Goran Majstrović Davor Bajs Nijaz Dizdarević Matislav Majstrović Energetski institut HRVOJE POŽAR (www.eihp.hr/~gmajstro) (www.eihp.hr/~dbajs) (www.eihp.hr/~ndizdar) (www.eihp.hr/~mmajstro) (www.eihp.hr) NAKNADE ZA PREKOGRANIČNI PRIJENOS ELEKTRIČNE ENERGIJE SAŽETAK Tradicionalno okomito organizirane elektroprivredne tvrtke koje su do sada kontrolirale i upravljale svim transakcijama sada to trebaju omogućiti i novim tržišnim subjektima (IPP, trgovcima) koji žele trgovati ne samo na nacionalnom, nego i na širem, europskom tržištu. Upravo prekogranična trgovina koja je do sada bila realizirana uglavnom direktnim, bilateralnim ugovorima predstavlja novi aspekt pogona ne samo u tehničkom, nego i u financijskom smislu. Razmjena električne energije odvija se po strogo određenim tehničkim zakonima, bez obzira na državne granice ili financijske ugovore. Stoga je potrebno definirati principe po kojima bi se određivao utjecaj pojedinačnih sudionika (transakcija) koje se realiziraju u unaprijed definiranom okruženju na pogon pojedinačnih prijenosnih sustava te na temelju toga odrediti adekvatne naknade. Ključne riječi: tržište električne energije, razmjene, naknade za prekogranični prijenos (CBT) CROSS - BORDER TARIFF MECHANISM ABSTRACT Traditionally vertically oriented power companies that used to manage all transactions in the system are now forced to allow it to all other market players (IPPs, traders). Cross border trading is new aspect of transmission system control both technically and financially. It should be realized considering strict technical rules no matter of country borders or financial contracts. Accordingly, it is necessary to adopt unified procedure for evaluation of all transactions and to define cross border tariff mechanism. Key words: open electricity market, power transaction, cross-border tariffs. UVOD Elektroenergetski sustavi europskih zemalja inicijalno su se počeli električki povezivati ponajprije iz razloga povećanja pouzdanosti pogona. Nakon toga, međusobna povezanost korištena je u svrhe ostvarivanja razmjena energije, uglavnom putem dugoročnih, bilateralnih ugovora. Nakon dugotrajnih analiza učinkovitosti takvog, tradicionalnog načina upravljanja elektroenergetski sektor u Europi je u postupku restrukturiranja, pa elektroenergetska mreža Europe danas predstavlja osnovnu infrastrukturu za obavljanje mnogo složenijih tržišnih transakcija, za koje inicijalno nije bila projektirana. Stoga je bilo potrebno definirati mehanizam praćenja i naplaćivanja prekograničnih transakcija. Budući da je ova problematika međunarodnog karaktera, osnovne definicije i principe provođenja uspostavilo je europsko udruženje operatora sustava (ETSO European Tranmission System Operators), o čemu govori ovaj rad.
2 2. OSNOVNI PRINCIPI ODREĐIVANJA NAKNADA ZA PREKOGRANIČNI PRIJENOS Troškovi rada prijenosne mreže mogu se općenito podijeliti na kapitalne i pogonske troškove. Kapitalni troškovi uključuju cijenu svih komponenti sustava koje omogućuju izvršavanje prijenosne djelatnosti. Pogonski troškovi mogu se podijeliti na fiksne i varijabilne troškove. Najveći dio fiksnih troškova podrazumijevaju troškovi osoblja i održavanja, dok varijabilni troškovi obuhvaćaju troškove gubitaka i pogonskih ograničenja (kvarova i sl.). Rasprostranjenim uvođenjem trgovine električnom energijom pogonski troškovi proširuju se dodatnom kategorijom: troškovima zbog prekograničnih transakcija. Prekogranične