G-komponent vnáša do systému spravodlivosť

Aktuálnou otázkou je poplatok výrobcov elektriny za prístup do sústavy, tzv. G-komponent. Môžete priblížiť princíp tohto nástroja, ktorý zavádza nová vyhláška o cenovej regulácii v elektroenergetike?

G-tarifa alebo G-kompoment je poplatok za prístup do sústavy, ktorý budú od nového roka podľa návrhu novej cenovej vyhlášky platiť výrobcovia elektriny. Ide o poplatok za rezervovanú kapacitu v sústave, ktorá je k dispozícii výrobcovi v spojitosti s transportom vyrobenej elektriny koncovému odberateľovi.

Podľa môjho názoru, všetci užívatelia elektrizačnej sústavy  by sa mali spolupodieľať na nákladoch spojených s jej prevádzkou. Sústava musí byť totiž v každom časovom okamihu k dispozícii pre každého užívateľa bez rozdielu. S časovo neobmedzenou dispozíciou sústavy sú spojené fixné náklady, ktoré je potrebné spravodlivo refundovať od všetkých jej užívateľov. Zdôrazňujem všetkých užívateľov. Až do tejto novej cenovej vyhlášky existoval  na Slovensku  jeden užívateľ sústavy, ktorý za služby sústavy neplatil. Týmto užívateľom bol výrobca elektriny. Jeho budúce podieľanie sa na nákladoch za prevádzku sústavy sa rieši cez  G-tarifu. Hoci nová cenová vyhláška predpokladá niekoľko výnimiek, G-tarifu vnímame ako súčasť nového, spravodlivého a transparentného systému, v ktorom sa ku každému užívateľovi sústavy pristupuje rovnako a každý užívateľ sa na nákladoch za prevádzku sústavy podieľa svojim dielom.

G-tarifa má ale i svojich oponentov. Čo hovoríte napríklad na jej prirovnanie k povinnosti ropných rafinérií prispievať na prevádzku čerpacích staníc?

Každý, kto má osoh zo systému, by mal za jeho použitie zaplatiť svojim dielom. V každej oblasti. V opačnom prípade ide o dotáciu jedného účastníka iným. Vezmime si hypotetický príklad, v ktorom by boli do distribučnej sústavy pripojení len výrobcovia elektriny a odber tejto elektriny by bol mimo distribučnej sústavy, napr. v zahraničí. Prevádzkovateľ takejto sústavy má však náklady spojené so zabezpečením potrebnej kapacity pre distribúciu vyrobenej elektriny.  Ak by bol výrobca oslobodený od platieb za prístup do sústavy, tak náklady prevádzkovateľa sústavy by nemal kto uhradiť. Je preto správne, aby sa náklady spojené so sústavou nerozpočítavali iba medzi odberateľov, ktorí ich platia v cene rezervovanej kapacity odberného miesta, ale aj medzi výrobcov.

Na domácom trhu je však mnoho užívateľov sústavy a to vrátane odberateľov. Spýtam sa teda inak, prečo je podľa vás potrebné zmeniť systém tak, aby sa náklady prevádzkovateľov sústav delili nielen medzi odberateľov, ale čiastočne aj medzi výrobcov?

Lebo výrobcovia elektriny sú jedným z užívateľov sústavy, podobne ako jej odberatelia. Obaja sústavu potrebujú, aby sa elektrina dostala ku koncovému užívateľovi. Opäť pripomínam, že na Slovensku doteraz fungoval systém, v ktorom všetky náklady spojené s prevádzkou sústavy – s transportom elektriny ako produktu výrobcu elektriny – znášal jeden užívateľ sústavy, a to odberateľ elektriny.

Podobne je to aj v prípade tarify za prevádzku systému (TPS), v ktorej je zahrnutá i podpora obnoviteľných zdrojov. Náklady s ňou spojené znáša v konečnom dôsledku práve odberateľ a neprenášajú sa na tých účastníkov trhu, ktorí využívajú výhody systému, teda na výrobcov z obnoviteľných zdrojov. Je to tiež dotácia jedného účastníka trhu s elektrinou iným účastníkom. G-tarifa čiastočne ruší i paradox sekundárnej podpory výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov. Paradox spočíva v tom, že sa takémuto výrobcovi poskytovala dvojitá podpora – raz vo forme doplatku za vyrobenú elektrinu z OZE cez TPS a v druhom kroku tým, že nemusel platiť za prístup do sústavy, pretože náklady znášal odberateľ. Nový systém síce zachová súčasnú spoločenskú dotáciu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov v súlade s pravidlami podpory takýchto zdrojov formou povinného výkupu a prenesením nákladov za výkupnú cenu do koncových cien pre odberateľov, ale súčasne každý, kto užíva sústavu, bude spravodlivo zahrnutý do podieľania sa na nákladoch spojených s jej prevádzkou.

