Po oceni direktorja Elesa Aleksandra Mervarja, s katerim smo se pogovarjali o trgu električne energije in vlogi Elesa pri tem, bo pri trendu padanja borznih cen končna cena elektrike rasla. Razloge vidi predvsem v izpolnjevanju ciljnega deleža OVE v končni bruto rabi električne energije. Med druge dejavnike, ki bodo vplivali na bodoče oblikovanje končnih cen elektrike v Sloveniji do leta 2020, uvršča morebitno povečevanje uvozne odvisnost Slovenije, uvedbo mehanizma CRM in morebitne spremembe evropske politike na področju zaračunavanja prenosnih poti, v kar sicer ne verjame. V Sloveniji bodo cene delno odvisne tudi od bodoče organiziranosti elektroenergetskega sektorja. Vse njegove navedbe se nanašajo na oceno bodočih cenovnih razmer do leta 2020, temelječih na obstoječih borznih cenah.
Ali po vašem mnenju trg električne energije v EU in v Sloveniji deluje?
Čedalje manj in tudi za v bodoče napovedujem, da bodo tržne zakonitosti še manj vplivale na oblikovanje cen električne energije. Ko govorimo o cenah elektrike, moram najprej pojasniti razliko med ceno električne energije in končno ceno električne energije. Prvo sestavlja nakupna cena električne energije, vsi stroški »njenega transporta« in zaslužek trgovca. V končni ceni pa so še vsi prispevki in davki. Trditev, da ima trg čedalje manjši vpliv na oblikovanje končnih cen, utemeljujem z vidika strukture končne cene električne energije in specifik določanja NTC (nettransfer capacity) med državami. Tudi pojem NTC moram zelo na kratko pojasniti. Imamo fizične/termične zmogljivosti in komercialne zmogljivosti. Zadnje predstavljajo NTC-ji na posameznih mejah, katerih višino določita sistemska operaterja dveh sosednjih držav.
Poglejmo primer Nemčije, kjer je bila po Eurostatu aritmetična sredina končne cene elektrike za leto 2013 preko 240 EUR/MWh, cena električne energije z vsemi stroški trgovcev pa ni predstavljala niti tretjine končne cene. Kje je tu trg? Jaz ga ne vidim. Vse drugo so davki in prispevki, ki jih določi država zaradi učinkovite rabe energije, tarif za prenosno in distribucijsko omrežje, davek na dodano vrednost, predvsem pa zaradi subvencioniranja OVE. Ob tem, kot sem omenil, se NTC-ji določajo prej administrativno kot pa na osnovi dejanskih fizičnih tokov in samih fizičnih prenosnih zmogljivosti. Če bi hoteli imeti pri nas približek cen, kot so cene na borzi EEX, potem bi morali imeti na meji z Avstrijo za vsaj 500 MW višji NTC, kot ga imamo, na meji proti Italiji pa se NTC ne bi smel povečevati. Vprašali me boste, zakaj ga na meji z Avstrijo nimamo! Bom zelo kratko odgovoril – ker »baje« notranje zmogljivosti avstrijskega operaterja ne zadoščajo za povečanje NTC-jev! Ni razlog ELES! Ravno področje NTC-jev na vseh mejah je po moji oceni ključno za oblikovanje povprečnih referenčnih cen električne energije v naši državi. In na tem področju je Elesova politika oziroma vloga ključna, na žalost pa to v naši državi ve zelo, zelo malo ljudi. Če bi dvigovali NTC-je proti Italiji, na meji z Avstrijo pa ne, bi se izjemno povečale avkcijske cene trgovcev z električno energijo na meji z Avstrijo, na meji z Italijo pa padle. Kaj bi to pomenilo za nas? Ja, da bi imeli italijanske cene električne energije tudi v Sloveniji, ki pa so najvišje v Evropi. Bi pa to pomenilo veliko boljšo pozicijo za slovenske proizvajalce električne energije. Vendar, če bi bile referenčne cene električne energije v Sloveniji še nižje, kot bodo, bi to pomenilo ali dvig končnih cen zaradi nujnosti uvedbe prispevka za zmogljivosti klasičnih proizvajalcev ali prenehanje njihove proizvodnje ter povečano uvozno odvisnost. Eno in drugo bi potisnilo končne cene navzgor. Skratka, izjemno občutljivo področje, napačna državna strategija pa ima lahko daljnosežne posledice. Pred novo vlado bo tako izjemno težko vprašanje, kako v naši državi z elektroenergetiko v prihodnje.
