Energetska tržišta

Uvod

Energetsko tržište energije ne postoji, postoje energetska tržišta za pojedini energent ili oblik energije. Postoje bitne razlike između tržišta nafte, prirodnog plina, ugljena kao primarnih energenata. Od spomenutih tržišta primarnih energenata razlikuje se tržište električne energije, a još više tržište toplinske energije.Također se može prepoznati razvoj specifičnog tržišta obnovljivih izvora. U uskoj vezi s tržištima energije je tržište emisija koje se postupno razvija.

Dimenziju tržišta određuje osim ponude i potražnje, mogućnost transporta i troškovi transporta. Nafta ima u punom smislu međunarodnu dimenziju, dok je plin ovisan o izgradnji transportne mreže, pa je dostupan samo tamo gdje postoje plinske mreže. Izgradnjom LNG terminala povećava se međunarodna dimenzija tržišta plina.Električna energija, kao umreženi energent, zbog ograničenja u prijenosu, ima karakteristike regionalnog tržišta. Tržište toplinske energije je lokano unutar nacionalnih granica. Tržište obnovljivih izvora je specifično tržište koje se razvija u funkciji ostvarivanja politike povećanja korištenja obnovljivih izvora.

Prilike na tržištima nisu stalne, osim procesa potražnje i ponude, utječu tehnološki razvoj, izgradnja transportne i prijenosne mreže, cijene, ali i brojni neenergetski razlozi kao što su politika, terorizam, ratovi, prirodne katastrofe i špekulacije.

Tržišta energije

Nafta

Promatrano s aspekta globalne potrošnje, nafta zauzima mjesto pojedinačno najvažnijeg primarnog goriva i to s udjelom od preko 35 posto. Naftno tržište karakterizirano je opskrbom odnosno proizvodnjom sirove nafte s jedne strane i rafinerijskom preradom odnosno potrošnjom naftnih derivata s druge strane. Njegova specifičnost očituje se u tome što najveći proizvođači sirove nafte nisu ujedno i najveći potrošači pa tako npr. SAD sudjeluje u ukupnoj svjetskoj proizvodnji s manje od 8 posto dok njegov udio u potrošnji premašuje 22 posto. Suprotno tome, Saudijska Arabija u svjetskoj proizvodnji sudjeluje s oko 13 posto dok je njezin udio u ukupnoj potrošnji manji od 3 posto.

Ukupna potrošnja nafte u svijetu u 2008. godini iznosila je 84,45 milijuna barela na dan ili 3928 milijuna tona na dan, a prema prognozama IEA procjenjuje se porast na 106 milijuna barela na dan u 2030. godini. Pri tome se predviđa da će se udio nafte u ukupnoj potrošnji primarne energije smanjivati (za oko 4 posto do 2030. godine) uslijed visokih cijena nafte i očekivano nižeg rasta BDP-a u budućnosti. OPEC kao organizacija 12 zemalja izvoznica nafte kontrolira oko 70 posto ukupnih svjetskih rezervi nafte dok istovremeno sudjeluje u svjetskoj proizvodnji sa „samo“ 44 posto. Sa svojim visokim udjelima u svjetskoj proizvodnji i rezervama nafte jedan je od važnih čimbenika kako opskrbe tako i cijene sirove nafte. Samim time, činjenica da geološke rezerve nafte nisu geografski jednoliko raspoređene dovela je do stvaranja jedinstvenog globalnog tržišta s nekoliko geografskih lokacija u svijetu kao glavnih markera za određivanje cijene sirove nafte. Glavna tržišta sirove nafte u svijetu obuhvaćaju Sjeverno more, zapadnu Afriku, tržište Mediterana, Perzijski zaljev, Azijsku regiju te istočnu i zapadnu obalu SAD-a. Ovisno o tržištima prisutni su različiti markeri za cijenu sirove nafte, kao što su Dated Brent, Dubai/Oman, WTI (West Texas Intermediate), ANS (Alaska North Slope) te Tapis & Minas. Da je tržište nafte globalno dokazuje i podatak da se dvije trećine od ukupne trgovine naftom odvija morskim putem i to u velikoj mjeri između različitih kontinenata (Slika 2.1.).

Kada se govori o trgovanju naftom razlikujemo fizičko tržište (Spot, OTC – Over The Counter) na kojem se trguje fizičkim (stvarnim) količinama nafte i naftnih derivata i tržište vrijednosnih papira (paper market) i njihovih izvedenica (derivatives) gdje se trgovina odvija u skladu s definiranim instrumentima trgovanja, ali bez fizičke isporuke. Promet sirove nafte (volumen) ostvaren na burzama u svijetu, na dnevnoj bazi, desetak puta je veći od fizički proizvedenih i isporučenih količina sirove nafte. To ukazuje na činjenicu da se na globalnom tržištu naftom jednim velikim dijelom trguje kao kolateralom kapitalne vrijednosti bez namjere fizičkog korištenja robe. Navedeno, u kombinaciji sa niskom razinom regulacije tržišta na kojima se trguje vrijednosnim papirima vezanih za naftu te složenim sustavom izvedenica, i plitkom razinom tržišta (mali broj sudionika sa dovoljno velikim kapitalom može kontrolirati tržište) dovodi do široke mogućnosti špekulativnih aktivnosti cijenama sirove nafte koji nisu odraz fundamenata globalnog tržišta (trenutnih odnosa ponude i potražnje). Uzevši navedeno u obzir, cjenovni vrhunac koji je sirova nafta na svjetskom tržištu dosegla 11. srpnja 2008. godine na razini od 147,27 USD/bbl, velikim se dijelom može objasniti gore opisanim faktorima. Naime, post festum analize ukazuju na činjenicu da su za više od 60 posto drastičnog porasta cijene odgovorne špekulativne aktivnosti na nereguliranom svjetskom futures tržištu, prvenstveno NYMEX-u i Londonskom ICE i ICE Futures tržištu. Bez ikakvih uporišta u fundamentima potražne strane globalnog tržišta (potražnja je u periodu rapidnog rasta cijene ostala gotovo nepromijenjena), zbog manjka regulacije i plitke razine tržišta preliveni kapital, u cilju generiranja što veće razine povrata na uloženo, špekulativnim akcijama u konačnici je doveo do drastičnog rasta cijene u kratkom vremenskom razdoblju.