Vo všeobecnosti, ak by nebolo sústavy, nemohol by na trhu pôsobiť žiaden výrobca. A samozrejme, G-tarifa bude mať tiež priamy pozitívny dopad aj na zníženie cien prenosu a distribúcie pre odberateľov.

Vie sa, aká bude presná výška tejto tarify?

V legislatívnom procese prebehli nejaké zmeny v oblasti udelenia  výnimiek z uplatňovania tarify, ale všeobecne sa podoba materiálu tak, ako bol zaslaný do vlády a potom do Zbierky, v oblasti G-komponentu veľmi nemení. Výška tarify sa bude rozlišovať podľa napäťových hladín. Tarifa za zdroje, ktoré sú pripojené do prenosovej sústavy, má byť nastavená tak, aby výrobca v konečnom dôsledku neplatil viac ako 0,50 EUR/MWh za prenesenú elektrinu. Inými slovami, princíp tvorby ceny je rovnaký ako v prípade distribúcie, teda 30 % z ceny rezervovanej kapacity, ale SEPS to bude prepočítavať v koncovke tak, aby bol G-komponent stiahnutý na variabilnú zložku za prenesenú MWh elektriny.

Pri distribúcii je cena G-komponentu nastavená ako 30 % z ceny 12-mesačnej rezervovanej kapacity prístupu s tým, že sa definujú isté výnimky. Spod G-tarify budú vyčlenené zdroje, ktoré vyrábajú elektrinu výlučne v režime zabezpečenia regulačného výkonu pre prenosovú sústavu. Ďalej je tu výnimka, ktorá je z môjho pohľadu otázna, a to sú vodné zdroje s inštalovaným výkonom do 5 MW. Otázna výnimka preto, lebo selektívne dáva výhodu konkrétnym zdrojom.

Sú tam ešte i nejaké ďalšie výnimky? Čo napríklad zdroje na strechách rodinných domov?

Áno, výnimkou sú ešte „malé zdroje“ podľa definície v zákone o podpore výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov, teda zdroje s inštalovaným výkonom do 10 kW, ktorých prevádzkovatelia nepodnikajú v energetike podľa zákona o energetike. Pre ne sa G-komponent nebude uplatňovať.

Špecifická skupina sú tiež výrobcovia, ktorí sú zároveň aj spotrebitelia cez existujúce odberné miesto. Ide napr. aj o malých výrobcov, ktorí majú fotovoltaické zdroje na strechách s výkonom prispôsobeným ich vlastnej spotrebe. Na jednej strane ide o prístup do sústavy vo výške definovanej výkonom zdroja a na strane druhej o prístup do sústavy na základe výšky ističa – kapacity v smere odberu elektriny z vonkajšej siete. Takýto malý výrobca/odberateľ nebude dva razy spoplatňovaný za rezervovanú kapacitu pre dodávku i odber, ale iba raz a to podľa tej zložky, ktorá bude vyššia.

Dá sa už aspoň hrubo odhadnúť, čo by mohla G-tarifa znamenať z pohľadu distribúcie, konkrétne pre spoločnosť Východoslovenská distribučná?

Vyhláška je čerstvá a budeme si potrebovať ešte spraviť potrebné analýzy. Na hodnotenie je teda zatiaľ skoro. Budeme musieť podrobne analyzovať štruktúru zdrojov na našom distribučnom území a zohľadniť  výnimky, ktoré definuje vyhláška. Následne si spravíme kalkuláciu nákladov a výnosov podľa jednotlivých napäťových hladín, berúc do úvahy rezervované kapacity odberných miest i zdrojov, a až po nej bude možné povedať, aký vplyv bude mať G-komponent na zníženie ceny distribúcie pre odberateľov.

