Finalni izvještaj o konceptu za reformu sistema poticaja ... · Tabela 16: Vjetroelektrane identifikovane u Okvirnoj energetskoj strategiji BiH do 2035..... 99. GIZ – “Finalni

Finalni izvještaj o konceptu za reformu sistema

poticaja za obnovljive izvore energije u Bosni i

Hercegovini (faze A)

Septembar 2018.

Članovi Radne grupe / podgrupe za reformu sistema poticaja za OIE u Bosni i Hercegovini:

GIZ – “Finalni izvještaj o konceptu za reformu sistema poticaja za obnovljive izvore energije u BiH (faze A)” Str. ii

Sadržaj

1 SAŽETAK ....................................................................................................................... 6

2 UVOD .......................................................................................................................... 11

3 ELEKTRIČNA ENERGIJA I OBNOVLJIVA ENERGIJA U BIH .................................................... 13

3.1 Elektroenergetski sektor u BiH 13

3.2 Sektor obnovljive energije u BiH 16

3.3 Potencijal obnovljive energije i cijena razvoja 19

4 SHEME POTICAJA ZA OBNOVLJIVE IZVORE ENERGIJE ....................................................... 33

4.1 Vodeći principi odabira sheme poticaja 33

4.2 Sheme poticaja za obnovljive izvore energije 34

4.3 Pregled buduće sheme poticaja u Bosni i Hercegovini 40

4.4 Rasprava o ključnim parametrima sheme poticaja 44

5 PREPORUKA ODABRANIH OPCIJA SHEMA POTICAJA .......................................................... 86

5.1 Velike instalacije 86

5.2 Male instalacije 87

6 PREGLED FAZE B .......................................................................................................... 89

7 PRILOZI ...................................................................................................................... 91

PRILOG A: INSTITUCIJE ODGOVORNE ZA ELEKTROENERGETSKI SEKTOR U BIH ................................ 91

PRILOG B: METODOLOGIJA ZA PROCJENU TROŠKOVA .................................................................... 94

PRILOG C: KRIVULJE POTENCIJALA OIE PO TEHNOLOGIJAMA U BIH ................................................ 99

PRILOG D: KATEGORIJE TEHNOLOGIJA OIE ................................................................................ 110

PRILOG E: ADMINISTRATIVNI TROŠKOVI ................................................................................... 112

GIZ – “Finalni izvještaj o konceptu za reformu sistema poticaja za obnovljive izvore energije u BiH (faze A)” Str. iii

Lista slika

Slika 1: Krivulje potencijala obnovljivih izvora energije za BiH ...................................................................... 20 Slika 2: Cijene izračunate kao prosječne za period 2014-2016 ....................................................................... 22 Slika 3: Ciljevi za OIE zasnovani na kapacitetima za BiH do 2030.g. ................................................................. 22 Slika 4: Dvogodišnji ciljevi svakog OIE .................................................................................................. 23 Slika 5: Faktori kapaciteta za svaki OIE ................................................................................................. 23 Slika 6: Procjena troškova direktnog poticaja i stepena poticaja - Vjetar............................................................ 24 Slika 7: Procjena troškova direktnog poticaja i stepena poticaja – Male hidroelektrane (MHE) ................................. 25 Slika 8: Procjena troškova direktnog poticaja i stepena poticaja – Velika solarna postrojenja ................................... 26 Slika 9: Procjena troškova direktnog poticaja i stepena poticaja – Rezidencijalne solarne elektrane ............................ 27 Slika 10: Procjena troškova direktnog poticaja i stepena poticaja - Biomasa ....................................................... 28 Slika 11: Procjena troškova direktnog poticaja i stepena poticaja - Biogas ......................................................... 29 Slika 12: Ukupna cijena poticaja za vjetroelektrane po tržišno ekvivalentnim zamjenama cijena godišnje ..................... 30 Slika 13: Ukupna cijena poticaja za vjetroelektrane po scenariju promjene cijene (stabilna/povećava se/smanjuje se za 1% godišnje) .................................................................................................................................... 30 Slika 14: Poticaj OIE u Evropskoj uniji danas (velike instalacije), Izvor: res-legal.eu / DNV GL .................................. 38 Slika 15: Pregled stepena poticaja za vjetroelektrane ................................................................................. 38 Slika 16: Pregled stepena poticaja solarnih elektrana ................................................................................. 39 Slika 17: Pregled stepena poticaja za biomasu ......................................................................................... 39 Slika 18: Pregled stepena poticaja za hidroelektrane ................................................................................ 40 Slika 19: Pregled shema poticaja za velike instalacije OIE u EU ...................................................................... 41 Slika 20: Pregled shema poticaja za male instalacije OIE u EU ........................................................................ 41 Slika 21: Pregled opcija sheme poticaja za BiH ......................................................................................... 42 Slika 22: Pregled shema poticaja za velike instalacije ................................................................................. 45 Slika 23: Pregled shema poticaja za male instalacije ................................................................................... 45 Slika 24: Primjer fiksnog FIP-a sa gornjom i donjom cijenom: španska shema za vjetroenergiju / Izvor: DNV GL ............. 47 Slika 25: Primjer fluktuirajućeg FIP-a: njemačka shema (od 2014.g.) – prosječno postrojenje na lijevoj strani, postrojenje na dobroj lokaciji u sredini, postrojenje na lošoj lokaciji na desnoj strani / Izvor: DNV GL........................................... 48 Slika 26: Prijedlog dizajna fiksne FIP za BiH sa referentnom cijenom zavisnom od vremena .................................... 50 Slika 27: Nivoi poticaja s odvojenim i zajedničkim krivuljama ....................................................................... 51 Slika 28: Rezultati aukcija u odabranim zemljama Južne Amerike ................................................................... 54 Slika 29: RE Rezultati aukcije u odabranim zemljama članicama EU ................................................................ 55 Slika 30: Koncept regulisanja sheme poticaja „breathing lid“ u Njemačkoj ......................................................... 56 Slika 31: : Mogućnost oblikovanja aukcije............................................................................................... 57 Slika 32: Preporučeni dizajn aukcije ..................................................................................................... 64 Slika 33: Ilustracija pristupa za procjenu troškova poticaja .......................................................................... 94 Slika 34: Ilustracija krivulje potencijala OIE ............................................................................................ 95 Slika 35: Pregled procjene troškova ..................................................................................................... 97 Slika 36: Krivulja potencijala za vjetroenergiju u poređenju sa drugim studijama potecijala ................................... 101 Slika 37: Krivulja potencijala za male hidroelektrane u poređenju sa drugim studijama potecijala ........................... 102 Slika 38: Krivulja potencijala za velika solarna postrojenja u poređenju sa drugim studijama potecijala ..................... 104 Slika 39: Krivulja potencijala za solarna postrojenja na stambenim objektima u poređenju sa drugim studijama potecijala ............................................................................................................................................. 105 Slika 40: Komparacija tehničkog potencijala i limitiranog ekonomskog potencijala za biomasu i biogasna postrojenja .... 107 Slika 41: Utvrđivanje preliminarnih ciljeva 2030 .................................................................................... 109 Slika 42: Postizanje ciljeva .............................................................................................................. 109

GIZ – “Finalni izvještaj o konceptu za reformu sistema poticaja za obnovljive izvore energije u BiH (faze A)” Str. iv

Lista tabela

Tabela 1: Pregled stanja liberalizacije tržišta električne energije u BiH ............................................................. 16 Tabela 2: Indikativni ciljevi OIE za BiH 2030. ......................................................................................... 21 Tabela 3: Struktura rizika za proizvođače OIE.......................................................................................... 48 Tabela 4: Pregled rizika proizvođača OIE ............................................................................................... 52 Tabela 5: Aukcija za solarne elektrane velikih razmjera .............................................................................. 66 Tabela 6: Opcija 1 za oblikovanje aukcije za hidroenergetske instalacije srednjih razmjera...................................... 67 Tabela 7: Opcija 2 za oblikovanje aukcije za hidroenergetske instalacije srednjih razmjera...................................... 67 Tabela 8: Opcije za sheme poticaja za vjetroelektrane u BiH ......................................................................... 69 Tabela 9: Uporedna ocjena opcija aukcija ............................................................................................... 73 Tabela 10: Potencijalne kategorije za poticaj biomase i biogasa ..................................................................... 74 Tabela 11: Opcije za određivanje FIT parametara poticaja za BiH (male instalacije) .............................................. 76 Tabela 12: Relevantni porezi (entitetski nivo) ......................................................................................... 79 Tabela 13: Pregled preporučenih opcija sheme poticaja .............................................................................. 88 Tabela 14: Aktivnosti previđene za Fazu B ............................................................................................. 90 Tabela 15: Analizirani izvori podataka .................................................................................................. 96 Tabela 16: Vjetroelektrane identifikovane u Okvirnoj energetskoj strategiji BiH do 2035 ........................................ 99

GIZ – “Finalni izvještaj o konceptu za reformu sistema poticaja za obnovljive izvore energije u BiH (faze A)” Str. v

Skraćenice

APOIE Akcioni Plan za Obnovljive Izvore Energije

BIH Bosna i Hercegovina

CfD Ugovor za razlike

DAM Tržište Dan Unaprijed

DP Distribuirana proizvodnja

EEP Evropski ekonomski prostor

EU Europska unija

FBiH Federacija Bosne i Hercegovine

FIT Feed-in tarifa

FIP Feed-in premija

FV Fotonaponski

GP Garancija porijekla

IDM Unutar Dnevno Tržište

IPP Samostalni proizvođač energije

KPOIE Krivulja potencijala obnovljivih izvora energije

MFI Međunarodne finansijske institutcije

NCEE Nivelirana cijena električne energije

OIE Obnovljivi izvori energije

OIE-E Obnovljivi izvori električne energije

OIEiEK Obnovljivi Izvori Energije i Efikasna Kogeneracija

RG Radna Grupa

RS Republika Srpska

SAIDI Indeks prosječnog trajanja prekida u sistemu

SN Sigurnost napajanja

TF Operativna podgrupa

ZC Zeleni certifikati

6

1 SAŽETAK

Ovaj izvještaj iznosi koncept reforme postojećeg sistema poticaja za obnovljive izvore energije u Bosni i

Hercegovini (BiH). Koncept je razvila međuresorna radna grupa (RG), koja predstavlja različite administrativne i

političke organe u BiH koji će biti odgovorni za provedbu svih elemenata nove sheme poticaja OIE tokom cijelog

procesa. Rad RG prate i podržavaju GIZ ProRE i stručnjaci iz DNV GL., svako u okviru svojih nadležnosti Koncept

se zasniva na detaljnoj analizi opcija sheme poticaja za OIE. Uzimajući u obzir potencijal BiH u sferi OIE, te

regulatorne okolnosti, opcije sheme poticaja ocijenjene su primjenom tri glavna kriterija: troškovna efikasnost,

efektivnost u ostvarivanju ciljeva i praktičnost.

U Akcionom planu za obnovljive izvore energije u BiH (koji je urađen na bazi Akcionih Planova za OIE u FBiH i u

RS) se promovirapovećano korištenje obnovljivih izvora energije (OIE) s ciljem povećanja njihovog udjela na 40%

od finalne potrošnje energije za 2020. godinu (sa 34% u 2009. g.). U fokusu ekspanzije obnovljivih izvora energije

je energetski sektor. Trenutno se nadležne institucije u BiH bave procesom postavljanja ciljeva u oblasti OIE za

2030.g. Kao potpisnica Ugovora o uspostavi Energetske zajednice, BiH je formalno dužna primijeniti regulatorni

okvir Evropske unije (EU) za energetski sektor te je uspješno implementirala osnovne principe sigurnosti

snabdjevanja, konkurencije i održivosti. Iako su ostvareni prvi koraci ka liberalizaciji vertikalno integrisanog

elektroenergetskog sektora, veleprodajno tržište električnom energijom u BiH još uvijek nije uspostavljeno.

Njegova uspostava se očekuje u narednim godinama.

Što se tiče istorije korišćenja OIE u elektroenergetskom sektoru, u BiH postoji duga i uspešna tradicija korištenja

hidro energije za proizvodnju električne energije. Nedavno su se institucije u BiH nadležne za promociju i razvoj

sektora OIE (pre svih Vlade entiteta u BiH, tj. Federacije BiH, Republike Srpske i Distrikta Brčko) počele aktivno

angažovati na promociji OIE. Kao rezultat toga, značajno je proširena proizvodnja električne energije iz OIE u

smislu malih postrojenja. Trenutno se kao mehanizam poticaja u Federaciji Bosne i Hercegovine (FBiH) i Republici

Srpskoj (RS) koriste feed-in tarife (FIT) u kombinaciji s godišnjim kvotama (tj. ograničenjima kapaciteta).

Republika Srpska je kao opciju uvela i feed-in premije (FIP), dok u Brčko distriktu BiH ne postoji sistem poticaja

za OIE. Izvan sistema poticaja, proizvodnja električne energije iz obnovljivih izvora može se nadoknaditi na

osnovu referentne cijene koju određuju Regulatorne komisije oba Entiteta, pod uslovom da su ti proizvodni

kapaciteti unutar kvota definisanih entitetskim akcionim planovima za OIE..

Kao dio rada na konceptu, RG je napravila procjenu potencijala OIE u BiH i povezane troškove poticaja. Pregled

koji slijedi prikazuje očekivane (minimalne) konkretne potrebe poticaja za tehnologije OIE u BiH analizirane u

ovom projektu1. Vrijednosti se prikazuju za baznu godinu 2025, uz procijenjenu vrijednost buduće cijene na

veleprodajnom tržištu Bosne i Hercegovine. Poseban trošak poticaja za pojedina;nu tehnologiju OIE je razlika

između prethodne i posljednje vrijednosti.

1Ukupna cijena poticaja ovisi o cilju za 2030.g. (još neodređeno). U izvještaju se daje procjena koja se zasniva na indikativnom cilju.

7

Konkretni nivoi poticaja OIE (bazna godina 2025.)

Kreatori politike u BiH zalažu se za reformu sistema poticaja kojom bi se zaustavio njen sve veći trošak, posebno

dovodeći u pitanje primjenu FIT-a. Široko primjenjivan u cijeloj Evropi prije deset godina, FIT se danas smatra

djelotvornim, ali ne i ekonomičnim instrumentom za poticaj OIE. Pored toga, upotreba FIT-a nije u skladu s ciljem

integracije OIE u tržišta elektri;ne energije, koji će postati relevantan za BiH u budućem tržišno zasnovanom

elektroenergetskom sektoru. U uslovima organizovanog veleprodajnog tržišta električnom energijom, velike

instalacije OIE bi trebale prodavati svoju električnu energiju na tržištu, uz poticaj dodan na tržišne prihode.

Osnovno obrazloženje ove politike je poboljšana operativna efikasnost postrojenja za OIE i čitavog

elektroenergetskog sektora, zbog poboljšane usklađenosti ponude i potražnje.

Analiza sheme poticaja zasnovana je na ekonomskoj opravdanosti i empirijskim dokazima iz prakse zemalja EU i

šire. Važno je napraviti razliku između velikih i malih instalacija OIE, s preciznom kategorizacijom koja će se u

narednoj fazi (faza B) definisati. Regulativa EU sva postrojenja OIE iznad 500 kW klasificira kao velika, uz

mogućnost dase propisima države članice definišu i niže granične vrednosti. Takođe, po EU regulativi sistemi

poticaja za velike instalacije OIE se moraju zasnivati na tržištu. Obično, poticaj ima oblik feed-in premije (FIP), tj.

premije koja se plaća kao dodatak na ostvareni prihod od prodaje električne energije. Dok se za neke OIE

tehnologije FIP još uvijek administrativno određuju, mnoge zemlje članice EU su uvele određivanje FIP na bazi

aukcija. Način organizacije aukcija za OIE ostavlja znatan stepen slobode u pogledu pretkvalifikacija za

sudjelovanje, opsega aukcije u smislu tehnologije, kapaciteta i geografske raspodjele, pravila o cijenama i kaznenih

odredbi za izostanak implementacije OIE postrojenja nakon uspješne ponude na aukciji. Većina država članica EU

koristi tehnološki specifične aukcije na nacionalnom ili regionalnom nivou s pravilom određivanja cijene po

principu „pay-as-bid” (plaćanje ponuđene cijene), koje su otvorene za sudjelovanje unaprijed kvalificiranih

ponuđača (sa znatnim razlikama između država u pogledu strogosti kriterija predkvalifikacije). U nekim zemljama

seprimenjuju aukcije specifične za određenu lokaciju, s nekoliko predhodnih koraka u razvoju projekata koje

poduzima aukcionar. Iskustva iz zemalja EU i Latinske Amerike pokazuju da su aukcije u cjelini uspješne u

smanjenju troškova poticaja.

Na osnovu gore navedene analize, RG je izradila preporuke opcije za sheme poticaja za velike instalacije kao što

je prikazano na donjoj slici (objašnjenja o građanskoj energiji navedena su na kraju ovog sažetka).

38.87 38.87 38.87 38.87 38.87 38.87

27.5154.52 54.35

41.13

83.97111.13

66.38

93.40 93.2280.00

122.84

150.00

0

20

40

60

80

100

120

140

160

Vjetar Malehidroelektrane

Solarna energija Biomasa RezidencijalniPV

Biogas

Cijena Trošak poticaja

8

Ključni elementi obuhvataju slijedeće:

• Za velike instalacije u BiH preporučuje se da postanu predmetom poticaja zasnovanog na FIP-u. Za

prijelazni period koji prethodi uspostavi unutar dana (intra day) i dan unaprijed (day ahead) tržišta

električne energije, RG preporučuje uvođenje nove, fleksibilne referentne cijene na bazi Metodologije

definisane od strane Regulatornih komisija. Referentna cijena bi trebala odražavati dnevnu i sezonsku i

dnevnu potražnju za električnom energijom kroz odgovarajuću „simuliranu“ veleprodajnu tržišnu cijenu.

• Što se tiče određivanja parametara shema poticaja, Radna grupa je odabrala diferencirani pristup,

preporučujući administrativne ili aukcijske postavke parametara poticaja, ovisno od odgovarajućeg

potencijala OIE i njihove tehnološke raznolikosti.

o U slučaju velikih solarnih elektrana, preporučuju se dvogodišnje aukcije na entitetskom nivou,

uz tipično ograničenje od oko 30 MW (u skladu s ukupnim ciljem razvoja solarne energije).

Aukcija bi trebala biti otvorena za ponuđače koji su prethodno kvalificirani na osnovu izrađenog

projektnog plana i/ili prikupljenih dozvola. Ponude trebaju biti ograničene u smislu

maksimalnog kapaciteta.

o Za hidroelektrane se preporučuje postavljanje parametara sheme poticaja zasnovanim na

aukciji. Treba razmotriti dvije moguće opcije:

▪ Prva opcija (slično velikim solarnim elektranama): dvogodišnje aukcije na entitetskom

nivou, s tipičnim ograničenjem od oko 50 MW i gornjom granicom ponuda od oko 4-6

MW. Aukcije bi trebale biti otvorene svim ponuđačima koji su prethodno kvalificirani

na osnovu izrađenog projektnog plana i/ili sa prikupljenim dozvolama.

▪ Druga opcija: aukcije za određenu lokaciju i zasnovane na projektima koje će unaprijed

razviti aukcionar. One su pogodne u slučaju izrazite raznolikosti troškova projekta i

ograničenih administrativnih troškova za implementaciju.

o U slučaju vjetroelektrana, za razmatranje se preporučuju dvije opcije:

▪ administrativne postavke parametara sheme poticaja od strane eksperata (posebno ako

nadležne institucije smatraju da je regionalni potencijal vjetra premalen da bi opravdao

administrativni napor za uvođenje aukcija).

▪ dvogodišnje aukcije na entitetskom nivou, s tipičnim ograničenjem od oko 50 MW i

gornjom granicom za ponude od oko 5 MW. Aukcija bi trebala biti otvorena za sve

ponuđače koji su prethodno kvalificirani na osnovu izrađenog projektnog plana i/ili

prikupljenih dozvola.

Tehnologije Određivanje parametra Shema poticaja Proizvođač (tip)

Na osnovu aukcije

Na administrativnoj/stručnoj

osnovi

Feed-in premije

Poreske olakšice

Kom

erc

ijaln

a

prim

jena

Gra

đanska

energ

ija

9

o U slučaju biomase i biogasa, preporučuje se korištenje administrativnih postavki parametara

sheme poticaja, na osnovu periodičnih revizija parametara (godišnje, ili češće) od strane

imenovanog stručnog panela.

Za male instalacije, zemlje članice u cijeloj EU primjenjuju FIT, uzimajući u obzir prepreku sudjelovanja na tržištu

zbog visokih troškova tržišnih transakcija. U novije vrijeme, neke od zemalja članica EU su dodatno uvele

određene sheme poticaja za proizvođače-potrošače (tzv. prosumere2), tj. male proizvođače OIE koji prvenstveno

proizvode električnu energiju za sopstvene potrebe. Ova shema poticaja poznata kao neto mjerenje/neto obračun

odnosi se na mandatnu praksu da se kompenzuje višak proizvodnje električne energije koji prosumeri injektiraju

u mrežu u formi energetskog ili finansijskog depozita koji se koristi za pokrivanjenjihovih potreba za električnom

energijom u doba nedovoljne proizvodnje u svrhu samopotrošnje. U slučaju neto mjerenja, naknada je fizička, tj.

fakturiše se samo neto potrošnja električne energije (u osnovi, to znači da se višak električne energije plaća po

maloprodajnoj cijeni). U slučaju neto obračuna, kompenzacija je monetarna, s navedenim pravilom određivanja

cijene. Pored nadoknade za energiju, u slučaju primjene sheme poticaja putem neto mjerenja ili neto obračuna

treba definisati i naknade za mrežu, takse i poreze primenjive na ove proizvošače OIE.

U skladu s postojećom evropskom i BiH praksom, RG saglasna je da se za male instalacije FIT treba nasatviti

koristiti kao standardni instrument sheme poticaja za male instalacije. Slijedeća slika daje pregled preporuka za

male instalacije.

Preporuke su detaljno predstavljene u nastvaku teksta:

• FIT karakteristične za tehnologiju trebalo bi dopuniti kvotama (tj. godišnjim granicama kapaciteta) kako

bi se usmjerila njihova ekspanzija, uz politiku “prvi po redoslijedu”, kao osnovnim pristupom alokacije

poticaja.

• Razvijene su dvije mogućnosti za administrativno određivanje parametara poticaja FIT-a:

o redovno određivanje od strane panela stručnjaka, uz eventualnu podršku vanjskih konsultanata,

o "automatsko" određivanje prema formuli koja je definisana zakonom, a kojom se povezuje

smanjenje stepena poticaja sa trendom ekspanzije određene OIE tehnologije.

• U skladu sa smjernicama Energetske Zajednice, prosumeri bi trebali imati mogućnost odabira neto

obračuna kao mjere poticaja (ostajući kvalifikovani za FIT kao alternativu).

2 Prosumeri ili „Proizvođači-potrošači“ su definirani kao potrošači električne energije koji proizvode električnu energiju za vlastite potrebe i

predaju višak proizvedene električne energije u mrežu.

Tehnologije Određivanje parametra Shema poticaja Proizvođač (tip)

Na administrativnoj/stručnoj osnovi

Feed-in tarife

Neto obračun

Poreske olakšice

Građanska energija

Mali proizvođači

Prosumeri

10

o Neto obračun odnosi se na proizvodnju električne energije iz OIE zs sopstvene potrebe

(samopotrošnja) i podrazumeva nadoknadu viška elektgrične enegije koji je injektiran u mrežu

na osnovu energetske komponente maloprodajne cijene umanjeno za troškove snabdijevača.

o Mrežne tarife za prosumere po neto-obračunu trebale bi imati značajnu komponentu mrežnog

kapaciteta a malu energetsku komponentu kako bi odrazili troškove priključenja na mrežu.

o Ukoliko se usvoji predložena mera poticaja proizvodnje električne energije iz OIE za sopstvenu

potrošnju, PDV bi trebalo da se naplaćuje samo na neto potrošnju (u okviru unapred definisanog

vremenskog perioda).

o Drugi porezi i takse trebaju se obračunavati na neto potrošnjuom u slučajevima gdje je to

primjenjivo.

Osim projekata s posebnim dodatnim vrijednostima, iznad opisane sheme trebale bi biti jedine mjere za poticaj

instalacija OIE. Dodatne vrijednosti koje – po mišljenju RG - mogu opravdati dodatni poticaj uključuju

snabdijevanje energijom (malih) zajednica i općenito prihvaćanje OIE od strane javnosti. To su takozvani projekti

građanske energije i trebaju biti podobni za poreske olakšice ukoliko je prethodno ispunjen niz uslova. Oni bi

istovremeno trebali imati pravo učestvovanja u primjenjivim shemama poticaja u skladu s komercijalnim

projektima (s vjerojatno većim pragom za male instalacije). Zakonska definicija građanske energije bit će

razvijena u sljedećoj fazi (faza B), na osnovu pravnog pojma "zadruge", kao i rezultata uporednog GIZ-ovog

projekta na tu temu. Glavni izazov za provedbu projekata građanske energije je prevladavanje investicijske

prepreke, a ne sama izvedivost projekta - izvedivost je specifična za tehnologiju slično komercijalnim projektima

istih veličina i već ciljana kroz sheme direktnog poticaja. Stoga bi, kako bi bili djelotvoran instrument poticaja,

poreske olakšice za građansku energiju trebale biti prvenstveno orijentisane na ulaganja, npr. putem prilagođenih

poreskih rabata kojima se smanjuju troškovi kupca za opremu. Predizbor je napravila RG u pogledu poreskih

rabata pogodnih za poticanje ulaganja u projekte građanske energije:

• Smanjenje PDV-a ne bi se trebalo primjenjivati (izuzev određenog slučaja neto obračuna) jer se ne mogu

prilagoditi za poticanje ulaganja.