 
Slika 2.1 . Glavni pravci trgovine sirovom naftom u svijetu 2008. god. (u milijunima tona)

Plin

Ukupna potrošnja prirodnog plina u svijetu u 2008. godini iznosila je 3 018,7 milijardi m3, dok je udio prirodnog plina u ukupnoj potrošnji energije u svijetu iste godine iznosio 24,1 posto (BP Statistical Review of World Energy June 2008). Prema podacima IEA, potražnja za prirodnim plinom u svijetu porast će za više od 50 posto do 2030. godine te će iznositi 4,4 trilijuna m3. Pri tome se udio prirodnog plina u ukupnoj potrošnji primarne energije neće znatno mijenjati. Najveći udio u potrošnji prirodnog plina u svijetu zauzima Europa s dijelom Azije (37,8 posto u 2008. godini), zatim slijedi Sjeverna Amerika s 27,6 posto, Azija Pacifik s 16,0 posto, Srednji Istok s 10,8 posto, Južna i Srednja Amerika s 4,7 posto te Afrika s udjelom od svega 3,1 posto.

Tradicionalno tržište plina može se podijeliti na tri značajna područja. Sjeverna Amerika u kojoj je tržište potpuno otvoreno s Henry Hub kao glavnom tržišnom točkom. U Europi su i dalje dominantni dugoročni ugovori, a cijena plina je vezana za cijenu nafte ili cijenu pojedinih naftnih derivata. Velika Britanija je pratila promjene u Sjevernoj Americi te razvila tržište plina s National Balancing Point (NBP) kao glavnom tržišnom točkom. U zadnje vrijeme NBP je postala referentna točka za određivanje cijena kod dugoročnih ugovora, što je dodatno osnažilo NBP kao značajnu tržišnu točku. Kroz proces liberalizacije energetskog tržišta i u ostalim EU zemljama osnivaju se tržišne točke te se sve više plina prodaje na slobodnom tržištu. Područje Azije i Pacifika opskrbljuje se primarno UPP-om dugoročnim ugovorima u kojima je cijena plina vezana za cijenu nafte.

Ugljen

Ugljen je, među fosilnim gorivima, najrasprostranjenije gorivo s najdugotrajnijim rezervama. Prema nekim procjenama ekonomski iskoristive dokazane rezerve ugljena se kreću oko tisuću milijardi tona. Uz godišnju potrošnju kakva se očekuje u budućnosti to bi bilo dostatno za gotovo 200 godina. Rezerve ugljena su raspodijeljene širom svijeta. Ima ih na svakom kontinentu, u preko 70 zemalja, a najviše u SAD, Rusiji, Kini, Indiji i Australiji. Regionalnu raspodjelu rezervi ugljena prikazuje tablica 1.
Tablica 1. Raspodjela svjetskih rezervi ugljena po regijama

*Izvor : BP (Bliski istok ima manje od 1 % ukupnih rezervi ugljena)

Uz maksimalno uvažavanje problema globalnog zagrijavanja uzrokovanog emisijom stakleničkih plinova, može se ustvrditi da ugljen ima, te da će i u budućnosti imati vrlo važnu ulogu u energetici. Oko 25 posto svih energetskih potreba na svjetskoj razini podmiruje se iz ugljena. Kada je u pitanju proizvodnja električne energije onda se oko 40 posto ukupno proizvedene električne energije u svijetu proizvede iz ugljena. Analizirajući stanje na razini Europe onda je udjel ugljena u proizvodnji električne energije oko 30 posto.
Glavne uvozne luke za ugljen na europskom sjeverozapadu su Antwerpen, Roterdam i Amsterdam. Stoga se tu uspostavilo i tržište ugljena koje ima skraćeni naziv ARA. To je dakle referentno tržište ugljena za Europu.
Predviđanje cijene ugljena kao i ostalih energenata više je vještina nego znanost. U posljednjih nekoliko godina bilo je puno utjecajnih čimbenika na proizvodnju i potrošnju ugljena tako da je predviđanje cijene ugljena bilo slično nagađanju.

• Liberalizirano tržište električne energije izazvalo je nepredvidive promjene potrošnje.
• Zakonski propisi koji reguliraju emisije u zrak iz termoelektrana su imali svoj utjecaj.
• Cijene prirodnog plina su otišle na neočekivane iznose.
• Nakon desetljeća stabilnog poslovanja, proizvođači ugljena su suočeni s porastom troškova i postupnim smanjenjem njihovih rezervi ugljena.

Kombinacijom navedenih čimbenika s vremenskim nepogodama, višom silom i problemima prijevoza došlo se u situaciju nepredvidivosti kretanja cijene ugljena. Ta neizvjesnost je znakovito povećala rizike s kojima se moraju suočiti, kako proizvođači, tako i potrošači ugljena. U isto vrijeme investitori ili kreditori traže stabilne i predvidive uvjete poslovanja. Da bi se donekle ublažili navedeni rizici, odnosno olakšalo poslovanje sudionicima tržišta ugljena razvijeni su različiti modeli trgovanja. Strategije korištene za smanjivanje rizika trgovanja uključivale su: veći broj područja ili regija opskrbe, veći broj dobavljača, veći broj prijevoznika, i ako je bilo moguće, različito trajanje ugovora. Promjenljivost cijene ugljena ima nekoliko učinaka. Proizvođači su u strahu da će cijene padati. Potrošači su u strahu da će cijene rasti. Trgovci, koji žele profitirati preuzimanjem rizika, su najzadovoljniji takvom situacijom. Oni nude usluge trgovanja i upravljanja rizikom i proizvođačima i potrošačima.

Promjenu cijene ugljena na tržištu uzrokuje nemogućnost predviđanja vanjskih utjecaja na proizvodnju i potrošnju: hladna zima, vruće ljeto, razina korištenja nuklearnih elektrana, velike kiše i poplave, nesreće u rudnicima, zagušenja u prijevozu, zakonska regulativa vezana za okoliš, cijene nafte, cijene plina, cijene emisijskih dozvola, potrošnja električne energije, politička klima prema određenim tipovima energije, i mnogi drugi elementi.