Čítal som vyjadrenia regulátora, že od G-tarify sa očakáva výrazný pozitívny dopad najmä na cenu za prenos a distribúciu elektriny pre firmy, ktoré sú pripojené na napäťových hladinách VVN 110 kV alebo VN 22 kV. Pokiaľ ide o napäťovú úroveň NN, aj vzhľadom na početnosť a štruktúru zdrojov pripojených do tejto napäťovej hladiny, pre domácnosti a malé firmy pripojené na NN to teda až taký výrazný efekt neprinesie. Predpokladám, že najväčší pozitívny efekt zavedenia G-tarify  bude  pre najväčších odberateľov zo siete VVN, pričom pokles ceny distribúcie bude klesať s nižšími napäťovými hladinami.

O konkrétnych číslach alebo percentách je však ešte predčasné hovoriť. Čo môžeme nateraz spraviť, je poskytnúť všetky podklady regulátorovi, aby mohol presnejšie kalkulovať svoje odhady. Avšak konečné čísla prinesú až nové cenové rozhodnutia regulátora pre rok 2014.

Distribučné spoločnosti sú vo verejných diskusiách často rôznymi skupinami, medzi nimi i politikmi, označované za bohaté firmy s vysokými ziskami. Skúste v stručnosti priblížiť cenotvorbu distribúcie, a to i v kontexte G-komponentu, ktorý vám budú platiť výrobcovia

G-tarifa zvýši náklady spojené s výrobou elektriny, ale treba zdôrazniť, že výnosy prirodzených monopolov, ktorými sú prevádzkovatelia prenosovej a distribučných sústav, sú regulované. Bude platiť, že súčet výnosov za prenos a distribúciu elektriny, ktorú zaplatia odberatelia, a výnosov z G-tarify zaplatenej výrobcami, nebude môcť byť vyšší ako doterajšie výnosy získané iba od odberateľov. Inými slovami, o čo viac získame od výrobcov, o to menej budeme fakturovať odberateľom. Sú to prepojené nádoby, čo umožňuje, aby sa cena elektriny pre odberateľa znížila. Ako som už povedal, výrazný pokles predpokladáme najmä pre priemyselných zákazníkoch na vyšších napäťových hladinách.

V médiách sa v ostatnom období veľa píše o tom, že Slovenská republika ako taká má vysoké sieťové poplatky. Pod nimi sa musí chápať nielen cena distribúcie alebo prenosu elektriny, ale aj tarifa za prevádzku systému a systémové služby. A tiež prevádzka OKTE. Treba však stále vysvetľovať, prečo sú tieto sieťové poplatky z roka na rok vyššie. Vysoké sú preto, lebo v posledných rokoch nám výrazne rastie tarifa za prevádzkovanie systému, skrze ktorú sa podporuje systém výroby elektriny  a trh s elektrinou ako taký, tzn. vrátane obnoviteľných zdrojov, kombinovanej výroby elektriny a tepla, ťažby domáceho uhlia a s tým spojenej výroby elektriny z tohto uhlia. Z pohľadu spotrebiteľa by bolo úplne korektné, ak by sa jasne a zrozumiteľne rozlíšili všetky poplatky, od prenosu, cez distribúciu, až po podporu OZE, KVET a domáceho uhlia tak, aby odberateľ vedel, za čo a koľko v skutočnosti platí v koncových cenách elektriny.

Apelujete na vysvetľovanie zloženia koncovej ceny a toho, prečo sú sieťové poplatky sumárne drahé. K tomu sa núka otázka, koho rozhodnutia napríklad spôsobili prudký rast TPS