• Poreski rabati na nekretnine ne bi se trebali koristiti radi moguće zloupotrebe, osim projekata s

imovinom visoke vrijednosti u kojima se čini da su drugi poreski rabati nedovoljni.

• Umjesto toga, carinsko-poreski rabati (u obliku smanjenja/ukidanja poreza na uvoz tehnologije za OIE)

trebali bi se primijeniti za projekte građanske energije koji zadovoljavaju skup kvalificirajućih uvjeta.

Osim toga, mogu se primijeniti rabati poreza na dobit (obično se primjenjuju na zadruge koje su jedna

važna osnova za građansku energiju).

Detalji o poreskim rabatima bit će razrađeni u narednoj fazi projekta (faza B) nakon koordinacije s poreskim

upravama Bosne i Hercegovine (npr. Uprava za indirektno oporezivanje BiH) – a na osnovu saglasnosti ključnih

političkih institucija u BiH na predloženi koncept za reviziju sistema poticaja OIE. Na osnovu dobijenih saglasnosti

i povratnih informacija predviđene su sljedeće aktivnosti u drugoj fazi:

• Izrada detaljnog koncepta reforme sheme poticaja za OIE, uključujući

o Institucionalni okvir i procesi i izrada pravilnika za mehanizam alokacije

o Nacrt dokumenata/amandmana u smislu zakonodavnog i regulatornog okvira

• Povećanje kapaciteta u pogledu novih instrumenata (npr. aukcije)

• Radionice zainteresiranih strana i javne konsultacije/ promocija reforme

Vremenski okvir za ove aktivnosti je od oktobra 2018. do septembra 2019.g.

11

2 UVOD

Obnovljivi izvori energije koristili su se za proizvodnju električne energije u Bosni i Hercegovini (BiH) decenijama.

Dok su hidroelektrane dominirale među obnovljivim izvorima energije (OIE), nedavno su odgovarajuće

instituvcije u BiH počele aktivno promovisati upotrebu i drugih tehnologija za OIE, s dosadašnjim naglaskom na

solarne elektrane, vjetar i biomasu. Kao što je navedeno u Nacionalnom akcionom planu za obnovljive izvore

energije (koji je urađen na bazi Akcionih Planova za OIE u FBiH i u RS), ciljani udio OIE u bruto finalnoj potrošnji

energije do 2020. Godine je 40%, s naglaskom na sve veću zastupljenost u energetskom sektoru3. Sa jedne strane,

trenutne politike podrške za OIE općenito su prihvaćene u BiH, dok sa druge rastu zahtjevi za reformu shema

poticaja OIE. Ti stavovi odražavaju dinamične promjene u zastupljenosti OIE širom Evrope i dalje. Uz izvanredno

širenje instalisanih kapaciteta za proizvodnju OIE na cijelom kontinentu, pojavili su se novi izazovi, uključujući

tržišnu i mrežnu integraciju obnovljivih izvora energije zbog njihove intermitentne prirode i kompleksnosti

predviđanja njihove proizvodnje. Istovremeno, poboljšanja kvaliteta i efikasnost tehnologija u protekloj dekadi

dovela su do značajnog smanjenja troškova po instalisanom kW. Većina zemalja želi iskoristiti prednosti

poboljšanja kvaliteta i efikasnosti tehnologije uvođenjem ekonomičnijih mehanizama poticaja. Slično tome,

kreatori politike u BiH žele osigurati da se troškovi za daljnju ekspanziju OIE ograniče. Pored toga, buduće sheme

poticaja moraju biti usklađene s okruženjem liberalizovanog elektroenergetskog sektora, budući da se u BiH

narednih godina planira uvesti organizirano tržišnte električne energije4.

Od početka 2018. godine, Radna grupa (RG), koja se sastoji od predstavnika nekoliko organa vlasti BiH sa

zakonskim nadležnostima u energetskom sektoru, posebno u pogledu shema poticaja za OIE, angažirana je na

razvoju koncepta reforme sheme poticaja OIE u cijeloj BiH. U njenom radu, RG podržava Njemačka društvo za

međunarodnu saradnju – GIZ (Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ)) 5. Na osnovu

saglasnosti kreatora politika BiH, rad na konceptu u fazi A pratit će provedba reforme sheme poticaja OIE u fazi

B, koja je predviđena u periodu od oktobra 2018. do septembra 2019. Postojeći sistem poticaja OIE je razvijen,

usvojen i primjenjen na nivou entiteta. Iako je trenutno predložen jedinstven komplet mjera za reviziju sistema

poticaja OIE, RG koja prezentira ovaj prijedlog je stalno imala u vidu specifične aspekte pojedinih entiteta u BiH i

predložila da se oni pažljivo obrade tokom pripreme detaljnog prijedloga u narednoj fazi projekta.

Ovaj izvještaj opisuje rezultate aktivnosti RG u fazi A. To uključuje sveobuhvatni koncept reforme sheme poticaja

OIE u BiH za velike i male instalacije, kao i preporuke za prijelazni put shema poticaja OIE u buduće organizirano

tržište električnom energijom u BiH. Za neke tehnologije OIE razvijene su alternativne opcije za novu shemu

poticaja OIE za BiH. Osim direktnih shema poticaja, diskutuje se i o potencijalnim poreznim poticajima i

aranžmanima naknada za prosumere. Pored toga, prezentiran je visok stepen preporuka za podršku projekata

građanske energije u BiH.

Opcije i preporuke zasnivaju se na sveobuhvatnoj analizi opcija projekta shema poticaja u kontekstu BiH. Osim

ekonomskih i pravnih argumenata, empirijski dokazi iz zemalja članica EU i šire navedeni su kako bi objasnili

zaključke RG. Pored toga, provedena je kvantitativna analiza troškova poticaja OIE. Sastoji se od dva dijela:

1. Troškovi direktnog poticaja, koji se procjenjuju na osnovu istraživanja potencijala OIE u BiH i na osnovu

skupa indikativnih ciljeva za OIE za 2030.g.

2. Trošakovi indirektnog poticaja, koji uključuje prvenstveno administrativne troškove, koji se procjenjuju

na osnovu prikupljenih stvarnih podataka.

3 Udio OE u sistemu grijanja i hlađenja već je relativno visok. 4 Kao potpisnica Ugovora o uspostavi Energetske zajednice, BiH je formalno obavezna da primjenjuje regulatorni okvir EU za energetski sektor

i uspješno je uvela osnovna načela sigurnosti snabdijevanja, tržišne konkurencije i održivosti. Prvi koraci prema liberalizaciji tržišta električne energije provedeni su 2016. godine. Uvođenje veleprodajnog tržišta električne energije očekuje se početkom 2020. godine.

5 Finansiralo njemačko Ministarstva za ekonomsku saradnju i razvoj (BMZ)

12

Struktura izvještaja je sljedeća:

• Poglavlje 3 pruža osnovne informacije o snabdijevanju električnom energijom i obnovljivom energijom u

BiH. Uključuje način organizacije današnjeg elektroenergetskog sektora i njegovog usporenog razvoja

prema tržišnim strukturama, pregled današnjih poticaja OIE i procjenu troškova poticaja OIE.

• Poglavlje 4 obuhvata analizu generičkih opcija sheme poticaja za OIE i dobijanje preporučenih opcija za

BiH.

• Poglavlje 5 daje procjenu preporučenih opcija za one slučajeve u kojima je odabrano više od jedne opcije

za određenu tehnologiju/veličinu.

• Poglavlje 6 predstavlja pregled planiranih aktivnosti RG u fazi B.

13

3 ELEKTRIČNA ENERGIJA I OBNOVLJIVA ENERGIJA U BIH

3.1 Elektroenergetski sektor u BiH

Bosna i Hercegovina (BiH) je država koja se sastoji od dva administrativna dijela (entiteta), Federacija Bosne i

Hercegovine (FBiH) i Republika Srpska (RS), te jednog međunarodno nadgledanog distrikta oko grada Brčkog na

sjeveru zemlje (Brčko distrikt). Administrativna struktura Bosne i Hercegovine u potpunosti se odražava u

elektroenergetskom sektoru. U skladu s tim, pravni i regulatorni okvir u elektroenergetskom sektoru BiH prilično

je složen. Na državnom nivou postoje tri glavna zakona koji regulišu ovaj sektor:

• Zakon o prijenosu, regulatoru i operatoru sistema električne energije u BiH ("Službeni glasnik BiH", broj

07/02),

• Zakon o osnivanju Kompanije za prijenos električne energije u BiH ("Službeni glasnik BiH", broj 35/04),

i

• Zakon o osnivanju Nezavisnog operatora sistema za prijenosni sistem u BiH ("Službeni glasnik BiH", broj

35/04),

i usvojeni su 2002. i 2004. godine. Pripremljen je nacrt novog zakona koji obuhvata sektore gasa i električne

energije, ali dosad se nije mogao postići konsenzus za isti. Ključne institucije na nivou BiH su Ministarstvo vanjske

trgovine i ekonomskih odnosa (MOFTER), Državna regulatorna komisija za električnu energiju (DERK),

Elektroprijenos BiH i Nezavisni Operator sistema BiH (NOS BiH).

Proizvodnja električne energije, sistem distribucije i snabdijevanja električnom energijom uređeni su

zakonodavstvom dvaju entiteta te Brčko Distrikta.

U FBiH entitetu glavne institucije su Federalno ministarstvo energije, rudarstva i industrije (FMERI) i Regulatorna

komisija za energiju u Federaciji Bosne i Hercegovine (FERK) i Operator za obnovljive izvore energije u efikasnu

kogeneraciju (Operator OIEiEK). Elektroenergetski sektor je uređen Zakonom o električnoj energiji („Službene

novine F BiH“ br. 66/13) i Zakonom o korištenju obnovljivih izvora energije i efikasne kogeneracije ("Službene

novine Federacije BiH" broj 70/13).

U RS entitetu su glavne institucije Ministarstvo industrije, energetike i rudarstva (MIER), Regulatorna komisija za energetiku RS (RERS) i Operator sistema podsticaja (OSP). Sektor električne energije uređen je Zakonom o energetici (Službeni glasnik RS, br. 49/09), Zakonom o električnoj energiji - prečišćeni tekst (Službeni glasnik RS, br. 8/08) i Zakonom o obnovljivim izvorima energije i efikasnoj kogeneraciji (Službeni glasnik Republike Srpske, broj 39/13).

Lokalna uprava Brčko Distrikta odgovorna je za provedbu Zakona o električnoj energiji Distrikta, koja je usvojena

početkom 2004. godine i izmijenjena u 2013. godini. Sa regulatornog aspekta, elektroenergetski sektor Brčko

Distrikta je u nadležnosti Državne regulatorne komisije za električnu energiju (DERK).

BiH podnijela je zahtjev da postane zemlja kandidat za članstvo u EU početkom 2016., dok je Sporazum o

stabilizaciji i pridruživanju (SSP) ratificiran 1. juna 2015. godine. Očekuje se da će usklađivanje sa

zakonodavstvom EU kroz proces pridruživanja poboljšati trenutno stanje u institucionalnom okviru zemlje.

Glavne institucije odgovorne za elektroenergetskom sektoru u BiH, kao i njihove uloge i odgovornosti, podijeljeni

po institucionalnim nivoima, prikazani su u Dodatku A.

http://www.ferk.ba/_ba/images/stories/2014/zakon-o-elektricnoj-energiji-fbih-6613-bs.pdf

http://www.ferk.ba/_ba/images/stories/2014/zakon-o-elektricnoj-energiji-fbih-6613-bs.pdf

http://www.ferk.ba/_ba/images/stories/2014/zakon-koristenje-obnovljivi-izvori-7013-bs.pdf

http://www.ferk.ba/_ba/images/stories/2014/zakon-koristenje-obnovljivi-izvori-7013-bs.pdf

14

3.1.1 Zahtjevi pravne stečevine EU acquis

Trenutno elektroenergetski sektor u BiH nije potpuno lberaliziran u praktičnom smislu. Uprkos činjenici da su

prvi koraci prema liberalizaciji tržišta napravljeni u skladu sa odrednicama Sporazuma o uspostavi Energetske

Zajednice, do danas nije uspostavljeno veleprodajno tržište električne energije, a time ne postoji ni konkurentno

maloprodajno tržište. Međutim, BiH je Ugovorna strana (US) Sporazuma o uspostavi Energetske Zajednice (EnCT),

koji nameće jasne obaveze i rokove za usvajanje, reformu i provedbu u vezi s energetskim sektorom u BiH, a

naročito razvojem njegovog tržišta i konkurentnom sredinom i okruženjem. S obzirom na održivu upotrebu

energije, Bosna i Hercegovina je dužna transponovati i provesti odabrane elemente pravne stečevine EU

prilagođene prema EnCT-u koji čine dio pravne stečevine Evropske zajednice za energetiku (EnC). To uključuje:

• Direktivu 2005/89/EZ o mjerama zaštite sigurnosti snabdijevanja električnom energijom i ulaganja u

infrastrukturu

• Direktivu 2009/72/EZ o zajedničkim pravilima za unutrašnje tržište električne energije

• Direktivu 2009/28/EZ o promociji korištenja energije iz obnovljivih izvora (RED)

Prve dvije Direktive EU - zajedno s popratnom regulativom EU - zahtijevaju od država članica da uvedu ključne

elemente tržišnog sistema snabdijevanja električnom energijom, uključujući razdvajanje proizvodnje, trgovanja,

transporta i distribucije električne energije, uspostavu tržišta električne energije na veliko i malo, kao i tržišno

zasnovanu nabavku balansirane energije.

Obnovljiva energija u okviru Poglavlja II. Ugovora o osnivanju Energetske zajednice obuhvata RED kao i dodatnu

regulativu. Ugovorne strane Energetske zajednice su se obavezale da će ostvariti obavezujuće nacionalne opšte

ciljeve za obnovljive izvore energije (kao udio u burto finalnoj potrošnji energije) i zasebni cilj od 10% obnovljivih

izvora energije (biogoriva) korištenih u transportu do 2020. godine.

Pravna stečevina Evropske unije važna je za reformu sheme poticaja OIE u BiH, budući da se njena pravila

primjenjuju na sve potpisnice EnC ugovora. Ona ima indirektne implikacije, kao u slučaju projeciranog tržišno

zasnovanog okvira elektroenergetskog sektora kao i direktne, u vezi s osnovnim pravilima za sektor OIE. Važno

je da je Europska komisija u 2014. godini objavila "Smjernice za državnu pomoći u zaštiti okoliša i energiju 2014-

2020" koje nameću korištenje shema poticaja OIE zasnovanih na tržištu, sužavajući ranije otvoreni izbor

mehanizama poticaja od strane država članica.

3.1.2 Razvoj tržišta za veletrgovinu električnom energijom

Pod okriljem Sekretarijata Energetske zajednice (EnCS) u januaru 2018. godine dovršen je projekat "Uspostava

institucionalne strukture za organizirano tržište “dan unaprijed” u Bosni i Hercegovini". Ovaj projekat predstavio

je nekoliko mogućnosti za uspostavu tržišta električne energije na veliko “dan unaprijed” (DAM) i unutar dana

(IDM) u BiH. Do sada, međutim, nijedan od prijedloga nije uspostavljen.

Važna prepreka u uspostavi veletrgovinskog tržišta električne energije u BiH je nedostatak zakonodavne

pozadine. Tržište električne energije na veliko trebalo bi biti organizirano na državnom nivou (iako je većina

struktura u elektroenergetskom sektoru na nivou entiteta), s obzirom na činjenicu da je Državna regulatorna

komisija za električnu energiju (DERK) zadužena za prekogranično trgovanje električnom energijom. Postojeći

Zakon o prijenosu, regulatoru i operatoru sistema električne energije u BiH iz 2004. godine ne daje nikakve

definicije o tržištu električne energije u BiH, osim sljedećeg teksta iz Člana 8. (Tržište):

15

"Tržište električnom energijom u Bosni i Hercegovini bit će jedinstveno, utemeljeno na slobodnom i ravnopravnom

pristupu elektroprijenosnoj mreži, na načelima reguliranog pristupa i odgovarajućim direktivama Evropske unije.

Tržište će biti otvoreno u skladu sa zakonima i propisima koji će definirati opseg, uslove i vremenski raspored

otvaranja tržišta."

Ovaj zakon je mijenjan nekoliko puta od 2004. godine, ali nijedna od izmjena nije se odnosila na tržište električne

energije. U BiH postoje tržišna pravila, a posljednja verzija je na snazi od 1.1.2016. Međutim, ta se tržišna pravila

ne odnose na veleprodajno (DAM, IDM) ili na maloprodajno tržište električne energije, već samo na mehanizam

balansiranja (debalans korisnika elektroenergetskog sistema) i balansno tržište (pružanje i sticanje pomoćnih

usluga za TSO).

Trenutno se raspravlja o prijedlogu novog Zakona o energiji u BiH koji obuhvata gas i električnu energiju, , uz

snažnu podršku Sekretarijata Energetske zajednice za neodložno usvajanje i provedbu, kako bi se postigla puna

usklađenost s trećim energetskim paketom (što je, uzgred rečeno, dio međunarodnih obaveza BiH). Predloženi

tekst novog Zakona o energiji u BiH uključuje uspostavu tržišta električne energije na veliko u BiH i Operatora

tržišta električne energije. Usvajanje predloženog Zakona o energiji u BiH će nametnuti potrebne izmjene tržišnih

pravila, odluka regulatora, entitetskog (RS/FBIH) zakonodavstva, itd., što je neophodno za regulisanje uspostave

i poslovanja tržište električne energije na veliko.

Posmatrajući cijelu regiju, može se primijetiti funkcionisanje tržišta električne energije i razmjena električne

energije u sljedećim regionalnim i susjednim državama:

▪ CroPEx – Hrvatska berza električne energije

▪ SerPEx – Srbijanska berza električne energije

▪ SeePEx – Slovenačka berza električne energije

▪ HuPEx – Mađarska berza električne energije

▪ IBEX – Bugarska berza električne energije

▪ OPCOM – Rumunska berza električne energije

CroPEx, SeePEx i IBEX zapravo su vanjske platforme za berzu električne energije, kojima upravljaju velike berze

električne energije NordPool i EPEX Spot. S aspekta likvidnosti, samo HuPEx i OPCOM su likvidne (samoodržive)

strukture tržišta električne energije. S druge strane, u Bosni i Hercegovini, uprkos prilično dobrom potencijalu za

razvoj tržišta električne energije (struktura elektroenergetskog sektora, broj učesnika, energetski višak) trenutno

nema organiziranih tržišta električne energije.

U donjoj tabeli prikazane su aktuelne funkcionalnosti, zakonska pozadina i operativni status različitih struktura

tržišta električne energije u BiH.

16

Tabela 1: Pregled stanja liberalizacije tržišta električne energije u BiH Struktura tržišta Funkcionalnost Zakonska pozadina Operator/Administrator

Mehanizam balansiranja

U funkciji od 1.1.2016. BRP registar

Tržišna pravila NOS BIH 18 BRP-a od 8.2.2018.

Registriranje učesnika na tržištu

Registriranje učesnika na tržištu, Registar MO, Ured za izdavanje kodeksa OIE

Tržišna pravila, član 9. NOS BIH – Registar učesnika na tržištu 21 učesnik od 8.2.2018. DERK – registar trgovačkih društava 26 međunar., 19 vanjska trg.

Bilateralno trgovanje

Postoji Tržišna pravila, član 16. Bilateralni ugovori Uputstvo za imenovanje “dan unaprijed”

NOS BIH za unutarnje i prekogranično trgovanje.

Tržište “dan unaprijed” (Day-

Ahead)

Ne postoji n/p n/p

Unutar dana (Intra-Day) tržište

Ne postoji n/p n/p

Tržište balansiranja

U funkciji od 1.1.2016. Tržišna pravila AS procedure

NOS BIH

3.2 Sektor obnovljive energije u BiH

Povlaštena topologijom i klimom, obnovljiva energija je decenijama korištena za proizvodnju električne energije

u BiH: 2015. godine njene hidroelektrane pokrivale su 42% potrošnje električne energije. Nacionalni akcioni plan

za korištenje obnovljive energije (APOIE) BiH (razvijen na bazi APOIE FBiH i APOIE RS) postavlja cilj od 40%

udjela obnovljivih izvora energije u bruto finalnoj potrošnji energije (svih energetskih resursa) i 10% udjela

biogoriva u transportu za 2020. godinu. Osnova za ovaj cilj je udio od 34% OIE u bruto finalnoj potrošnji energije

u 2009. godini (bazna godina). Akcioni plan za obnovljivu energiju razvijen je kao dio obaveza Bosne i Hercegovine

prema Ugovoru o Energetskoj zajednici koji je ratificiran 2006. godine. Njime se usklađuju raniji akcioni planovi

za obnovljivu energiju izrađeni na entitetskom nivou, sastavljeni prema članu 4. Zakona o korištenju obnovljivih

izvora energije i efikasne kogeneracije u FBiH, odnosno članu 10. Zakona o korištenju obnovljivih izvora energije

i efikasne kogeneracije u RS. APOIE pokriva sve aspekte planiranja politike za OIE u Federaciji Bosne i

Hercegovine (FBiH), Republici Srpskoj (RS) i Brčko distriktu. Zakonodavna i regulatorna provedba politike OIE za

elektroenergetski sektor organizirana je na entitetskim nivoima. Trenutno postoje djelotvorne sheme poticaja

OIE koje se provode samo u FBiH i RS, dok u Brčko distriktu nema odgovarajućeg zakonodavstva.

Privilegije za privilegovane proizvođače OIE u pogledu drugih proizvođača u FBiH i RS uključuju prioritet za

priključenje na mrežu, prioritet u dispečiranju (obavezan otkup proizvedene električne energije iz OIE,

zagarantovana isporuka proizvedene električne energije). FBIH koristi FIT (feed-in tarife) za poticaj OIE,dok su u

RS u primjeni i FIT i FIP. U oba entiteta sistem poticaja se finansira naknadom uvedenom za sve krajnje potrošače

električne energije. Sljedeća dva podpoglavlja skiciraju specifične sisteme poticaja OIE u FBiH i RS.

17

3.2.1 Shema poticaja OIE u Federaciji BiH

Zakonska osnova za sistem poticaja OIE sastoji se od Zakona o korištenju obnovljivih izvora energije i efikasne

kogeneracije i vladina Uredba o podsticanju proizvodnje električne energije iz OIEiEK i određivanju naknada za

podsticanje (“Službene novine Federacije BiH”, broj: 48/14). Uredbom se određuje način izračuna naknade za

poticaj i način distribucije sredstava prema kvalificiranim proizvođačima (sistem kvota, gdje se kvota odnosi na

određenu granicu kapaciteta). U njemu se utvrđuju kriteriji za utvrđivanje visine naknade za poticaj, a nadalje se

podrazumijevaju i odredbe u pogledu vremena spajanja elektrane na mrežu. Zakon o OIE uspostavio je Operatora

za obnovljive izvore energije i efikasnu kogeneraciju ("Operator za OIE") za provedbu glavnih karakteristika

sheme poticaja za OIE u FBiH, odnosno, za obaveznu kupovinu električne energije proizvedene iz OIE u okviru FIT

i pravila za dodjelu statusa potencijalnih priveligovanih proizvođača, tj. specifičnih kvota za OIE.

U okviru sheme poticaja, priveligovani proizvođač OIE (koji se navode kao "priveligovani proizvođač") uživaju u

prioritetnom otkupu i plaća im se prema tehnološki specifičnim tarifama za OIE (takozvane "garantovane cijene")

za čitavu proizvodnju u periodu od 12 godine. Kvalificiranost je ograničena godišnjim kvotama, tj. proizvođači iz

OIE moraju dobiti status "priveligovanog proizvođača električne energije" i kako bi stekli pravo na cjenovni

poticaj za proizvedenu električnu energiju prema zakonskim zahtjevima. Status potencijalnog priveligovanog

proizvođača može se steći samo ako je traženi instalisani kapacitet proizvodnje obnovljive energije unutar

dodijeljene kvote na raspolaganju za određenu vrstu tehnologije. Propisana kvota je maksimalni nivo instalisanog

kapaciteta priveligovanih proizvođača obnovljivih izvora energije čija se proizvodnja potiče, i za svaki primarni

izvor energije utvrđuje se Akcionim planom obnovljivih izvora energije Federacije BiH (APOEF). Zakon o OIE

zahtijeva da se propisane kvote dodjeljuju redoslijedom unosa projekata u Registar projekata. Sticanje statusa

potencijalnog priveligovanog proizvođača preduvjet je za predugovor o otkupu električne energije. Potencijalni

povlašteni proizvođač, definisan Zakonom o OIE, definiše se kao nositelj projekta (developer) koji je stekao taj

status na osnovu odluke Operatora za OIE i ima pravo sklopiti predugovor o obaveznom otkupu električne

energije. U svojoj prijavi nositelj projekta će dati podatke o lokaciji pogona, instalisanoj snazi, tehničkim

karakteristikama, izvoru primarne energije za proizvodnju električne energije i vremenskom okviru za izgradnju

objekta i priključenje na mrežu. Operator je dužan odlučiti o zahtjevu u roku od 30 dana od datuma podnošenja

zahtjeva.