Električna energija

Povijesno gledajući, Čile je prva zemlja na svijetu u kojoj je pokrenut postupak deregulacije i otvaranja tržišta električne energije i to 1978. godine. Reforma elektroenergetskog sektora u Novom Zelandu započela je 1987. godine. U Europi prvi korak u deregulaciji napravljen je u Engleskoj i Walesu usvajanjem Zakona o električnoj energiji (Electricity Act iz 1989. godine), da bi zatim isti postupak uslijedio i u Argentini (1989.), Norveškoj (1990.), Australiji i Peruu (1993.), Kaliforniji, Boliviji i Kolumbiji (1994.) itd. Danas su gotovo sve države u Europi pri završetku procesa razdvajanja djelatnosti i potpunog otvaranja tržišta. Osnovna pretpostavka otvaranja tržišta je razdvajanje djelatnosti nekada vertikalno integriranih elektroprivrednih poduzeća koji su obavljali sve djelatnosti od proizvodnje do opskrbe krajnjih potrošača. Pri tome se u dvije djelatnosti može ostvariti tržišna konkurencija (proizvodnja i opskrba), dok dvije djelatnosti predstavljaju prirodne monopole (prijenos i distribucija). Prirodne je monopole nužno regulirati, ali i omogućiti ulazak drugih tvrtki u tržišne djelatnosti pod jednakim uvjetima.

Tržišta električne energije u EU danas su prilično razvijena te je stvoreno nekoliko nacionalnih i regionalnih tržišta električne energije, dok je krajnji cilj stvoriti jedinstveno unutarnje tržište električne energije. Postoji velika raznolikost modela i načina trgovanja električnom energijom te se takva tržišta sastoje od više „podtržišta“. Moguće je podjelu tržišta električne energije izvršiti prema tri kriterija:

• prema roku isporuke – promptno i terminsko tržište,
• prema načinu trgovanja – bilateralno tržište, OTC i burza,
• prema načinu isporuke – fizičko i financijsko.

Osim modela tržišta električne energije novo okruženje podrazumijeva nastajanje niza drugih popratnih tržišta kao što su tržišta pomoćnih usluga i tržišta energije uravnoteženja koji su u domeni operatora prijenosnih sustava, tržišta zelenih certifikata za električnu energiju iz obnovljivih izvora energije, kao i tržišta emisijskih dozvola za emisije ugljičnog dioksida itd.

Toplinska energija

Specifičnost toplinske energije ograničenost je distribucije na veće udaljenosti te je stoga njen značaj isključivo lokalnog karaktera. Daljinsko grijanje odgovara na lokalne zahtjeve za toplinskom energijom i prelazi granice tradicionalnog energetskog sustava. Sustavi daljinskog grijanja u pojedinim državama, u ovisnosti o klimatskim, nacionalnim, regionalnim i lokalnim uvjetima, razlikuju se prema tehnološkim rješenjima proizvodnje i distribucije toplinske energije, njihovom udjelu u pokrivanju ukupnih potreba za grijanjem prostora te uređenosti tržišta. Tehnološka rješenja za proizvodnju toplinske energije razlikuju se po tipu procesa (direktni ili spojni) i izvoru energije (primarni energenti, otpadna toplina, obnovljivi izvori energije itd).  U Europi postoji više od 5000 sustava daljinskog grijanja koji pokrivaju oko 10 posto ukupnih potreba za grijanjem prostora. Udjeli daljinskog grijanja u pokrivanju ukupnih potreba za grijanjem prostora pojedine zemlje kreću se od preko 90 posto na Islandu, oko 50 posto Švedskoj, Litvi, Finskoj, Poljskoj do 5 posto u Norveškoj te oko 3 posto u Nizozemskoj i Švicarskoj.

U kontekstu uređenja tržišta u nekim zemljama zapadne Europe, primjerice u Finskoj, Švedskoj i Njemačkoj, djelatnost daljinskog grijanja smatra se poslovnom funkcijom koju pokreću tržišne sile no osigurana je transparentnost pri određivanju cijena i zloporaba dominantnog tržišnog položaja je zabranjena. Danska, Island, Nizozemska i Norveška imaju regulirane tarife. Toplinska energija u većini država srednje i istočne Europe, primjerice Rumunjskoj, Bugarskoj, Mađarskoj, Latviji, Slovačkoj, Sloveniji smatra se javnom uslugom i prisutna je barem djelomična regulacija.

Obnovljivi izvori

Obnovljivi izvori energije su energetski resurs koji se ne može potrošiti, relativno su dostupni svima i besplatni su. Korištenje obnovljivih izvora energije uglavnom je vezano na lokalne posebnosti prostora i klimatskih uvjeta. Prostorna i vremenska promjenjivost svakog od pojedinih izvora može znatno varirati, od sezonske do minutne ili na prostornoj skali od nekoliko metara do više stotina kilometara.
Posljednjih godina iznimno je jak razvoj tržišta tehnologija za iskorištavanja obnovljivih izvora energije. Razvoj tržišta omogućio je i konkurentnost obnovljivih izvora energije u odnosu na konvencionalne izvore energije, iako cijena proizvedene energije i dalje ne uzima u obzir indirektne troškove koji nastaju korištenjem fosilnih goriva poput zbrinjavanja otpada i zdravstvenih i ekoloških šteta.
Direktivom 2009/28/EC Europska komisija je donijela niz mjera kojima se nastoji smanjiti emisija stakleničkih plinova korištenjem obnovljivih izvora energije. Cilj je do 2020. godine 20 posto ukupne potrošnje energije zadovoljiti iz obnovljivih izvora energije. Na tom tragu su i obvezujući nacionalni ciljevi koji bi trebali slijediti ukupni zadani cilj. U ostvarenju tog cilja najviše se očekuje od energije vjetra za koju se pretpostavlja kako će do 2020. zadovoljiti 35 posto potreba za električnom energijom iz obnovljivih izvora. U 2008. u EU izgrađeno je 24 GW novih energetskih proizvodnih kapaciteta od čega je 35 posto energija vjetra. Kao rezultat toga obnovljivi izvori energije su u 2008. predstavljali više od 57 posto novoizgrađenih energetskih postrojenja u Europi.

