 2020 ne bo zgrajen noben nov, čezmejni visokonapetostni prenosni daljnovod, - ne bo prišlo do velikih sprememb krožnih fizičnih tokov EE prek prenosnega omrežja

RS,

- poraba EE v RS bo naraščala,

- do leta 2020 v RS ni mogoče zgraditi nobene, v času izdelave MN neopredeljene, velike proizvodne naprave za proizvodnjo EE,

- obstoječa podporna shema za EE iz OVE v RS se ne bo bistveno spremenila glede na veljavno v letu 2014,

- razkritja in podatki so v letnih poročilih slovenskih elektroenergetskih družb dejansko odraz resničnega in poštenega stanja.

1.6.2 Omejitve

Omejitve, ki jih predvidevamo ob izdelavi MN, so:

- omejitev pretežno na elektronske vire in javne ter interne vire ELES-a,

- da se bodo uporabili zadnji statistični podatki, letna poročila, ki so na razpolago,

- da ne bo možno pridobiti natančnih strateških usmeritev velikih slovenskih proizvajalcev EE in

- da ni možno natančno predvideti strukture vstopa novih proizvodnih virov OVE do leta 2020.

Pri interpretacijah dobljenih rezultatov regresijskih analiz ne bomo neposredno uporabili besede »vpliv«, saj to zahteva preverjanje kavzalnosti, dodatne statistične analize in proučevanje, za kar pa bi potrebovali večje število opazovanj. Zaradi relativno malo število uporabljenih opazovanj dopuščamo možnost domneve o izpolnjevanju predpostavk linearne regresije.

1.7 Struktura in vsebina MN

MN je sestavljena iz šestih poglavij, na koncu so navedeni viri, literatura in priloge.

V prvem poglavju sta predstavljeni vsebina in struktura MN, povzeta so teoretična izhodišča, opisan je namen s cilji MN, predstavljena je temeljna teza s hipotezami. Prvo poglavje se zaključi z navedbo predpostavk in omejitev.

V drugem poglavju je predstavljen trg z EE tako v EU kot v RS, in sicer: razvojne faze, mejniki razvoja in zakonodajni okvirji.

9

Tretje poglavje je namenjeno predstavitvi ključnih dejavnikov, ki po naši oceni najbolj vplivajo na oblikovanje končnih cen EE v posameznih državah. Poglavje se začne z navajanjem ključnih ugotovitev izbranih slovenskih avtorjev MN, katerih vsebina se nanaša na področje delovanja trga z EE. V naslednjih podpoglavjih so predstavljeni posamezni vplivni dejavniki, ki vplivajo na oblikovanje končnih cen EE, tako iz teoretičnega zornega kota, opisne statistike in statistične analize ter njihovega vpliva na končne cene EE v letih 2009–2013. Posebej izpostavljamo podpoglavje, v katerem pojasnjujemo ČPZf in ČPZk, njuno vsebinsko razliko, določevanje NTC-jev, način dodeljevanja NTC-jev ter oblikovanje cen za uporabo ČPZk, in podpoglavje, v katerem predstavljamo velike slovenske proizvajalce EE, njihove instalirane moči, režime obratovanja ter njihov status z vidika stabilnega delovanja slovenskega PO. Predstavljamo tudi metodologijo izračuna stroškovnih cen na osnovi podatkov, dobljenih iz letnih poročil za leto 2013. Zadnja tri podpoglavja se nanašajo na CRM-mehanizme, OVE in specifičnost slovenskih tarif za uporabo PO.