Operator OIE koristi sredstva prikupljena od krajnjih kupaca u vidu naknade za OIE za isplatu FIT (tj. potporni

dio zagarantovane cijene), za pokriće vlastitih troškova Operatora i za pokrivanje troškova balansiranja OIE6.

Osim priveligovanih proizvođača koji ispunjavaju uvjete za FIT, mogući su i drugi oblici poticaja proizvodnje

obnovljive električne energije: kvalificirani proizvođači su proizvođači koji imaju pravo na referentnu cijenu za

proizvedenu električnu energiju, koju utvrđuje nadležna entitetska Regulatorna Komisija primjenom

odgovarajuće metodologije. Ova grupa proizvođača OIE nalazi se izvan kvote za FIT/garantovane cijene, ali

njihova dodatna proizvodnja električne energije još uvijek je u okviru ciljeva OIE utvrđenih APOEF-om entiteta.

Oni imaju pravo primiti odgovarajuću referentnu cijenu u skladu s važećim propisima o OIE. Proizvođači

električne energije iz OIE koji nemaju status priveligovanih ili kvalificiranih proizvođača su oni čija je projicirana

proizvodnja električne energije iznad definisanih granica dinamičke kvote i ciljeva OIE utvrđenih Akcionim

planom za obnovljivu energiju za određeni period. Ti proizvođači nemaju pravo na bilo kakve poticaje u skladu s

važećim zakonodavstvom za OIE.

6Usklađivanje elektroenergetskog sistema uzrokovano odstupanjima od planirane nasuprot proizvedenoj električnoj energiji instalacija u

sistemu FIT.

http://operatoroieiek.ba/wp-content/uploads/2016/03/Uredba-o-podsticanju-proizvodnje-el-iz-OIEIEK-i-odredjivanju-naknada-za-podsticanja.pdf

http://operatoroieiek.ba/wp-content/uploads/2016/03/Uredba-o-podsticanju-proizvodnje-el-iz-OIEIEK-i-odredjivanju-naknada-za-podsticanja.pdf

18

3.2.2 Shema poticaja OIE u RS

Zakonska osnova za poticaj obnovljivih izvora energije u RS je Zakon o korištenju obnovljivih izvora energije i

efikasnoj kogeneraciji u RS. Shemu poticaja za OIE provodi Operator sistema podsticaja (OSP). Provedbu sheme

poticaja OIE nadgleda Regulatorna komisija za energetiku (RERS). Postoje dva oblika sheme poticaja OIE -

tehnološki specifičan FIT i FIP, zagarantovani u periodu od 15 godina. FIP se sastoji od premije dodijeljene

privilegovanim proizvođačima OIE na referentnu cijenu, koju utvrđuje RERS.

Kako bi dobio pristup poticaju, proizvođač OIE mora dobiti certifikat za OIE i odluku o pravu na poticaj na osnovu

aplikacije podnesene RERS. Zatim Operator sistema podsticaja sklapa ugovor o otkupu električne energije po

feed-in tarifi, koja varira ovisno o veličini i tehnologiji postrojenja ili premiji. Akcioni plan za obnovljive izvore

energije RS (Akcioni plan RS), kojeg je usvojila vlada RS, definiše kvote za privilegovane proizvođače, kao i tarife.

Feed-in tarife i premije dodjeljuju se po redu podnošenja zahtjeva RERS-u, sve dok se ne popune ukupne kvote

utvrđene Akcionim planom. Treba napomenuti da se poticaj ne dodjeljuje proizvođačima koji ugrađuju polovnu

opremu u svoje postrojenje. Osnovne komponente za proizvodnju električne energije, kao što su generatori,

fotonaponski paneli, kotlovi ili turbine moraju biti novi da bi bili prihvatljivi za poticaj. Instalacije koje nisu

uspješne u dobijanju poticaja u okviru kvote za FIT ili FIP obično se plaćaju referentnom cijenom koju je odredila

RERS.

Slično kao u FBIH, shema poticaja OIE u RS finansira se naknadom za potrošnju električne energije krajnjih

potrošača.

Tabela 2: Ključni elementi sistema poticaja OIE u BIH

FBIH RS

Sheme poticaja • FIT (12 godina)

• obavezan otkup električne

energije

• smanjena cijena

umrežavanja)

• FIT/FIP (15 godina)

• otkup električne energije

• smanjena cijena umrežavanja

• smanjena cijena balansiranja

s drugim proizvođačima

energije

Kvalificiranost za poticaj • Na osnovu godišnjih kvota • Na osnovu godišnjih kvota

Finansijska osnova • Naknada koju plaćaju krajnji

potrošači

• Naknada koju plaćaju krajnji

potrošači

Organizacijski • prioritet pristupa mreži

• prioritetni dispečing

• specijalni status za mikro

postrojenja (2kW<P<23 kW)

• prioritet pristupa mreži

• specijalni status za mikro

postrojenja (2kW<P<50 kW)

3.2.3 Reforma shema poticaja OIE

Kao i druge Vlade u Evropi i šire, institucije BiH i njenih entiteta zabrinute su zbog povećanja troškova poticaja za

OIE koji su povezani s ciljevima za 2030.godinu. Danas se FIT uveliko smatra efikasnim, ali ne i ekonomičnim

instrumentom za poticaj OIE, što je jedan od razloga zbog kojih nedavno zakonodavstvo EU nameće njihovo

ukidanje za velike instalacije OIE. Pored toga, kako se BiH kreće prema u potpunosti tržišno zasnovanom

19

elektroenergetskom sektoru, integracija tržišta OIE postaje značajan cilj, tj. sudjelovanje velikih instalacija za OIE

na veleprodajnom tržištu električne energije s ciljem postizanja operativne efikasnosti. Taj se cilj ne može

uskladiti s korištenjem FIT-a kojim se isplaćuju proizvođači OIE izvan tržišta. Slijedom toga, mnoge zemlje članice

EU su proteklih godina FIT zamijenile FIP-om. Da bi se efiksano primijenile FIP, potrebno je da postoji operativno

veleoprodajno (dan unapred i unutar-dnevno) tržište električnom energijom. U BiH trenutno postoje samo

bilateralne transakcije električnom energijom unutar zemlje, a pojedini subjekti iz BiH trguju električnom

energijom na organizovanim tržištima/berzama u regionu i šire. Otuda, u periodu dok se ne uspostavi

veleoprodajno (dan unapred i untar-dnevno) tržište električnom energijom u BiH, izračun referentne cijene morat

će se poboljšati kako bi se što približnije odrazile tržišne cijene električne energije u BiH i u regionu.

Formalno, potreba za reformom sistema poticaja OIE je i posljedica članstva BiH u Energetskoj zajednici koja

zahtijeva usvajanje pravne stečevine EU za energetski sektor. Osim obaveze poticaja OIE na tržištu, smjernice EU

za 20147 godinu također snažno promovišu aukcije za OIE, iako države članice nisu formalno obavezne da ih

primjenjuju (neuvođenje moraju opravdati negativnom analizom troškova i koristi). Treba, međutim, naglasiti da

se ta pravila odnosno preporuke ne odnose na male instalacije koje FIT i dalje potiče u većini država članica, ili -

u novije vrijeme - putem neto mjerenja/obračuna za prosumere.

3.3 Potencijal obnovljive energije i cijena razvoja

Ovo poglavlje daje generalni pregled raspoloživih i tehno-ekonomski iskoristivih potencijala obnovljive energije

u BiH i troškova povezanih s njihovim razvojem. Dok BiH nastavlja s politikom širenja OIE, do sada još nisu

utvrđeni ciljevi za 2030.g. Zbog toga je RG raspravila i dogovorila indikativne ciljeve razvoja OIE do 2030.godine

kao dio rada opisanog u ovom poglavlju (vidi 3.3.1 ispod). Važno je naglasiti da ciljevi nikako nisu izrađeni kao

preporuka, nego su dati samo u svrhu izračuna: oni služe kao osnova za procjenu troškova poticaja (vidi 3.3.2).

Dodatni indirektni troškovi širenja OIE - uglavnom administrativni troškovi - procjenjuju se na osnovu podataka

o trenutnoj primjeni OIE kao i dodatnim aktivnostima povezanim s pripremom i organizacijom aukcija (vidi

3.3.3.). U ovom su dijelu prikazani osnovni rezultati, a opis osnovne metodologije i baza podataka mogu se naći u

Dodatku B, odnosno, C. Ovdje je prikazana generalna analiza koja nadopunjuje raspravu o opcijama shema

poticaja u poglavlju 4. Detaljnije procjene predviđene su u fazi B, kao osnova za određivanje parametara poticaja.

3.3.1 Potencijal i indikativni ciljevi OIE

Prvi korak kvantitativne analize je određivanje potencijala obnovljivih izvora energije. U skladu s planiranjem

razvoja OIE u BiH, u analizu su uključene sljedeće tehnologije: male i srednje hidroelektrane, solarne elektrane,

vjetroelektrane i biomasa / biogasna postrojenja. Za te tehnologije podaci i informacije o njihovoj dostupnosti i

specifičnim troškovima prikupljali su se iz više izvora:

• Strateški plan i program za razvoj energetskog sektora Federacije BiH 2009.,

• Energetska strategija Republike Srpske do 2030, 2012,

• Instrument za direktno finansiranje održivog energetskog sektora na Zapadnom Balkanu: Izgradnja

institucionalne sposobnosti, podzadatak br. 11: Analiza elektroenergetske mreže za integraciju

7 Smjernice EU o državnoj pomoći za zaštitu čoveove okoline I energetiku 2014-2020 (2014/C 200/01)

20

vjetroenergetskog sistema i savjetovanje o tržišnim pravilima; Zadatak 1: Pregled i procjena postojeće

mreže u BiH, 2011.,

• Indikativni plan razvoja proizvodnje 2018-2027, NOSBIH,

• Grijanje na bazi biomase na Zapadnom Balkanu – Mapa puta za održivi razvoj, Svjetska banka 2017,

• Procjene stručnjaka.

Da bi se saželi kvantitativni podaci, krivulje potencijala obnovljivih izvora energije (KPOIE) za BiH izvedene su za

sve tehnologije koje se analiziraju. KPOIE uključuje buduće (stvarne i potencijalne) mogućnosti proizvodnje

električne energije iz OIE za određenu tehnologijuporedane po rastu specifičnih troškova8 (tj. predstavlja

potencijalne projekte počevši od najjeftinijih do najskupljih po proizvedenom kWh električne energije). S tim u

vezi, KPOIE daje pregled raspoloživih potencijala i troškova 9. KPOIE korišteni u ovom poglavlju izračunati su

analizom odozdo prema gore („bottom-up“) za neke tehnologije (tj. projekat po projekat), te analizom literature

za ostale. Pojedinosti su navedene u Dodatku C. Rezultat je unesen u Sliku 1. Slika pokazuje da su voda i vjetar

najrasprostranjeniji i najjeftiniji izvori OIE, s normalizovanom cijenom električne energije (NCEE) najboljih

dostupnih projekata od oko 60 do 65 €/MWh. Velike solarne elektrane počinju s više od 100 €/MWh, male s više

od 160 €/MWh. Biomasa i biogas su sažeti u Slici 1, jer njihovi troškovi znatno variraju, ovisno o veličini, vrsti

tehnologije i dostupnim podlogama, a njihova KPOIE pokazuje širok raspon mogućih troškova umjesto krivulje.

Slika 1: Krivulje potencijala obnovljivih izvora energije za BiH

Kako bi se utvrdili direktni troškovi povezani s ekspanzijom obnovljivih izvora energije u BiH, potrebni su ciljevi

OIE za 2030. godinu. Radna grupa je odabrala indikativne ciljeve OIE na osnovu Okvirne energetske strategije

Bosne i Hercegovine do 2035. (konačni nacrt verzije 2017.), koji su sažeti u tabeli 3 (za pregled izvoda vidi

Dodatak B): Ovi ciljevi OIE za 2030 su definirani imajuću i vidu, između ostalog, i ciljeve za 2020 i njihovo

ostvarenje do sada. Tabela prikazuje ciljanu ukupnu godišnju proizvodnju električne energije za svaku tehnologiju

8 Specifični trošak mjeri se niveliranim troškovima električne energije (NCEE) koji uključuju kapitalne i operativne troškove po proizvedenoj

električnoj energiji [c€/kWh]. 9 Detaljnije informacije koncepta RPC-a nalaze se u Dodatku B.

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000

0

50

100

150

200

250

300

Kumulirani GWh/a

NC

EE(E

UR

/MW

h)

50° nagiba rezidencijalnog FV Velike solarne inst. Male hidroinst. Kopnene vjetroinst. Biomasa

21

OIE. U poglavlju 3.3.2 ispod, ciljevi zasnovani na proizvodnji transformirani su u ciljeve kapaciteta za daljnji

izračun (vidi Sliku 4).

Tabela 2: Indikativni ciljevi OIE za BiH 2030.

Vjetar Male/srednje

hidroelektrane

Solarne FV inst. Biomasa/-gas

GWh/a GWh/a GWh/a GWh/a

783 1209 120 155

3.3.2 Procjena direktnih troškova razvoja OIE

U ovom dijelu prikazani su rezultati procjene direktnih troškova10. Direktan trošak ili trošak direktnog poticaja

odnosi se na finansijska sredstva potrebna za poticanje proizvodnje iz OIE, koji se normalno izračunavaju kao

razlika između troška proizvodnje električne energije iz određenog resursa OIE (uključujući operativni i kapitalni

trošak) i vrijednosti električne energije na tržištu (odnosno u elektroenergetskom sistemu). Ovaj izračun

izostavlja potencijalne marže nositelja projekta i administrativne troškove koje snosi nositelj projekta ili nadležna

državna institucija, a koji se u ovom izvještaju tretiraju kao indirektni troškovi (vidi sljedeće podpoglavlje). Dakle,

direktni trošak se može tretirati kao dodatni trošak proizvodnje OIE u pogledu proizvodnje električne energije u

elektroenergetskom sistemu u postavci sa savršenom konkurencijom ("nulta stopa"). U tom smislu direktni

troškovi predstavljaju teorijski ideal troškova, a u stvarnosti oni bi se trebali posmatrati kao donja granica, jer je

vrlo teško procijeniti marže nositelja projekta. Kod administrativnog određivanja parametara sheme poticaja11

(prekomjerne) marže proizlaze iz precijenjenihi potreba za plaćanjem proizvedene električne energije iz OIE od

strane stručnjaka koji vrše određivanje parametara shema poticaja, a, u okviru aukcije koje se događaju u

okruženju nesavršene konkurencije (npr. u slučaju vrlo malog broja natjecatelja na aukciji). Obje pojave je teško

mjeriti i još teže predvidjeti, tako da se procjena direktnih troškova obično vrši na gore opisani način. Konačno,

važno je naglasiti da se – pored krivulje potencijala obnovljive energije i ciljeva prikazanih u tački 3.3.1 - procjena

troškova poticaja zasniva na nekoliko pretpostavki koje su objašnjene u nastavku.

3.3.2.1 Pretpostavke

Nakon prezentacije specifičnih troškova obnovljiva energije u gornjoj tački 3.3.1, sljedeći važan korak je procjena

vrijednosti električne energije u BiH. Kao što je objašnjeno u uvodu, da bi se procijenila osnovna vrijednost

električne energije u zemlji, obično se poziva na tržišnu cijenu. Kako to u BiH nije moguće, RG je razmatrala

različite pristupe.

• Korištenje referentnih cijena koje određuju entitetski Regulatori

• Korištenje Najviše/Osnovne cijene razmjene u regiji (HUPX)

Ove se varijable mogu shvatiti kao približne vrijednosti električne energije.

10Za opis metodološkog pristupa i odgovarajućih izvora, vidi Prilog B.

11 Za raspravu o administrativno nasuprot aukcijski zasnovanoj postavci parametara sheme poticaja, vidjeti tačku 4.4.3.

22

Slika 2: Cijene izračunate kao prosječne za period 2014-2016

Kao osnovni slučaj, RG odlučila je koristiti HUPX peak cijene (Peak Prices), jer se njihova vrijednost nalazi između

dviju referentnih cijena. Nadalje, za osnovni slučaj prihvaćeno je godišnje smanjenje od 1%. Cjenovne osjetljivosti

bit će prikazane u kasnijoj fazi kako bi se objasnio učinak napravljenog izbora.

Pretpostavka RG o ciljevima OIE opisana je u tački 3.3.1. Ovdje je pretvaranje ciljeva na osnovu proizvodnje u

ciljeve na bazi instalisanih kapaciteta prikazano u Slici 3 (apsolutne vrijednosti ciljanih instaliranih kapacitetata

za 2030). Slika prikazuje planirani napredak svake tehnologije OIE za 2030. godinu s 2018. g. kao baznom.

Rezidencijalne solarne elektrane nisu prikazane, jer se ne može odrediti stvarni cilj.

Cilj u vezi s biomasom/gasom podijeljen je na pola za svaku tehnologiju u daljnjoj analizi.

Slika 3: Ciljevi za OIE zasnovani na kapacitetima za BiH do 2030.g.

Radna grupa odlučila je da se izračuna trošak na osnovu dvogodišnjih povećanja kapaciteta OIE uslijed niske

količine dodatno potrebnih kapaciteta. Povećanja kapaciteta OIE su prikazana na Slici 4. Godina 2020. pokazuje

0

10

20

30

40

50

60

Referentna cijena uFBiH

Referentna cijena uRS

HUPX osnovna HUPX maksimalna

20

19

-20

30

cije

ne

uEU

R/M

Wh

0

50

100

150

200

250

300

350


Solarne inst. Biomasa Bioplin

MW

Bazne vrijednosti (2018) Vrijednosti za 2030.

23

najveću vrijednost, jer nacionalni okvir (koji se koristi za izradu ciljeva, vidi 3.3.1) predviđa brojne povećanja

kapaciteta OIEu 2019. i 2020. godini.

Slika 4: Dvogodišnji ciljevi svakog OIE

U svrhu pojednostavljenja, u modelu su korišteni svi nova povećanja kapaciteta OIE s jedinstvenim faktorima

kapaciteta. To uključuje širok raspon u nekim tehnologijama. Odabir, koji se zasniva na literaturnim

vrijednostima, prikazan je na Slici 5.

Slika 5: Faktori kapaciteta za svaki OIE

0

20

40

60

80

100

120

140

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

MW

Vjetar Male hidroelektrane Solarne inst. Biomasa Bioplin

31.68%

48.00%

15.57%

75.00%

12.00%

90.00%


Solarne inst. Biomasa RezidencijalniFV

Bioplin

24

3.3.2.2 Rezultati procjene troškova za troškove direktnog poticaja

Nivo poticaja za vjetroelektrane kreće se oko 65 € po MWh (vidi sliku 6), budući da smanjenje tržišnih cijena od

jednog procenta (osnovna pretpostavka) nadoknađuje razliku na skupljim lokacijama, dok poboljšanje

tehnologije (smanjenje tehnoloških troškova) dovodi do ukupnog smanjenje troškova od gotovo 20% tokom

perioda do 2030. godine, doprinoseći izgledima za stabilne troškove poticaja. Ukupni troškovi povećavaju se

prema rastućem kumulativnom cilju u MW.

Slika 6: Procjena troškova direktnog poticaja i stepena poticaja - Vjetar

Procjena troškova direktnog poticaja za male hidroelektrane (MHE) na slici 7 pokazuje da se nivo poticaja za

MHE povećava s oko 80 € na 100 € po MWh, budući da se u kasnijim godinama pojavljuju skuplje lokacije. S

obzirom da se ne očekuje poboljšanje tehnologije, nema ublažavajućeg učinka. Ukupni troškovi povećavaju se

prema rastućem kumulativnom cilju12 u MW.

12 Radna Grupa je naznačila da ova procijena može potcijeniti potrebe za poticajima zbog pojednostavljenja prosiječne cijene I prosiječnog

faktora kapaciteta. U stvarnosti, maksimum proizvodnje hidroelektrana je u proljeće kada su cijene električne energije na veletržištu niske

0 MW

100 MW

200 MW

300 MW

2M EUR

7M EUR

12M EUR

17M EUR

22M EUR

27M EUR

32M EUR

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Vjetar Kumulativni cilj u GW

Support Cost

Price

Support Level

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

per

MW

h i

n E

UR

25

Slika 7: Procjena troškova direktnog poticaja i stepena poticaja – Male hidroelektrane (MHE)

U slučaju velikih solarnih elektrana (vidi sliku 8), stepen poticaja se smanjuje sa oko 100 € na oko 90 € po MWh,

uglavnom zbog uticaja smanjenja troškova za nove lokacije jer poboljšanje tehnologije od 2% godišnje dovodi do

ukupnog smanjenja troškova od gotovo 20% do 2030. godine. Ukupni troškovi povećavaju se prema rastućem

kumulativnom cilju13 u MW.

(dijelom kao povratni efekat). Preciznija procijena potreba za poticajima zahtijeva podatke o profilima tipične hidrološke proizvodnje što je

planirano za Fazu B. 13 Korištenjem jedinstvene NCEE vrijednosti od 90€/MWh, sveukupni troškovi poticaja se smanjuju za 22%, eliminirajući gornji NCEE opsijeg

između 105€ i 137€ po MWh

0 MW

100 MW

200 MW

300 MW

2M EUR

7M EUR

12M EUR

17M EUR

22M EUR

27M EUR

32M EUR

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

SHPP Kumulativni cilj u MW

Support Cost

Price

Support Level

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

per

MW

h i

n E

UR

26

Slika 8: Procjena troškova direktnog poticaja i stepena poticaja – Velika solarna postrojenja

Kao što je već naglašeno, specifični troškovi rezidencijalnih solarnih elektrana su visoki (vidi sliku 9), tako da

se potreban stepen poticaja smanjuje sa oko 135 € na oko 110 € po MWh, uglavnom zbog uticaja smanjenja

troškova za nove lokacije jer poboljšanje tehnologije od 2% godišnje dovodi do ukupnog smanjenja troškova od

gotovo 20% do 2030. godine. Također, nivo poticaja je viši u uporedbi s velikim solarnim instalacijama, jer se

pretpostavlja manji faktor kapaciteta. Ukupni troškovi povećavaju se prema rastućem kumulativnom cilju u MW

koji se, za razliku od ostalih tehnologija, povećava svake godine. To odgovara pretpostavci administrativno

postavljenih ciljeva.

0 MW

100 MW

200 MW

300 MW

2M EUR

7M EUR

12M EUR

17M EUR

22M EUR

27M EUR

32M EUR

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Solarne inst. Kumulativni cilj u MW

Support Cost

Price

Support Level

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

per

MW

h i

n E

UR

27

Slika 9: Procjena troškova direktnog poticaja i stepena poticaja – Rezidencijalne solarne elektrane

Biomasa i biogasna postrojenja pokazuju širok raspon specifičnih troškova poticaja, kao što je već ranije rečeno.

Ovdje se procjena odnosi na donju granicu potrebnog poticaja: U slučaju biomase (vidi sliku 10), stepen poticaja

ostaje stabilan zbog činjenice da je očekivano poboljšanje tehnologije do 2030. godine relativno nisko, dok će se s

druge strane, povećati troškovi za rad i održavanje i biomasu, koji imaju veći udio u NCEE nego u drugim

tehnologijama. Međutim, troškovi poticaja u velikoj mjeri ovise o veličini projekta, budućim troškovima biomase

i stepenu iskorištavanja toplote. Zato troškovi poticaja mogu u konkretnom slučaju porasti iznad 80 €/MWh.

Ukupni troškovi povećavaju se prema rastućem kumulativnom cilju u MW. Treba imati na umu da su okvirni ciljevi

podijeljeni između biomase i biogasa na jednake dijelove.

0 MW

100 MW

200 MW

300 MW

2M EUR

7M EUR

12M EUR

17M EUR

22M EUR

27M EUR

32M EUR

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Rezidencijalni FV Kumulativni cilj u MW

Support Cost

Price

Support Level

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

per

MW

h i

n E

UR

28

Slika 10: Procjena troškova direktnog poticaja i stepena poticaja - Biomasa

Biogas je najskuplji izvor OIE analiziran u ovom poglavlju (vidi Sliku 11): Stepen poticaja i dalje je stabilan, s

obzirom da je očekivano poboljšanje tehnologije do 2030. godine relativno nisko, dok će s druge strane porasti

troškovi za rad i održavanje i biomasu koji imaju veći udio u NCEE nego kod drugih tehnologija. Ako mala biogasna

postrojenja (stajsko đubrivo) trebaju biti podržana zbog specifičnih političkih razloga (okolišni, ruralni razvoj),

stepen poticaja se čak može povećati. Ukupni troškovi povećavaju se prema rastućem kumulativnom cilju u MW.

Treba imati u vidu da su okvirni ciljevi podijeljeni između biomase i biogasa na jednake dijelove.