Bez ohľadu na to, ktorá vláda to presadila, systém ako taký povinne nastavila Európska únia prijatím direktívy o európskych cieľoch 20-20-20. EÚ ako celok musí do roku 2020 dosiahnuť zníženie emisií CO2 o 20 % a musí tiež zvýšiť podiel energií z obnoviteľných zdrojov na celkovej spotrebe energií na úroveň 20 %. Slovensko má svoj čiastkový národný cieľ vo výrobe a spotrebe elektriny zadefinovaný na úrovni 24 %. Legislatívci pripravili v roku 2009 zákonom o podpore OZE a KVET (zákon 309/2009) podmienky, aby sa obnoviteľné zdroje elektriny vo veľkej miere začali inštalovať aj na Slovensku. Regulátor v tom čase pristúpil k nastaveniu cien tak, aby investorom toto nové odvetvie zatraktívnil. Keďže dané technológie boli v tom čase drahé, bola v priamej súvislosti vysoká aj cena elektriny vyrobenej z nich, a to predovšetkým z fotovoltaických (FVE) zdrojov. Nastavená výkupná cena elektriny z týchto zdrojov bola preto niekoľkonásobne vyššia ako cena, za ktorú sa na trhu obchodovala elektrina z konvenčných zdrojov. To umožnilo „boom“ výstavby FVE zdrojov v rokoch 2010 – 2011, ktorý sa v konečnom dôsledku prejavil v prudkom náraste tarify TPS ako zložky koncovej ceny pre odberateľa. I keď sa v poslednom období zmenami legislatívy a rozhodnutiami regulátora miera podpory týchto zdrojov pre budúcnosť výrazne osekala, stále tu máme zdroje z rokov 2010 – 2011, ktoré budeme musieť ešte 12 – 13 rokov spoločensky dotovať na základe „výrazne motivačných“ cien nastavených v danom období.

Ak si predstavíme priemernú cenu elektriny pre domácnosť, do akej miery je tvorená sumou, ktorá ide na podporu OZE?

Podľa našich prepočtov, v percentuálnom vyjadrení tvorí TPS 13 % z priemernej koncovej ceny bez DPH, pričom 70 % z TPS tvorí podpora OZE a ďalších zhruba 10 % z tarify je podpora kombinovanej výroby elektriny a tepla. Ak by bola ale výška TPS nastavená tak, ako by podľa našich výpočtov mala byť, podpora obnoviteľných zdrojov by samostatne tvorila viac ako šestinu priemernej koncovej ceny elektriny pre domácnosti bez DPH.

Naznačujete nekorektné nastavenie ceny TPS. Nie je to skôr len uhol pohľadu, nakoľko ak cena TPS v danom roku nekorešponduje s realitou, regulátor je povinný pristúpiť v cenovom konaní v odstupe dvoch rokov ku korekcii?

Systém by bol vybilancovaný vtedy, ak by cena TPS, cez ktorú prevádzkovateľ distribučnej sústavy „zbiera“ peniaze od odberateľov elektriny na podporu OZE, zodpovedala realite s prihliadnutím na istú odchýlku plánovania nákladov na OZE. Samozrejme, nie je možné úplne presne plánovať využitie týchto zdrojov, pretože závisia od počasia. Predovšetkým výroba elektriny z FVE elektrární závisí od svietivosti slnka. K transparentnosti systému by tiež prispelo, ak by sa otvorene povedalo a priznalo, koľko nás podpora OZE stojí, zvlášť podpora FVE. Je faktom, že ak chceme zachovať zdravé životné prostredie aj pre ďalšie generácie, musíme sa orientovať aj na podporu OZE. Ale je tu ale aj ten druhý uhol pohľadu, a tým je cena za túto podporu a ochota pozrieť sa pravde do očí, pokiaľ ide o výšku nákladov spojených s touto podporou.

Všetky 3 regionálne distribučné spoločnosti zaznamenali v roku 2012 výrazný pokles svojich hospodárskych výsledkov kvôli nevybilancovanému systému podpory OZE. Ak hovorím za Východoslovenskú distribučnú, pokles bol výlučne priamym dôsledkom nerovnováhy v systéme, najmä pokiaľ ide o tzv. „pass through“ – teda náklady, v ktorých je PDS len „poštárom“. To znamená, že čo PDS zaplatí v rámci systému podpory výrobcom OZE za každú vyrobenú MWh podľa výkupných cien stanovených regulátorom, to mu má byť refundované v pomere 1:1 od systému cez tarifu TPS. Je pravda, že regulátor nám tento pokles výnosov v súlade s regulačnými pravidlami vykompenzuje o 2 roky a tiež rozumieme tomu, že systém nemôže byť vybilancovaný na 100 %, lebo sa zakladá na predpokladoch v  plánovaní. My niečo plánujeme, regulátor niečo plánuje a skutočnosť môže byť napokon odlišná. Máme však už skúsenosti z minulých rokov a v prípade zdrojov, ktoré sú už pripojené do našej distribučnej sústavy, vieme plánovať s odchýlkou nižšou ako plus – mínus 10 %.