Četrto poglavje vsebinsko predstavlja empirično raziskavo. Na podlagi predstavljenih teoretičnih izhodišč, ugotovitev stanja v obdobju 2009–2013 iz predhodnih dveh poglavij, na osnovi bodočih napovedi, z uporabo različnih raziskovalnih metod, iščemo potrditve H 1 do 4: zakonitost oblikovanja referenčne prodajne cene EE v RS, bodoča bilanca proizvodnje in poraba EE v RS ter njen vpliv na bodočo referenčno ceno EE v RS, bodoči položaj velikih slovenskih proizvajalcev EE in potreba po uvedbi enega izmed mehanizmov CRM, slovenska politika s področja proizvodnje EE iz OVE ter njen vpliv na končno ceno EE v RS. Poglavje je zaključeno s podpoglavjem, v katerem smo izračunali interval zaupanja končne cene EE v RS leta 2020.

V petem poglavju podajamo smernice za oblikovanje nove elektroenergetske strategije RS, ki smo jih oblikovali na podlagi ugotovitev te MN.

V šestem poglavju je povzetek MN.

10 2 TRG Z EE V EU IN RS

Med letoma 1996 in 2009 so bili z namenom uskladitve ter liberalizacije notranjega energetskega trga EU sprejeti trije zaporedni zakonodajni svežnji ukrepov, sestavljeni iz direktiv in uredb, ki urejajo dostop do trga, njegovo preglednost in regulacijo ter varstvo uporabnikov, istočasno pa so podpirali tudi medsebojno povezanost in ustrezno raven oskrbe.

Rezultat teh ukrepov je, da lahko na trg držav članic vstopajo novi dobavitelji EE, industrijski uporabniki in gospodinjstva pa zdaj prosto izbirajo svoje dobavitelje. Druge politike EU v zvezi z notranjim energetskim trgom obravnavajo zanesljivost oskrbe in razvoj vseevropskih omrežij za prenos EE (Kerebel 2014).

Uredbe veljajo neposredno, medtem ko morajo direktive države članice prenesti v svoj pravni red (Stanič 2009).

V RS smo zakonodajo prvih dveh energetskih svežnjev prenesli v Energetski zakon z dopolnili.¹ Tretji energetski sveženj je zajet v novem Energetskem zakonu, sprejetem aprila 2014.²

RS je z notifikacijo Direktive 2009/72/ES zamujala, zato je EK sprejela naslednje ukrepe (Vlada RS 2013, 3–4):

1. EK je RS poslala uradni opomin zaradi nenotifikacije predpisov za prenos Direktive 2009/72/ES dne 10. 10. 2011.

2. Dne 21. 6. 2012 je EK RS izdala obrazloženo mnenje in jo pozvala k sprejemu potrebnih aktov najkasneje v dveh mesecih.

3. Dne 7. 1. 2013 je EK pred Sodiščem EU proti RS vložila tožbo s predlagano denarno kaznijo 10.287,36 EUR na dan, šteto od dneva razglasitve sodbe v tej zadevi.

Ukrepi so bili odpravljeni s sprejemom EZ-1.

2.1 Razvoj notranjega trga z električno energijo v EU

2.1.1 Razvojne faze uvajanja notranjega trga z EE

Prvi zakonodajni sveženj (Direktiva 96/92/ES o skupnih pravilih notranjega trga z EE) je bil leta 2003 nadomeščen z drugim zakonodajnim svežnjem, ki je omogočil novim dobaviteljem EE, da vstopajo na trg držav članic, ter omogočil uporabnikom (industrijskim od 1. julija

1 Energetski zakon – EZ, Uradni list RS, št. 79/99 z dne 30. 9. 1999, zadnja sprememba Zakon o spremembah in dopolnitvah Energetskega zakona – EZ-E, Uradni list RS, št. 10/12 z dne 10. 2.

2012.