U većini europskih i svjetskih zemalja tržište obnovljivih izvora energije je zakonski definirano i poticano putem različitih oblika tarifnih sustava poput tzv. feed-in tarifa propisanih od strane države prema kojima se lokalna elektroprivredna poduzeća obvezuju otkupiti svu energiju proizvedenu iz obnovljivih, uz cijene koje su iznad tržišnih kako bi se potaknuo razvoj korištenja obnovljivih izvora energije. Postoji više mehanizama poticaj koji mogu biti vezani uz porezne olakšice, kreditiranje, sufinaciranje, investicije i druge oblike poticanja primjene i korištenja tehnologija za iskorištavanje obnovljivih izvora energije. Zemlje za koje se smatra kao su najaktivnije u tom pogledu su svakako Njemačka, Danska i Španjolska.

Tržište emisija

Ideja o međunarodnom trgovanju emisijskim jedinicama stakleničkih plinova, točnije pravima na emisiju, dobila je zelene svijetlo u okviru Kyotskog protokola, kao jedna od mjera za smanjenje emisije stakleničkih plinova. Na principima međunarodnog trgovanja emisijama, EU je razradila sustav trgovanja emisijskim jedinicama stakleničkih plinova, temeljen na tzv. EU-ETS direktivi (2003/87/EZ).
EU-ETS direktivom se utvrđuje shema za trgovanje emisijskim jedinicama stakleničkih plinova unutar Zajednice. EU-ETS za sada obuhvaća samo emisiju CO2, kao glavnog stakleničkog plina, iz četiri djelatnosti: proizvodnja energije i energenata (termoelektrane, toplane, rafinerije nafte - instalirane snage veće od 20 MWt), industrija željeza i čelika, proizvodnja i obrada minerala (cement, staklo, keramika) i papirna industrija. Osim ugljikovog dioksida Direktiva navodi i ostale antropogene stakleničke plinove te ostavlja mogućnost zemljama članicama da i te plinove uključe u ETS sustav.

Sustav trgovanja emisijskim jedinicama u zemljama Europske unije započeo je 1. siječnja 2005. godine i odvija se u etapama. Prva etapa obuhvaća razdoblje 2005.-2007. godine, a druga etapa je u tijeku i poklapa se s razdobljem ispunjenja obveza prema Protokolu iz Kyota, tj. od 2008. do 2012. godine. U EU-ETS sustav je uključeno svih 27 zemalja članica Europske Unije. Sustav obuhvaća više od 12000 instalacija, odnosno preko 40 posto emisije CO2 u EU. U okviru ETS-a države članice EU obvezne su ograničiti ukupne emisije stakleničkih plinova iz instalacija obuhvaćenih ETS direktivom te svakoj od instalacija izdati dozvolu za emitiranje točno određene količine emisija. Svaka instalacija pritom mora na kraju svake godine unutar razdoblja trgovanja posjedovati iznos emisijskih dozvola ekvivalentan stvarnoj emisiji tijekom protekle godine. Emisijske dozvole su u pravilu raspodijeljena na način da su instalacije prisiljene ili smanjiti svoju godišnju emisiju primjenom mjera i zahvata na vlastitim postrojenjima ili kupiti potrebnu količinu emisijskih dozvola na tržištu. Cijena emisijskih dozvola ovisi o ponudi i potražnji emisijskih dozvola, a nije imuna ni na globalnu financijsku krizu, tako da je u posljednje vrijeme došlo do pada cijene na spot tržištu (13,03 EUR/tCO2 - 17.02.2010. godine). Osim EU sustava trgovanja emisijama, u svijetu postoji još 10-tak drugih tržišta emisija, koja se razvijaju neovisno jedno od drugoga. Međutim, nedvojbeno je da bi se znatno bolji rezultati postigli harmonizacijom pravila koje vladaju na tržištima i njihovim povezivanjem. U narednim fazama bit će potrebno stvoriti jedinstveno tržište za OECD zemlja, s mogućnošću širenja na zemlje u razvoju koje sudjeluju značajno u globalnim emisijama stakleničkih plinova, a krajnji cilj je uspostava jedinstvenog globalnog tržište emisija. Jedinstveno tržište donijelo bi s jedne strane jednaku poziciju za sve energetske sudionike i na taj način onemogućilo preseljenje postrojenja u zemlje koje nisu obuhvaćene tržištem emisija, a s druge strane došlo bi do veće implementacije mjera za smanjenje emisije stakleničkih plinova po troškovno prihvatljivim cijenama. Takvo globalno tržište bi ukinulo potrebu za dodatnim poticanjem obnovljivih izvora energije, jer bi poticaji bili indirektni kroz „CO2 oporezovane“ fosilne energetike i industrije, koje su dio tržišta emisija.

Kao što postoji potreba za jedinstvenim tržištem energenata i energije, tako je nužno uspostaviti globalno tržište emisija s jedinstvenim pravilima. Globalno tržište emisija bi trebalo odigrati ključnu ulogu u ostvarenju postavljenih ciljeva u pogledu smanjenja emisije stakleničkih plinova.