0 MW

100 MW

200 MW

300 MW

2M EUR

7M EUR

12M EUR

17M EUR

22M EUR

27M EUR

32M EUR

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Biomasa Kumulativni cilj u MW

Support Cost

Price

Support Level

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

90.00

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

per

MW

h i

n E

UR

29

Slika 11: Procjena troškova direktnog poticaja i stepena poticaja - Biogas

3.3.2.3 Osjetljivost procjene troškova

Kao što je gore objašnjeno, određena je osjetljivost na cijene kako bi se naglasio uticaj odabira HUPEX-a kao

osnove za vrednovanje električne energije. Sljedeće dvije slike (vidi dolje) fokusiraju se isključivo na osjetljivost

na cijene: Slika 12. prikazuje samo trošak poticaja za vjetroelektrane po svakoj tržišno ekvivalentnoj zamjeni

(proxy) godišnje, što dovodi do smanjenja referentne cijene u FBiH (-19%), a do povećanja troškova u slučaju

primjene referentne cijene u RS (+ 48%) i HUPX osnovice (+ 32%). Slika 13 prikazuje ukupni trošak poticaja za

vjetroelektrane po scenariju promjene cijene godišnje. U uporedbi s osnovnim slučajem, stabilan razvoj cijena

smanjuje ukupne troškove poticaja za dva procenta, dok povećanje cijene (svake godine 1%) smanjuje ukupne

troškove poticaja za pet procenata.

0 MW

100 MW

200 MW

300 MW

2M EUR

7M EUR

12M EUR

17M EUR

22M EUR

27M EUR

32M EUR

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Bioplin Kumulativni cilj u MW

Support Cost

Price

Support Level

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

per

MW

h i

n E

UR

30

Slika 12: Ukupna cijena poticaja za vjetroelektrane po tržišno ekvivalentnim zamjenama cijena godišnje

Slika 13: Ukupna cijena poticaja za vjetroelektrane po scenariju promjene cijene (stabilna/povećava se/smanjuje se za 1% godišnje)

3.3.3 Indirektni troškovi ekspanzije tehnologije OIE

Glavni administrativni troškovi u oba entiteta Bosne i Hercegovine sastoje se od: naknada za koncesiju, naknade

za korištenje vode, naknade za korištenje zemljišta i regulatorne takse. Svi ostali troškovi koji proizlaze iz

administrativnih postupaka poput odobrenja, licenci, dozvola itd. su jednokratna isplata i neznatne vrijednosti da

bi imali uticaja.

Ovisno o tehnologiji, u najvećem broju slučajeva14 se primijenjuju neki od slijedećih troškova:

14 Jedan od izuzetaka je npr. Hercegovačko-Neretvanska Županija u FBiH u kojoj su potrebne koncesije za sve proizvođače električne energije,

neovisno od tehnologije.

0M EUR

5M EUR

10M EUR

15M EUR

20M EUR

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Maksimalna cijena - HUPX Referentna cijena u FBiH

Referentna cijena u RS HUPX osnovica cijene

0M EUR

2M EUR

4M EUR

6M EUR

8M EUR

10M EUR

12M EUR

14M EUR

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Osnovni slučaj (HUPX maksimum - opada)

HUPX - maksimum stabilan

HUPX maksimum raste

31

• MHE: naknada za koncesiju, naknade za korištenje vode i regulatorne naknade,

• Biomasa: regulatorne naknade,

• Vjetar: regulatorne takse i naknade za korištenje zemljišta

• Solarne elektrane: naknade za korištenje zemljišta i regulatorne naknade

Koncesija, upravljanje vodama, korištenje zemljišta i sistemi regulatornih naknada već djeluju u oba entiteta tako

da novo osoblje ili dodatni administrativni troškovi nisu potrebni.

Podrobniji prikaz povezanih troškova dat je u Dodatku E.

3.3.3.1 Administrativni napor povezan s uvođenjem aukcija

Uvođenje aukcija za OIE, što je opcija preporučena za velike instalacije nekih tehnologije OIE (vidi tačke 4.3 i 5.1),

podrazumijeva znatne dodatne aktivnosti za aukcionare (tj. nadležno tijelo na entitetskom nivou). S druge strane,

ni aktivnosti pri administrativnim postavkama parametara poticaja nisu zanemarive. Ovo podpoglavlje upoređuje

oba pristupa.

Kao što je preporučeno u tačkama 4.4.4 i 4.4.5, administrativna postavka parametara sheme poticaja treba biti

zasnovana na stručnim savjetima nadležnih tijela BiH ili iz vanjske konsultantske usluge, a tarife FIT i FIP (ovisno

o vrsti i veličini tehnologije) treba prilagoditi kretanju troškova na godišnjem nivou. Standardno, o ažuriranju

parametara može odlučiti panel sa predstavnicima Operatora, nadležnih entitetskih ministarstava i regulatornih

komisija, nakon čega se odluka objavljuje uredbom. Odluka panela trebala bi se zasnivati na izvještaju o datom

predmetu, na osnovu empirijskih dokaza o razvoju troškova za odgovarajuću tehnologiju OIE. Odgovarajuće

aktivnosti bi trebalo da budu relativno male. Jasno je da je uloženi naporu okviru aukcijskog režima za OIE znatno

veći. Na osnovu analize iz tačke 4.3, tabela 4 pokazuje korake koje treba poduzeti aukcionar. Razlikuje se

"otvorena aukcija", odnosno aukcija organizirana na entitetskom nivou koja je otvorena za sve nosioce projekta

koji ispunjavaju kriterije za pretkvalifikaciju, i aukcija za određenu lokaciju, odnosno aukcija na kojoj aukcionar

bira lokaciju i sudjeluje u prvim koracima razvoja projekta, kao što je osiguranje povezanosti na mrežu i dobijanje

nekih potrebnih licenci/dozvola.

32

Tabela 4: Napori aukcionara

Faza Otvaranje aukcije Aukcija na konkretnoj lokaciji

Postavka

parametara

▪ Odluke parlamenata/ministarstava

▪ Osiguranje dovoljne raspoloživosti kapaciteta mreže

Priprema aukcije ▪ Najava aukcije

▪ Prikupljanje / provjera valjanosti

pretkvalifikacijskih dokumenata

▪ Prikupljanje licitacijskih garancija

▪ Odabir lokacija

▪ Prvi koraci za uređenje lokacije:

licenciranje, pristup mreži i sl.

▪ Prikupljanje pretkvalifikacijskih

dokumenata / licitacijskih garancija

Izvršenje aukcije

(jedna

zaokružena,

zapečaćena

ponuda)

▪ Pretkvalificirani ponuditelji pozvani na aukciju na određenoj lokaciji

▪ Podnošenje ponude u odvojenim prostorijama

Monitoring ▪ Provjera provedbe, plaćanje licitacijske garancije

Radna grupa saglasna je da administrativni napor za otvorenu aukciju treba biti ograničen: u svakom entitetu bi

trebala biti dovoljna jedno ili jedno i po dodatno puno radno mjesto (FTE) za organizaciju dvogodišnjih aukcija za

sve tehnologije OIE, ako je raspored osmišljen tako da se izbjegnu paralelne aukcije za različite tehnologije. Pored

toga, za potrebne korake se može primijeniti uglavnom postojeća ekspertiza osoblja Operatora za OIE, uz

određena tehničko-tehnološka unapređenja i specijalističke obuke. Za razliku od toga, administrativni napori u

slučaju aukcija specifičnih za određenu lokaciju su značajni, a od uposlenika tijela odgovornog za postupak

pripreme i sprovođenja aukcije zahtijeva vještine koje obično posjeduju nositelji projekta za OIE. Napor bi se

mogao uložiti ili uz dodatni FTE u nadležnoj organizaciji (uključujući namjenske obuke o odabiru lokacije, izradi

projektnog plana za OIE, itd.) ili angažiranjem vanjskih konsultanata iz specijalizovanih lokalnih projektantskih

kompanija..

33

4 SHEME POTICAJA ZA OBNOVLJIVE IZVORE ENERGIJE

4.1 Vodeći principi odabira sheme poticaja

Ovo poglavlje opisuje glavne pokretače promjena u shemama poticaja OIE u BiH i prezentira kriterije za procjenu

opcija shema poticaja za reformu. Za početak, BiH, odnosno njeni entiteti posjeduju sheme poticaja za OIE, ali

postavljeni ciljevi i zadaci ističu krajem 2020. godine. Postoje jaki razlozi da se funkcionsanje postojećeg sistema

jednostavno ne produži: opšte okruženje za razvoj OIE u zemlji, regionu i svetu se značajno promijenio od prvog

uvođenja shema poticaja u BiH. Kao što je navedeno u poglavlju 3.2, u prošloj deceniji je u Bosni i Hercegovini

instalisano mnogo novih kapaciteta iz OIE, što je rezultiralo značajnim novim iskustvima na tehničkim i

regulatornim aspektima. U svijetu je došlo do brzog razvoja tehnologija OIE, uzrokujući znatna smanjenja cijena

(po kW instalisanog kapaciteta) za većinu njih, sa solarnim elektranama i vjetrom kao najjačim primjerima.

Političke institucije su usmjerile svoje napore na iskorištavanje razvoja tehnologija OIE za dobrobit krajnjih

potrošača električne energije uvođenjem novih političkih mjera i instrumenata. Istovremeno, brzo širenje

proizvodnje OIE dovodi do problema sa zagušenjem mreže, kako u BIH, tako i drugdje. Novi propisi EU za OIE

odražavaju dva nedavna događaja: kako je detaljnije objašnjeno u tački 4.2.2, tržišna i mrežna integracija ključni

su politički ciljevi EU danas. Radna grupa saglasna je da BiH treba nastaviti s podrškom OIE u cilju postizanja

nivoa gdje podrška neće biti potrebna u bliskoj budućnosti. Slijedom toga, buduća shema poticaja za OIE mora

biti ekonomičnija. Pored toga, s obzirom na predstojeću potpunu liberalizaciju elektroenergetskog sektora u BiH,

buduće sheme poticaja za OIE trebale bi biti osmišljene tako da postanu tržišne i konkurentne.

Od samog početka izvedena su dva ključna kriterija za procjenu opcija sheme poticaja za OIE u ovom izvještaju:

• Troškovna efikasnost: Ovaj kriterij odnosi se na ograničenje troškova poticaja OIE. To uključuje

troškove direktnog poticaja (kao naknada od krajnjih potrošača), ali i indirektne troškove kao što su

troškovi za upravljanje shemom poticaja (administrativni troškovi), troškovi vezani uz (buduću)

integraciju tržišta OIE i troškovi proširenja mreže.

• Efektivnost: Drugi važan kriterij je vjerodostojnost u postizanju ciljeva OIE do 2030.g., koje treba

usvojiti Vijeće Ministara BiH nakon dogovora sa relevantnim institucijama BiH i Sekretarijata

Energetske zajednice. Daljnji aspekti efektivnosti obuhvataju uspješnu integraciju tržišta OIE (u

budućnosti), optimizaciju tehnološke kombinacije i opštu brzinu implementacije.

Daljnji opšti kriteriji regulatornog okvira za ekspanziju OIE u BiH uključuju kako sigurnost snabdijevanja tako i

ekološke koristi. To treba uzeti u obzir pri planiranju mreže, tehnoloških izbora za ciljeve OIE i kriterija za

izdavanje dozvola i licenci15 Konačno, praktičnost predloženih opcija shema poticaja važan je kriterij - razmatrane

opcije moraju biti kompatibilne s postojećim sistemom snabdijevanja električnom energijom, raspoloživim

potencijalom OIE i političkim ambijentom u BiH. Činjenica da trenutnou BiH elektroenergetski sektor još uvijek

nije u potpunosti liberalizovan (i ne postoje operativna veleprodajna i maloprodajna tržišta električnom

energijom) znači da je osim dugoročnog plana podrške za OIE u tržišno zasnovanom elektroenergetskom sektoru

potreban i plan tranzicije. Preporučena shema poticaja mora funkcionirati u tekućem kao i u budućem sistemu.

15Analiza ekspanzije OE na visokom nivou u EU pokazuje da sistem poticaja OE - tj. mehanizam prijenosa - ima mali utjecaj na stabilnost mreže;

za razliku od stvarne kombinacije OE.

34

4.2 Sheme poticaja za obnovljive izvore energije

U ovom poglavlju daje se pregled shema poticaja za obnovljivu energiju i njihove primjene u državama članicama

EU. Kao što je navedeno u uvodu, rasprava se odnosi na obnovljive izvore energije u elektroenergetskom sektoru

i služi kao osnova za kasnije definisanje opcija shema poticaja za BiH.

4.2.1 Pregled potencijalnih shema poticaja

Ovo podpoglavlje daje pregled općih shema poticaja; na kraju se izvode opcije sheme poticaja za BiH. Tabela 5,

zasnovana na akademskom istraživačkom članku, pruža sistematičan i sveobuhvatan pregled mogućih shema

poticaja za OIE. Razlikuje se nekoliko kategorija:

• Regulatorne/dobrovoljne sheme poticaja, tj. povoljna pravila za raspoređivanje OIE određena državnim

zakonima i dobrovoljna plaćanja za ravnomjerno raspoređivanje OIE, koje vrše potrošači električne

energije,

• Između direktnog/indirektnog poticaja, tj. direktna naknada za imovinu OIE (ili transferi dodati na

prihode od prodaje električne energije) odnosno indirektni poticaj mjerama koje konkurentne

tehnologije proizvodnje čine skupljim

• Zasnovane na kapacitetu (fokusirane na ulaganja) / zasnovane na proizvodnji, tj. poticaj povezan s

kapacitetom OIE [MWh], kako je utvrđeno tokom faze ulaganja, odnosno, s proizvedenom električnom

energijom [MWh] – kako je utvrđeno tokom faze rada

• Na osnovu cijena / kapaciteta, tj. poticaj zasnovan na ciljanoj cijeni za OIE ili ciljanoj količini (bilo

kapacitet ili proizvodnja OIE). Treba naglasiti da vlada obično ostvaruje ciljeve OIE primjenom nekog od

mehanizama poticaja. Međutim, u slučaju mehanizama zasnovanih na količini, stepen poticaja po kWh ili

kW striktno je određen u pogledu cilja koji se odnosi na kapacitet ili proizvodnju, dok je u okviru

mehanizma poticaja zasnovanog na cijeni, stepen poticaja po kWh ili kW administrativno određen, tj.

Vladin panel odlučuje o stepenu poticaja u skladu s postupkom predviđenim zakonom.

Kao što je istaknuto u tabeli 5, različiti primjeri za sheme poticaja OIE postoje u različitim kategorijama. U načelu,

sve to može postojati kako u vertikalno integrisanom, tako i u liberalizovanom snabdijevanju električnom

energijom, iako je u praksi određeni broj korišten samo u potpuno liberalizovanom elektroenergetskom sektoru

koje je sada uobičajeno u EU i šire. U zadnje vrijeme, pojam shema poticaja zasnovana na tržištu (koja očigledno

može postojati samo u potpuno liberalizovanom elektroenergetskom sektoru) dobio je na važnosti: ovim se

pojmom sve sheme poticaja karakteriziraju tako da predviđaju aktivno sudjelovanje instalacije OIE na tržištima

električne energije (u nekim zemljama, dopušteno je samo sudjelovanje na spot tržištu, drugi su otvorili tržišta

uravnoteženja za imovinu OIE).

35

Tabela 5: Pregled shema poticaja OIE, (prilagođena verzija tabele iz: Strategije promocije električne energije iz obnovljivih izvora energije u zemljama EU (Haas 200116)

Direktno Indirektno

Na osnovu cijene

(postavka

administrativnih

parametara)

Na osnovu količine

(postavka parametara

konkurentnosti)

Regulatorno Zasnovano na

kapacitetu/

Fokusirano na

ulaganja

• Rabati (za naknade)

• Poreske olakšice

(npr. porez na

nekretnine)

• Aukcija za kapacitet

(npr. aukcije specifične

za lokaciju)

Ekološki porezi

Zasnovano na

proizvodnji

• Feed-in tarife (FIT)

• Feed-in premije

(FIP)

• Poticaji temeljeni na

stopi

• Ugovori za razliku

(CfD)

• Porezne olakšice

(npr. PDV)

• Neto mjerenje/

obračun

• Kvote / zeleni

certifikati

• FIT / FIP s

poticajem na

nivou aukcije

Dobrovoljno Zasnovano na

kapacitetu/

Fokusirano na

ulaganja

• Programi dioničara

• Programi doprinosa

Dobrovoljni

sporazumi

Zasnovano na

proizvodnji

• Zelena tarifa /

tržište za zelenu

električnu energiju

Kao što je detaljnije objašnjeno u tačkama 4.3.1 i 4.3.2, vlade EU obično primjenjuju različite sheme poticaja za

male i velike instalacije17:

• za male instalacije, FIT s administrativnim postavkama, neto mjerenje / obračun, poticaj ulaganja i poreski

rabati su zajednički,

• za velike instalacije, FIP su danas najčešći sa administrativno ili aukcijski postavljenim parametrima poticaja;

također, u nekim zemljama se koriste zeleni certifikati (ZC).

Dok se FIP, ZC, poreski rabati i poticaj ulaganju mogu široko klasificirati kao tržišne sheme, FIT i neto mjerenje /

neto obračun ne mogu, budući da ih (isključivo) plaća vladina agencija ili mrežni Operator, odnosno, dobavljač

električne energije.

16" Strategije promocije električne energije iz obnovljivih izvora energije u zemljama EU”, TU Beč, Haas 2001.

17Primjere definicije malih i velikih instalacija za ključne tehnologije OE u različitim zemljama potražite u dodatku.

36

4.2.2 Poticaj obnovljivoj električnoj energiji u EU danas

Europska unija sada već dvije decenije provodi ambicioznu klimatsku politiku. U 2007. godini Evropsko vijeće je

usuglasilo ciljeve za 2020. godinu, a osim cilja smanjenja emisije stakleničkih plinova od 20% u odnosu na 1990.g.,

uključuju i cilj od 20% udjela obnovljivih izvora energije u bruto finalnoj potrošnji primarne energije (i cilj

energetske efikasnosti, pogledajte sljedeći poglavlje). Cilj u vezi s obnovljivom energijom doveo je do Direktive

2009/28/EZ o promociji upotrebe energije iz obnovljivih izvora, iz 2009. godine, kojom se provodi politika EU o

obnovljivim izvorima energije. Direktiva o obnovljivim izvorima energije zapravo postavlja okvir za obnovljive

politike u državama članicama koje moraju ispuniti obavezne kvote za obnovljive izvore energije do 2020. godine,

što je izraženo i u smislu potrošnje primarne energije. Direktiva ostavlja znatnu slobodu u izboru sistema poticaja

i u podjeli ukupnog cilja na podciljeve za različite sektore18 (električna energija, grijanje/hlađenje, transport).

Prije Direktive 2009/28/EZ, obnovljiva energija je promovirana u okviru dvije prethodna Direktive, 2001/77/EZ

i 2003/30/EZ, koje su u konačnici ukinute Direktivom o obnovljivim izvorima energije iz 2009. godine. Prva

navedena Direktiva uspostavila je indikativne ciljeve o udjelima OIE u proizvodnji električne energije i proces

praćenja koji provodi Europska komisija. Posljednja Direktiva je postavila indikativne ciljeve za udio biogoriva u

ukupnoj potrošnji goriva (2% u 2005. godini, 5,75% u 2010. za sve države članice) i uspostavila je proces praćenja.

Kada su evropski čelnici razgovarali o klimatskoj politici uoči samita u Briselu 2007. godine, napredak u

postizanju ciljeva bio je nezadovoljavajući: mnoge države članice zaostajale su za indikativnim ciljevima o kojima

su se dogovorile prije nekoliko godina. Stoga je 2007. godine Europska komisija objavila mapu puta sa scenarijima

i akcionim planom za povećanje strogoće evropske klimatske politike. Preporuke iz Mape puta postale su temelj

Direktive 2009/28/EZ.

U današnjem sistemu politike obnovljivih izvora energije u EU, integracija se shvata kao glavni cilj, sa sljedećim

dimenzijama:

• Integracija tržišta

• Doprinos OIE radu i stabilnosti sistema

• Priključenje na mrežu, uključujući proširenje

• Mrežni pristup i korištenje

Kreatori politike (regulator, zakonodavac) u EU su počeli sa usvajanjem niza odredbi u svakom od ovih područja

radi povećanja integracije obnovljivih izvora u Elektroenergetski sistem. Da bi se omogućio prijelaz s proizvodnje

električne energije putem fosilnih goriva na proizvodnju električne energije iz OIE, sisteme poticaja obnovljivih

izvora treba prilagoditi cilju integracije sistema.

Iako je Direktiva 2009/28/EZ o obnovljivim izvorima energije uglavnom usmjerena na prevladavanje prepreka

ekspanziji OIE, gore navedeni ciljevi jasno su vodili autore Smjernica EU za državnu pomoć u zaštiti okoliša i

energiju 2014-2020 (2014/C 200/01), koji će najvjerojatnije biti trajni u novoj Direktivi o obnovljivoj energiji.

Odredbe koje su najvažnije za raspravu o reformi sistema poticaja OIE obuhvaćene su tačkom 3.3.2:

• Subvencije treba postepeno isključivati. (108)

• Sheme poticaja obnovljivoj energiji trebaju biti tržišno zasnovane - ubuduće “tržišnim instrumentima,

kao što su prodaja na aukciji ili konkurentni natječajni postupak otvoren za sve proizvođače koji

proizvode električnu energiju iz obnovljivih izvora koji se na nivou Evropskog Ekonomskog Prostora

18Samo za ukupnu upotrebu energije u transportu, Direktiva postavlja dodatni cilj od 10% za sve države članice.

37

(EEP) nadmeću na ravnopravnoj osnovi, obično bi se trebalo osigurati da se subvencije smanje na

najmanju moguću mjeru kako bi ih se moglo potpuno postepeno isključiti". (109)

• Punu odgovornost balansno odgovornih strana: "korisnici podliježu standardnim odgovornostima za

balansiranje, osim ako ne postoje likvidna tržišta dnevnog balansiranja" (124b)

• Nema poticaja za proizvodnju po negativnim cijenama: "uvode se mjere kojima se osigurava da

proizvođači nemaju poticaja za proizvodnju električne energije po negativnim cijenama." (124c)

• Uslovi iz prethodne tačke ne primjenjuju se na postrojenja s instaliranim kapacitetom električne energije

manjim od 500 kW ni na demonstracijske projekte. (125)

• Konkurentni natječaj (tender/aukcija): Od 2017. godine, poticaju OIE se dodjeljuju u konkurentnom

natječajnom postupku, osim ako države članice pokažu da bi to dovelo do nezadovoljavajućih rezultata.

(126)

Sadašnja praksa međutim pokazuje da promjena prema tržišno zasnovanim shemama poticaja za velike

instalacije za OIE sporo napreduje. Slika 14 prikazuje sheme poticaja za OIE za velike instalacije koje se danas

koriste u državama članicama EU. One još uvijek uključuju administrativno postavljene feed-in tarife koje će

uskoro biti ukinute, ali i (administrativno postavljene) feed-in premije, kvotne sisteme i tendere (ili aukcije). Iz

grafikona je vidljivo da većina zemalja koristi kombinaciju shema poticaja. Dok bi prije desetak godina slikom

dominirala FIT, danas sve više zemalja uvodi aukcije za OIE, u skladu sa zahtjevima iz Smjernica. Nasuprot tome,

Zeleni certifikati (ZC) koriste se samo u tri zemlje. Više informacija o poticaju velikih instalacija u EU-u bit će

navedeno u tački 4.3.1, a o poticaju malih postrojenja u tački 4.3.2.

Otkupne tarife (FIT)

Otkupne premije (FIP)

Zeleni certifikati

Aukcije

Kombinacija shema

38

Slika 14: Poticaj OIE u Evropskoj uniji danas (velike instalacije), Izvor: res-legal.eu / DNV GL

Slike 15 do 18. prikazuju trenutne nivoe poticaja u odabranim državama članicama EU19 za vjetroelektrane,

solarne elektrane, biomasu i hidroenergiju, tj. brojke pokazuju stepen poticaja (ukupno plaćanje) za nova

postrojenja od danas, i odražavaju ili administrativni stepen poticaja, nedavne ishode aukcija za OIE ili stepen

nagrađivanja prema shemama ZC (gdje su dodani ZC i veleprodajna cijena na tržištu). Navedene brojke uključuju

i minimalni i maksimalni stepen poticaja (s razlikama koje se obično odnose na veličinu).

Brojke pokazuju znatnu varijaciju nivoa poticaja za vjetroelektrane i solarne elektrane u zemljama članicama EU,

dok je varijacija unutar zemlje za različite tehnologije i veličine niska. Situacija je drugačija kod tehnologija

biomase, gdje je varijacija poticaja unutar zemalja visoka. Ovaj široki spektar stepena podrške odražava i različite

tehnološke opcije i goriva. Nasuprot tome, ne postoji varijacija stepena poticaja za različite tehnologije/veličine

postrojenja geotermalne energije, ali je znatna varijacija među zemljama.

Slika 15: Pregled stepena poticaja za vjetroelektrane

19Na osnovu www.res-legal.eu a web stranica nacionalnih agencija za OE. Za neke zemlje nedostaju podaci.