transakcije podrazumijevaju uvoz, izvoz i tranzit energije. Budući da prekogranične transakcije ovise o topologiji prijenosne mreže (međudržavnim poveznicama i internoj prijenosnoj mreži) i kompletnoj pripadnoj opremi, može se reći da prekogranične transakcije imaju utjecaja i na kapitalne troškove prijenosa. Na nivou europskog udruženja operatora sustava (ETSO) odlučeno je da dodatni kapitalni i pogonski troškovi koje izazivaju prekogranične razmjene pridijele direktno tržišnim sudionicima koji ih i izazivaju. Naknade za prekogranični prijenos definiraju se kao prosječni troškovi europskog prijenosnog sustava nastale ostvarenjem svih prekograničnih transakcija u razmatranoj mreži. Sredstva prikupljena ovim mehanizmom preraspodjeljuju se operatorima sustava u funkciji satno mjerenih tokova snaga preko međudržavnih poveznica susjednih zemalja. Pri tome je potrebno razlikovati dodatne dvije grupe zemalja/operatora: ) skupina operatora susjednih zemalja (npr. u Skandinaviji) može odlučiti da se prekogranične transakcije ne naplaćuju dodatno, 2) skupina operatora sustava čiji su sustavi povezani istosmjernim poveznicama izuzeti su iz predloženog mehanizma i predmetom su posebno definiranih naknada. Prije uvođenja zajedničkih, jedinstvenih naknada za prekogranični prijenos električne energije bilo je potrebno uskladiti regulatorna tijela svih zemalja sudionica u smislu jedinstvenog definiranja troškova prijenosa tzv. ''horizontalnom mrežom'' te jedinstvenog principa naplaćivanja. U cilju širokog prihvaćanja principa naplate prekograničnih razmjena potrebno je ustanoviti jednostavan i transparentan princip koji će istovremeno biti nediskriminirajući prema svim sudionicima i neovisan o vrsti i stupnju otvorenosti tržišta u pojedinoj zemlji članici. Kao i obično, pri tom se javlja sukob jednostavnosti i preciznosti. S obzirom na činjenicu da se radi o širokom području primjene te nedostatku iskustva na ovom području ETSO je uveo postupak kojim se nastoje osigurati precizni ekonomski signali sudionicima na tržištu, što je jedan od preduvjeta za brži i kvalitetniji razvoj tržišnih odnosa i sustava u cjelini. Početne postavke naknade za prekogranični prijenos na nivou ETSO-a definirane su početkom 2000. godine [], uz obvezu vrednovanja postignutih rezultata i posljedičnog unaprjeđenja na kraju godišnjeg obračunskog razdoblja. U dosadašnjem razdoblju ETSO je objavio više rezultata, analiza i dorada metodologije. Kako bi se početna ideja mogla realizirati bilo je potrebno uskladiti metodu određivanja elemenata mreže koji služe u svrhu prekograničnog prijenosa, uskladiti način određivanja troškova uzrokovanih prekograničnim prijenosom, način naplaćivanja troškova prekograničnog prijenosa, principe mjerenja i metode obračuna ukupnog iznosa razmjene između dva susjedna sustava, definiranje metode za tekuću i iduću godinu u slučaju razlike između očekivanih i ostvarenih troškova. Operatori sustava zemalja članica ETSO-a cjelokupni postupak određivanja predmetnih naknada provode u tri sukcesivna koraka: ) definiranjem tzv. horizontalne mreže, 2) izračunom ukupnih troškova horizontalne mreže i 3) izračunom očekivanog iznosa naknade primjenom ETSO metode. 