2 Energetski zakon – EZ-1, Uradni list 17/2014 z dne 7. 3. 2014.

11

2004 in gospodinjskim od 1. julija 2007), da se lahko odločajo za dobavitelja EE po lastni izbiri. Aprila 2009 je bil z namenom nadaljnje liberalizacije notranjega trga z EE sprejet tretji zakonodajni sveženj, ki spreminja drugi sveženj. Direktiva o EE 2009/72/ES je razveljavila Direktivo 2003/54/ES. Najpomembnejše spremembe so naslednje:

- Ureja lastništvo nad prenosnim omrežjem z zagotavljanjem jasnega ločevanja dejavnosti dobave in proizvodnje od delovanja omrežja s tremi organizacijskimi modeli: popolno

„ločevanje lastništva“, samostojni operater sistema (ISO – odgovoren za vzdrževanje omrežij, medtem ko sredstva ostanejo v lasti integriranega podjetja) ali neodvisni operater prenosnega sistema (sistem podrobnih pravil, ki zagotavljajo samostojnost, neodvisnost in potrebne naložbe v dejavnost prenosa).

- Zagotavlja učinkovitejši regulativni nadzor, ki ga izvajajo povsem neodvisni nacionalni energetski regulatorji, kar bo prispevalo k okrepitvi in harmonizaciji pristojnosti ter neodvisnosti nacionalnih regulatorjev, da se zagotovi učinkovit in nepristranski dostop do prenosnih omrežij.

- Krepi varstvo uporabnikov in zagotavljata varstvo ranljivim uporabnikom (Kerebel 2014).

Cilji tretjega energetskega paketa so (Stanič 2009):

- ustvariti polno integrirani enotni evropski trg s plinom in z EE, - zapolniti vrzeli v trenutni energetski zakonodaji EU in

- omogočiti vlaganja v energetiko, ki jih potrebuje EU.

Glavne določbe tretjega energetskega paketa so (Fujs 2012, 16):

- ločevanje proizvodnje in dobave od omrežnih dejavnosti, - izboljšanje delovanja notranjega trga,

- ustanovitev ACER-ja,

- okrepitev učinkovitosti nacionalnih regulatorjev,

- učinkovito, lažje sodelovanje med upravljavci prenosnih omrežij in

- povečanje preglednosti trga na področju upravljanja omrežij ter varnosti oskrbe.

Veljavna zakonodaja EU na dan 1. 1. 2015 s področja elektroenergetike (Ministrstvo za infrastrukturo Republike Slovenije, 2015):

- Uredba EK (EU) št. 838/2010 z dne 23. septembra 2010 o določitvi smernic glede mehanizma nadomestil med operaterji prenosnih sistemov in skupnega regulativnega pristopa k zaračunavanju prenosa.

- Uredba EK (EU) št. 774/2010 z dne 2. septembra 2010 o določitvi smernic glede nadomestil med upravljavci prenosnih omrežij in skupnega regulatornega pristopa k zaračunavanju prenosa.

- Direktiva 2009/72/ES Evropskega parlamenta in Sveta z dne 13. julija 2009 o skupnih pravilih notranjega trga z EE in o razveljavitvi Direktive 2003/54/ES.

12

- Uredba (ES) št. 714/2009 Evropskega parlamenta in Sveta z dne 13. julija 2009 o pogojih za dostop do omrežja za čezmejne izmenjave električne energije in razveljavitvi Uredbe (ES) št. 1228/2003.

- Sklep EK 2006/770/ES z dne 9. novembra 2006 o spremembi Priloge k Uredbi (ES) št.

1228/2003 o pogojih za dostop do omrežja za čezmejne izmenjave električne energije.

- Uredba Sveta (ES) št. 1223/2004 z dne 28. junija 2004 o spremembah Uredbe (ES) št.

1228/2003 Evropskega parlamenta in Sveta glede datuma uporabe nekaterih določb za Slovenijo.

- Direktiva 2005/89/ES Evropskega parlamenta in Sveta z dne 18. januarja 2006 o ukrepih za zagotavljanje zanesljivosti oskrbe z električno energijo in naložb v infrastrukturo.

- Direktiva 2008/92/ES Evropskega parlamenta in Sveta z dne 22. oktobra 2008 o enotnem postopku EU za večjo preglednost cen plina in EE, ki se zaračunavajo industrijskim končnim uporabnikom (prenovitev).