Kaj pomenijo tako nizke cene na borzah za evropsko elektrogospodarstvo? So realne? Ali sploh omogočajo naložbe v nove proizvodne vire?
V EU so različne cenovne cone, sam jih delim na tri: Skandinavija (območje najnižjih cen), Pirenejski polotok, Italija, Grčija, Slovenija (območja najvišjih cen) in države centralne EU, kjer so cene najnižje in kjer je vpliv borze EEX največji. Ponderirana referenčna cena v Sloveniji je odvisna od cen borznih produktov na borzi EEX v Leipzigu in višine avkcijskih cen za NTC smer Avstrija–Slovenija. Zakaj to trdim? S korelacijsko analizo obnašanja mednarodnih trgovcev glede njihovih ponudbenih avkcijskih cen na mejah proti Italiji za leta 2009 do 2013 iz smeri Avstrija–Slovenija–Italija in smeri Madžarska–Hrvaška– Slovenija–Italija, dobimo korelacijske koeficiente višje od 0,90. Kaj to pomeni? Pomeni, da je seštevek avkcijskih cen za posamezno smer rezultat nominalnih razlik med ceno elektrike na EEX oziroma HUPX in GME v Rimu. Na tem mestu še enkrat poudarjam, kako pomembna je Elesova politika NTC-jev na naših mejah.
Po podatkih študije EU komisije in OECD, ki govorijo o bodočih cenah iz obstoječih in novih proizvodnih naprav, je referenčna cena najbolj sodobne premogovne termoelektrarne 52 evrov, pri ceni CO2 med 5 in 7 evri in ceni kapitala 5 odstotkov. Pri nuklearni elektrarni je cena še višja. Zmotno je mišljenje nekaterih, ki govorijo, da bi bila iz drugega bloka NEK elektrika poceni. To je neresnica. Električna energija iz starih jedrskih elektrarn je res poceni, iz novih pa ne – kar poglejmo primer gradnje nove jedrske elektrarne na Finskem. Ti imajo hujši problem kot mi, naš blok 6 v Šoštanju. Tu je še en zanimiv podatek. Ne glede, kaj se dogaja okrog bloka 6: če cena lignita ne bo presegla 3 evre na giga joul, če cena CO2 ne bo presegla 10 evrov na tono, nova jedrska elektrarna v Krškem ne bi bila konkurenčna bloku 6. Če pa bi se začeli še dodatno povečevati ceni lignita in CO2, je pa vprašanje, kako bi bilo. Pri novih hidroelektrarnah (HE) pa so stroškovne cene na MWh še višje. Pri nas smo zavedeni z relativno nizko stroškovno ceno HE na spodnji Savi, ob tem pa pozabljamo, da je celotna infrastruktura financirana iz nepovratnih, proračunskih sredstev. Zato njihove stroškovne cene še zdaleč ne prikazujejo realnega stanja. Pa še ELES je moral precej prispevati s priključnimi vodi, vemo pa, da v svetu sistemski operater določi točko, do kamor mora elektrarna pripeljati priključni vod. No, v Sloveniji imamo to malo drugače urejeno. V novem Energetskem zakonu tega pojma sploh nimamo definiranega. Ni čudno, da nam je Računsko sodišče naložilo, da moramo od INFRE iztožiti približno 10 milijonov evrov za priključne vode za HE Blanca, Boštanj in Krško.