3. DEFINICIJA HORIZONTALNE MREŽE Horizontalna mreža je dio prijenosne mreže koji se koristi pri prijenosu energije između dvaju sustava, odnosno obuhvaća one dijelove prijenosne mreže na čije opterećenje značajno utječu iznosi međudržavnih razmjena. Horizontalna mreža ne obuhvaća proizvodnju, ni opterećenje, već samo prijenosne vodove i transformatore. U nekim slučajevima prijenosna mreža je jako upetljana po svim naponskim nivoima. Stoga je potrebno definirati koji prijenosni elementi značajno sudjeluju u međudržavnim razmjenama, bez obzira na nazivni naponski nivo. Najčešće horizontalna mreža uključuje 400 kv mrežu promatranog sustava, uz dijelove 220 kv mreže koji značajnije sudjeluju u razmjenama sa susjedima. Dio horizontalne mreže mogu biti i elementi nižeg naponskog nivoa (npr. 0 kv), ovisno o pojedinačnim iznosima distribucijskih faktora pojedinih elemenata. Međutim, uzevši u obzir udio preuzetog tranzita 0 kv mrežom, kao i pripadne jedinične troškove, jasno je da je udio 0 kv vodova u obračunu naknada za prekograničnih prijenos značajno manji od udjela elemenata 220 i 400 kv mreže. Za određivanje horizontalne mreže koriste se podaci ranije realiziranih prekograničnih transakcija (uvoza, izvoza i tranzita) ili probabilističke simulacije kojima se uspoređuju tokovi snaga elementima prijenosne mreže u slučajevima sa i bez programiranih razmjena. Ukoliko je neki sustav uvozno ili izvozno
3 orijentiran, probabilistička simulacija ne mora dati korektne rezultate s aspekta određivanja elemenata horizontalne mreže, budući da tržišni uvjeti ne podrazumijevaju ekonomski dispečing elektrana u sustavu, već se njihov angažman temelji isključivo na tržišnim ugovorima koji se ne mogu sa sigurnošću predvidjeti. Posljedično tome, potrebno je naglasiti da izračun inkrementnih gubitaka u sustavu temeljen na usporedbi tokova snaga sa i bez programiranih razmjena podrazumijeva veliku nesigurnost. Stoga je naizgled jednostavnije definirati horizontalnu mrežu iskustvenom procjenom na temelju dosadašnjih transakcija. Međutim, obzirom na veliku dinamičnost tržišnih odnosa, ni ovakav pristup nije lišen nesigurnosti. Također, promjenom topologije mreže ili načina upravljanja prijenosnom mrežom mijenja se i uloga pojedinih elemenata. Stoga se kod određivanja horizontalne mreže potrebno fokusirati samo na ulogu promatranog elementa, odnosno transakcije za koje se uglavnom koristi promatrani element prijenosne mreže. S obzirom na nepostojanje determinističke metode kojom bi se određivala horizontalna mreža svakog pojedinog sustava, potrebno je osigurati transparentnost određivanja svakog pojedinog operatora u cilju izbjegavanja zloupotreba. Stoga je razvijen jedinstven programski paket za određivanje elemenata horizontalne mreže na nivou ETSO-a, kojeg je osigurao francuski operator sustava - RTE. Metodologija se temelji na istosmjernim tokovima snaga, tzv. alokacijom tranzitnih tokova (eng. Allocation of Transit Flows ATF). Na taj način su svi operatori sustava obvezni na isti način definirati horizontalne mrežu korištenjem istog programskog paketa. 4. OBRAČUN UKUPNIH TROŠKOVA PRIJENOSNE MREŽE Kao i za svaku drugu transportnu djelatnost i za prijenos električne energije utjecajni čimbenici su iznos raspoloživog prijenosnog kapaciteta, maksimalni iznos iskorištenog kapaciteta i prosječni iznos iskorištenog kapaciteta uspoređen s prosječnim raspoloživim kapacitetom. U trošak horizontalne mreže uključuje se trošak kapitala (dio anuiteta pripadnog elementa), amortizaciju (dio anuiteta), trošak pogona i održavanja, troškove poreza i osiguranja, troškove pomoćnih usluga, troškove gubitaka i troškove ograničenja. Operator sustava je dužan