- Sklep EK 2011/280/EU z dne 16. maja 2011 o razveljavitvi Sklepa 2003/796/ES o ustanovitvi Skupine evropskih regulatorjev za električno energijo in plin.

- Uredba (ES) št. 713/2009 Evropskega parlamenta in Sveta z dne 13. julija 2009 o ustanovitvi Agencije za sodelovanje energetskih regulatorjev.

- Uredba (EU) št. 1227/2011 Evropskega parlamenta in Sveta z dne 25. oktobra 2011 o celovitosti in preglednosti veleprodajnega energetskega trga.

- Priporočilo EK 2012/148/EU z dne 9. marca 2012 o pripravah za uvedbo pametnih merilnih sistemov.

2.1.2 Ključni deležniki pri vzpostavljanju notranjega elektroenergetskega trga EU

Evropska komisija

Dne 22. 10. 2014 je začela delo nova EK, ki jo vodi predsednik Jean-Claud Juncker in ima petletni mandat. Komisija ima štiri ločene in enako pomembne naloge:

- pripravlja nove zakone in predpise, o katerih potem razpravljata in odločata Evropski parlament ter Svet;

- skrbi za tekoče upravljanje politik in dejavnosti EU (od kmetijstva in varnosti hrane do zaščite potrošnikov pred morebitno brezobzirnostjo podjetij);

- skrbi, da se zakoni, ki jih sprejmeta Svet in Evropski parlament, uporabljajo pravilno ter enako v vseh državah EU (skupaj s Sodiščem Evropske unije);

- lahko zastopa EU na mednarodnem prizorišču, na primer pri sklepanju sporazumov med EU in drugimi državami (Evropska komisija 2014b).

Predsednik EK si je za mandat 2014–2019 zastavil naslednje cilje na področju podnebnih ukrepov in energije:

13

- Vzpostaviti evropsko energijsko unijo – z združevanjem virov, s povezovanjem omrežij in z enotnim nastopom v pogajanjih z državami zunaj EU.

- Diverzificirati vire energije – da bo Evropa lahko hitro prešla na druge vire oskrbe z energijo, če bodo finančni ali politični stroški uvoza z vzhoda postali previsoki.

- Pomagati državam EU pri zmanjševanju odvisnosti od uvožene energije.

- Spremeniti EU v največjo uporabnico obnovljivih virov energije na svetu in jo postaviti na čelo boja proti globalnemu segrevanju (Evropska komisija 2014c).

Evropska komisija – Direktorat za energijo

V okviru EK je tudi Generalni direktorat DG Energy, sestavljen iz petih direktoratov in številnih podpornih služb. Generalni direktorat za energijo je odgovoren za razvoj in izvajanje evropske energetske politike, to pomeni: vzpostavitev notranjega energetskega trga, ki zagotavlja državljanom in podjetjem cenovno sprejemljive energije, konkurenčne cene ter tehnološko napredne energetske storitve, spodbuja trajnostni razvoj energetike v skladu s cilji strategije EU 2020 in krepi pogoje za varno energetsko oskrbo v duhu solidarnosti med državami članicami. Generalni direktorat opravlja svoje naloge na različne načine: izvaja in razvija strateške analize ter pravila za energetski sektor, spodbuja dokončanje notranjega energetskega trga, podpira krepitev povezovanja energetske infrastrukture, skuša zagotavljati, da se domači viri energije izkoriščajo v varnih in konkurenčnih razmer, skuša zagotavljati, da trgi čim bolj dosegajo dogovorjene cilje, zlasti na področju učinkovitosti in obnovljivih virov energije, spodbuja in vodi zunanjo energetsko politiko EU, olajšuje implementacije inovacij na področju energetske tehnologije, razvija najbolj napreden pravni okvir za jedrsko energijo, spremlja izvajanje obstoječe zakonodaje EU ter predstavlja nove zakonodajne predloge, spodbuja izmenjavo najboljših praks in tekoče obvešča zainteresirane strani o stanju na področju energetike (Evropska komisija 2014c).