Če torej pogledamo in primerjamo vse te cene: borzne cene, zakonitosti oblikovanja referenčne cene pri nas, stroškovne cene proizvajalcev, lahko ugotovimo, da so trenutno specifične stroškovne cene iz novih, najsodobnejših proizvodnih naprav, takole na okroglo, za 10 EUR na MWh višje. To pomeni do 40 milijonov evrov letne izgube pri primerljivi, cenejši investiciji, kot je naš blok 6 v TEŠ. Če pa to primerjam z OVE, je razlika še bistveno višja. Na srečo investitorjev v OVE pa obstajajo državne spodbude, ki vse te negativne razlike izničijo, seveda na račun višjih končnih cen električne energije. To pomeni, da trenutno ni ekonomskih osnov za investiranje v bazne elektrarne, ne glede na to, kateri energent bi bil uporabljen. Upam si trditi, da bomo imeli po letu 2020 eksplozijo cen električne energije. Namreč baznih elektrarn, nujno potrebnih za stabilnost delovanja elektroenergetskega sistema Evrope, bo začelo primanjkovati, če se ne bo v večji meri uvajal sistem podpor, poznan pod kratico CRM. Prisiljeni bomo investirati tudi v te bazne elektrarne, katerih stroškovne cene, kot sem predhodno že omenil, so bistveno višje od trenutnih borznih cen.
Kaj pomenijo takšne cene za slovensko elektrogospodarstvo? Kateri ključni dejavniki bodo vplivali na oblikovanje končnih cen električne energije v Sloveniji v prihodnje?
Mi pozabljamo, da smo majhni in da lahko ena velika elektrarna, denimo blok 6 v TEŠ, dejansko zamaje celotno elektrogospodarstvo Slovenije. Tu je razlika z Evropo. Slovenija je v spodnji tretjini končnih cen električne energije v Evropi, kar je dober podatek. Cena elektrike se oblikuje na podlagi že omenjene cene v Leipzigu + NTC Avstrija-Slovenija, to pomeni da bi sama cena elektrike po tej logiki morala padati. Vendar tako nizka cena predvsem dražjim proizvodnim virom brez dodatnih finančnih spodbud ne bo omogočala preživetja do leta 2020. Najbolj ključen dejavnik cen elektrike je, kakšna bo slovenska izvozna odvisnost, kajti NTC-ji, se pravi količine MW moči, so iz Avstrije v Slovenijo omejene in bodo ostale še precej časa, saj ima Avstrija okoli Dunaja izredno šibko prenosno omrežje. Zato ne pričakujem, da bi bil avstrijski operater APG naklonjen kakršnemu koli povečevanju NTC-ja iz Avstrije v Slovenijo. To pomeni, da je uvoz s strani cenovno najbolj ugodnega območja, omejen. Če bi recimo ustavili projekt bloka 6, ob tem pa dvomim, da bo Ljubljana zgradila plinsko enoto, potem bi bila slovenska uvozna odvisnost preko 40-odstotna, kar bi pomenilo, da za nas naenkrat ne bi bila več referenčna Leipziška borza, pač pa GME v Rimu, s tem pa bi dobili italijanske cene. Ob takem scenariju bi se, paradoksalno, splačal tudi blok 6. Zato mislim, da bo drug dejavnik, ki bo vplival na končno ceno v Sloveniji, na podlagi tehtnega razmisleka in dobro postavljene metodologije – uvedba mehanizma CRM, oziroma Capacity Payment.
Kako to, da se vam zdi uvedba mehanizma CRM nujna?
To so v Evropi začeli zelo pospešeno uvajati v zadnjih treh letih. To je sicer paradoks, saj so/smo najprej začeli brez vsakih zavor spodbujati proizvodnjo iz vetrne in sončne energije, ta pa je v večjem delu subvencionirana s prispevki, ki jih plačuje končni uporabnik. Ta ista elektrika, ki je bila skoraj v celoti subvencionirana (v Sloveniji sončne elektrarne pred letom 2013 več kot 80-odstotno), pa udarja s svojimi nizkimi cenami na borze in sesipa ceno navzdol. Zdaj bo prišlo do tega, da bo treba reševati bazne elektrarne, to so tiste, ki držijo napetost omrežja, iz katerih sistemski operaterji koristijo sistemske storitve in brez katerih ni stabilnega prenosnega elektroenergetskega omrežja. V naši državi so to predvsem proizvodne enote v TEŠ, z vidika zagotavljanja terciarne rezerve pa Termoelektrarna Brestanica.
Ker še ni učinkovitega načina shranjevanja viškov elektrike, proizvedene iz OVE, ta elektrika tišči na borze, klasični proizvajalci pa stojijo. Se pravi, doživljajo dva šoka: prvi je prodajni, saj so cene nenormalno nizke, drugi pa je stroškovni, saj naraščajo fiksni stroški na enoto proizvoda zaradi nižjega obsega proizvodnje.