Hrvatska pozicija na energetskim tržištima

Nafta

Tržište nafte i naftnih derivata u Hrvatskoj je po svom volumenu relativno malo u usporedbi s tržištem regije odnosno svjetskim tržištem nafte. Međutim, kao i u većini država u svijetu, nafta zauzima značajan udio u ukupnoj potrošnji energije koji u Hrvatskoj iznosi čak 45 posto. Vlastitom proizvodnjom Hrvatska zadovoljava manje od 20 posto potreba za sirovom naftom, dok se veći dio potreba osigurava uvozom putem Jadranskog naftovoda. Jadranski naftovod preko terminala Omišalj omogućava dopremu sirove nafte do rafinerija u Hrvatskoj iz bilo kojeg dijela svijeta kao i dopremu ruske nafte iz smjera Mađarske. Osim sirove nafte preko terminala Omišalj mogu se dopremati i naftni derivati, što također omogućava opskrbu tržišta Hrvatske iz cijeloga svijeta.
Maloprodajne cijene naftnih derivata u Hrvatskoj regulirane su zakonom, a direktno ovise o kretanju cijena na tržištu Mediterana. Zakonsko reguliranje cijena posljedica je još uvijek nedovoljne konkurencije na tržištu naftnih derivata što će se zasigurno promijeniti razvojem infrastrukture, a posebice skladišnih kapaciteta sudionika na naftnom tržištu Hrvatske.
Jedan od najavljivanih projekata vrlo važnih za naftno tržište Europe pa tako i Hrvatske je i Paneuropski naftovod (PEOP) kojim bi se nafte iz kaspijske regije preko Rumunjske, Srbije, Hrvatske, Slovenije i Italije dopremale do naftovodne mreže zapadne Europe. Kako talijanske i slovenske kompanije nisu pristupile PEOP-u, JANAF je u srpnju 2009. godine zamrznuo svoj status i predložio mirovanje kompanije. Projekt PEOP je važan sa stanovišta diversifikacije opskrbe, međutim, bez sudjelovanja talijanskih kompanija realizacija projekta postaje upitna.

Plin

Udio prirodnog plina u ukupnoj potrošnji energije u Hrvatskoj je 26,7 posto. Prirodni plin se proizvodi iz 17 plinskih polja Panona i 6 plinskih polja Jadrana. Vlastita opskrbljenost prirodnim plinom u 2008. godini iznosila je 85,3 posto. Međutim, kada se u proračun uključi samo prirodni plin iz Jadrana koji pripada Hrvatskoj (bez prirodnog plina koji je izvezen u Italiju) domaćim prirodnim plinom je podmireno 63,9 posto ukupnih potreba. Premda je tržište plina prema Zakonu o tržištu plina formalno otvoreno, pravog tržišta plina u Hrvatskoj nema. Glavni proizvođač i dobavljač plina je INA, odnosno njena tvrtka kćer Prirodni plin d.o.o. koja dobavlja plin iz domaćih naftnih polja i iz uvoza iz Rusije. Prema Zakonu Vlada Republike Hrvatske može, proizvođaču plina, za prodaju plina kupcima u Republici Hrvatskoj, u cilju zaštite potrošača, regulacije tržišta ili zbog drugih opravdanih razloga, propisati najvišu razinu cijene plina, tako da je veleprodajna cijena plina u Hrvatskoj niža od veleprodajne cijene plina u zemljama EU.

Vlada Republike Hrvatske isto tako sukladno zakonu određuje cijene plina i distributivnim poduzećima kojih ima za područje Hrvatske neprimjereno mnogo (42) te se sa stvarnim otvaranjem tržišta očekuje njihovo okrupnjavanje. U ovom trenutku Hrvatska dobavlja plin iz inozemstva samo kroz jedan dobavni pravac iz Slovenije. Izgradnjom transportnog plinovoda koji će nas povezati s Mađarskom otvara se mogućnost dobave dodatnih količina plina ili iz Rusije preko postojećeg transportnog sustava koji prolazi kroz Ukrajinu ili novih dobavnih pravaca Nabucco ili Južni tok po njihovoj izgradnji. Izgradnjom UPP terminala na Krku značajno bi se povećala sigurnost i omogućila stvarna diversifikacija dobave plina iz više zemalja izvoznica plina. Isto tako Hrvatska bi postala tranzitna zemlja za evakuaciju UPP a prema zapadnoeuropskim zemljama ili Mađarskoj, te ostalim susjednim zemljama. Završetkom izgradnje plinovodnog sustava u Dalmaciji te izgradnjom plinskog transportnog sustava kroz Crnu Goru i Albaniju i spoja na TAP plinovod ili ITGI plinovod ostvarile bi se mogućnosti dobave plina iz Kaspijske regije i Irana.

Ugljen

Što se tiče domaćih rezervi ugljena u Hrvatskoj, može se reći da njih praktično nema, barem u smislu komercijalnog iskorištavanja. Oskudnost domaćih rezervi ugljena nije zapreka za značajnije korištenje ugljena u Hrvatskoj. Naime, zemljopisni položaj Hrvatske (pomorska zemlja) omogućuje joj pristup svim tržištima svijeta, kad je u pitanju ugljen, koji se brodovima, uz za sada prihvatljivu cijenu, u dovoljnim količinama može dopremiti u Hrvatsku. Dakle, bez obzira na nepostojanje domaćih rezervi ugljena, ugljen se u Hrvatskoj ipak koristi, kako u energetske svrhe (TE Plomin I  i TE Plomin II) tako i u industriji građevinskog materijala (cementare) te neznatno u prehrambenoj industriji. Za ostale sektore energetske potrošnje (kućanstva, uslužni sektor, promet) se može reći da se ugljen gotovo i ne koristi. Za ukupnu godišnju proizvodnju električne energije u termoelektranama u Plominu od oko 2260 GWh potrebno je oko 935 tisuća tona kamenog ugljena (podatak za 2008. godinu), dok je u industrijskom sektoru u istoj godini potrošeno oko 200 tisuća tona. Ova potrošnja ugljena u postojećim termoelektranama, odnosno proizvodnja električne energije iz ugljena predstavlja oko 23 posto proizvedene električne energije na području Hrvatske. To je s druge strane nešto manje od 13 posto ukupno potrošene električne energije u Hrvarskoj.

U skladu sa Strategijom energetskog razvoja Republike Hrvatske, prihvaćenoj u Hrvatskom saboru sredinom listopada 2009. godine, do 2020. godine bi se u Hrvatskoj trebale izgraditi dvije termoelektrane na uvozni kameni ugljen, ukupne instalirane snage od 1200 MW. Uz takvu pretpostavku, koja je sastavni dio spomenute strategije, potrebne količine ugljena za elektroenergetski sektor u 2020. godini iznosile bi oko 3 milijuna tona. Za industriju (najveći dio industrija građevinskog materijala) je predviđena potrošnja ugljena od oko 375 tisuća tona.