0

5

10

15

20

25

30

35

Au

stri

ja

Bel

gija

Bu

gars

ka

Hrv

atsk

a

Češ

ka R

ep

ub

lika

Dan

ska

Esto

nija

Fin

ska

Fran

cusk

a

Nje

mač

ka

Grč

ka

Mađ

arsk

a

Isla

nd

Irsk

a

Ital

ija

Latv

ija

Litv

anija

Luks

em

bu

rg

Niz

oze

msk

a

Po

ljska

Po

rtu

gal

Ru

mu

nija

Slo

vačk

a

Slo

ven

ija

Špan

jols

ka

Šve

dsk

a

UK

€ct

/kW

h

Vjetroelektrane

dno vrh

http://www.res-legal.eu/

39

Slika 16: Pregled stepena poticaja solarnih elektrana

Slika 17: Pregled stepena poticaja za biomasu

0

5

10

15

20

25

30

35

Au

stri

ja

Bel

gija

Bu

gars

ka

Hrv

atsk

a

Češ

ka R

ep

ub

lika

Dan

ska

Esto

nija

Fin

ska

Fran

cusk

a

Nje

mač

ka

Grč

ka

Mađ

arsk

a

Isla

nd

Irsk

a

Ital

ija

Latv

ija

Litv

anija

Luks

em

bu

rg

Niz

oze

msk

a

Po

ljska

Po

rtu

gal

Ru

mu

nija

Slo

vačk

a

Slo

ven

ija

Špan

jols

ka

Šve

dsk

a

UK

€ct

/kW

h

Solarna energija

dno vrh

0

5

10

15

20

25

30

Au

stri

ja

Bel

gija

Bu

gars

ka

Hrv

atsk

a

Češ

ka R

ep

ub

lika

Dan

ska

Esto

nija

Fin

ska

Fran

cusk

a

Nje

mač

ka

Grč

ka

Mađ

arsk

a

Isla

nd

Irsk

a

Ital

ija

Latv

ija

Litv

anija

Luks

em

bu

rg

Niz

oze

msk

a

Po

ljska

Po

rtu

gal

Ru

mu

nija

Slo

vačk

a

Slo

ven

ija

Špan

jols

ka

Šve

dsk

a

UK

€ct

/kW

h

Biomasa

dno vrh

40

Slika 18: Pregled stepena poticaja za hidroelektrane

4.3 Pregled budućih shema poticaja OIE u Bosni i Hercegovini

U ovom poglavlju opisuju se opcije budućih shema poticaja za BiH, po principu isključivanja: prvo se navode

sheme poticaja koje su zajedničke za velike i male instalacije, a neke od shema koje se kao opcije smatraju

neprikladnim za BiH isključene su. To rezultira skupom, na generalnom nivou, opcija shema poticaja za BiH, koje

se zatim dalje razrađuju u poglavlju 4.4.

4.3.1 Velike instalacije: Vantržišni u odnosu na tržišni poticaj OIE

U ovom poglavlju se daje kratki pregled onih elemenata sheme poticaja koji se u EU generalno koriste za poticaj

velikih instalacija 20. Kao što je objašnjeno u tački 4.2.2, propisi EU zahtijevaju od država članica da provedu

reformu sistema poticaja OIE (vidi Smjernice EU o pomoći države u zaštiti okoliša i energije 2014-2020 (2014/ C

200/01), član 3.3. 2). To znači da se jedna tipična shema poticaja koja se često koristila u Evropskoj uniji prije

deset godina, a koja je još uvijek na snazi u nekim zemljama, trenutno ukida: feed-in tarife, koje može odrediti

upravno tijelo ili koje se mogu utvrditi na aukciji za OIE (npr. u Italiji 2012.). Najčešća shema poticaja je feed-in

premija (feed-in premium), pri čemu sve više zemalja odlučuje da odredi svoj stepen poticaja putem aukcija, a ne

administrativnim postavkama. Rabati su i popusti i poreske olakšice za instalacije OIE, u kombinaciji s prodajom

električne energije na tržištu, ali se rijetko koriste za velike instalacije. Konačno, zeleni certifikati kojima se može

trgovati21 još su u upotrebi u Belgiji, Rumuniji i Švedskoj.

20Za pregled definicija velikih i malih instalacija u različitim zemljama vidi Prilog. 21 Prema sistemu zelenog certifikata kojim se može trgovati, dobavljači imaju obavezu da nabave određeni udio (ili kvotu) svoje električne

energije iz instalacija obnovljivih izvora energije, odnosno da nabave zelene certifikate koji potvrđuju proizvodnju zelene električne energije.

0

5

10

15

20

25

30

35

Au

stri

ja

Bel

gija

Bu

gars

ka

Hrv

atsk

a

Češ

ka R

ep

ub

lika

Dan

ska

Esto

nija

Fin

ska

Fran

cusk

a

Nje

mač

ka

Grč

ka

Mađ

arsk

a

Isla

nd

Irsk

a

Ital

ija

Latv

ija

Litv

anija

Luks

em

bu

rg

Niz

oze

msk

a

Po

ljska

Po

rtu

gal

Ru

mu

nija

Slo

vačk

a

Slo

ven

ija

Špan

jols

ka

Šve

dsk

a

UK

€ct

/kW

h

Hidroelektrane

dno vrh

41

Slika 19: Pregled shema poticaja za velike instalacije OIE u EU

4.3.2 Poticaj OIE za male instalacije / Prosumere

Za male instalacije, propisi EU ne predviđaju sudjelovanje na tržištu 22. Općenito, integracija OIE na mrežu smatra

se važnijim zadatkom od integracije tržišta. Stoga sve više shema poticaja u zemljama članicama EU računa za

ulogu prosumera i namjeru poticanja vlastite potrošnje. Najčešća opcija za poticaj je sistem feed-in tarife (s

administrativnim postavkama parametara). Podrška direktnom ulaganju za vlastitu potrošnju električne energije

postoji, ali je prilično neuobičajena (jedna od izuzetaka je Švedska, koja pokriva do 43% troškova ulaganja u

solarne elektrane za rezidencijalne korisnike). Sve više zemalja uvodi neto mjerenje. Neto mjerenje omogućuje

malim proizvođačima da prime fizičku naknadu za bilo koji višak električne energije koji ulazi u mrežu i naplaćuje

im se samo njihova "neto" potrošnja energije. Neke zemlje u EU promovišu ove programe oslobađanjem od poreza

i taksi (npr. Finska i Velika Britanija). Jedan od primjera je Nizozemska koja ograničava ulazak učesnika u sheme

poticaja neto mjerenja na 5000 kWh / godišnje. Slika 20 daje pregled postojećih malih sistema poticaja OIE u EU.

Slika 20: Pregled shema poticaja za male instalacije OIE u EU

22 Prag naveden u Smjernicama EU je 500kW jačine električne energije.

Faza ulaganja Faza rada

Rabati/Poreske olakšice

Feed-in tarife

Feed-in premije

Zeleni certifikati

Aukcija ili

administrativna

postavka

Administrativna postavka zelene

kvote

Pravna stečevina EU

(neuobičajeno)

(Ukidanje!)

(uobičajena opcija)

(rijetko)

Faza ulaganja Faza rada

Rabati/Poreske olakšice

Administrativna postavka

parametara

poticaja

Feed-in tarife

Neto mjerenje / obračun

Pravna stečevina EU

(neuobičajeno)

(uobičajena opcija)

(u porastu)

42

4.3.3 Prva procjena: Isključenje opcija

Kao što je objašnjeno u prethodnom tekstu, prvi korak je smanjenje broja opcija shema poticaja u vezi s onima

koje su gore navedene. U tu svrhu, međutim, treba uzeti u obzir situaciju u BiH: u ovom trenutku ne može se

provesti uvođenje tržišnih shema poticaja - što je poželjno za relevantne subjekte u BiH - jer BiH ne raspolaže

unutar dnevnim ili budućim veleprodajnim tržištem. Na osnovu navedenog, svaka preporuka mora uzeti u obzir

očekivanu tranziciju trenutnih shema poticaja u buduću tržišnu šemu poticaja. Na osnovu tabele 5, slika 21

prikazuje raspoložive mogućnosti za prijelaz na šemu poticaja iz status quo situacije u budući potpuno

liberalizovan elektroenergetski sektor u BiH, sa shemama poticaja u paketu pogodnom za obje faze: FIT se može

transformisati u FIP, neovisno o tome jesu li postavljene administrativno ili u postupku aukcije. Obavezni udjeli

obnovljive električne energije za dobavljače mogli bi prethoditi sistemima trgovanja zelenim certifikatima.

Sadašnji i budući dobavljači mogli bi ponuditi tarife za zelenu električnu energiju – koje odražavaju isključivo

proizvodnju električne energije iz OIE. Neke opcije su slične u oba sistema, uključujući plaćanje direktnih poticaja

za instalacije OIE na osnovu ulaganja, poreskih olakšica i rabata, ekoloških poreza za konkurente OIE, kao što su

elektrane na ugalj (indirektan poticaj) i neto mjerenje / obračun za prosumere.

Slika 21: Pregled opcija sheme poticaja za BiH

U nastavku, na osnovu rasprave i međusobnog dogovora članova Radne grupe, isključuju se sljedeće opcije:

• Zeleni certifikati

• Tržište zelene električne energije

• Plaćanja kapaciteta

• Ekološki porezi

Sljedeći pododjeljci sažeto objašnjavaju zašto.

Status quo elektroenergetskog sektora BiH Buduća elektroenergetska tržišta u BiH

Poticaj koji nije tržišno zasnovan Poticaj koji je tržišno zasnovan Tranzicija

▪ Feed-in tarifa (administrativno postavljena)

▪ FiT na osnovu aukcije

▪ Administrativne kvote za OIE

▪ Snabdijevanje zelenom električnom energijom

▪ Feed-in premija (administrativno postavljena)

▪ FiP na osnovu aukcije

▪ Sistem zelenog certifikata

▪ Tržište zelene električne energije

▪ Plaćanje kapaciteta (eventualno zasnovano na aukciji)

▪ Poreske olakšice/rabati

▪ Ekološki porezi (npr. porez na CO2)

▪ Poticaj prosumera: neto mjerenje/obračun

43

4.3.3.1 Isključenje sistema Zelenih certifikata

Radna grupa zaključila je da administrativno utvrđena kvota zelene električne energije za svakog dobavljača

(prema statusu quo) i kasniji prijenos takvog sistema na tržište zelenih certifikata trebaju biti odbačeni iz sljedećih

razloga:

• Sve zemlje izvan Skandinavije dali su loše rezultate

▪ Velika promjenjivost cijena zelenih certifikata dovodi do regulatorne nesigurnosti za investitore OIE

▪ Nivoi cijena zelenih certifikata prilagođavaju se troškovima najnovije tehnologije, što stara

postrojenja dovodi u rizik

▪ Bez strogih kazni za neispunjenje kvota, zeleni certifikati nisu efikasni (primjer Britanije do 2010.,

pokazuje da je za svaku godinu kvota OIE koju su utvrdile vlasti bila neostvarena)

▪ Svi aspekti potiču investitore da naplaćuju premiju za rizik, što povećava trošak poticaja

4.3.3.2 Isključenje poticaja na osnovu kapaciteta [MW]

Poticaj na osnovu kapaciteta može biti u tri oblika

• Jednokratna uplata administrativno utvrđene subvencije za ulaganje

• Porezna izuzeća na osnovu kapaciteta

• Aukcija sa sukcesivnim smanjenjem cijena plaćanja za kapacitete (za konkretnu lokaciju)

Generalno, plaćanja za kapacitete za postrojenja OIE su rijetka; velika većina sistema poticaja zasniva se na

proizvodnji [MWh]. Postoji jasan razlog za to, naročito za velika postrojenja - razvoj cijena na veleprodajnom

tržištu odnosno sistemskih troškova u elektroenergetskom sistemu bez veleprodajnog tržišta može dovesti do:

• stečaja vlasnika OIE postrojenja u slučaju neočekivanog pada cijena (odnosno troškova)

• velike dobiti u slučaju neočekivanog povećanja cijena (odnosno troškova)

Iako investitori u drugim djelatnostima možda traže ovakvu vrstu visokog rizika i mogućnosti velikih marži, ona

se čini neodgovarajućom za sektor koji vlasti namjeravaju razviti pomoću mehanizma poticaja, gdje se

preporučuje pristup niskog rizika i niske marže za ulaganje.

Nasuprot tome, u slučaju malih postrojenja namijenjenih prvenstveno vlastitoj potrošnji, mehanizam poticaja

zasnovan na kapacitetu može biti odgovarajuće rješenje zbog svoje jednostavnosti.

4.3.3.3 Isključenje tržišta zelene električne energije

Koncept „zelene električne energije“ zasniva se na ideji iskorištavanja konkretne spremnosti za plaćanjem među

potrošačima: oni imaju priliku kupiti električnu energiju proizvedenu iz obnovljivih izvora (ili fizičkog

ekvivalenta) i obično se suočavaju s većom cijenom. Ovaj sistem zasniva se na garanciji porijekla proizvodnje OIE

(trenutno se tek uvodi u FBIH) koja je potrebna kako bi potrošači stekli povjerenje u zelenu električnu energiju.

Važno je to da ne mogu biti dodijeljeni dodatni poticaji za uključene resurse OIE za proizvodnju – zelena električna

44

energija je alternativni, komplementarni sistem razvoja postrojenja iz OIE putem dobrovoljnih poticaja. Potrošači

zelene električne energije mogu biti izuzeti naknada za OIE (usp. njemački sistem „privilegije za zelenu električnu

energiju“), jer doprinose širenju korištenja OIE.

Diskusija o ovom konceptu među članovima podgrupa TF1 i 2 dovela je do zaključka da je spremnost na plaćanje

zelene električne energije u BIH suviše mala da bi se opravdalo značajno administrativno opterećenje uvođenja

takvog tržišta. Nasuprot tome, regulatorna posljedica dobrovoljnih ulaganja u postrojenja OIE koja proizvode

„zelenu električnu energiju“ pored mehanizma poticaja za privredna društva s konkretnim zelenim profilom

utvrđena je adekvatnom za BIH.

4.3.3.4 Isključenje indirektnog poticaja putem poreza za zaštitu okoliša

Neki ekonomisti su iznijeli argument da tehnologije OIE ne trebaju imati direktne poticaje, nego samo indirektne:

obrazloženje za ovo zasniva se na „principu plaćanja od strane zagađivača“ i Tinbergenovom pravilu: emisije iz

termoelektrana trebaju biti oporezovane ili podlijegati sistemu trgovanja emisijama, te bi to trebao biti jedini

način za rješavanje propratnih problema (klimatske promjene i lokalno zagađenje). Drugi ekonomisti brane

direktne poticaje za OIE: njihov argument zasniva se na potrebnim poticajima za inovacije u tehnologiji OIE i

potrebi prevazilaženja prepreka sadašnjeg položaja termoelektrana.

Bez obzira na utemeljenost argumenata, u ovom projektu porezi za zaštitu okoliša bit će tretirani kao dodatak, a

ne zamjena direktnom poticaju za OIE. Iako se o njihovom uticaju može razgovarati u određenom trenutku, oni

neće biti tretirani kao mehanizam poticaja.

4.4 Rasprava o ključnim parametrima sheme poticaja

4.4.1 Pregled odabranih shema poticaja i mehanizama alokacije

Na početku poglavlja o ključnim parametrima sheme poticaja daje se kratak pregled elemenata za poticaj OIE

predloženih za BIH. Prvo, oni proizlaze iz postupka odabira iz tačke 4.3. Razlog za odabir konkretnog projekta

naveden je u detaljnoj raspravi pod tačkom 4.4.2 do 4.4.4 niže.

Slika 22 prikazuje sheme poticaja za velike instalacije. Ključni elementi opcija uključuju:

• Za velike instalacije u BiH preporučuje se da postanu predmet poticaja zasnovanog na feed-in premiji.

Razlozi za ovaj izbor navedeni su u tačkama 4.4.2.2 i 4.4.2.3.

• Važan izbor mora biti napravljen u pogledu uspostave parametara sheme poticaja. To može biti podložno

administrativnim postavkama - kako je uobičajena praksa trenutno u BiH - ili zasnovano na aukciji.

Osnovno razmišljanje je razvijeno u tački 4.4.3., s kratkim crtama i procjenom opcija za izgled za

administrativnu postavku u 4.4.3.1 i za izgled aukcije u 4.4.3.2. Važno je odabrati postavku parametara

od slučaja do slučaja.

• U slučaju velikih solarnih elektrana i hidroelektrana preporučuje se korištenje postavke parametara

sheme poticaja koja je zasnovana na aukciji. Ispod se objašnjava razmišljanje i daje kratak prikaz

mogućnosti izgleda aukcija.

45

• U slučaju vjetroelektrane, razmotrene su četiri opcije, uključujući onu s administrativnom postavkom

parametara poticaja i tri moguća izbora izgleda aukcije. Opcije su opisane u tački 4.4.4.1.

• U slučaju biomase i biogasa, preporučuje se upotreba administrativne postavke parametara sheme

poticaja. Izbor je objašnjen u tački 4.4.4.2.

• Budući da gore navedene preporučene opcije trebaju biti dostupne kako za komercijalne projekte, tako i

za projekte građanske energije, preporučuje se korištenje poreskih olakšica (ako je prikladno) za projekte

građanske energije. Razlog za takvu preporuku je naveden u tački 4.4.6.4, mogući izbori za poreske

olakšice u 4.4.6.

Slika 22: Pregled shema poticaja za velike instalacije

Što se tiče malih instalacija, slika 23 daje pregled preporučenih elemenata sheme poticaja za male instalacije. To

uključuje sljedeće izbore:

• Sve male instalacije trebaju imati pristup poticaju putem feed-in tarifa, s administrativnim postavkama

parametara poticaja karakterističnim za datu tehnologiju (vidi 4.4.5.1).

• Prosumeri bi također trebali imati mogućnost odabira neto obračuna. Konkretne preporuke su

objašnjene u tački 4.4.4.2.

• Kao i u slučaju velikih instalacija, samo projekti građanske energije trebali bi dodatno imati koristi od

posebnih poreskih olakšica (4.4.6 i 4.4.6.4). Poreske olakšice trebaju ovdje biti odobrene dodatno na FIT

ili, u slučaju projekata prosumera iz građanske energije, neto obračun.

Slika 23: Pregled shema poticaja za male instalacije


osnovi

Tehnologije Postavka

parametara

Zasnovano na aukciji

Shema poticaja Proizvođač (tip)

Feed-in premija

Poreske olakšice

Kom

erc

ijaln

a

pri

mje

na

Gra

đanska

energ

ija

Građanska energija


osnovi

Tehnologije Postavka parametara Shema poticaja Proizvođač (tip)

Feed-in tarifa

Neto obračun

Poreske olakšice

Mali proizvođači

Prosumeri

46

4.4.2 Feed-in tarife (FIT) i feed-in premije (FIP)

Ovo poglavlje kratko daje osnovne informacije o feed-in tarifama i feed-in premijama i uspoređuje njihov uticaj

na nosioce projekata. To se najprije čini u kontekstu liberalizovanog tržišta; zatim se raspravlja o kontekstu BiH.

Kao sljedeći korak uvode se i procjenjuju opcije projekta. U ovom poglavlju, fokus je na kategorijama tehnologija

za OIE i trajanju perioda poticaja. Postavljanje parametara za stepen poticaja tema je sljedećeg poglavlja.

4.4.2.1 Definicija i kontekst EU

Feed-in tarifa (FIT) je fiksna naknada po kWh električne energije koju jedno postrojenje OIE pušta u električnu

mrežu. Prije deset godina, FIT je dominirala evropskom scenom. Prema sistemu FIT-a, proizvođači OIE dobivaju

ukupnu fiksnu naknadu po kWh proizvedene energije. Ovo plaćanje se dodjeljuje putem obavezne kupovine od

javnih komunalnih preduzeća. Naknada se može odrediti ili na administrativnoj osnovi prema državnim

procjenama ili putem procedure aukcije i uopšteno varira prema tehnologiji i veličini postrojenja. FIT s

administrativnim postavkama su uvedeni u vrijeme kada su obnovljive tehnologije bile nezrele i za tehnološki

progres je bilo potrebno podupiranje putem jakih signala za cijene za investitore u OIE. Međutim, nedavno su FIT

sheme bile progresivno zamijenjene drugim instrumentima zbog očitih nedostataka. Jedan od najviše kritikovanih

aspekata FIT-a je taj što je visok nivo poticaja dodijeljen nezrelim tehnologijama rezultovao brzim povećanjem

ukupnih troškova poticaja. Osim toga, FIT sistem nije promovisao troškove sistema, lokacije strateških

postrojenja i tržišna osjetljivost operatora OIE postrojenja, a to su ključni aspekti. FIT sistem je pokrenuo

brzorastući ritam implementacije obnovljive energije u vrijeme kada je jaz između obnovljivih izvora energije i

konvencionalnih izvora energije još uvijek bio značajan. Unatoč tome, tokom ovog perioda troškovi razvoja

obnovljive energije su stekli značajan udio u korist električne energije, što je u konačnici otežavalo industriju

(posebno energetski intenzivne sektore) i džepove krajnjih potrošača. Ukupni troškovi poticaja su porasli brzo u

nekim zemljama članicama EU, naročito u Njemačkoj, zbog niskog rizika i dobrih prihoda koji se dodjeljuju

investitorima. Nadalje, postalo je jasno da FIT sheme nisu slijedile brzinu tehnološkog progresa i izolovali su RES

proizvođače od evolucije tržišne cijene. Zapravo, Evropska komisija je priznala ocjenu uticaja da nivoi

administrativne podrške ne osiguravaju ekonomičnost zbog asimetrije informacija između onih koji donose

propise i proizvođača23. Zbog toga sada EU zahtijeva uvođenje shema poticaja za OIE zasnovanih na tržištu za

velika postrojenja (i stoga napuštanje FIT). Mnoge zemlje članice EU su se opredijelile za feed-in premije (FIP) u

kombinaciji sa postavljanjem parametara zasnovano na aukciji. Nasuprot tome, učešće malih postrojenja na

tržištu se može zamisliti jedino putem agregacije, do sada, međutim, EU preporučuje FIT kako bi se olakšalo njeno

učešće.

Feed-in premije (FIP) nude jasne prednosti u smislu promocije integracije tržišta OIE tipičnim uvezivanjem

naknade i to bar djelomično na tržišne cijene. Mogu se razlikovati dva oblika FIP-a: fiksni i fluktuirajući FIP.

Fiksni FiP se sastoji od administrativno određene premije, koja je vremenski nepromjenjiva (fiksna) i plaća se uz

tržišnu cijenu za proizvedenu energiju. Ukupna naknada zavisi od tržišnih cijena tokom isporuke električne

energije iz postojenja OIE, što ostavlja proizvođačima veću izloženost tržišnom riziku (cjenovni rizik) i nestabilne

prihode. Iz perspektive sistema, takođe postoji rizik od prekomjerne naknade ako su tržišne cijene previsoke.

Kako bi se izbjegla slučajna dobit od postrojenja OIE ili njihov bankrot, fiksni FIP sistemi se obično dopunjavaju

donjim i gornjim cijenama. U tom smislu, donja cijena ograničava tržišni cjenovni rizik za investitore (osiguranje

od nedovoljne naknade) a gornje cijene garantuju da poticajni nivo ne prelazi određeni premijski prag

(prekomjerna naknada). Iako je ukupna naknada (tržišna zarada plus javni poticaj) fiksirana između minimalnog

23 Smjernice EK za državnu pomoć za zaštitnu okoliša i energije 2014-2020 (2014/C 200/01)

47

i maksimalnog praga (isti premijski nivo) proizvođači imaju veći poticaj za upravljanje svojim postrojenjima na

ekonomičniji način i tokom perioda visokih tržišnih cijena (npr. vremenski interval kada je velika potražnja ili je

proizvodnja iz drugih energetskih izvora niska). Prednost u odnosu na FIT sistem je ta što FIP sistem pruža priliku

za postizanje većih prihoda kada tržišne cijene nadmašuju fiksni nivo FIT-a.

Slika 24: Primjer fiksnog FIP-a sa gornjom i donjom cijenom: španska shema za vjetroenergiju / Izvor: DNV GL

FIP shema sa minimalnim i maksimalnim nivoom naknade („gornjim“ i „donjim“ nivoom) je dokazala da povećava

osjetljivost proizvođača na tržišne cijene, budući da proizvođači teže da prodaju električnu energiju kada su

tržišne cijene visoke (naročito u slučaju varijabilnih otpremljivih tehnologija poput biomase). To predstavlja niz

prednosti za sistem (kompenzuje neprekidnost energije vjetra i solarne energije na primjer) i ima efekt smanjenja

ukupnih troškova poticaja. Naročito, uz ovakav sistem, proizvođači su potaknuti da reaguju na cjenovne signale,

doprinoseći pri tom poboljšanoj integraciji OIE na tržište električne energije. To znači da investitori u OIE trebaju

uzeti u obzir više varijabli kao u FIT shemi kako bi se povećala naknada, kao što su očekivani šabloni opterećenja

lokacije, orijentacija (npr. solarni paneli) i najpogodnija tehnologija (npr. vjetroelektrane). To vodi k efikasnijoj

ravnoteži ponude i potražnje električne energije, što vodi ka pozitivnom efektu na tržišne cijene.