CEER

CEER je bil ustanovljen leta 2000. Trenutno ima 30 članic in 3 opazovalke. Je glas evropskih nacionalnih energetskih regulatorjev. Skozi CEER nacionalni regulatorji sodelujejo in izmenjujejo najboljšo prakso. Splošni cilj je omogočiti vzpostavitev enotnega, konkurenčno, učinkovito in trajnostno naravnanega notranjega trga za plin ter električno energijo v Evropi.

CEER deluje kot platforma za sodelovanje, izmenjavo informacij in pomoči med evropskimi nacionalnimi energetskimi regulatorji ter je njihov vmesnik na ravni EU in na mednarodni ravni (Council of European Energy Regulators 2014).

14 ERGEG

Leta 2003 je bila ustanovljena Skupina evropskih regulatorjev za električno energijo in plin, ki je odgovorna za zagotavljanje sodelovanja med nacionalnimi regulatorji in dosledno izvajanje določb iz direktiv o notranjem trgu v vseh državah članicah (Sklep 2003/796/ES). Je predhodnica ACER-ja. Z začetkom delovanja ACER-ja (marec 2011) je bil ERGEG razpuščen (Odločba EK s 16. maja 2011 o razveljavitvi Sklepa 2003/796/ES) z učinkom od 1.

julija 2011. Vsa pretekla dela, ki se nanašajo na dejavnosti ERGEG, je prevzel ACER (Council of European Energy Regulators 2014).

Z namenom vzpostavitve vseevropskega trga z električno energijo in pospešitve integracije nacionalnih trgov z električno energijo v Evropi je ERGEG spomladi leta 2006 ustanovil Electricity regional initiative (ERI). Ta je v sodelovanju z EK, kot vmesni korak k oblikovanju enotnega trga v Evropi, oblikovala osem regionalnih trgov z električno energijo, s čimer naj bi lažje odpravili ovire za prosto trgovanje in konkurenčnost na trgu električne energije (Fujs 2012, 12).

Slika 1: Regionalni trgi z električno energijo Vir: prirejeno po Council of European Energy Regulators 2014.

ENTSO-E

Evropsko združenje sistemskih operaterjev elektroenergetskega omrežja je poslanstvo in naloge od dosedanjih združenj sistemskih operaterjev prenosnega omrežja prevzelo 1. julija

15

2009. Z vzpostavitvijo nove organizacije naj bi še okrepili sodelovanje med posameznimi sistemskimi operaterji in zagotovili varno obratovanje ter tehnično optimalen in okolju prijazen razvoj vseevropskega prenosnega omrežja s ciljem zagotovitve enotnega evropskega trga z električno energijo (ELES 2014a).

ENTSO-E ima 41 članov iz 34 držav Evrope.

Slika 2: Člani ENSTO-E Vir: prirejeno po ENTSO-E 2014a.

Organizacijska struktura ENTSO-E je izjemno razvejana. Najpomembnejši so štirje delovni odbori: za razvoj prenosnega omrežja, za delovanje prenosnega omrežja, za trg, za raziskave in razvoj (ENTSO-E 2014). Pomembna je tudi skupina za zakonodajo in regulacijo. Večina sodelujočih v delovnih odborih in skupinah so predstavniki članov. Organizacijska struktura je prikazana s sliko 3.

16

Slika 3: Organizacijska struktura ENSTO-E Vir: prirejeno po ENTSO-E 2014a.