Električna energija

Otvaranje tržišta električne energije u Hrvatskoj formalno je započelo 2001. godine kada je donesen prvi paket energetskih zakona, koji je dopunjavan i mijenjan 2004., 2007. i 2008. godine, uz donošenje niza podzakonskih akata. Pravno su razdvojene temeljne djelatnosti (proizvodnja, prijenos, distribucija, opskrba) u zasebna ovisna društva u okviru HEP grupe, osnovan je Hrvatski operator tržišta energije (HROTE) te uspostavljena Hrvatska energetska regulatorna agencija (HERA). Tržište električne energije u Hrvatskoj je formalno potpuno otvoreno od 1. srpnja 2008. godine, što bi značilo da svi potrošači mogu slobodno odabrati od koga će kupovati električnu energiju. Međutim, stvarno otvaranje tržišta ipak daleko zaostaje za formalnim kako na strani proizvodnje, tako i na strani opskrbe, gdje još uvijek postoji samo jedan aktivan opskrbljivač električne energije, odnosno svi kupci u Hrvatskoj se i dalje opskrbljuju preko društava HEP grupe.

Gotovo je sva proizvodnja električne energije koncentrirana u jednom subjektu (HEP), a zbog izostanka investicija u nova proizvodna postrojenja danas je Hrvatska i veliki uvoznik električne energije (do 30 posto svojih potreba). Tržište električne energije u Hrvatskoj je premalo za razvoj stvarne konkurencije u proizvodnji, pa njegov razvoj treba tražiti u regionalnim okvirima. S druge strane, regulirane cijene za krajnje potrošače koje ne odražavaju stvarne troškove ne ostavljaju prostora za ulazak novih igrača u segment opskrbe i razvoj stvarne konkurencije u toj djelatnosti. Također, nužno je unaprijediti i proceduru promjene opskrbljivača.

Toplinska energija

Toplinska energija u sustavima daljinskog grijanja u Republici Hrvatskoj proizvodi se većinom iz fosilnih goriva (tekuće i plinsko gorivo). Udio obnovljivih izvora je zanemariv. Pokriveno je približno 10 posto ukupnih potreba za grijanjem prostora. Jedanaest tvrtki bavi se proizvodnjom i distribucijom toplinske energije u šesnaest gradova. Dominantna je tvrtka HEP Toplinarstvo d.o.o. koja opskrbljuje potrošače u Zagrebu, Osijeku, Sisku, Velikoj Gorici, Zaprešiću i Samoboru i to većim dijelom iz spojnog procesa proizvodnje električne i toplinske energije. Zakon o proizvodnji, distribuciji i opskrbi toplinskom energijom (NN 42/05) uređuje uvjete pod kojima se obavljaju djelatnosti proizvodnje, distribucije i opskrbe toplinskom energijom, prava i obveze subjekta koji te djelatnosti obavljaju, prava i obveze kupaca toplinske energije, osiguravanje sredstava za obavljanje tih djelatnosti i izgradnju infrastrukture. Ključnu ulogu u regulaciji sektora ima HERA – Hrvatska energetska regulatorna agencija koja, između ostalog, izdaje dozvole za obavljanje djelatnosti proizvodnje, distribucije i opskrbe toplinskom energijom, donosi metodologiju za utvrđivanje tarifnih stavaka tarifnih sustava toplinske energije te vrši nadzor nad primjenom tarifnih sustava, a tarifne sustave donosi Vlada Republike Hrvatske.

Razlikuju se dvije kategorije kupaca: tarifni i povlašteni. Proizvodnja i opskrba toplinskom energijom za tarifne kupce obavljaju se na regulirani način dok se proizvodnja i opskrba povlaštenih kupaca obavljaju prema pravilima kojima se uređuju tržišni odnosi. Distribucija toplinske energije za sve kupce obavlja se kao javna djelatnost na temelju koncesije ili ugovora o obavljanju djelatnosti. Može se zaključiti da je djelatnost otvorena tržišno, ali je još uvijek zadržala socijalni element kroz pravne forme regulirane djelatnosti i javne usluge.

Obnovljivi izvori

Potencijal obnovljivih izvora energije u Republici Hrvatskoj, relativno gledano je iznadprosječan u odnosu na većinu europskih zemalja. Primjena energije vjetra i Sunca još je u začecima razvoja, biomasa se koristi velikim dijelom u svrhu proizvodnje toplinske energije, dok je hidroenergija već zastupljena u znatnoj mjeri velikim hidroelektranama. Donošenjem niza podzakonskih akata u 2007. Vlada Republike Hrvatske stvorila je zakonsku osnovu za primjenu i poticanje korištenja obnovljivih izvora energije u skladu s ciljevima i smjernicama EU u svrhu smanjenja emisije stakleničkih plinova i ispunjenja obveza potpisanog Protokola iz Kyota. Zadani cilj je do 2010. godine imati minimalno 5,8 posto električne energije proizvedene iz postrojenja koja koriste obnovljive izvore energije u ukupnoj potrošnji električne energije.

Vlada Republike Hrvatske je 2007. na temelju Zakona o energiji donijela Tarifni sustav za proizvodnju električne energije iz obnovljivih izvora energije i kogeneracije (NN 33/2007) kojim se određuje pravo povlaštenih proizvođača električne energije na poticajnu cijenu za isporučenu električnu energiju proizvedenu iz postrojenja koja koriste obnovljive izvore energije. Proizvodnja toplinske energije još nije zakonski regulirana. U ove svrhe biomasa se tradicionalno koristi i trenutno je instalirano 556 MW toplinske snage iz energije Sunca, biomase i geotermalne energije, što uključuje samo industrijske kotlovnice. Uređenje tržišta donijelo je veliki interes investitora za projekte obnovljivih izvora energije. Trenutno je u Republici Hrvatskoj instalirano 103,55 MW postrojenja za proizvodnju električne energije koja koriste obnovljive izvore energije od čega je preko 66 posto (68,75 MW) u vjetroelektranama, 32 posto u malim hidroelektranama i tek mali dio u fotonaponskim sustavima. Zbog tehničkih ograničenja elektroenergetske mreže i specifičnosti hrvatskog elektroenergetskog sustava HEP – Operator prijenosnog sustava (HEP-OPS) je ograničio mogućnosti prihvata snage iz vjetroelektrana na 360 MW do 2010. Razvoj tržišta intenzivirao je ulaganja u proizvodnju opreme i razvoj prvog hrvatskog prototipa vjetroagregata proizvodnje Končar.