U fluktuirajućem FIP-u, naknada je unaprijed određena i zasniva se na prosječnoj performansi proizvođača

specifične tehnologije. Osnovna ideja je da bi postrojenja OIE (koja se razlikuju po tehnologiji) trebalo postići

određeni nivo ukupne naknade, ali ne individualno, nego u prosjeku. Premija se izračunava na osnovu prosječne

zarade proizvođača OIE na veleprodajnom tržištu. Glavna prednost ovog sistema je ta što on uravnotežuje tržišni

rizik među proizvođačima s istom tehnologijom i potiče bolju tržišnu integraciju. Kompleksnost fluktuirajućeg

sistema se zasniva na potrebama FIP-a da se konstantno preizračunava na osnovu cjenovne evolucije (u prosjeku

tokom nekog perioda, obično mjesečno prema tehnologiji) i potrebama referentne cijene koje se trebaju

administrativno odrediti (specifično prema tehnologiji).

Poznato ograničenje se odnosi na činjenicu da je FIP pogodniji za otpremljive tehnologije (poput hidroenergije,

biomase i geotermalne energije), naročito zbog njihove mogućnosti prilagođavanja proizvodnje kao odgovor na

cjenovne signale.

Značajan primjer fluktuirajućeg FIP-a je shema koja se koristi u Njemačkoj od 2012.g.24: Fluktuirajuća premija

zavisi od naknade specifične za tehnologiju koja se postigne na EEX tržištu (spot market). Naknade koje se

24 U 2012.g., FIP-ovi su uvedeni kao opcija za velika postrojenja OE, od 2014.g. oni su obavezani.

Plafon plaćanja premije kada su tržišne cijene veće od 90

U slučaju niskih tržišnih cijena

garantuje se donja cijena

48

postignu na tržištu i služe za izračunavanje prosječne tržišne naknade se takođe zovu referentne tržišne

vrijednosti. Tržišni bonus se određuje kao razlika između referentne tržišne vrijednosti i ciljne vrijednosti

prosječne naknade (FIP). Slika 25 naglašava rezultat primjera vjetroparkova: zavisno od prinosa i uspješnog

korištenja tržišnog sistema (koji nudi učešće ne samo na tržištu trenutnih isporuka, nego takođe i na drugim

veleprodajnim i balansnim tržištima). Tržišna premija se izračunava ex-post i ažurira se mjesečno.

Slika 25: Primjer fluktuirajućeg FIP-a: njemačka shema (od 2014.g.) – prosječno postrojenje na lijevoj strani, postrojenje na dobroj lokaciji u sredini, postrojenje na lošoj lokaciji na desnoj strani / Izvor: DNV GL

4.4.2.2 Ocjena FIT / FIP u kontekstu tržišta elektične energije

Izbor oblika naknade ima značajan efekt na (operativnu) strukturu rizika postrojenja OIE.

Tabela 3 pokazuje razlike za tri različita elementa prema analizi, to se radi pod pretpostavkom liberalizovanog

elektoenergetskog sektora sa veleprodajnim tržištem električne energije..

Tabela 3: Struktura rizika za proizvođače OIE

FIT FIP

Fiksna naknada (šablon) Fiksni dodatak Fluktuirajući s cijenom el. energije

• Rizik količine • Rizik količine

• Rizik veleprodajne

tržišne cijene

• Rizik količine

• Smanjeni oblik rizika veleprodajne

tržišne cijene

Kao rizik količine, spominje se rizik koji je povezan sa volumenom proizvodnje, zavisno od izvora primarne

energije: zračenje u slučaju solarne energije, hidrološkim uslovima u slučaju hidronergije, brzinama vjetra u

slučaju energije vjetra na moru i kopnu, opskrbu sirovinama u slučaju biomase itd. Rizik je inherentan u svim

poticajnim shemama.

Visoka zarada / uspješno korištenje tržišnog sistema

Niska zarada / neuspješno korištenje tržišnog sistema

Prosjek Projekat A: Projekat B: zemlje Veći komercijalni uspjeh Manji komercijalni uspjeh

Zarada specifična za projekt

Tržišni bonus

Referentna tržišna vrijednost

Manji prihodi naspram Zemlje-Ø

49

U slučaju FIT-a, to je jedini rizik, jer je nivo naknade fiksiran za početak poslovanja: dok se cijena može osmisliti

tako da pada tokom perioda poticaja, struktura naknade po kWh je poznata proizvođaču. To je drugačije u slučaju

fiksnog FIP-a: proizvođač ovdje nailazi na rizik veleprodajne tržišne cijene, ali se može osloniti na fiksni dodatak.

Fluktuirajući FIP su osmišljeni da omoguće da postrojenja OIE iskoriste prednost od učešća na tržištu i dobit

potaknutu tržištem dok ih istovremeno štite od pada cijena i izbjegavaju se velike slučajne dobiti u slučaju

povećanja cijena. Fluktuirajuća cijena je obično određena da kompenzuje učešće postrojenja na veleprodajnom

tržištu s obzirom na određene ciljeve prihoda: ako su tržišne cijene niske, povećava se premija, ako su one visoke,

smanjuje se premija. Koristi se nekoliko varijanti takvog sistema; kako je objašnjeno u 4.4.2.1 u slučaju njemačkih

poticajnih premija određena je kompenzacija nekog individualnog postrojenja OIE (npr. vjetroelektrane) s

obzirom na jazove u prihodima „prosječnog“ postrojenja (tj. jaz s obzirom na prosječnu mjesečnu zaradu od

vjetroelektrana), tako da uspjeh individualnog postrojenja u njegovoj veleprodajnoj prodaji nema uticaja na

plaćanje premije, te se time određuju poticaji za optimizaciju prodaje za postrojenje. Nasuprot tome, prema

britanskoj shemi ugovora o razlikama (CfD), postrojenje OIE se kompenzuje zbog svog individualnog jaza između

tržišne zarade i ciljanog prihoda (i mora prenijeti bilo koju zaradu iznad ciljanog prihoda agenciji koja upravlja

shemom poticaja). Zavisno od specifičnog dizajna fluktuirajuće poticajne cijene, postrojenja su stoga manje ili više

izložena riziku veleprodajne tržišne cijene.

Efikasnost raspodjele je saradnik operativnog rizika. Ovdje se poziva na efikasnost podudaranja potražnje i

ponude, kao što je predviđeno tržišnim mehanizmom. Poticajne cijene pružaju sigurnost s obzirom na nivo

naknade za neko postrojenje, ali one takođe prave poremećaje na tržištu, jer naknada ne odražava vrijednost

proizvedene električne energije; ona je identična u vrijeme visokih i niskih veleprodajnih tržišnih cijena koje

odražavaju nedostatak električne energije s obzirom na datu stvarnu potražnju. Dok je proizvodnja solarne

energije i energije vjetra u osnovi zasnovana na meteorološkim prilikama i dolazi bez ikakvih marginalnih

troškova, može se smatrati neizbježnom nejednakost između ponude i potražnje, u slučaju fleksibilnih obnovljivih

izvora energije, poput tehnologija hidroenergije i biomase, te u manjoj mjeri, geotermalnoj, poremećaji

mehanizama tržišta električne energije putem poticajnih tarifa (FiT) su stvarni i nepoželjni. Nasuprot tome,

poticajne premije (FiP) nastoje poticati proizvodnju OIE u skladu s tržišnom potražnjom te će stoga vjerovatno

poboljšati operativnu efikasnost.

4.4.2.3 Feed-in Premiije u kontekstu BiH danas

Diskusija u tekstu iznad o FIP-u je važna za BiH, ali uglavnom za budućnost: kako je objašnjeno, procjena njenih

koristi uglavnom se ostvaruje u liberalizaciji elektroenergetskog sektora sa veleprodajnim tržištem u svojoj jezgri,

gdje sistem premije vodi ka boljoj usklađenosti između ponude električne energije od postrojenja OIE i potražnje.

Očigledno je to prednost naročito za otpremljive tehnologije OIE, većinom biomase i biogasa, - i u manjoj mjeri –

za hidroenergiju (s gornjim bazenom). Radna grupa se zbog toga slažu da bi se FIP trebao primjenjivati na velika

postrojenja OIE. Ovo je zasnovano na očekivanju potpune liberalizacije elektroenergetskog sektora u BiH.

BiH več danas ima pravnu osnovu samo za FIP: budući da ne postoji veleprodajno tržište sa cijenom koja odražava

relativnu ravnotežu ponude i potražnje, FIP se ne može efikasno koristiti. Za postrojenja OIE izvan FIT sistema,

npr. zbog isteka poticaja, oni koji izdaju propise u BiH definišu referentnu cijenu na osnovu koje je cijena

električne energije naplaćena. Ova referentna cijena je međutim konstantna tokom dnevnog i sezonskog perioda25

tako da svaki sistem premije mora efikasno odrediti iste poticaje kao i sistem FIT-a: sa konstantnom premijom

pridodanom na konstantnu cijenu, efikasna naknada postrojenja OIE određuje iste operativne poticaje kao

paušalna FIT. Stoga se ne može postići poboljšanje operativne efikasnosti opisano u 4.4.4.4.2.2.

25 Onaj ko donosi propise je ažurira na godišnjoj osnovi.

50

Kako bi se prevladala ova situacija u prelaznom periodu i iskoristila operativna efikasnost FIP-a u kontekstu

današnjeg elektroenergetskog sektora u BiH, Radna grupa je sugerisala uvođenje sistema fiksne premije u

kombinaciji sa reformisanom fleksibilnom referentnom cijenom, tj. referentna cijena bi trebala biti vremenski

promjenjiva tokom dana (i potencijalno tokom ljetne i zimske sezone). Osmišljeno je da referentna cijena

odražava relativni nedostatak ponude u elektroenergetskom sektoru i stoga da oponaša tržišnu cijenu.

Zadovoljavanje potražnje električne energije u BiH proizvodnjom je trenutno zasnovano na klasičnoj postavci:

postoje postrojenja baznog opterećenja, kao i postrojenja vršnog opterećenja koja služe uglavnom pokrivanju

nefleksibilne potražnje sa sezonskim i dnevnim profilom potražnje.

Iako se tačna „vrijednost“ električne energije na veliko u datoj vremenskoj tački može jedino odrediti u sistemu

zasnovanom na tržištu, aproksimacija hipotetičke „tržišne vrijednosti“ se može uspostaviti pomoću

transparentne procedure izračuna Ta procedura bi trebalo biti zasnovana na podacima o cijenama iz bilateralnih

ugovora u BiH (dostupni Regulatornim Komisijama) kao i veleprodajnim cijenama električne energije na

susjednim tržištima (CROPEX, HUPEX). Veleprodajne cijene na susjednim tržištima su relevantne zato što vlasnici

proizvodnih kapaciteta u BiH prodaju električnu energiju na tim tržištima. U praksi, odgovrna institucija (biće

definisano u Fazi B) će odrediti određeni broj dnevnih vremenskih perioda (recimo četiri) i izračunati prosječni

marginalni trošak za ove periode, na osnovu tipične zajedničke potražnje. To će se raditi tokom dvije

(alternativno: četiri) sezone u godini. Stoga, postrojenje OIE kojem se plaća prema referentnoj cijeni će se poticati

da se aktivira u vrijeme nedostatnosti. Vrijednost fiksne premije se mora odrediti da bi se odredilo pokriće

ukupnih očekivanih troškova postrojenja (diferenciranih prema tehnologiji i veličini). Kako je određeno, poticaj

reformisane referentne cijene se neće poremetiti.

Slika 26: Prijedlog dizajna fiksne FIP za BiH sa referentnom cijenom zavisnom od vremena

4.4.2.4 Opcije dizajna

Pri dizajniranju FIT-a i FIP-a, postoje slijedeći važni aspekti: broj kategorija tehnologija OIE, dužina perioda

poticaja i proces određivanja parametara. Za ovo treće (proces određivanja parametara) pozivamo se na poglavlje

4.4.4.4.3.11, o ostalim se govori u nastavku.

Kategorije tehnologija OIE: Diskusija o diferencijaciji cijena i premija prema FIT-u respektivno, FIP sistem za

različite tehnologije OIE / veličine kapaciteta, vodi ka osnovnom kompromisu između različitosti i efikasnosti. Na

jednom kraju spektra je tehnološka neutralnost, na drugom kraju je sistem sa velikim brojem različitih cijena za

svaku specifičnu vrstu postrojenja OIE. Tehnološka neutralnost se odnosi na shemu poticaja koja nudi upravo iste

Ukupna potražnja

Dnevni profil referentne

cijene (primjer) sa fiksnom FIP (prema tehnologiji OE)

51

uslove (uključujući nivo poticaja) za sve tehnologije OIE i veličine postrojenja. Jako je tipično za zelene certifikate:

certifikat obično označava fiksnu količinu proizvodnje električne energije iz nespecifičnih obnovljivih izvora.

Velika većina FIT-a i FIP-a koje se koriste za poticanje OIE su tehnološki specifične (jedan izuzetak je slučaj Španije

gdje je FIP određena na tehnološki neutralnoj aukciji). Međutim, broj kategorija varira značajno od zemlje do

zemlje. Tehnološka neutralnost sheme poticaja vodi k (statičnoj) ekonomičnosti troškova: prilike sa najmanjim

troškovima za razvijanje OIE se favorizuju u datom trenutku, kako je prikazano na Slika 27: dok se obnovljiva

potencijalna krivulja (OPK) 1 uzdiže samo umjereno, obnovljiva potencijalna krivulja OIE 2 se ukoso uzdiže,

vodeći ka potrebnom visokom nivou poticaja (i posljedično velikom trošku poticaja) da bi se postigao cilj OIE 2.

Spajanje dva cilja u zajednički (tehnološki neutralan) OIE cilj vodi ka potrebnom nivou poticaja što se može

porediti sa prvobitnim nivoom poticaja OIE 1, budući da se prvo aktiviraju najjeftiniji raspoloživi potencijali.

Slika 27: Nivoi poticaja s odvojenim i zajedničkim krivuljama

Međutim, tehnološka neutralnost je štetna za varijetet OIE, ili drugim riječima jedino tehnološki-specifičan poticaj,

tj. tehnološka neutralnost ima tendenciju da vodi ka „monokulturi“ jedne ili nekoliko tehnologija OIE. Dok Radna

grupa jasno ne favorizuje tehnološki neutralne sheme poticaja, gore izneseni kompromis je prisutan pri

određivanju kategorija bez obzira na: to što je veća diferencijacija tehnologija i veličine postrojenja, to će

troškovno neefikasna postrojenja biti podobna za poticaj. Shodno tome, troškovi poticaja su veći i

visokoheterogenim sistemima poticaja.

Period poticaja: Prilikom utvrđivanja dužine perioda poticaja za FIT/FIP, kreatori politike trebaju uzeti u obzir

dostupne finansijske uslove investitora: idealno, period poticaja bi trebao odražavati period otplate investitora.

Neke sheme predviđaju pad FIT-a tokom perioda poticaja što odražava uslugu duga. Međutim, jasno je da banke

mogu prilagoditi takođe svoje finansijske uslove – u okviru određenih ograničenja – tako je važan sljedeći osnovni

kompromis: Kraći periodi poticaja (uz veću naknadu) ubrzavaju otplatu duga, dok duži periodi poticaja (sa nižom

naknadom) imaju tendenciju da u prosjeku rezultuju sa rizikom za količinu prinosa (npr. rizik zasnovan na

radijaciji za solarnu PV). Prethodni argument može biti važan za jako male proizvođače koji preferiraju otplatu

kredita u kratkom vremenskom periodu. Ovo će biti važno za komercijalne investitore koji ne žele preuzeti rizike

u vezi sa godinama sa lošim vremenskim uslovima.

4.4.3 Poređenje administrativnih postavki i aukcija

Ovo podpoglavlje upoređuje administrativne i aukcijske parametre sheme poticaja. Posebna je važnost data riziku

proizvođača. Diskusija u ovom podpoglavlju odnosi se i na FIT i na FIP sisteme i takođe se može primjenjivati na

vertikalno integrisan ili tržišno zasnovan elektroenergetski sektor. Tabela 47 daje prikaz rizika promotora pod

ovom pretpostavkom.

OPK OE 1 Zajednički OPK

52

Tabela 4: Pregled rizika proizvođača OIE

Administrativno postavljanje Aukcijske postavke

FiP

• Kvantitativni rizik: prinos od postrojenja OIE

• Rizik veleprodajne tržišne cijene (u BIH: nakon uvođenja)

• Bez (dodatnog) rizika • Rizik neuspjele ponude, što vodi ka značajnom

razvojnom trošku

• Rizik od penala nakon uspješne ponude, ako se

provedba pokaže teškom

Kao što je prikazano u tabeli, administrativne postavke parametara nivoa poticaja su ugodnija opcija sa gledišta

proizvođača OIE: one poznaju okvir za razvoj od početka planiranja projekta i može uskladiti svoju strategiju u

skladu s tim. Ako njegov projekat ne uspije u bilo kojoj fazi procesa, ne snosi nikakav dodatni trošak sa strane

sheme poticaja. Nasuprot tome, uspostavljanje ključnih parametara nivoa poticaja na aukciji podrazumijeva

značajne rizike: neuspjeh ponude može značiti da su izgubljena značajna sredstva za razvoj (zavisno od politike

ponovnog prijema voditelja aukcije). Ako je ponuda uspješna, ali nepredviđene okolnosti odgađaju izgradnju

postrojenja ili je čine nemogućom, promotor mora snositi kaznu za neispunjenje svojih obaveza iz ponude pored

izgubljene investicije.

Ipak se mora naglasiti da je efikasnost raspodjele saradnik rizika promotora. Kako pokazuju dva kvadratića na

sljedećim stranama, mnoge zemlje u EU i Latinskoj Americi su bile uspješne pri smanjenju troška poticaja OIE

uvođenjem mehanizama aukcije. Što se tiče uspjeha pri provedbi, rana iskustva sa aukcijama u Latinskoj Americi

i drugdje su pokazala da su labavi zahtjevi za predkvalifikaciju i odsustvo kazni za neispunjenje doveli do niske

stope realizacije. Kao što to pokazuje prvi kvadratić, u Latinskoj Americi je to dovelo do visokih stopa realizacije,

čime se povećava efikasnost aukcije kao instrumenta sheme poticaja.

Ipak, treba napomenuti neke stvari koje se odnose na efikasnost aukcija, a to su:

• Efektivnost aukcija je upitna ako se ostavi prostora za špekulacije: uspješni ponuđači bez očite

sposobnosti (ili spremnosti) da izgrade postrojenje OIE doveli su do niskih stopa realizacije, kako su

pokazale prve aukcije u Južnoj Americi. Od tada, napravljene su razne izmjene kako bi se to izbjeglo.

• Kao u svakom natjecanju, aukcije za OIE neće dati efikasne ishode bez efikasne konkurencije. To je

najočiglednije u slučaju monopolističkog ponuđača - tj. ponuđača koji posjeduje sve ili najvažnije dijelove

ukupnog kapaciteta za davanje ponude: on može uticati na cijenu na aukciji (u okvirima koje odredi

aukcionar). Međutim, u slučaju pivotalnog ponuđača, treba očekivati i distorzije: on posjeduje tako velik

dio snage za davanje ponude da će sasvim sigurno dobiti dio ukupne snage (kapaciteta) koja je predmet

aukcije. U tom slučaju on može dizati pobjedničku ponudu sve do gornje granice koju je odredio

aukcionar, i tako podići posljedične poticaje iznad nivoa efikasnosti.

• Aukcije podrazumijevaju značajne administrativne troškove pripreme i revnosne implementacije kao i

transakcijske troškove za ponuđača; IRENA publikacija iz 2016. “Aukcije obnovljive energije” ovo

navodi kao slabost ovog instrumenta. Troškovi se nekad koriste kao argument protiv uvođenja aukcija

za OIE, što se može prihvatiti ako je potencijal određenog obnovljivog izvora mali. U slučaju aukcija

posvećenih većim ciljnim kapacitetima, troškovi ne bi trebalo da predstavljaju bitnu stavku, jer će ih

vjerovatno opravdati veća efikasnost aukcijskog mehanizma.

53

Zbog mogućih problema sa aukcijama, i kako bi se bolje razumjele specifičnosti određene zemlje, EU Smjernice

za državnu pomoć u zaštiti okoliša i energetici za 2014. godinu navode da se Zemlje članice mogu uzdržati

od korištenja aukcija kao instrumenta za primanje podrške ukoliko se one pokažu neefikasnim u danim lokalnim

okolnostima. U praksi, Zemlje članice EU koristile su pilot aukcije da testiraju aukciju i odrede njen optimalni

oblik26.

Aukcije za OIE u Latinskoj Americi

Prve zemlje Južne Amerike koje su uvele aukcije za OIE su: Brazil, Peru i Čile. Čak iako se tačan oblik aukcije

značajno razlikuje od zemlje do zemlje, skorašnja iskustva su uglavnom pozitivna. Od uvođenja aukcija, sve tri

zemlje su doživjele značajan pad cijena postignutih na aukciji, značajno proširenje obnovljivih kapaciteta, i

visoke stope realizacije.

Brazil je među zemljama sa najbogatijim iskustvom u aukcijama obnovljive energije. Naročito za tehnologije

vjetra, koje su intenzivno promovisane zbog izvrsnog kvaliteta lokacija i dostupnosti lokalne industrije. Vrijedi

spomenuti da je akcioni plan prošao značajne izmjene kako bi izbjegao neželjene rezultate. Među najvažnijim

su: uvođenje strogih pretkvalifikacijskih zahtjeva posebno prilagođenih određenoj tehnologiji, odgovornost

priključka na mrežu je prenesena na nosioca projekta, i uvođenje povoljnih uslova finansiranja za projekte sa

lokalno proizvedenom opremom i montažom. Pored toga, u smanjenju cijena su ključnu ulogu igrali

međunarodna konkurencija i dugoročni (20-godišnji) ugovori putem feed-in tarifa.

Peru je prvi održao aukciju za solarnu energiju (2010.) i do sada je svoj sistem aukcija po različitim

tehnologijama proširio na energiju vjetra, vode, i biomase. Kvalitet obnovljivih izvora u Peruu je jedan od

glavnih razloga za niske cijene solarne energije i energije vjetra. Aukcija je oblikovana sa ciljem da privuče

međunarodne ulagače kroz stvaranje privlačnog poslovnog okruženja sa ugovorima koji su zaštićeni od rizika

valute i inflacije. To je ulagačima ulilo povjerenje i ojačalo konkurenciju, dovodeći do značajnog smanjenja

cijena kroz naredne aukcije. Visoki iznosi garancija za izvršenje posla su osigurali visoku stopu realizacije.

Međutim, problemi u pribavljanju okolišnih i lokalnih dozvola doveli su do opipljivih kašnjenja u izgradnji.

2006. godine, Čile je uveo tehnološki neutralne aukcije za klasične i obnovljive tehnologije sa ciljem da osigura

snabdijevanje energijom po najnižim cijenama. Međutim, tek 2014. sa uvođenjem novih elemenata, obnovljiva

energija je postala zanimljiva za aukcije. Labavi zahtjevi za kvalifikaciju, dugi periodi realizacije i ugovori

izraženi u američkim dolarima privukli su strane ulagače i povećale konkurenciju. Povoljni ekonomski i

politički uslovi uz energetski bogate obnovljive izvore, ojačali su povjerenje ulagača i zajmodavaca. To je

poprimilo takve razmjere da su na posljednjim aukcijama obnovljive tehnologije bile cjenovno konkurentnije

od tradicionalnih izvora energije. Na primjer, u 2017. godini, ponuđena je najniža cijena za solarnu energiju do

sad (29,1 USD/MWh).

26 Vidi Preporuka 2 u Agora Energiewende (2014) „Auctions for Renewable Energy in the European Union“

54

Slika 28: Rezultati aukcija u odabranim zemljama Južne Amerike

Aukcije u EU

Što se tiče aukcija, Zemlje članice EU nisu na vodećim pozicijama, već u pozadini: u većini slučajeva, aukcije se

koriste tek od 2014. Izuzetak su Danska, koja uspješno vodi aukcije za svoje vjetroelektrane na vodi i na kopnu

od 2002. godine, i Italija koja je aukcije uvela 2013. Glavna motivacija za uvođenje aukcija bila je pružanje

podrške novim kapacitetima iz OIE i tehnološkom razvoju. Ova motivacija je dalje ojačana kada je EZ uvela

obavezu korištenja aukcija od 2017. godine nadalje.

Rezultati aukcija u Zemljama članicama EU donekle pokazuju adekvatnost instrumenta za postizanje

energetskih ciljeva na troškovno efikasan način. U tom smislu, evolucija prosječnih cijena postignutih na aukciji

predstavlja opipljiv pokazatelj za procjenu ishoda aukcija. Tačno je da je tehnološki napredak igrao važnu

ulogu, ali su aukcije omogućile da se otkrije onaj nivo poticaja koji odražava smanjenje tehnoloških troškova i

povećanje efikasnosti (naročito kod tehnologija energije vjetra i sunca). Prednosti aukcije kao mehanizma koji

je više zasnovan na tržištu doveo je do prosječnog smanjenja cijena od 70% u Danskoj (priobalni vjetar od

2010. godine, i više od 20% u zemljama sa manje iskustva kao što je Španija. Raspodjela kapaciteta je različito

rasla u ovim zemljama zbog različitih oblika aukcije i energetskih ciljeva. Dok su se neke zemlje odlučile za

aukcije posebno prilagođene određenoj tehnologiji (poput Njemačke i Danske) njegujući raznoliki tehnološki

miks; druge (poput Španije i UK) su postavile prioritet smanjenja troškova pomoći na minimum koristeći se

tehnološki neutralnim aukcijama. Dosada su tehnologije energije vjetra i sunca promovisane na uravnotežen

način, locirane na mjestima sa najpovoljnijim vremenskim uslovima. To objašnjava zašto su tehnologije vjetra

konkurentnije u zemljama uz Sjeverno more, dok jug Evrope ima korist od bolje osunčanosti.