ACER

Leta 2010 je bila ustanovljena evropska Agencija za sodelovanje energetskih regulatorjev (Uredba ES št. 713/2009). Sedež ima v Ljubljani. Z delom je začela marca 2011. Kot nadzorni organ s svetovalno vlogo ACER pripravlja priporočila za EK o ureditvi trga in prednostnih nalogah pri razvoju prenosne infrastrukture. Odgovorna je tudi za: spodbujanje sodelovanja med nacionalnimi regulativnimi organi na regionalni in evropski ravni, spremljanje napredka pri izvajanju 10-letnih načrtov za razvoj omrežja, spremljanje notranjih trgov z električno energijo in zemeljskim plinom, zlasti veleprodajnega trga, maloprodajnih cen električne energije in plina, dostopa do omrežja, vključno z dostopom do električne energije, pridobljene iz obnovljivih virov energije, ter spoštovanja pravic potrošnikov. ACER v sodelovanju z ENTSO-E oblikuje podrobna pravila in tehnične kodekse za dostop do omrežja ter zagotavlja usklajevanje delovanja omrežja z izmenjavo podatkov o obratovanju in z razvijanjem skupnih standardov ter postopkov za varnost in izredne razmere. ENTSO je vsako drugo leto odgovoren tudi za pripravo osnutka 10-letnega naložbenega načrta, ki ga pregleda agencija ACER (Kerbel 2014).

Regionalna združenja sistemskih operaterjev

Poslanstvo regijskih združenj je zagotavljanje tehničnih in poslovnih okvirjev za uspešno sodelovanje med sistemskimi operaterji elektroenergetskih omrežij znotraj posameznih regij ter razvoj metodologij, ki na transparenten in nediskriminatoren način omogočajo integracijo regionalnih trgov. Končni cilj je zagotovitev medregionalnih povezav in utrditev enotnega evropskega notranjega trga z električno energijo (ELES 2014a).

17

Za Slovenijo so pomembna naslednja regionalna združenja:

- CAO – Central allocation office – s sedežem v Freisingu, Nemčija. Centralna avkcijska pisarna dodeljuje zmogljivosti za prenos električne energije v centralno-vzhodni regiji.

- CASC – s sedežem v Luxemburgu. Avkcijska hiša, ki dodeljuje čezmejne prenosne zmogljivosti v centralno-zahodni regiji.

- TSC – Transmission System Operator Security Cooperation – s sedežem v Münchnu, Nemčija. Združenje dela SOPO, ki skrbi za zanesljivost oskrbe z električno energijo in usklajuje prenosne sisteme svojih članov.

- CORESO – združenje dela SOPO, ki skrbi za zanesljivost oskrbe z električno energijo in usklajuje prenosne sisteme svojih članov.

- Med-TSO – združenje sistemskih operaterjev prenosnih omrežij na območju Mediterana, ki predstavlja povezovalni člen med trgi srednje in vzhodne Evrope. Hkrati združenje tvori pomembno povezano geografsko območje tudi z nečlanicami EU iz Afrike in Bližnjega vzhoda, ki bodo prevzela skupna pravila trga s ciljem poenotenja trgov za zanesljivo oskrbo z električno energijo.

Slika 4: Mednarodne organizacije z vplivom na delovanje slovenskega prenosnega elektroenergetskega omrežja

Vir: Mervar 2014c.

Organizatorji trga in borze z EE

Trgovanje z EE poteka prek dvostranskih pogodb ali trgovanja na organiziranem trgu (borzi) EE. Vlogo organizatorja trga EE v Sloveniji opravlja javno podjetje Borze, d. o. o., v Nemčiji

18

ima to vlogo borza EEX. Vloga dobaviteljev je, da v okviru trga na debelo kupujejo EE in jo distribuirajo množici porabnikov. Posredniki in zastopniki energijo kupujejo za porabnike oz.

druge udeležence trga. Porabniki lahko svobodno izbirajo, s katerim dobaviteljem bodo sklenili pogodbo o dobavi EE, njihov cilj pa je nakup energije po najugodnejših pogojih (Selan 2009).

Na sliki 5 so prikazane najpomembnejše regijske borze z EE v Evropi. Večina držav Evrope ima tudi svoje nacionalne borze. Za trgovanje z EE so za RS pomembne borze EEX, GME, HUPX, BSP.