Če pogledamo slovenske proizvajalce pod dvema stebroma in s TE-TOL, je edina res dobičkonosna in z vidika letnega obsega proizvodnje omembe vredna družba Dravske elektrarne Maribor (DEM). Dobičkonosne so še HE na Savi. Nuklearna elektrarna Krško (NEK) je zaradi povečane amortizacije v zadnjih treh letih, kot posledice zahtevanih vlaganj za povečanje jedrske varnosti, na meji. Poleg tega NEK proizvaja v pasu in zanjo velja pasovna referenčna cena, ki je nižja od povprečne. Soške elektrarne bi bile dobičkonosne, če ne bi imele ČHE Avče. V daleč najtežji situaciji je TEŠ s svojima obstoječima in novim blokom. Če upoštevam referenčno ceno za TEŠ v višini približno 45 EUR za MWh, ob ceni lignita 2,25 EUR za Gj, bodo v letu 2015 beležili izgubo okrog 50 milijonov evrov. Če pa bo cena lignita višja, bo za toliko višja tudi izguba. Res pa je, da če gledamo TEŠ in Premogovnik Velenje skupaj, je vseeno, kolikšna je cena Gj ob dani referenčni prodajni ceni. Tu gre za vprašanje, kje bo locirana izguba in v kolikšni višini – ali pri TEŠ ali pri PV. Moram pa poudariti, da Slovenija ne more uvoziti lignita ali premoga po ceni nižji od 3 EUR za Gj. Takšne so cene na svetovnih trgih.
Zato je potrebno na CRM gledati celovito, s ciljem, kaj se bo dogajalo s končnimi cenami elektrike. Nekdo lahko sicer reče: na borzi EEX v Leipzigu so nizke cene, imejmo takšne cene še v Sloveniji! Ha, samo v sanjah. To je nemogoče, ker nimamo dovolj lastne električne energije, ker obstaja NTC.
Če upoštevam oceno referenčne cene za leto 2015 in jo primerjamo z letom 2012, bo referenčna cena v Sloveniji padla za več kot 15 evrov. Po mojih izračunih bomo morali uvesti CRM v višini do 80 milijonov evrov na leto, vendar bo učinek kompenziran z nižjimi referenčnimi cenami. 80 milijonov evrov pri končni porabi 12,5 TWh pomeni 6,4 EUR na MWh.
Hudo narobe je, če kdo od slovenskih proizvajalcev razmišlja, da bi obdržali cene, ki so veljale leta 2013, in na to dodal še CRM. Ali pa, da uvedba mehanizma CRM pomeni kritje dejanskih stroškov proizvodnih enot. To ne gre. Uvedba tako imenovanega Capacity Paymenta kot enega izmed mehanizmov CRM lahko temelji na modelu, ki zagotavlja baznim elektrarnam pomoč v višini, kot jo predstavlja referenčna stroškovna cena primerljivih elektrarn (z vidika starosti, tehnološkega procesa, število letnih ur obratovanja na polni moči). Ne more pa CRM predstavljati mehanizma za plačevanje določenih napak iz preteklosti.
Lahko pa se zgodi, da posluha za uvedbo CRM ne bo. V tem primeru napovedujem cene, kot jih ima Italija. V tem primeru bi imeli cene višje za 10 EUR za MWh in več, odvisno od avkcijskih cen in zmogljivosti NTC. Povečala bi se uvozna odvisnost, relevantna borza bi postala borza GME v Rimu. Trenutna razlika med borznima cenama EEX in GME je približno 17 EUR za MWh.
Kateri dejavniki, poleg uvozne odvisnosti in CRM, bodo še vplivali na oblikovanje končnih cen električne energije v Sloveniji v prihodnje?
Tu smo pri vprašanju OVE. Marsikdo me obsoja, da sem njihov nasprotnik, zato na tem mestu poudarjam: Daleč od tega, da bi bil nasprotnik OVE, vendar se ne morem sprijazniti z zavoženo politiko glede podporne sheme za fotovoltaiko v Sloveniji, ki je veljala do konca leta 2012. Po nepotrebnem bomo vrgli stran od 600 milijonov evrov naprej.