Sve u svemu, Evropa svjedoči unaprijeđenom trendu obnovljive energije koji zahtijeva da nosioci projekata,

proizvođači opreme, operateri sistema i kreatori politika daju svoj doprinos sa ciljem ostvarivanja svih

dodijeljenih projekata, u planiranim rokovima. Aukcije su omogućile smanjenje troškova i široku raspodjelu

kapaciteta, ali su stope realizacije te koje u konačnici pokazuju efektivnost aukcija u Evropi.

Zemlja/ Smanjenje Kapacitet/ Stopa Tehnologija cijene obim realizacije Pridodan

55

Slika 29: RE Rezultati aukcije u odabranim zemljama članicama EU

4.4.3.1 Opcije za administrativno podešavanje parametara

U ovom podpoglavlju diskutuje se o opcijama u administrativnom podešavanju nivoa poticaja prema FIT/FIP

(drugi parametri su tipično uključeni u zakon i mijenjaju se mnogo rjeđe). Praksa je da je administrativno

podešavanje nivoa poticaja bilo dominantno tokom većine ekspanzije OIE u EU tokom posljednje dvije decenije.

Iz prakse EU, mogu se zaključiti dvije glavne dimenzije dizajna:

• Administrativna odgovornost: Neke vlade (npr. u Njemačkoj) uključuju cijene u zakon, tako da

parlament (tačnije: parlamentarni odbor) odlučuje o određivanju parametara, dok resorna javna

institucija (npr. ministarstvo) pruža vođstvo. Ovaj pristup daje procesu više političke legitimnosti, ali

takođe usporava prilagodbe. Stoga većina zemalja određuje cijene ili premije putem odluke (uključujući

i BiH) te delegira odgovornost posvećenoj instituciji, obično onoj koja donosi propise.

• Periodičnost: Periodičnost ažuriranja nivoa poticaja može značajno varirati. U osnovi bi trebalo da se

rukovodi brzinom tehnološke promjene: dramatično smanjenje specifičnog troška tehnologija OIE bi se

trebalo odražavati u smanjenju nivoa poticaja, a produženi periodi između ažuriranja mogu dovesti do

previše izdašnih nivoa poticaja. Mora se pronaći kompromis za argument efikasnosti naspram

neizbježnog administrativnog opterećenja koje je povezano sa svakom ocjenom adekvatne naknade, na

osnovu opširne procjene potreba poticaja za specifičnu tehnologiju.

Kako bi se moglo dodatno upravljati povećanjem kapaciteta prema tehnologiji OIE s obzirom na određene ciljeve

i raspoloživ budžet za finansiranje dotičnog troška poticaja OIE, neke zemlje su uvele kvote za maksimalni

instalisani kapacitet prema tehnologiji u određenom periodu. To omogućava dodatnu kontrolu ekspanzije OIE,

što se može opravdati zbog dva razloga: ograničenja za kapacitet mrežnog pristupa i ograničenja za budžete

sheme poticaja. Pri određivanju kvota, kreatori shema poticaja bi trebali koordinirati s mrežnim proizvođačima

kako bi uskladili ograničenja kapaciteta i odlučili o razumnoj podjeli budžeta sheme poticaja između različitih

tehnologija OIE.

Zemlja/ Smanjenje Kapacitet/ Tehnologija cijene obim pridodan

56

Nasuprot tome, kvote takođe mogu dovesti do niže tržišne konkurencije i učešća ako definicija kvote nije

zasnovana na jasno definisanoj i objavljenoj metodologiji. Međutim, ako je uspostavljen funkcionalan sistem

naplate za finansiranje troškova poticaja, određivanje kvote bi trebalo biti direktno u skladu sa (tehnološkim)

ciljevima OIE, kao što je npr. definisano Akcionim planovima za obnovljivu energiju date zemlje (pogledajte

takođe diskusiju u 4.1).

Nezavisno od administrativne odgovornosti, određivanje nivoa poticaja od strane vladinih agencija je tipično

zasnovano na stručnom savjetu, tj. ažuriranim tržišnim studijama od strane nezavisnih konsultanata. Njemačka

je uvela drugi pristup za prevazilaženje svojih problema u vezi sa sporim ažuriranjem parametara sheme poticaja

i proisteklom neefikasnošću sistema poticaja.

Prema tzv „breathing lid“ regulativi, zakonom je utvrđen limit za ekspanziju tehnologija OIE. Ako se ekspanzija

OIE odigra u okviru tako određenog limita, stope naknade se smanjuju za pola procenta mjesečno. Ako ekspanzija

OIE pređe ograničeni limit, uslijediće još veče smanjenje u sljedećem periodu revizije mjera poticaja. Nasuprot

tome, manjak ekspanzije će rezultovati manjim smanjenjima poticaja (pogledajte Slika 30). Na taj način se

ograničavaju troškovi poticaja pojedinim tehnologijama kod kojih dolazi do skokovitog rasta interesa i investicija,

dok se istovremeno održava kontinuiran rast i razvoj novih OIE.

Slika 30: Koncept regulisanja sheme poticaja „breathing lid“ u Njemačkoj

Dok parametri poticaja velikih postrojenja podliježu procesima aukcije, “breathing lid“ regulativa se još uvijek

primjenjuje na solarna postrojenja sa manje od 750 kW. Period revizije je šest mjeseci.

4.4.3.2 Opcije za postavljanje parametara za aukcije

U ovom poglavlju će se razmatrati prednosti i nedostaci mogućnosti za oblikovanje aukcije. Kako je ranije rečeno,

aukcije su u mnogim zemljama bile uspješne u smanjenju visine poticaja. Što se tiče stopa realizacije za uspješne

ponuđače, skorija iskustva iz Južne Amerike, kao i Danske i Italije ukazuju na zadovoljavajuće rezultate, tako da

su se u tim slučajevima aukcije pokazale kao efektivne za postizanje ciljeva. Međutim, kako raniji primjeri manje

Inicijalni FIT/FIP i formula za prilagođavanje koja se treba uskladiti s

ekspanzijom OIE

„željeno“ proširenje

Uz proširenje od x% iznad ili ispod željenog nivoa, naknada

se povećava i smanjuje za y%

57

efektivnih aukcija pokazuju, to je donekle posljedica karakteristika date aukcije, kao što su kazne za kašnjenja ili

neizgradnju instalacija za uspješne ponuđače. Stoga je jasno da uspjeh zavisi od željenog rezultata. Dok se

smanjenje troškova i proširenje kapaciteta obično koriste kao varijable u procjeni, neki tvorci politika bi veći

značaj dali sekundarnim ciljevima kao što su lokalni uticaj ili raznolikost sudionika. U našoj sljedećoj raspravi o

elementima koji tvore aukciju, fokus je na troškovnoj efikasnosti i efektivnosti, jer su to dva najčešće korištena

kriterija u vježbama procjene.

Slika 31 pokazuje ključne elemente koji čine aukciju. Ove kategorije su preuzete iz IRENA izdanja “Renewable

Energy Auctions” iz 2016. godine.

Slika 31: : Mogućnost oblikovanja aukcije Izvor: IRENA 2016 / DNV GL

Potražnja aukcije

Potražnja aukcije se odnosi na ukupnu količinu koja se stavlja na aukciju, i načina na koji se ona dijeli na različite

tehnologije i veličine projekata.

Vrsta potražnje

Vrsta potražnje se odnosi na proizvode ponuđene na aukciji za koje se učesnici natiču. Postoje dva tipa potražnje

aukcije. Prvo je potražnja za snagom (MW), gdje se učesnici obavezuju da će izgraditi proizvodni kapacitet

određene minimalne vrijednosti, ako pobijede na aukciji. Drugo je potražnja za količinom (MWh), gdje se učesnici

natiču za udio u proizvodnji energije koja je na aukciji (MWh). Dok potražnja zasnovana na snazi daje veću

izvjesnost troškova poticaja (premija po instalisanoj snazi), ona daje manje stimulacije za efikasan rad. Pobjednici

na aukcijama su pod pritiskom da izgrade kapacitete u planiranom roku, ali ne i pod kontrolom izlaznih

vrijednosti kad postrojenje bude u pogonu. Nizozemska i Njemačka su uvele aukcije zasnovane na snazi,

58

pokazujući da ukupni kapacitet može lako da se podijeli među ponuđačima. Potražnja zasnovana na količini je

složenija za odrediti, jer traži preračunavanja na osnovu očekivane proizvodnje električne energije po instalaciji

OIE. Međutim, ona daje veći poticaj za korišćenje minimalne proizvodnje energije u određenom periodu. Brazil i

Čile su se odlučili za ovu vrstu potražnje kako bi izbjegli nesigurnost sistema. Nosioci ugovora snose kazne ako ne

ostvare svoje obaveze po pitanju količine u ugovorenom periodu. Čile je čak uveo i ugovore zasnovane na količini

za određene periode u danu, koji odgovaraju određenim tehnologijama (npr. ugovaranje određene količine

energije preko dana odgovara solarnim tehnologijama).

Gornja granica potražnje

Jedan od najvećih izazova kod oblikovanja aukcije je određivanje gornje granice na potražnju. Gornja granica

potražnje treba da je uravnotežena (niti visoka, niti niska) kako bi omogućila pravilno formiranje cijena kroz

konkurenciju i oskudicu sa ugovorima. U slučaju preniske granice, agresivno naticanje da se osigura dio

ponuđenih ugovora može dovesti do preniskih ponuda što ugrožava efektivnost (npr. prva aukcija u Španiji).

Suprotno tome, previsoka granica sa smanjenim učešćem (interesom energ. industrije) može dovesti do visokih

cijena ponuda i visokih troškova poticaja. To naročito važi za nezrele tehnologije (npr. prva aukcija za biomasu u

Peruu). U nekim zemljama se ne otkriva gornja granica kako bi se spriječilo taktiziranje među ponuđačima.

Postoje tri uobičajena tipa ograničenja potražnje koji odgovaraju različitim političkim prioritetima. Prvi je

ograničenje zasnovano na snazi (MW), što je najčešći oblik u Evropi zbog jednostavnosti primjene (npr. Španija).

Ograničenje zasnovano na snazi (MW) omogućava ranu procjenu efektivnosti (izgrađenosti instalacije) i šalje

jasan signal industriji o veličini tržišta. Drugi je ograničenje zasnovano na količini (MWh), koje određuje

maksimalnu vrijednost proizvodnje električne energije uzimajući u obzir potrebe privrede za energijom zajedno

sa očekivanjima operatera sistema. Ciljevi zasnovani na proizvodnji omogućavaju postavljanje određenih ciljeva

potrošnje u vezi sa energetskim politikama (npr. Brazil). Treći je ograničenje zasnovano na budžetu, koje

ograničava ukupan iznos poticaja koji se dodjeljuje putem aukcije. Ovo je naročito korisno kada ne treba premašiti

nivo troškova poticaja. Ograničenje budžetom se obično kombinira sa jednom od druge dvije opcije, kao što je

slučaj u Nizozemskoj.

Tehnologija

Kreatori politika mogu koristiti različite aukcije za različite tehnologije (tehnološki specifične aukcije) ili jednu

veliku aukciju koja kombinira sve tehnologije (tehnološki neutralna aukcija). Tehnološki specifične aukcije

omogućavaju promovisanje tehnologija na različitim nivoima zrelosti. To je naročito korisno za razvoj miksa

raznolike proizvodnje. Međutim, promovisanje nezrelih tehnologija podiže troškove poticaja. Zemlje poput

Njemačke i Danske koriste tehnološki specifične aukcije, čime postižu dinamičku efikasnost. Tehnološki neutralne

aukcije, suprotno tome, favoriziraju jeftinije tehnologije što dovodi do veće isplativosti, ali može dovesti do

tehnološke monokulture. Primjeri su Španija i Čile gdje su tehnološki neutralne aukcije koje su bile od koristi

skoro isključivo tehnologijama energije vjetra i sunca.

Druge dimenzije

Aukcije se mogu organizirati i u redovnim periodima sa utvrđenim dugoročnim rasporedom ili samostalno (ad

hoc). Redovne aukcije raspoređuju energetske ciljeve kroz određeni period (broj rundi), pružajući izvjesnost

ulagačima i nosiocima tehnološkog razvoja o budućem tržištu (potičući tehnološki napredak). Dobar primjer je

Brazil, gdje su godišnje aukcije dale poticaj razvoju lokalne vjetro-industrije. Također je važno napraviti razliku u

učestalosti aukcija za različite tipove tehnologije jer svaka tehnologija OIE ima specifičnu situaciju na tržištu

(sudionike, tehnološki napredak, raspoloživost podesnih lokacija, itd.)

59

Samostalne aukcije daju fleksibilnost kako bi se raspored prilagodio promjenama na tržištu. Nakon niskih nivoa

poticaja postignutih na prvoj aukciji iz 2017. godine, španske vlasti su odlučile da organiziraju drugu aukciju

nekoliko mjeseci kasnije, uvodeći male izmjene u sam oblik aukcije. U svakom slučaju, samostalne aukcije mogu

imati značajan uticaj na ishod aukcije jer neizvjesnost o budućim rundama aukcije može dovesti do preagresivnog

naticanja. Još jedan element za oblikovanje aukcija koji vrijedi razmatranja je regionalizacija aukcija kako bi se

izbjegla koncentracija tržišta i kako bi se u obzir uzeli geografski aspekti (npr. aukcije priobalnog vjetra u

Danskoj). Čak i tada, podvrsta aukcija koje koriste raslojenost tržišta može dovesti do niske konkurencije i visokih

troškova poticaja. Naročito kada nije dostupna odgovarajuća mrežna infrastruktura.

Odabir pobjednika

Izbor pobjednika se odnosi na način naticanja i kriterije za odabir pobjedničke ponude.

Vrsta aukcije

U praksi se uglavnom koriste dva osnovna tipa za utvrđivanje nivoa poticaja, "pay-as-bid" i uniformno određivanje

cijena (tzv. "pay-as-clear"). Po pay-as-bid tipu, učesnici u aukciji daju ponude za određeni nivo poticaja i ponude

su poredane po principu marginalnog troška (od nižeg ka višem). Potražnja aukcije se potom raspoređuje

najkonkurentnijim ponudama dok se ne dostigne gornji prag aukcije. Dobitnici aukcije dobivaju onaj nivo poticaja

i količinu energije (količinu ili snagu) koji su ponuđeni u ponudi. Iako pay-as-bid aukcije mogu dovesti do ponuda

koje odražavaju realističnije tehnološke troškove, mogu potaći i na proračunato ili preagresivno nadmetanje, čime

se narušava zasluženi raspored ponuda. Na primjer, Njemačka se odlučila za pay-as-bid tip aukcije u 2017., što je

dovelo do preagresivnog naticanja na posljednjim aukcijama. Po jednoobrazno određenim cijenama, nivo poticaja

za sve pobjednike na aukcijama određuje posljednja pobjednička ponuda, ili posljednja ponuda kojom se dostiže

maksimalna vrijednost aukcije. Ovakav tip aukcije motivira ponuđače da daju ponude koje su bliže troškovima

nosioca projekta što dovodi do otkrivanja stvarnih troškova. Pobjednici aukcija dobivaju istu naknadu, koja je

povoljnija za one sa najnižim troškovima projekta. Španija je, na primjer, uvela tip aukcije sa uniformnim

cijenama, za promovisanje troškovno efikasnih projekata i projekata velikih razmjera.

Kriterij odabira

Kriterij odabira odnosi se na uspostavljena pravila za izbor pobjednika na aukciji. "Price only" aukcije su

fokusirane na samo jedan kriterij, a to je najkonkurentnija cijena ponude. Zbog svoje jednostavnosti, to je najčešće

korišteno pravilo širom svijeta. Složenije za izvesti su aukcije sa više kriterija, koje proširuju spisak pravila

odabira u odnosu na puku visinu cijene. Aukcije sa više kriterija uzimaju u obzir i druge faktore, kao što su pravila

lokalnog sadržaja, uticaj na lokalno istraživanje i razvoj, uticaj na industriju i na okoliš. Time se omogućava

ostvarivanje različitih ciljeva politike na račun niže efikasnosti poticaja (povećanih troškova poticaja). Primjeri za

višekriterijske aukcije uključuju:

• Za aukcije za energiju vjetra, Njemačka je stvorila zakonski koncept "Bürgerenergiegesellschaft (BEG)"

(eng. "Energetske zadruge") kako bi se omogućilo ulaganje u građansku energiju. Dok aukcija za energiju

vjetra ima format za isplatu za komercijalne ponuđače, BEG primi najviše dobitnu vrijednost ponude

(tako da je aukcija za BEG više slična).

• Na pilot aukciji za energiju vjetra u 2017. godini, Turska je isključila ponuđače koji se nisu obavezali da

koriste udio lokalnog sadržaja od najmanje 65%, tj. Uspešni ponuđači na taj način moraju dokazati da su

dobavili opremu turskih dobavljača, urađenih kao dio investicije, iznosi 65% ukupne investicije.

• U Danskoj aukcionar preuzima određene zadatke i troškove (priključak na mrežu, resursi i procjene

uticaja na životnu sredinu) i predefinira veličinu i lokaciju projekata prije aukcije. Na taj način se ponuđač

obavezao na specifične karakteristike aukcija vezanih za sajt.

60

• Španija koristi donje granice na svojim tehnološko neutralnim aukcijama. U prvom krugu 2017. godine,

veza između solarnih elektrana vjetroelektrana na kopnu dovela je vjetroelektrane u dominantan položaj

u smislu pobjednika. Donje granice za solarne elektrane prilagođene su u drugom krugu, što je proizvelo

značajan dio dobitnika.

Pored toga, možda je pametno jasno definisati pravilo izbora u slučaju izjednačenih ponuda. To pravilo ne smije

biti diskriminirajuće i mora biti u skladu sa ciljevima politike. Najčešće se koristi pravilo za izjednačene ponude

po snazi koje prednost daje manjim (npr. Njemačka) ili većim (npr. Španija) projektima.

Ograničenja

Elementi ograničenja su veoma korisni za ograničavanje neželjenih ishoda aukcije. Gornja granica (ili maksimalna

cijena) sprječava da, kao posljedica aukcije, dođe do previsoke vrijednosti poticaja. Ponude koje premašuju

utvrđenu gornju granicu neće biti uzete u razmatranje za raspodjelu. Ovaj element je potreban da bi se izbjeglo

plaćanje previsokih cijena zbog slabe konkurencije. Ista metoda važi i za donju granicu (ili minimalnu cijenu), koja

određuje minimalnu vrijednost ponude kako bi se izbjegle spekulacije i davanje preniskih ponuda. Definicija

odgovarajuće gornje i donje granice predstavlja složeno pitanje jer u obzir treba uzeti i tehnološki napredak i

okolnosti na tržištu. Njemačka je uspostavila gornju granicu po različitim tehnologijama, kako bi izbjegla

previsoke naknade, a Španija je uvela donju granicu kako bi osigurala ekonomsku održivost projekata. Pritom,

aukcije mogu biti oblikovane i tako da ograniče snagu/količinu ponuda (udio u ukupnom) ili tako da odrede

maksimalnu veličinu projekta. Pomoću ovog elementa se sprječava koncentracija tržišta i smanjuje rizik od niske

stope realizacije zbog samo jednog sudionika. Ovaj element se često koristi i može se koristiti za promovisanje

instalacija srednjih razmjera (npr. Francuska je održala aukciju za solarne projekte snage od 100 KW do 250 KW).

Zahtjevi za kvalifikaciju

Zahtjevi za kvalifikaciju predstavljaju minimalne uslove koje učesnici trebaju zadovoljiti kako bi učestvovali u

aukciji.

Pretkvalifikacija

Zahtjevi za pretkvalifikaciju predstavljaju suštinski element koji kontrolira učesnike u aukciji. Kako samo ime

govori, potencijalni ponuđači moraju ispuniti čitav niz minimalnih zahtjeva prije početka aukcije. Ta pravila

učešća imaju za cilj eliminirati one učesnike koji bi ugrozili efektivnost aukcije. Pretkvalifikacijski zahtjevi se mogu

fokusirati na aspekte projekta (kao što su tehnički zahtjevi, dokumentacija, preliminarne dozvole) ili aspekte

ponuđača (tehnička ili finansijska sposobnost da se projekat izvede). Uobičajena je praksa da se traže finansijske

garancije (ili garancije za ozbiljnost ponude) koje pružaju zaštitu od neozbiljnih ponuda i nerealizacije projekata.

Važno je istaći da je odabir odgovarajućih zahtjeva za pretkvalifikaciju od ključnog značaja. Dok previše blagi

zahtjevi mogu dovesti do povećanja broja učesnika, također mogu povećati rizik od neizvršenja projekata, kao što

se može vidjeti u slučaju Nizozemske i Španije. Sa druge strane, prestrogi pretkvalifikacijski zahtjevi mogu

obeshrabriti konkurenciju zbog dodatnih troškova učešća, kao što je bio slučaj u Francuskoj i Peruu. U svakom

slučaju, strogi zahtjevi povećavaju vjerovatnoću ispunjavanja ugovornih obaveza i postizanja energetskih ciljeva

u planiranom roku.

Konkretno, slijedeći elementi se obično koriste kao pretkvalifikacija:

• Dokaz o bonitetu ponuđača je najelementarnija pretkvalifikacija, neophodan preduslov za verodostojno

obećanje da će nastaviti sa instalacijom nakon pobjede na aukciji.

• Ponekad se zahtjeva da aukcionar dostavi spisak referenci ranije uspješno sprovedenih projekata OIE. To

može izgledati kao manje relevantna pretkvalifikacija u onim slučajevima gdje su potrebne dozvole i

licence.

61

• Štaviše, neki ili cijeli set dozvola i licenci potrebnih za izgradnju i rad postrojenja mogu se izvršiti u

pretkvalifikacionim uslovima:

o Upotreba zemljišta: osnovne dozvole za postrojenja OIE su one koje dozvoljavaju njihovu

izgradnju na određenoj lokaciji. Obično su dio prostornog planiranja koje preduzimaju

regionalne ili opštinske vlasti.

o Građevinske dozvole: Potrebno je pribaviti građevinske dozvole vezane za ispravnost

građanskih djela - kao što su fundamenti. U tu svrhu, potrebno je dostaviti plan izgradnje. Osim

toga, postrojenja moraju obično biti pristupačna cestom. Dakle, dozvola za izgradnju puteva je

dio skupa potrebnih dozvola.

o Dozvola za rad: Ove dozvole uključuju sve tehničke elemente projekta, koji se moraju ponovo

navesti u planu projekta. Projektanti podnose vrstu turbine ili solarne ploče respektivno,

predviđene transformatore i priključka na mrežu. Vlasti i OPS-ovi provjeravaju ove planove sa

tehničkog stanovišta (u smislu operativne sigurnosti).

o Ekološka dozvola: Procjena uticaja na životnu sredinu je potrebna u slučaju većih instalacija.

Aspekti koji treba razmotriti obuhvataju efekte na migraciju ptica i kontrolu buke u slučaju vjetra

i efekata migracije ribe i hidroloških tokova u slučaju hidroenergije.

Osim dozvola i licenci, pristup mrežama je važan preduslov za uspješnu izgradnju postrojenja OIE. Međutim,

pored tehničkih aspekata povezivanja sa mrežom, ona je izvan kontrole projektanta. Ipak, raspoloživost

kapaciteta mreže mora biti razjašnjena u ranoj fazi razvoja projekta. Trebalo bi, međutim, biti odgovornost

aukcionara ili DSO-a da usklade tenderisani kapacitet sa raspoloživim mrežnim kapacitetima. U otvorenoj aukciji,

uspešna aplikacija za mrežnu konekciju može da bude predikvalifikacioni kriterijum za ponuđača. U aukcijama

za određene lokacije to bi bila obaveza aukcionara.

Ograničenja

U teoriji, aukcije su efektivne u raspodjeli resursa. Na primjer, otvorene, tehnološki neutralne aukcije, potiču

učesnike da odaberu najrentabilnije projekte, tehnologije i lokacije. Moguće je da najkonkurentniji projekti

podrazumijevaju dodatne troškove za sistem ili uticaj i na lokalnu industriju. Tako vlade mogu uvesti

kvalifikacijska ograničenja za projekte kako bi promovisale realizaciju različitih ciljeva politika. Efikasna

integracija sistema (npr. priključak na mrežu), razvoj lokalne industrije (npr. domaća proizvodnja i montaža) i

diversifikacija učesnika u smislu lokacija, kao i veličina instalacija, predstavljaju aspekte koji bi se mogli

promovisati kroz dobro osmišljen oblik aukcije. U tom smislu, odgovornost priključivanja na mrežu može se

dodijeliti onoj strani koja je najbolje pripremljena da preuzme taj zadatak (npr. vlada preuzme rizik priključka na

mrežu kao u Danskoj) ublaživanja rizika za nosioca projekta. Posebni zahtjevi u korist lokalne industrije mogu se

primjenjivati kroz uvođenje pravila lokalnog sadržaja (npr. u Brazilu, korištenje lokalne opreme znači bolje uslove

finansiranja). Slično tome, raznolikost učesnika i lokacija se može poticati tako što će se primjenjivati različite

visine naknada za određene kategorije (npr. veći iznosi za manje poželjne lokacije, kao što se radi u Njemačkoj)

ili tako što će se zahtjevi za pretkvalifikaciju ublažiti za određene kategorije učesnika (npr. mali učesnici, kao u

Francuskoj). Neke zemlje postavljaju različite zahtjeve za finansijsku pretkvalifikaciju za lokalne i inostrane

učesnike. U Peruu, na primjer, domaći ponuđači moraju dokazati da imaju rejting BB+ ili iznad, dok inostrana

društva moraju položiti garanciju za ozbiljnost ponude u visini 1% trenutne vrijednosti ugovora.