objaviti rezultate obračuna ukupnih troškova prijenosne mreže nastalih zbog prekograničnog prijenosa, koji moraju biti usklađeni s lokalnom regulatornom komisijom. Osnovna dvojba pri određivanju ukupnih troškova prekograničnog prijenosa odnosila se na definiranje korištenja horizontalne mreže. Treba li troškove obračunavati na temelju snage ili energije, kw ili kwh? Ako se obračunavaju na temelju kw, treba li uzimati godišnja neistodobna vršna opterećenja, istodobno vršno opterećenje, sumu mjesečnih istodobnih opterećenja ili nešto drugo? Ako se troškovi definiraju prema energiji (kwh), koje karakteristične sate treba uzimati u obzir (vršno opterećenje, minimalno, zimsko ili ljetno)? Jasno je da bi metodu obračunavanja ukupnih očekivanih troškova trebalo odrediti na temelju karakterističnih parametara, ali je utjecaj pojedinih veličina često teško detektirati, a još teže pravilno vrednovati. Zbog ovog razloga ETSO je predložio princip ''poštanske marke'' kojom se uzima prosječna vrijednost troškova, bez obzira na specifičnosti pojedinih transakcija (udaljenost izvora i potrošača, vrijeme transakcije i sl.). Na taj način se obračun ukupnih očekivanih troškova temelji na prosječnom trošku usluge prijenosa potrebne za prijenos jednog MWh, bez obzira na specifičnosti pojedine transakcije. Pri tome je iznos ukupnih očekivanih troškova definiran između dva ekstremna slučaja: ) lokalni korisnici ne trebaju plaćati troškove tranzita preko njihove prijenosne mreže, ali troškovi prijenosa nastali uvoznim i izvoznim transakcijama naplaćuju se od lokalnih korisnika kroz nacionalnu naknadu za prijenos, 2) lokalni korisnici ne trebaju plaćati troškove izvoza i tranzita preko njihove prijenosne mreže, dok izvoznici ne trebaju plaćati troškove prijenosa koji se odnose na uvozni dio, pa ovakva alokacija troškova osigurava da korisnici koji pristupaju susjednim mrežama zbog izvoza ili tranzita plaćaju samo troškove koji se odnose samo na ''međunarodni'' dio usluge prijenosa. Svi ostali pristupi obračunu ukupnih troškova nalaze se između ovih dvaju krajnosti. Ukupni troškovi horizontalne mreže određuju se na način da se odrede jedinične cijene opreme, diskontna stopa i horizontalna mreža. Umnožak ovih triju veličina po svim grupama elemenata donosi godišnje troškove horizontalne mreže. Potom se računa faktor tranzita za svaku pojedinu zemlju i pomnoži s ukupnim troškovima horizontalne mreže. Na taj način se dobije iznos očekivanih troškova u CBT mehanizmu. Primjerice, u tu svrhu CEER/SEEER (Council of European Energy Regulators, South East Europe Energy Regulation) je propisao jedinične cijene opreme koje bi se koristile u obračunu naknada za prekogranični prijenos na području jugoistočne Europe [3]. Iznosi jediničnih cijena po pojedinim elementima prijenosne mreže prikazani su u tablicama i 2. Posebno razvijenim programskim paketom definiraju se elementi horizontalne mreže za svaku pojedinu zemlju članicu, čime se dobije duljina prijenosnih vodova i iznosi transformacija koji sudjeluju u prekograničnom prijenosu.