Napríklad pre rok 2012 sme plánovali využitie maxima FVE zdrojov na úrovni 1.150 hodín. Regulačný úrad plánoval využitie na úrovni 926 hodín. Realita roka vo výške 1.148 hodín sa priblížila našim plánovaným hodnotám a naše plánovanie tak bolo potvrdené praxou. V konečnom dôsledku je ale rozhodujúce plánovanie úradu, ktorý ak by mal plánovať s odchýlkou napr. 10 %, ročné využitie FVE by sa malo pohybovať na úrovni minimálne 1.000 hodín. S prihliadnutím na početnosť a štruktúru fotovoltaických zdrojov v našej distribučnej sústave, každých 100 hodín znamená vo finančnom vyjadrení deltu takmer 4 mil. eur.

Keď sme šli do plánovania roku 2013, pri kalkulácii sme brali do úvahy zdroje, ktoré sú už k sústave pripojené a máme presné informácie o ich výrobe z minulých rokov. Potom sme počítali so zdrojmi, ktoré boli pripojené v predchádzajúcom roku, t.j. v roku 2012 a vieme im priradiť štruktúru využitia podľa zdrojov, o ktorých máme historické dáta z prvej skupiny zdrojov. Takže aj v tomto prípade vieme urobiť precíznu kalkuláciu. Do kalkulácie sme zaradili aj zdroje tretej skupiny, ktoré boli pred spustením a pri ktorých nám investori potvrdili ich pripojenie do sústavy v roku 2013. Vieme si predstaviť, že súčasťou korekcie po dvoch rokoch by mali byť práve tieto posledne uvedené zdroje tretej skupiny. Pri plánovaní by sa ale úrad nemal dostávať pod hladiny plynúce z prvej a druhej skupiny. V roku 2013 pri kalkulácii TPS sa ale regulátor dostal pod tieto hladiny a preto hovoríme, že TPS nie je vybilancovaná.

Potom je tu ešte otázka medziročnej zmeny ceny elektriny na straty. Keby sa štruktúra a množstvo zdrojov medzi rokmi 2012 a 2013 vôbec nezmenilo, tak cena TPS mala narásť už len kvôli zníženiu ceny elektriny na straty. O koľko sa totiž zníži cena na straty, o toľko by sa mala zvýšiť TPS, keďže z nej sa vyrovnáva doplatkom rozdiel medzi cenou na straty a určenou výkupnou cenou. Sú to tiež priamo prepojené nádoby. V porovnaní s rokom 2012, cena elektriny na straty pre rok 2013 klesla o takmer 10 EUR/MWh. Preto sa mala prirodzene zvýšiť cena TPS, no napriek tomu sme svedkami jej neadekvátneho poklesu.

Dá sa odhadnúť plánovaný deficit TPS pre rok 2013?

S regulátorom sme sa dohodli, že mu budeme pravidelne na mesačnej báze reportovať náš uhol pohľadu o vývoji situácie spojenej so systémom podpory OZE a predpokladoch o stave ku koncu roka. Začali sme zasielať reporty, ktoré na základe našich odborných vedomostí predpokladajú podstatne vyšší deficit ako v roku 2012.

V roku 2012 šlo o aký deficit?

V prípade Východoslovenskej distribučnej to bolo približne 11 mil. eur. Za celé Slovensko, ak spočítame všetky tri distribučné spoločnosti a deficit za dvojročné obdobie 2012 – 2013, spoločne predpokladáme úroveň 130 – 150 mil. eur.

V legislatíve sa objavilo, že ak povinne vykúpite viac elektriny z OZE ako máte skutočný objem strát a vlastnej spotreby distribúcie, môžete prebytok umiestniť na trhu len za minimálne rovnakú cenu, ako je aktuálna cena na straty. Ako sa s týmto obmedzením vyrovnávate pri súčasných cenových hladinách na veľkoobchodnom trhu s elektrinou?