Če kdo pozna akcijski načrt OVE iz leta 2010, to je uradni dokument sprejet na Vladi, naj mi razloži, kdo je bil tisti, ki je dopustil takšno ekspanzijo fotovoltaike v preteklih letih, s takšnimi subvencijami! Tako, kot je zdaj, je v redu. Zdaj so sončne elektrarne med najnižje subvencioniranimi, a nihče ne bi investiral, ker pravijo, da se ne splača. Od vseh okoljevarstvenikov bi rad videl enega, ki je investiral v OVE, pa ni šel po subvencijo. Tisti, ki to toliko zagovarjajo, naj si najprej doma naredijo tak vir in naj ga financirajo, potem naj živijo od take elektrike, ne pa da …
Vem, da moramo OVE spodbujati tudi v prihodnje, doseči mednarodno sprejeto obvezo leta 2020, vendar počnimo to pametno, s ciljem, da uvajanje OVE vpliva na povečevanje BDP-ja. Zakaj nismo dali večje spodbude malim hidroelektrarnam, naredili vseslovensko biomasno podporno shemo? Raje smo se šli fotovoltaiko takrat, ko je bila oprema najdražja. Nove igračke so za bogate, Slovenija pa to ni.
Zato je tretji dejavnik, ki bo vplival na končne cene elektrike v Sloveniji v prihodnje, slovenska politika na področju OVE. Slovenija je sprejela zavezo 39,3 odstotka proizvedene električne energije iz OVE v njeni končni bruto porabi. Po mojih izračunih nam iz teh virov manjka, približno 1,7 TWh. Vemo, da bo od novih velikih proizvodnih enot do leta 2020 zgrajena samo HE Brežice, ki bo proizvedla od 120 do 168 GWh na leto, vse drugo bo treba zagotoviti iz govorim o letih, ko je bila cena na EEX med 60 in 80 EUR za MWh. Sedaj so pa povsem drugi časi. Poslovno leto 2014 bosta oba še vedno uspešno končala, predvsem na račun starih pogodb z precej višjimi prodajnimi cenami, kot se obetajo v prihodnje. Če se vrnem na že večkrat omenjene bodoče referenčne prodajne cene v Sloveniji, stroškovne cene slovenskih proizvajalcev električne energije, napovedujem, da bo imel proizvodni sektor v letu 2015 do 40 milijonov evrov izgube. To pomeni, da bo zaradi različnih sinergij verjetno potrebno razmišljati o enotnem energetskem stebru. Uvedba CRM-ja bi seveda to drugih virov. Dejstvo je, da je bilo leta 2013 zgrajenih kar precej novih sončnih elektrarn, ki bodo leta 2014 povečale proizvodnjo. To dodatno proizvodnjo ocenjujem na okrog 160 GWh. Še vedno bomo imeli primanjkljaj 1,4 TWh.
Kako pa bomo pokrili ta primanjkljaj, katere OVE bomo spodbujali naprej? Jaz pravim, da najbolj sončne in vetrne. Od tega, katere vire bomo spodbujali in v kakšni višini, bo odvisno, koliko bo to vplivalo na končno ceno elektrike. Po mojih izračunih okrog 11 evrov na MWh.
Kako pa ocenjujete obstoječo organiziranost slovenskega elektroenergetskega sektorja? Ocenjujem ga z vidika trenutnega stanja in slabih napovedi v prihodnje. Najprej proizvodni del. Imamo dva proizvodna stebra, HSE in GEN energijo. V preteklosti sem zagovarjal dva stebra, predvsem zaradi, po moji oceni, konkurenčnosti in transparentnosti doseganja prodajnih cen državnih družb. Vendar, izgubo izničila. Kar se tiče distribucij, menim, da bo moralo priti do ene distribucije, v perspektivi pa do samo ene družbe, ki bo vključevala sedanjih pet elektrodistribucijskih družb, ELES in SODO.
V kolikšni meri višina omrežnine za prenosno omrežje vpliva na končno ceno električne energije in kaj naj bi se z njo dogajalo v prihodnje? V kolikšni meri so s sedanjo omrežnino pokriti Elesovi stroški?