4 Tablica. Jedinične cijene prijenosnog voda po pojedinim naponskim nivoima Prijenosni vod Napon (kv) Cijena (K /km) 400 205 220 25 50 80 0 70 Tablica 2. Jedinične cijene transformatora po pojedinim naponskim nivoima Transformatori Instalirani kapacitet (MVA) Cijena (K /MVA) 400 7.5 800 6.3 630 6.7 300 8. 250 8.4 200 8.9 50 9.6 25 0.0 50 2.6 Godišnji troškovi horizontalne mreže (HN) računaju se pomoću slijedeće relacije: Godišnji trošak HN (K ) = 9% * duljina vodova HN (km) * jedinična cijena (K /km) + 9% * kapacitet transformacije HM (MVA) * jedinična cijena (K /MVA) pri čemu se duljina vodova i kapacitet transformacije s pripadnim cijenama računaju pojedinačno za svaki naponski nivo, a iznos od 9% predstavlja dogovorenu diskontnu stopu. Međutim, ne sudjeluju svi elementi definirane horizontalne mreže svojim cjelokupnim kapacitetom u realizaciji prekograničnih transakcija. Stoga je potrebno izračunati mjeru sudjelovanja elemenata horizontalne mreže u realizaciji prekograničnih razmjena. Mjera sudjelovanja naziva se faktor tranzita i dogovorno se računa prema slijedećoj relaciji: T = T + L 000 ξ () gdje je L ukupna godišnja potrošnja promatranog sustava (GWh), T suma satnih minimuma između realiziranog (izmjerenog) uvoza i izvoza (MWh). Tsat = min(izvozsat, uvozsat) T = (2) Pomoću prikazanih relacija može se odrediti i udio pojedine transakcije, odnosno pojedinog sudionika u ukupnom faktoru tranzita. Konačno, ukupni trošak prekograničnog prijenosa kojeg operator potražuje za svoj sustav definira se kao umnožak godišnjeg troška horizontalne mreže i faktora tranzita: Godišnja naknada za prekogranični prijenos (K ) = Godišnji trošak HN (K ) * ξ (3) 5. PRIKUPLJANJE NAKNADE ZA PREKOGRANIČNI PRIJENOS Nakon određivanja ukupnog iznosa godišnje naknade za prekogranični prijenos za promatrani sustav, potrebno je definirati princip po kojem će se naplatiti nastali troškovi. Stoga je u okviru organizacije ETSO dogovoren princip podjele prikupljanja sredstava iz tri fonda: ) naknada od 0.5 /MWh za najavljeni izvoz (preslik stanja prethodne godine) svih zemalja članica CBT mehanizma, pri čemu se godišnji najavljeni izvoz CBT članice i računa prema relaciji: DExp i,2005 = DExpi,sat = max sat (0, Exp i,cbt Imp i,cbt Imp i,non CBT ) (4) gdje je: DExp i najavljeni izvoz CBT članice i
5 Exp i,cbt program izvoza iz CBT članice i prema CBT području Imp i, CBT program uvoza iz CBT područja prema CBT članici i Imp i,non CBT program uvoza iz nečlanice CBT-a prema CBT članici i Najnoviji prijedlog ETSO-a za 2004. godinu je potpuno ukidanje ovog fonda [2]. Na taj način bi se rasteretile zemlje izvoznice, odnosno izjednačili udjeli izvoza i uvoza u plaćanju naknada za tranzit. 2) naknada od 0.5 /MWh za realizirani tranzit, odnosno razliku satnih uvoza i izvoza (eng. Net Flow), koji se računa prema slijedećoj relaciji: NF i,2005 = NFi,sat = ExpFlow i,sat ImpFlow i,sat (5) gdje je: NF i,sat ostvarene razmjene snaga CBT članice i ExpFlow i,sat ostvareni izvoz iz CBT članice i ImpFlow i, sat ostvareni uvoz iz CBT članice i 3) eventualni ostatak do pokrivanja ukupnih troškova prekograničnog prijenosa naplaćuje se po principu ''pro rata'', odnosno svakoj zemlji izvoznici prema udjelu izvoza u ukupnom izvozu na CBT području (prikupljanje ovog dijela naknade realizira svaki operator unutar vlastitog sustava prema vlastitom mehanizmu). Za razmjenu energije iz susjednih zemalja koje nisu članice CBT mehanizma naplaćuje se /MWh za sve realizirane injekcije. U te zemlje spadaju Velika Britanija, Poljska (do 30.06.2004.), Maroko, Hrvatska, Albanija, Makedonija, Rusija, Ukrajina, Bjelorusija, Srbija i Crna Gora. Zbog jednostavnosti sudionici tržišta ne moraju plaćati naknadu svakom operatoru sustava kroz čiju mrežu prolazi njegova transakcija, već plaćaju samo operatoru iz čijeg sustava izvoze energiju [4]. Financijskim mehanizmom među pojedinim operatorima potom će se pravilno raspodijeliti troškovi pogona prijenosne mreže. Konačno, prikupljanjem sredstava prema prikazanom principu nadoknađuju se troškovi svim operatorima sustava u sklopu zemalja članica CBT mehanizma. Osim same činjenice pokrivanja nastalih troškova u prijenosnoj mreži, realizacija CBT mehanizma osigurava transparentnost svih transakcija i omogućuje efikasnije korištenje prijenosne mreže s aspekta korištenja postojećih prijenosnih kapaciteta, kao i uočavanja mjesta potencijalnih zagušenja i prikupljanja sredstava za njihovo pravodobno otklanjanje. 6. NAKNADE ZA PREKOGRANIČNI PRIJENOS U HRVATSKOM OKRUŽENJU U ovakvom obliku opisani princip naknada za prekogranični prijenos je na snazi od. siječnja, 2003. godine, a danas se koristi na prostoru Austrije, Belgije, Francuske, Njemačke, Italije, Nizozemske, Portugala, Španjolske, Švicarske, Luksemburga, Češke, Slovenije, Grčke, Mađarske, Poljske i Slovačke. Hrvatska je pokrenula inicijativu za članstvo u ETSO-u, ali je realizacija te inicijative još u tijeku. ETSO administratori za obračun naknada za prekogranični prijenos su ETRANS i RWE. 27. ožujka, 2003. godine na sastanku u Ateni donesena je odluka udruženja operatora sustava jugoistočne Europe (SETSO) o uvođenju mehanizma naknada za prekogranični prijenos (CBT) i na području jugoistočne Europe [3]. Na temelju ETSO preporuka od. siječnja, 2004. godine uveden je probni šestomjesečni rad SETSO CBT mehanizma, bez stvarnih plaćanja naknada temeljen na ETSO CBT principima iz 2003. godine. Budući da su u međuvremenu dorađena ETSO CBT pravila i da su različite jedinične cijene opreme, očito je da ETSO i SETSO CBT mehanizmi nisu jednaki, što bi UCTE rekonekcijom moglo uzrokovati dodatne poteškoće trgovcima i operatorima sustava. Područje jugoistočne Europe podijeljeno je na tri područja s aspekta pristupa obračunavanju CBT-a. Prvi dio podrazumijeva Sloveniju, Mađarsku i Grčku kao punopravne članice ETSO-a i prema tome obračunavaju CBT. Drugu grupu čine Hrvatska i dio BiH u I. sinkronoj zoni UCTE-a koje nisu članice ETSO CBT mehanizma, niti mogu fizički sudjelovati u SETSO CBT mehanizmu, jer nisu u sinkronom pogonu s ostatkom jugoistočne Europe. Treće područje čine BiH (II. sinkrona zona), Srbija, Crna Gora, Makedonija, Rumunjska, Bugarska i Albanija (neriješen status jer nije član UCTE-a). S obzirom na vrijeme realizacije postupka ponovnog povezivanja II. sinkrone zone na ostatak mreže UCTE-a, nije moguće predvidjeti stanja razmjena i tržišnih transakcija. Štoviše, od razdvajanja ovog područja na dvije sinkrone zone prije 3 godina mnogi tehnički, organizacijski, zakonodavni, gospodarski i sl. uvjeti u okruženju su se promijenili, stoga je teško na temelju povijesnih
6 podataka alocirati karakteristične prijenosne kapacitete. Usprkos tome procijenjeni su iznosi naknada za prekogranični prijenos na području II. sinkrone zone UCTE-a. Za ilustraciju je u tablici 3 prikazana usporedba troškova prekograničnog prijenosa i pripadnih tranzita za područja ETSO i SETSO zemalja za 2002. godinu, pri čemu je potrebno naznačiti da su korištene različite jedinične cijene opreme pri izračunu ESTO i SETSO vrijednosti. Tablica 3. Usporedba ukupnih troškova prekograničnog prijenosa, troškova horizontalne mreže i iznosa tranzita za područja ESTO-a i SETSO-a za 2002. godinu Jedinica ETSO SETSO Ukupni troškovi prekograničnog prijenosa M 