Generujeme stratu, ktorá sa v súčasnosti pohybuje okolo 8 – 9 EUR/MWh. Na jednej strane sme zákonom nútení vykúpiť každú MWh vyrobenej elektriny zo zdrojov v systéme podpory, aj keď ju nepotrebujeme, a to za cenu stanovenú regulátorom. Na druhej strane, výrazné objemy nad rámec našej potreby máme predať za cenu, ktorú trh v súčasnosti nie je ochotný akceptovať. Pôvodný zámer nastavený legislatívcom, a to podporovať výkup elektriny z OZE a KVET cez troch prevádzkovateľov distribučných sústav prednostne na účely krytia strát v ich sústavách, je prekonaný. Vykupujeme minimálne dvakrát viac než reálne potrebujeme. Systém ako taký dozrel na zmenu.

Uvažuje sa o centrálnom výkupcovi elektriny z OZE a KVET. Máte nejaké nové informácie, ako stojí tento projekt?

Už v období 2009 – 2010 sme iniciovali k tejto téme stretnutia a na úrovni MH SR dokonca vznikla i pracovná skupina. Boli v nej zastúpení prevádzkovatelia prenosovej a distribučných sústav, zástupcovia ÚRSO a ministerstva. Hľadal sa spôsob, ako nahradiť systém troch výkupcov efektívnejším modelom, ktorý by vychádzal zo synergií – jediný výkupca dokáže lepšie bilancovať a umiestňovať diagram elektriny z povinného výkupu na trhu.

Pracovná skupina dospela v roku 2011 k záveru, že alternatívou troch distribučných spoločností ako povinných výkupcov by bola jedna centrálna entita a pracovná skupina tiež definovala, aj za spoluúčasti organizátora trhu OKTE, túto centrálnu entitu ako OKTE. Samozrejme, v súvislosti s tým by bolo ešte potrebné vyriešiť niektoré legislatívne otázky. Hoci však boli závery pracovnej skupiny jednoznačné a odsúhlasené, došlo k pozastaveniu kreovania centrálneho výkupcu. V súčasnej dobe vnímame snahu opäť naštartovať práce na tejto myšlienke, ktorú plne podporujeme a sme pripravení poskytnúť primeranú súčinnosť k príprave návrhov potrebných legislatívnych zmien.

Všeobecnou spoločensko-politickou požiadavkou je zníženie koncových cien elektriny. Na druhej strane, koncová cena v prípade každej krajiny je predovšetkým odrazom toho, ako trh s elektrinou vyzerá a ako funguje, pričom každá krajina je špecifická. Za akých okolností si viete predstaviť, že by sme mohli mať zrazu na Slovensku cenu pre firemných odberateľov nižšiu ako je priemer EÚ?

Slovenský trh je veľmi malý a každá zmena má veľký dopad, pokiaľ sa bavíme o cenách. Zvýšením spotreby by sa podstatne znížila cena jednotlivých regulovaných položiek. Stabilita siete musí byť a či už prenosová alebo distribučná sústava, obe musia byť vždy pripravené, zjednodušene, po každom zapnutí vypínača poskytnúť službu. Keďže so sústavou sú spojené fixné náklady, tie sa delia práve objemom distribúcie alebo objemom prenosu. Čím je spotreba menšia, tým viac rastie jednotková cena pre odberateľa.

Jedným z predpokladov pre pokles ceny by preto bolo významnejšie zvýšenie spotreby, no neviem, či je na Slovensku vo svetle súčasnej ekonomickej situácie pre toto priestor. Poklesu cien pre firemného odberateľa môže napomôcť aj v úvode spomenutý G-komponent, ktorý zlacnením sieťových poplatkov pri prenose a distribúcii elektriny ponúkne priemyselným firmám väčšiu konkurencieschopnosť.

Nie je potom paradoxné, že v čase hospodárskej krízy sa cielene prijímajú opatrenia na zvýšenie energetickej efektívnosti, čo z dlhodobého hľadiska síce môže znamenať oddelenie kriviek hospodárskeho rastu a spotreby energií, ale v súčasnej situácii je tlak na jednotkové ceny z hľadiska stimulácie rastu hospodárstva skôr kontraproduktívny?