Izvjesno je da se postavljeni cilj do 2010. godine neće ostvariti. U budućnosti se očekuju veći udio snage instalirane u sustavima za iskorištavanje energije Sunca kao i biomase, što se očekuje jasnijim definiranjem dopuštenih poticajnih kvota i uvođenjem osjetljivijeg sustava poticanja.

Tržište emisija

Republika Hrvatska je u završnoj fazi usklađivanja politike i mjera koje pridonose ublažavanju klimatskih promjena s pravnom stečevinom EU pa se tako priprema i za uvođenje sustava trgovanja emisijskim jedinicama stakleničkih plinova. Za provedbu sustava usvojeni su odgovarajući podzakonski akti, koji reguliraju trgovanje emisijskim jedinicama u Hrvatskoj. Od 01.01.2010. godine uvedena je obveza praćenja, izvješćivanja i verifikacije emisija stakleničkih plinova na razini pojedinih postrojenja, a samo trgovanje emisijskim jedinicama će započeti u trenutku ulaska Hrvatske u EU. U Hrvatskoj su od 2007. godine uvedene naknade na emisiju CO2. Obvezu plaćanja naknade na emisiju CO2 imaju svi pojedinačni stacionarni izvori emisije iz kojih se ispušta CO2 u zrak u količini većoj od 30 tona godišnje. Naknadne na emisije CO2 su za postrojenja obuhvaćena sustavom trgovanja emisijskim dozvolama samo prelazno rješenje, jer će stupanjem u EU bit potrebno ta postrojenja izuzeti od plaćanja naknade na emisiju CO2, kako bi se izbjeglo dvostruko oporezovane.

Zbog plaćanja naknade na emisiju CO2, hrvatske energetske tvrtke se natječu na tržištu s tvrtkama koje još uvijek nemaju nikakav oblik poreza na emisiju CO2 (npr. tvrtke iz Srbije ili Bosne i Hercegovine). Nakon priključenja hrvatskih tvrtki EU sustavu trgovanja emisijama, distorzija na tržištu električne energije jugoistočne Europe, ali i ostalih energetskih oblika, postaje još značajnija. Kako bi se to izbjeglo potrebno je što prije uključiti i postrojenja iz zemalja u regiji u EU sustav trgovanja emisijama.

Tržište energetskih usluga

Razvoj energetskih tržišta potiče nastanak tvrtki koje pružaju energetske usluge, prvenstveno gospodarstvu javnom sektoru. Rast cijena energije, ponude novih tehnologija, energetski učinkovitijih uređaja i novih usluga potiču interes kod kupaca energije za energetskom učinkovitošću kod zgrada i postrojenja, i za racionalnijim gospodarenjem energijom. To se u prvom redu postiže putem:

• boljeg korištenja infrastrukture – troškovi usluge isporuke energije su prema procjenama oko 60 do 90% fiksnih troškova samog objekta, fiksne infrastrukture za proizvodnju, prijenos i distribuciju, mjerenja, ispostavljanja računa i vezanih usluga;
• povećanja energetske efikasnosti uvažavanjem da potrošači traže energetsku uslugu - rasvjetu, grijanje, hlađenje, pogon motora i drugo - prije nego samu električnu ili toplinsku energiju; efikasnija trošila troše manje energije uz jednako djelovanje; tako se smanjuje ekonomska cijena rasvjete, grijanja itd. i bez snižavanja cijene energije.
• Povećanje izolacije zgrada je najveći potencijal energetskih ušteda - zgrade građene u razdoblju 1945 - 1987. imaju potencijal ušteda toplinske energije od 60 do 70%.

Novi pristup smanjenju troškova i povećavanja sigurnosti opskrbe energijom je ugovorno povjeravanje energetike specijaliziranim ESCO tvrtkama (Energy service company operator),  koje se pokreću na tržištima s komercijalno značajnim potencijalima kao ekonomski prirodan proces. To je razvijeno na zapadnim tržišta, a u tranzicijskim zemljama – zbog postojeće neefikasnosti energetskog sektora – otvara se veliki prostor za ovu vrstu poslovanja. ESCO tvrtke se formiraju prema određenim funkcionalnim i ugovornim načelima. Razvijeno je ugovaranje prema izvedbi (performance contracting) - osiguravanje ušteda energije za naknadu prema uštedi, te financiranje od treće strane (third party financing) - sredstva za provođenje projekta dolaze vanjske institucije, uz otplatu investicije iz samih ušteda.
Prema načinu formiranja, ovisno o komercijalnom interesu, javljaju se ove vrste ESCO tvrtki:

• ESCO tvrtke koje pružaju usluge za naknadu - tipično inženjering tvrtke specijalizirane za energetske audite, prijedloge rješenja i  poboljšanja, a i projektni razvoj, uzimaju veću odgovornost za uspjeh projekta,  dobit ostvaruju iz ušteda.
• Proizvođači/isporučitelji opreme za nadzor i upravljanje - prvobitni ponuđači sustava upravljanja poduzimaju razvoj izvedbene projekte, preuzimaju veću odgovornost za uspjeh projekata, nude brojne ostvarive mjere uštede energije.
• ESCO čiji je osnivač elektroprivredna organizacija – njihov nastanak je potaknut razvojem DSM programa. To je općenito manje zastupljeno, jer su komercijalni interesi ovdje kompleksniji nego u slučajevima jednostavnijih komercijalnih interesa.

Samo ugovaranje ESCO projekata izlučilo je nekoliko različitih osnovnih tipova ugovora.