242.82 24.3 Ukupni troškovi horizontalne mreže (HN) M 3869.68 430.99 Ukupni troškovi / Ukupni troškovi HN % 6.27 5.64 Ukupni troškovi prekograničnog prijenosa M 242.82 24.3 Tranzit TWh 00.59 8.79 Ukupni troškovi / Tranzit M /MWh 2.4 2.77 Iz tablice 3 očito je su naknade za prekogranični prijenos u okviru ETSO mehanizma za 2002. godinu iznosile ukupno oko 242 milijuna. Iz tablice 3 uočava se ista razina omjera ukupnih troškova prekograničnog prijenosa i ukupnih troškova horizontalne mreže na području ETSO i SETSO (6.27% i 5.64%), odnosno istu razinu omjera ukupnih troškova prekograničnog prijenosa i ukupnih tranzita (2.4% i 2.77%). S obzirom na činjenicu da Hrvatska još uvijek ne sudjeluje u CBT mehanizmu, naknade za prekogranični prijenos prikupljaju se na temelju ugovorenih bilateralnih transakcija, čime dio transakcija zbog nemogućnosti identifikacije ostaje nenaplaćen. Razlog tome je dijelom u kružnim tokovima snaga, a dijelom u nemogućnosti nadzora odstupanja stvarnih od ugovorenih tokova snaga u okruženju. S obzirom na procjene da naknade za prekogranični prijenos u Hrvatskoj mogu sudjelovati s 5% do 5% u ukupnoj naknadi za prijenos ovisno o realiziranom tranzitu te da će razina tranzita vjerojatno porasti priključenjem II. sinkrone zone UCTE-a, očito je vrlo važno što prije razriješiti trenutno stanje i uvesti CBT pravila u hrvatski elektroenergetski sustav, jer je dugoročno to jedino rješenje. Princip poštanske marke koji vrijedi za obračun prekograničnog prijenosa je vrlo povoljan za hrvatski sustav zbog povoljnog oblika kojim se obuhvaćaju mnoge regionalne transakcije, dok su istodobno magistralni prijenosni vodovi relativno kratki. 7. ZAKLJUČAK Naknade za prekogranični prijenos definiraju se kao prosječni troškovi europskog prijenosnog sustava nastale ostvarenjem svih prekograničnih transakcija u razmatranoj mreži. Sredstva prikupljena ovim mehanizmom preraspodjeljuju se među operatorima sustava u funkciji satno mjerenih tokova snaga preko međudržavnih poveznica susjednih zemalja. Operatori sustava zemalja članica ETSO-a cjelokupni postupak određivanja naknada provode u tri sukcesivna koraka: ) definiranjem tzv. horizontalne mreže, 2) izračunom ukupnih troškova horizontalne mreže i 3) izračunom očekivanog iznosa naknade primjenom ETSO metode. Na kraju svakog obračunskog razdoblja određuje se razlika između najavljenih (programiranih) i realiziranih razmjena te se razlika prenosi u slijedeće obračunsko razdoblje. Preporuka Europske komisije i Europskog udruženja regulatora je da se prikupljeni iznosi od CBT mehanizma koriste za smanjenje interne tarife za prijenos, a ne za izgradnju prijenosne mreže, budući da ne daje jasne signale za dogradnju prijenosne mreže. U ovom radu iznose se osnove određivanja i naplaćivanja troškova prekograničnog prijenosa koje se koriste u zemljama članicama ETSO mehanizma. Važan zadatak hrvatskog operatora sustava je što hitnije ispunjenje uvjeta pristupa ETSO udruženju u cilju efikasnijeg upravljanja prijenosnom mrežom s tehničkog i financijskog aspekta. U protivnom je postupak praćenja, upravljanja i naplate prekograničnih transakcija znatno manje pregledan i isplativ. LITERATURA [] ETSO: ''Cross-border tariffs for the Internal Market of Electricity in Europe'', 2000 [2] ETSO: ''CBT mechanism 2004'', 2004 [3] ETSO: '' Operational proposal on CBT mechanism in South-East Euorpe region'', 2003 [4] ETSO approval for new CBT system for 2003