Če bo vse normalno, pričakujem, da do leta 2020 ne bo dviga tarif za prenosno omrežje, seveda ob enakih drugih pogojih poslovanja, pri tem na prvo mesto postavljam prihodke od NTC. ELES namreč s prihodki od omrežnine, zaračunane v naši državi, krije približno 70 odstotkov regulatornega okvirja, katerega mu določi Agencija za energijo. Razlika se krije iz prihodkov NTC, ustvarjenih na treh naših prenosnih meddržavnih mejah.
Od 2011 naprej ELES izdeluje primerjalne analize za devet primerljivih evropskih operaterjev prenosnih elektroenergetskih omrežij, med katerimi smo tudi mi. Po teh podatkih ima Eles drugo najnižjo omrežnino. Končni uporabnik v Sloveniji dobi račun, na katerem je skupen znesek omrežnine, iz česar pa ne more razbrati, koliko od tega je za prenosno, koliko pa za distribucijsko omrežje. Dejstvo je, da je Agencija za energijo za regulatorno obdobje 2013–2015 znižala tarife v primerjavi z letom 2012 za več kot 15 odstotkov, s tem pa tudi razbremenila končne porabnike. Kar je prav! Strošek omrežnine se je znižal zato, ker smo mi ustvarili več prihodkov od NTC, saj smo na vseh treh mejah precej vzdignili NTC-eje. S tem smo na neki način znižali referenčno ceno elektrike v Sloveniji, hkrati pa sebi dvignili prihodke, katerih učinki so vrnjeni končnim porabnikom v obliki nižje tarife. Pozitivni učinek naših naporov zadnjih petih let se definitivno pozna na strani končnega uporabnika.
Nekateri kolegi v energetiki mislijo, da je ELES poln denarja, kar je daleč od resnice. Naši resnično dobri poslovni rezultati se odražajo v začasno odloženih prihodkih, ki pa po vsebini niso nič drugega kot bodoča Elesova obveznost in jih lahko opredelimo kot »neevidentirana zadolžitev«. Zato sem velik skeptik glede projekta prevzema 110 kV omrežja od distribucije in proizvodnih družb. Če so pričakovanja na drugi strani nerealna, bomo lahko imeli hude probleme. ELES se bo moral, med drugim, zadolžiti za približno100 milijonov evrov, če bo hotel odkupiti to omrežje. Če bi imel sam moč odločanja, tega prevzema ne bi bilo, oziroma bi bil prevzem od proizvodnih družb brezplačen, z izčlenitvijo (vsi smo v 100 odstotno državni lasti). Distribucija bi obdržala 110 kV omrežje, ELES pa bi dobil ustrezna pooblastila glede gradenj, nadzora in poenotenih sistemov zaščit nad tem omrežjem. Ne pozabimo, da to, kar imajo sedaj v lasti distribucije in proizvodne družbe slovenske elektroenergetike, je slovenski končni porabnik enkrat že plačal. Sedaj bo pa še enkrat!
Na Elesove potrebe pa najbolj vpliva investicijska politika. Nekontrolirana, nenadzorovana,
ekspanzijska graditev, samo zato, da gradiš, bi tudi lahko vplivala na višjo tarifo. No, vsaj dokler sem direktor ELES-a, te bojazni po kakršnikoli ekspanziji ni!
In vaša končna misel?
Če povzamem: moja ocena je, da bo končna cena pri tem trendu borznih cen elektrike kljub temu naraščala, tako pri nas kot tudi drugje po Evropi. Kar se tiče nas, pa je vse odvisno od bodoče elektroenergetske strategije države. Časa za njeno izdelavo imamo do konca letošnjega leta. Za njeno vsebino ne sme biti referenčni dokument sedaj še vedno veljavni NEP, ki ni nič drugega kot skupek želja, prepreden z nekaterimi željami določenih lobijev, v času njegove izdelave, pri čemer je prednjačil plinski lobi. Ravno tako ne sme temeljiti na populistični/všečni vsebini, kot je na primer nizko- ali brezogljična družba, ne da bi se zavedali, koliko nas bo to stalo, kako bo to vplivalo na konkurenčno sposobnost našega gospodarstva in kako bodo to prenesli drugi končni porabniki električne energije.
Vladimir Habjan