Na jednej strane voláme po znižovaní spotreby, zatiaľ čo fixné náklady na pripravenosť sústav sú reálne na tej istej úrovni. Niekto môže povedať, že regulátor má právomoc znížiť aj fixné náklady, čo by bolo ale kontraproduktívne a nezlučiteľné s požiadavkami zákona o energetike na zabezpečenie bezpečnej, spoľahlivej a stabilnej prevádzky sústav, ich potrebného rozvoja a taktiež vo väzbe na regulátorom zavedené štandardy kvality pri prenose a distribúcii elektriny. Legislatíva a regulácia nás nútia byť excelentnejšími v prevádzke a rozvoji sústav. Ak nie, zníženú kvalitu musíme finančne kompenzovať. Zvyšovať kvalitu distribúcie však možno len investíciami do sústavy a zlepšením procesov obsluhy užívateľov sústav, čo znamená náklady. Teda áno, niektoré veci sú protikladné.

O problematike distribúcie elektriny sme sa spolu zhovárali v interview i takto v lete pred rokom. Na záver, aké najpodstatnejšie zmeny identifikujete za ostatný rok na trhu s elektrinou?

Prijalo sa mnoho zmien, ktoré súviseli predovšetkým s tretím liberalizačným balíkom a jeho implementáciou do slovenskej legislatívy. Zákon o regulácii nám nastavil oveľa prísnejšie pravidlá ako doposiaľ, najmä z pohľadu uznaných nákladov. Chápeme to a zo strany regulátora je logické a legitímne, že sa chce pozrieť na potenciál úspor vedúcich k zníženiu koncových cien a zníženie cien distribúcie je jedným z nástrojov. Aj my voláme po transparentnosti. Tiež sa výrazne posilnila ochrana koncových odberateľov, či už prostredníctvom vyhlášky o štandardoch kvality alebo v niektorých procesných veciach cez zákon o energetike. Posilňujú sa princípy unbundlingu, ktorý začal v roku 2005 účtovným a informačným odčlenením distribúcie od dodávky elektriny a pokračoval v roku 2007 právnym odčlenením a založením samostatných distribučných spoločností. V roku 2014 bude proces  unbundlingu pokračovať tzv.  procesným odčleňovaním. Vzniknú nové, posilnené distribučné spoločnosti disponujúce dostatočnými samostatnými kapacitami pre výkon riadenia, prevádzky, rozvoja a výstavby sústavy. Od obmedzenia využívania tzv. zdieľaných služieb, ktoré dnes distribučným spoločnostiam poskytujú vlastnícky prepojené materské spoločnosti, a zavedenia nového modelu regulátor očakáva zníženie nákladov za distribúciu pre koncového odberateľa.

Stále voláme po stabilnom regulačnom rámci. Vždy je to o tom, že regulátor i my, prevádzkovatelia sústav, máme každý svoje očakávania a aby biznis fungoval, musia sa niekde stretnúť. Dôležité však je, aby sa nastavilo regulačné obdobie v rámci ktorého by nedochádzalo k ad hoc zmenám, ktoré by zasiahli do stability systému.

Taktiež prišli zmeny, ktoré si vyžiadal sám trh. Napríklad kreovaním Združenia dodávateľov energií  vznikla veľmi silná profesne orientovaná organizácia, ktorá zastrešuje dodávateľov energií na Slovensku a prirodzene tlačí aj na distribútorov energií pri riešení ich záujmov. Konkrétne mám na mysli požiadavku na zharmonizovanie distribučných procesov, kde sme za posledné dva roky spoločne urobili kus dobrej práce a posunuli sme sa do reality, v ktorej bude každý dodávateľ fungovať v rámci jednotnej špecifikácie pre výmenu dát na trhu s elektrinou alebo jednotných distribučných procesov v rámci celého Slovenska. Regulátor to samozrejme podporuje, o čom svedčia aj nové Pravidlá trhu so špecifikovaním napr. jednotnej rámcovej distribučnej zmluvy, na základe ktorej sa poskytujú služby distribútora. Spoločne máme ambíciu vytvoriť harmonizovaný prevádzkový poriadok – jednotné obchodné pravidlá platiace pre distribúciu elektriny na slovenskom trhu. V týchto veciach sme sa dostali skutočne ďaleko a sme pripravení naďalej rozumne spolupracovať v snahe rozvíjať  slovenský trh s elektrinou.

S Jaroslavom Hruščom (predseda predstavenstva spoločnosti Východoslovenská distribučná, a.s.) sa rozprával Michal Hudec (energy analytics, s.r.o.). Jaroslav Hrušč prepis rozhovoru autorizoval. Nadpis a perex: energia.sk. Foto: Východoslovenská distribučná.

(c) energia.sk

K téme