• U ugovaranju sa zajamčenim uštedama, naručitelj financira projekt i provedbu mjera posudbom sredstava od treće strane (banke i dr.) ili leasingom opreme. Samo financiranje je obično u aranžmanu ESCO tvrtke. Nositelj povrata investicije je naručitelj, a ESCO tvrtka to nije ali preuzima rizik ostvarenja zajamčenih ušteda, a ostvarena veća dobit se u principu dijeli.
• Ugovaranje s podjelom ušteda - ESCO tvrtka financira projekt,  bilo iz vlastitih sredstava ili posuđivanjem od treće strane. Tako ona preuzima i rizik uspjeha projekta i rizik kredibiliteta naručitelja usluge, te ostvaruje višu zaradu nego kod zagarantiranih ušteda. Prikladno naručiteljima koji ne mogu ili ne žele preuzeti posuđivanje kapitala.
• Ugovaranje s otplatom iz ušteda - poseban slučaj ugovaranja s podjelom ušteda, gdje umjesto fiksnih obroka otplate posuđenog kapitala sam raspored otplaćivanja ovisi o razini ušteda - veće ostvarene uštede znače bržu otplatu. Tu je rizik  općenito manji nego kod ugovaranja zajamčenih ušteda, a sličan kao kod podjele uštede. Zbog otvorenog pristupa prikladno za projekte čija provedivost jako ovisi o razini troškova, kao u javnom sektoru.
• "Chauffage" ugovori (franc. chauffage – grijanje) - ugovara se krajnje korištenje energetske usluge, npr. rasvjete na bazi trajanja korištenja rasvjete. Obično se zasniva na dug period (preko 20 god.) i podrazumijeva prenošenje opreme, investiranja i svih pratećih aktivnosti s korisnika na vanjskog pružatelja usluge (outsourcing).

Uz razne načine ugovaranja, i sami načini osiguravanja financija koje tvrtka za pružanje usluga u energetici poduzima su raznovrsni i ovise o tipu i veličini tvrtke, odnosima s financijskim institucijama, o tome da li su dio većeg konzorcija, i drugome.

Moguće opcije razvoja tržišta i cijena

Hrvatska je integrirana u međunarodna energetska tržišta, pa se sve promjene na energetskim tržištima reflektiraju i na cijene i količine energije u Hrvatskoj. U dosadašnjem tijeku energetske reforme Hrvatska se opredijelila za koncept otvorenog tržišta u skladu s pravnom stečevinom Europske unije. Osnivanje Energetske zajednice između zemalja EU i zemalja jugoistočne Europe trebalo je pomoći svim uključenim zemljama u harmonizaciji legislative s direktivama EU. Međutim, proces otvaranja energetskih tržišta ide znatno sporije i početkom 2010. godine još uvijek nema nikakvih rezultata, osim dijelom napravljenih institucionalnih promjena. Ključni deficiti koji blokiraju procese otvaranja tržišta su:

• administrativna kontrola cijena od strane Vlade Republike Hrvatske koja ne omogućava postizanje realne tržišne cijene, pa prema tome i razvoj tržišta te otežava funkcioniranje cijelog sektora. Interes za tržište energije u Hrvatskoj je samo na razini veleprodaje.
• Nedovoljno dobro i ponekad kontradiktorno zakonodavstvo,
• Nezavršen proces restrukturiranja tvrtki iz energetskog sektora.

Direktna posljedica svih problema u energetskom sektoru je slabo financijsko stanje svih energetskih tvrtki i njihova nesposobnost za nužan razvojni ciklus. Povećava se uvoz električne energije, a posebno kritično stanje je u elektroenergetskom i plinskom sustavu.
Prva pretpostavka stvaranja tržišta energije su realne ekonomske cijene, koje će motivirati dolazak ili stvaranje novih energetskih subjekata. Teško je unaprijed procijeniti koliko će se energetskih subjekata baviti pojedinim djelatnostima u energetskom sektoru. Broj energetskih subjekata koji će investirati velike iznose neće biti velik, a subjekata koji će investirati male financijske iznose biti će velik. Po pojedinim dijelovima energetskog sektora mogu se očekivati slijedeće broj energetskih subjekata:

Ulazak Hrvatske u Europsku uniju i sama karakteristika energetskog sektora da se radi o financijsko intenzivnom sektoru potaknut će ulazak stranog kapitala u sektor.

Konstatacije

• Hrvatska je izložena procesima na međunarodnim energetskim tržištima, ali to se u pravilu ne reflektira na krajnjeg kupca energije u Hrvatskoj zbog administrativnog određivanja cijena energije od strane Vlade Republike Hrvatske. Posljedice toga snose energetske tvrtke, ugrožava se sigurnost opskrbe, a u konačnosti posljedice snose svi kupci energije.
• U reformi energetskog sektora stalo se na pola puta i sadašnje stanje ne osigurava razvoj tržišta, najvećim dijelom zbog političke kontrole cijena, ali jednako tako zbog nedovoljno kvalitetnih zakona, složenih procedura i nefunkcioniranja institucija.
• Ekonomsko-financijsko stanje energetskih tvrtki ne omogućavaju realizaciju novog razvojnog ciklusa, pa je dugoročno ugrožena sigurnost opskrbe kupaca energije.
• Za ostvariti konkurentno tržište potrebno je dosegnuti tržišne cijene energije, ubrzati procese reformi i snažnije investirati u plinski sektor (dobavni pravci, LNG, skladišta) i elektroenergetski (novi proizvodni objekti). Potrebno je što prije stvoriti zakonodavno, institucionalno i poslovno okruženje da je bavljenjem energetikom isplativ posao. To će pokrenuti sve vrste energetskih tržišta.
• Hrvatskoj predstoji vrlo zahtjevno razdoblje u realizaciji ciljeva EU u politici očuvanja klime, a koja će se u energetici reflektirati na zadače u energetskoj učinkovitosti i povećanom korištenju obnovljivih izvora. Od važnosti je da se u taj proces uđe s uspostavljenim energetskim tržištima i realnim ekonomskim cijenama energije. Također je važno da politiku očuvanja klime, povećanja energetske učinkovitosti i korištenja obnovljivih izvora energije, prati jasna i odlučna politika tehnološkog razvoja Hrvatske, koja mora otvoriti razvojnu šansu hrvatskoj znanosti, industriji i tvrtkama koje pružaju usluge u energetici.

Članak je objavljen u Poslovnom dnevniku u brojevima 8,12 i 13.04.2010. - link na PDF članka.