Slika 5: Glavne borze v Evropi in borze z vplivom na slovenski trg z EE Vir: Mervar 2014c.

Regulatorji trga z EE

Regulatorji trga v evropskih državah opravljajo različne naloge, vendar so vsem enotna temeljna izhodišča delovanja. Naloge temeljijo predvsem na vzpostavitvi razmer za konkurenčne trge z EE in na nadzoru delovanja energetskih trgov. Temeljni cilji delovanja regulatorjev so: zagotavljanje nepristranskosti, konkurenčnosti, učinkovitega delovanja energetskega trga in učinkovite ter nemotene oskrbe odjemalcev z EE (Fujs 2012, 7).

19 Sistemski operaterji PO

Sistemski operaterji PO so ključni igralci pri postopkih združevanja posameznih trgov (Pogačnik 2011, 22). Direktiva EE 2009/72/ES v 12. členu določa naloge in odgovornosti operaterja prenosnega sistema:

- zagotovi dolgoročno sposobnost sistema za izpolnjevanje razumnih potreb po prenosu EE, v ekonomsko sprejemljivih pogojih upravlja, vzdržuje in razvija varne, zanesljive ter učinkovite prenosne sisteme z upoštevanjem varovanja okolja,

- zagotovi primerna sredstva za izpolnjevanje obveznosti storitev,

- prispeva k zanesljivosti oskrbe z ustrezno prenosno zmogljivostjo in zanesljivostjo sistema,

- uravnava prenos EE po sistemu ob upoštevanju izmenjave z drugimi povezanimi sistemi, zato je operater prenosnega sistema odgovoren za zagotovitev varnega, zanesljivega in učinkovitega elektroenergetskega sistema ter s tem zagotavlja razpoložljivost vseh potrebnih pomožnih storitev, vključno s tistimi, ki se izvajajo kot odziv na povpraševanje, ali je takšna razpoložljivost neodvisna od vseh drugih prenosnih sistemov, s katerimi je njegov sistem povezan,

- zagotovi operaterju katerega koli drugega sistema, s katerim je njegov sistem povezan, potrebne informacije za zagotovitev varnega in učinkovitega obratovanja, usklajenega razvoja ter skladnega delovanja povezanih sistemov,

- ne dela razlik med posameznimi uporabniki omrežja ali vrstami uporabnikov omrežja, posebej ne v korist svojih povezanih podjetij,

- uporabnikom sistema zagotovi informacije, ki jih potrebujejo za učinkovit dostop do sistema, in

- pobira dajatve za prezasedenost ter plačila v mehanizmu nadomestil med upravljavci prenosnih omrežij v skladu s členom 13 Uredbe (ES) št. 714/2009, zagotavlja in ureja dostop tretjih strani in daje utemeljene razlage za zavrnjen dostop, kar je pod nadzorom nacionalnih regulativnih organov; operaterji prenosnih sistemov pri izvajanju svojih nalog v skladu s tem členom predvsem spodbujajo integracijo trga.

2.2 Trg z EE v RS

O odprtem trgu z EE lahko razmišljamo samo v primeru, da ima država ustrezne ČPZ-je s sosednjimi državami. Zato je PO najpomembnejši dejavnik uvedbe odprtega trga z EE.

Pred osemdesetimi leti so zgradili visokonapetostni daljnovod med HE Fala in RTP Laško. Z zgraditvijo tega 80-kV daljnovoda je bil prvič omogočen prenos EE na večje razdalje, hkrati pa je to pomenilo tudi začetek intenzivne gradnje prenosnega omrežja v Sloveniji. Vsa ta leta je slovenska elektroenergetska stroka sledila razvoju prenosnega omrežja v svetu in Evropi ter pravilno presodila pomen povezanosti evropskega visokonapetostnega omrežja. Po