Odgovornosti prodavca

Odgovornosti prodavca se odnose na određena pravila kojima se osigurava visoka stopa realizacije dodijeljenih

projekata, u predviđenom roku.

62

Kazne za neizvršenje i kašnjenje

Kazne su uvedene kako bi spriječile neizvršavanje ugovornih obaveza. Prilikom oblikovanja aukcije, potrebno je

odlučiti o obliku i visini kazni. Općenito govoreći, kazne se primjenjuju kako bi spriječile kašnjenja u radu na

instalacijama, odnosno otkazivanja projekta (osim kada su uzroci za kašnjenja izvan odgovornosti investitora,

odnosno u slučaju propusta DSO da poveže OIE instalaciju na mrežu) . U tom smislu, kazne mogu imati različite

oblike. Najčešći oblik kazne je zadržavanje (potpuno ili djelomično) finansijske garancije u slučaju nepoštivanja

dogovorenih rokova (npr. Španija i Peru.). Alternativa, ili dopunska mjera zadržavanju garancije za ozbiljnost

ponude, je isključenje pobjednika aukcije iz učešća u budućim aukcijskim rundama (npr. Španija i Engleska). Rjeđe

korišteni oblik kazne je smanjenje nivoa poticaja dobivenog kroz aukcijski proces (npr. Danska). Visina kazne se

može odrediti kao funkcija koja prati vrijeme kašnjenja. Empirijski dokazi pokazuju da neke zemlje podcjenjuju

značaj utvrđivanja odgovarajućeg kaznenog signala i da su bile primorane da povećaju nivo i ozbiljnost kazni u

narednim aukcijama (npr. Španija, Engleska i Danska).

Vrijeme isporuke i rokovi

Rokovi za isporuku su od presudnog značaja za određivanje razumnih perioda za realizaciju (vremena za

izgradnju projekta). Međutim, nije jednostavno utvrditi razuman tempo koji će izbjeći spekulacije i previsoke

naknade i koji obuhvata rizike izgradnje, a koji može da smanji interes za učešćem (rokovi su prekratki, kao u

Španiji). Ako je glavni zadatak da se poveća efektivnost aukcija, dugi (ali realistični) periodi realizacije bi nosiocu

projekta dali veću fleksibilnost i više vremena da reagira na neočekivane okolnosti. Kako svaka tehnologija ima

svoje konstrukcijske specifičnosti (npr. za vjetroelektrane na kopnu obično treba više vremena da se pribave sve

dozvole), može biti praktično da se za svaku tehnologiju odredi drugačiji period realizacije.

U tom kontekstu, jednako je važno da se utvrde jasna pravila za izuzetke od kazni. Nosioci projekta ne mogu

kontrolirati sve rizike koji prate fazu izgradnje (izdavanje dozvola ili priključak na mrežu). Samim tim, uobičajena

je praksa da se koriste izuzeci koji ublažavaju rizik u slučaju da dođe do kašnjenja onih dijelova projekta koji ne

spadaju u odgovornost ponuđača (npr. Brazil ili Peru).

4.4.4 Preporučene opcije sheme poticaja za BIH: Velike instalacije

U ovom dijelu predstavljena je opcija za sheme poticaja u BIH za velike instalacije (poticaji za male instalacije

pokriveni su u sljedećem poglavlju). U skladu s razmatranjima u 4.4.2, preporučuje se da ove instalacije budu

predmet FIP u budućnosti u cilju unapređenja tržišne integracije, a time i dugoročne operativne efikasnosti. Važno

je navesti da je RG izvršila odabire u pogledu utvrđivanja parametara poticaja: u slučaju solarnih elektrana i

hidroenergetskih instalacija velikih razmjera, predlažu se opcije u formi aukcije. U slučaju vjetroelektrana , RG je

odabrala četiri opcije, od kojih je jedna s administrativnim utvrđivanjem parametara i tri s aukcijskim

utvrđivanjem. Nasuprot tome, predlaže se da instalacije na biomasu i biogas ostanu s administrativnim

utvrđivanjem kao i do sada.

4.4.4.1 Oblik aukcije za velike solarne FV i hidronergetske instalacije

Ovaj dio pojašnjava opcije oblika aukcije preporučene za odlučivanje o solarnim elektranama velikih razmjera i

hidroenergetskim instalacijama srednjih do velikih razmjera. Naglašeno je da bi upotreba pilot aukcija -prije

sveobuhvatnog uvođenja aukcija- mogla pomoći u sticanju iskustva u odnosu na ekonomske uvjete i učešće i

ponašanje ponuđača. U mnogim zemljama članicama EU aukcije za obnovljivu energiju uvedene su na taj način.

63

Generalno

U ovom poglavlju predstavljen je opći okvir za aukcije u BiH, u skladu sa preporukama EnZ objavljenim ranije u

201827. Dalji detalji dizajna aukcije, posebno u pogledu izbora parametara dizajna, biće obrađeni u fazi B.

• Aukcije treba da su tehnološki specifične i zasnovane na snazi, sa određenim ograničenjem snage.

• Aukcije treba organizirati na nivou entiteta, sa naticanjem projekata i nosilaca projekata u oba entiteta.

• Periodi između aukcija treba da su redovni, a format aukcije treba da je unaprijed određen.

• Ponude koje sadrže cijenu i snagu treba da podliježu gornjoj granici kao i ograničenju snage.

• Zatvorena ponuda sa cijenom koja se plaća po ponudi je preporučeni format (pay-as-bid), a visina cijene

je jedini kriterij za odabir.

• Zahtjevi za kvalifikaciju treba da budu primjereno strogi, tj. nosilac projekta treba da predstavi neke

korake u razvoju projekta, ali ne čitav svoj plan projekta kako bi ograničio rizični trošak (cost-at-risk).

Općenito govoreći, zahtjevi bi trebali da obuhvataju likvidnost ponuđača i odgovarajući komplet dozvola

i licenci (ne moraju sve biti predočene za pretkvalifikaciju).

• Dovoljan kapacitet mreže u entitetu treba da predstavlja preduslov za organiziranje aukcije (odnosno,

odgovornost je aukcionara, u saradnji sa TSO i DSO, da uskladi tenderisani kapacitet sa raspoloživim

kapacitetom za povezibvanje na mrežu). Ponuđaći su dužni da preduzmu neophodne mjere u aplikaciji

za konekciju na mrežu.

• Kao kazna za kašnjenje ili neizvođenje radova, preporučuje se oduzimanje tj. zadržavanje garancije za

ozbiljnost ponude. Ne treba uvoditi druge vrste kazni. Kazne ne treba primenjivati ako uzrok izostanka

priključka na mrežu nije krivica investitora (npr. u slučaju propusta DSO da priključi OIE instalaciju na

mrežu).

Slika 32 daje pregled preporučenih elemenata koji se mogu iskoristiti za oblikovanje aukcije.

27 “Policy Guidelines: Competitive Selection and Support for Renewable Energy”, March 2018, European Bank of Reconstruction and

Development and Energy Community

64

Slika 32: Preporučeni dizajn aukcije

Sljedeći spisak objašnjava razloge za određene izbore pri dizajnu aukcije:

• Tehnološki specifične aukcije su u skladu sa ciljnim uređenjem entiteta vlasti u BiH, kako je objašnjeno

u uvodnom dijelu izvještaja. Šire govoreći, dok tehnološka neutralnost u poticajima za obnovljivu energiju

može povećati statičku efikasnost poticanjem najjeftinijih projekata među svim tehnologijama, njena

dinamička efikasnost je upitna: stvaranjem “monokulture” ugrožava se napredak u drugim

tehnologijama.

• Aukcije zasnovane na snazi imaju značajnu prednost u smislu administrativne jednostavnosti i

pouzdanosti; suprotno njima, aukcije zasnovane na proizvodnji mogu dovesti do poteškoća u procjeni

neizvršenja operaterovih obaveza i iskrivljenih kazni (vidi smjernice EnZ politike 3.2).

• Redovno zakazivanje aukcije dovodi do veće izvjesnosti za ulagače i proizvođače opreme. Prvim se

može postići optimizacija njihovih ulagačkih odluka u određenom razdoblju, a ovim drugim, planiranje

razvoja kapaciteta u skladu sa očekivanom potražnjom. U kontekstu BiH prilikom određicvanja

periodičnosti aukcija treba paziti da rezultujući obim aukcije ne bude previše mali (vidi objašnjenje u

sekciji o solarnim FV aukcijama)

• Gornja ograničenja cijena je veoma rasprostranjeno sredstvo koje se u aukcijama za OIE koristi za

ograničavanje potencijalne štete od dosluha među učesnicima, što bi dovelo do visokih troškova poticaja,

što je naročito moguće tamo gdje se očekuje mali broj ponuđača. Ovo je opšta preporuka u skladu sa

smjernicama EnZ. U kontekstu BiH dogovaranje moglo bi postati potencijalni problem ako bi strani ili ne-

regionalni ponuđači bili isključeni iz učešća u aukcijama

65

• Kazne za kašnjenja i neizvođenje radova za uspješne ponude28, kao što je zadržavanje garancije za

ozbiljnost ponude koje se ovdje preporučuje, isprva su bile uvedene kako bi spriječile spekulativno

natjecanje zapaženo u ranim primjerima aukcija. Garancije za ozbiljnost ponude se često koriste u ove

svrhe; druge kazne, kao što je isključenje iz učešća na narednim aukcijama, može samo da odbije

ponuđače na većim tržištima. Nivo garancije mora biti dovoljno visok da obeshrabri spekulacije i dovoljno

nizak da izbjegne isključenost manjih ponuđača.

• Zahtjevi za pretkvalifikaciju predstavljaju još jednu mjeru protiv spekulativnih ponuda; njima se

povećava sveukupna efektivnost procesa jer se u aukcijama nadmeću samo projekti sa dokazanom (ili

skoro dokazanom) održivošću. Odgovarajuća kombinacija finansijskih i tehničkih preduslova može

značajno smanjiti rizik od nerealizacije i omogućiti dovoljno učešće u procesu nadmetanja. Sa druge

strane, pretkvalifikacija povećava rizik za ponuđače, jer razvoj projekta, uključujući pripreme neophodne

za traženje dozvola, podrazumijeva značajne troškove, a nema garancije da će na kraju dobiti poticaj.

Zbog toga je potrebno naći ravnotežu.

• Garancija pristupa mreži za uspješne ponuđače smanjuje prateće rizike ulagača i predstavlja preduslov

za efektivnu implementaciju ciljeva iz OIE.

• Pay-as-bid aukcije sa zatvorenim ponudama osmišljene su sa ciljem da spriječe dosluh između

ponuđača i da ograniče troškove poticaja: ponuđač ne bi trebao da zasniva svoju ponudu na osnovu

znanja o drugim ponudama na aukciji, gdje će spuštati cijenu ponude dok je ne spusti na najniži nivo (tj.

nivo na kojem može pokriti kapitalne i operativne troškove).

• Vrijeme realizacije projekta, koje određuje očekivano trajanje implementacije, treba oblikovati na

tehnološki specifičan način, da odražava tipično vrijeme za razvoj projekta. Za neke tehnologije, vrijeme

realizacije projekta se može u potpunosti standardizirati, dok je za druge bolje da se određuje

pojedinačno. Vrijemena realizacije projekta takođe moraju biti sinhronizovana sa procesom izdavanja

dozvola, zavisno od izabranih rješenja za pretkvalifikaciju. U fazi B, vremenski period realizacije će biti

određen nakon analize tipičnih periodu izdavanja dozvola u BiH.

Kao dopuna općem okviru, pod određenim okolnostima, aukcije zasnovane na projektima su dopustive (vidi

preporuku 3.5 u EnZ smjernicama). Ovdje aukcionar preuzima odgovornost za prve korake u razvoju projekta na

određenoj lokaciji, obezbjeđujući prve dozvole i osiguravajući pristup mreži. Pay-as-bid aukcija se potom svodi na

običnu vremenski ograničenu aukciju, sa unaprijed utvrđenom snagom.

Solarne elektrane

Za solarne elektrane velikih razmjera u BiH treba uvesti redovan raspored aukcija u skladu sa općim preporukama

spomenutim iznad, sa ciljem da se postigne efikasnost poticaja, uz ograničavanje troškova. Mogućnost oblikovanja

aukcije je prikazana Tabela 5.

28 Uređivanje kazni treba da pojasni odgovornosti: kašnjenja zbog činilaca van kontrole nosioca projekta ne smiju se kažnjavati; primjer može

da bude kašnjenje priključka na mrežu zaslugom DSO.

66

Tabela 5: Aukcija za solarne elektrane velikih razmjera Element aukcije Karakteristike

Veličina i učestalost dvogodišnja sa redovnim ograničenjem snage, npr. 30 MW

Ograničenje ponude ograničenje snage ponude, npr. 5 MW

Regionalizacija entitetski nivo

Pretkvalifikacije finansijske i tehničke (razrađen plan projekta)

Vrijeme do isporuke fiksno na dvije godine (u skladu sa planiranjem projekta)

Izbori su objašnjeni kako slijedi:

• Imajući na umu ograničenja solarnog potencijala u BiH, dvogodišnji raspored za posebno posvećene

aukcije djeluje razumno: još uvijek ograničava rizik za nosioca projekta - neuspješni ponuđači mogu

učestvovati u narednoj aukciji - ali također omogućava dovoljno veliku ponuđenu snagu u pojedinačnim

aukcijama. Treba dovoljno rano objavljivati tenderisani kapacitet – moguće je urediti propisom koliko

iznosi to vrijeme – kao dio ukupne planirane količine ka ostvarenju cilja u instalisanim kapacitetima OIE.

• Treba uvesti ograničenje veličine za svaku ponudu kako bi se osigurao dovoljan broj pobjednika da se

aktivira konkurencija. Sa druge strane, ograničenje ne treba biti prenisko kako bi nosiocima projekata

omogućilo da koriste ekonomije obima; 5MW bi mogla biti optimalna snaga.

• Što je veće geografsko širenje aukcijskog područja, to se može očekivati veća konkurencija. Imajući na

umu administrativne odgovornosti i posljedična ograničenja, entitetski nivo je maksimalna geografska

veličina koju je moguće dostići.

• Vrijeme do isporuke za solarne projekte je tipično i može se standardizirati za sve aukcije. Predloženo

vrijeme je dvije godine (što se može dodatno razmotriti u fazi B).

Detaljnija parametrizacija i utvrđivanje institucionalne odgovornosti bit će razvijeni u fazi B.

Hidroenergija

BIH već decenijama koristi snagu svojih voda i raspolaže značajnim dodatnim hidropotencijalom. Preostali

potencijalni projekti su malih razmjera u kontekstu međunarodnih standarda - velike hidro instalacije mogu lako

premašiti snagu od 100MW. U kontekstu ovog dokumenta i diskusije na temu budućih shema poticaja u BiH,

predstavlja se razlika između hidroenergetskih instalacija malih, srednjih i velikih razmjera:

• Instalacije malih razmjera su postrojenja instalisane snage do 500kW,

• Instalacije srednjih razmjera obuhvataju postrojenja instalisane snage između 500kW i 5 MW.

Instalacije velikih razmjera su postrojenja instalisane snage preko 5 MWU skladu sa općim pristupom preporuka,

hidroenergetske instalacije malih razmjera treba da budu podržane FIT i/ili režimom neto obračuna, dok

instalacije srednjih i velikih razmjera treba da budu podržane FIP sa aukcijskom postavkom parametara. Kao što

je slučaj sa solarnom energijom, cilj uvođenja aukcijskog mehanizma je da ograniči troškove poticaja.

67

Za hidroenergetske instalacije, predlažu se sve mogućnosti za aukcijski režim. Prva je opisana u Tabela 6; veoma

liči na aukcijski režim preporučen za solarnu energiju.

Tabela 6: Opcija 1 za oblikovanje aukcije za hidroenergetske instalacije srednjih razmjera

Element aukcije Karakteristike

Veličina i učestalost jednom u dvije godine sa redovnim ograničenjem snage na recimo 50 MW

Ograničenje ponude Ograničenje srednjih razmjera za snagu ponude, npr. 4-6 MW

Regionalizacija Entitetski nivo

Pretkvalifikacije finansijske i tehničke (razrađen plan projekta)

Vrijeme do isporuke Fleksibilno (u skladu sa planiranjem projekta)

Kao u slučaju solarne energije, aukcije na svake dvije godine djeluju kao adekvatno rješenje ako se ima na umu

ograničenost ukupnog obnovljivog potencijala u BIH. Isto tako, ova mogućnost preporučuje organiziranje aukcija

na entitetskom nivou a time stvaranje konkurencije među projektima i nosiocima projekata. Kako bi se izbjegle

špekulacije, treba osigurati i finansijsku i tehničku pretkvalifikaciju, kao i zahtjev da se predstavi plan projekta

kao preduslov za učešće u aukciji. Vrijeme do isporuke ipak treba utvrditi po procjeni svakog pojedinačnog

projekta, pri čemu treba uzeti u obzir izraženu heterogenost hidroenergetskih projekata uzrokovanu veoma

specifičnim geografskim uslovima .

Opcija 2 je predstavljena u Tabela 7. Za razliku od opcije 1, ona predviđa aukcije zasnovane na projektu: nadležni

aukcionar pokreće razvoj projekta na određenoj lokaciji pribavljanjem prvih dozvola. Također, on osigurava

priključak na mrežu. Ponuđači mogu dostaviti samo ponude sa cijenom (snaga je unaprijed određena), gdje

najniža ponuda pobjeđuje na aukciji (aukcija sa ograničenim vremenom). Prije toga, ponuđaču su se

pretkvalificirali na osnovu dokaza o likvidnosti i potrebnom tehničkom iskustvu. Administrativni okvir za aukcije

je određen na nivou entiteta, administracija odlučuje konkretno o putu širenja i vrši odabir lokacija za izgradnju.

Tabela 7: Opcija 2 za oblikovanje aukcije za hidroenergetske instalacije srednjih razmjera

Element aukcije Karakteristike

Veličina i učestalost U skladu sa razvojem projekta

Ponuda Aukcionar je zadužen za pribavljanje konkretnog projekta, dozvola i

priključka na mrežu

Regionalizacija Za određenu lokaciju (organizacija aukcije na nivou entiteta)

Pretkvalifikacije Finansijske i tehničke (iskustvo)

Pravilo aukcije Samo cijene, vremenski ograničena aukcija

Vrijeme do isporuke Fleksibilno (u skladu sa planiranjem projekta)

68

Razlog za predlaganje i druge opcije krije se u velikoj heterogenosti hidro-projekata. Usporedba ove dvije opcije

prikazuje sljedeće:

• Različita troškovna struktura hidro-projekata čini međuprojektnu konkurenciju, kao pod opcijom 1,

teškom: ponuđači sa jeftinim projektima mogu doći u iskušenje da daju ponude znatno veće od stvarnih

troškova. Suprotno tome, pod opcijom 2, od aukcija zasnovanih na projektu se može očekivati da urode

najefikasnijim plodom na konkretnoj lokaciji, jer se ponuđači nadmeću samo na osnovu cijene. Sljedeća

prednost opcije 2. je u smanjenom rizičnom trošku za ponuđače: kako organi vlasti preuzimaju na sebe

odgovornost za važne korake u razvoju projekta, neuspješni ponuđači ne ulažu jednak napor kao pod

opcijom 1. Od ove činjenice se može očekivati da poveća primamljivost učešća a time i konkurencije na

aukciji.

• Nedostatak opcije 2 se ogleda u značajnom učešću aukcionara/upravnog organa. U situacijama pored

opcije 1, taj organ vrši izbor odgovarajuće lokacije, sa očitim uticaj na ukupne troškove poticaja. Štaviše,

on preuzima odgovornost za niz koraka u razvoju projekta, koraka koje uglavnom poduzimaju nosioci

projekta (koji su stekli značajno iskustvo).

I na kraju, prilikom uspoređivanja ove dvije opcije, potrebno je izvršiti procjenu administrativne sposobnosti

organa vlasti kojima je povjeren aukcijski proces. Predložene opcije takođe mogu koegzistirati u sledećem smislu:

Opcija 1 se može primijeniti za određeni opseg instaliranih kapaciteta (srednje veličine), a Opcija 2 se može

primijeniti za projekte velikih hidroelektrana. Takav pristup može se opravdati ekonomijom kpaciteta u

hidroelektranama – bilo bi nelogično uspostaviti direktnu konkurenciju između srednjih i velikih instalacija.

Administrativno sprovođenje aukcija

Općenito, administrativna implementacija aukcija može sadržati niz koraka:

1. Postavljanje parametara aukcije: Nakon donošenja zakonskog okvira za aukcije, potrebno je preduzeti

nekoliko daljih koraka. Najvažniji korak je postavljanje parametara za aukcije, uključujući vremenski

period i obim konkretne aukcije za određenu tehnologiju, obveznice za ponudu i vremenski uvjeti (obično

uključeni u dekrete/uredbe). Važno je odgovorno tijelo da se koordinira sa ODS-om i TSO-ima kako bi

osigurala dostupnost kapaciteta mreže u skladu sa planiranom ekspanzijom OIE. U slučaju aukcija

specifične za lokaciju / projekat (npr. navedena opcija 2 za hidroenergiju iznad), nadležni organ moraju

razviti strategiju za izbor lokacija i proces ishodovanja dozvola i licenci.

2. Priprema pojedinačnih aukcija: U slučaju dizajna aukcije za solarne elektrane i opcije 1 na hidro priprema

počinje sa objavljivanjem aukcije i zatim se fokusira na prikupljanje i validaciju potrebnih elemenata

pretkvalifikacije od zainteresovanih ponuđača. Prije nego se aukcija obavi, kvalifikovani ponuđači moraju

prenijeti tražene obveznice ponude u određene depozite, proces koji mora nadgledati nadležni organ. U

slučaju aukcije na određenoj lokaciji, priprema je daleko sveobuhvatniji zadatak: uključuje dobijanje

skupa preciziranih licenci za određenu lokaciju, tj. značajan dio odgovornosti za razvoj projekata se

prenese na aukcionara.

3. Izvršenje aukcije: Za nadležne organe, aukcija zapečaćenih ponuda sa jednom rundom aukcije zahtijeva

ograničen napor u smislu vremena, ali veliki napor u smislu marljivosti kako bi se osigurala ispravnost

procesa i tačno utvrđivanje rezultata. Predkvalifikovani ponuđači su pozvani na određenu lokaciju,

primaju standardizovane forme za svoje ponude koje popunjavaju i dostavljaju licitatoru koji sprečavaju

bilo kakvu komunikaciju između njih.

4. Praćenje nakon aukcije: Nakon što su rezultati aukcije formalno najavljeni, neuspešni ponuđači otplaćuju

obveznice ponude iz depozita. Uspješni ponuđači su sada obavezni da izgradnju sprovedu u potpunosti u

69

skladu s podnijetom ponudom. Nadležni organi moraju pratiti sprovođenje u skladu sa vremenskim

vremenom i, u slučaju usklađenosti, nadoknaditi obveznicu za ponudu.

Naknada u okviru sheme poticaja: nakon uspješnog početka rada postrojenja, nadležni organ mora osigurati

naknadu u skladu sa rezultatom aukcije.

U BiH, dvije vrste agencija / vlasti mogu se razmatrati za iznad navedene zadatke:

• Regulatori: Regulatorna komisija za energiju u Federaciji Bosne i Hercegovine, odnosno Regulatorna

komisija za energetiku Republike Srpske

• Operatori sistema poticaja: Operator za OIEiEK FBiH / Operator sistema podsticaja

RS/Elektroprivreda RS

Ova druga institucija izgleda bliže zadatku s prošlošću i sadašnjim angažmanom u vezi isplate poticaja za OIE;

međutim, mnoge zemlje u EU delegirale su organizaciju aukcija regulatorima tržišta električne energije. U oba

slučaja moraju se izgraditi novi odjeljci i vjerovatno se zahtijevaju dodatni FTE (procjena napora će biti dio

kvantitativne analize). Kako BiH do sada nije koristila mehanizme aukcije, potrebno je izgraditi kapacitete u vidu

obuke.

4.4.4.2 Opcije za vjetroelektrane

Opcije predstavljene u ovom dijelu dokumenta daju moguće odgovore na pitanje da li bi aukcija (i ako je odgovor

na to pitanje “da”, koja vrsta aukcije) bila izvodiv i efikasan način pružanja podrške projektu vjetroelektrana u

BiH. Ovo pitanje se postavlja pogotovo zato što bi kapacitet koji bi se pružio kroz aukciju bio relativno mali (u

poređenju s drugim aukcijama širom Evrope) zbog ograničenog vjetropotencijala. U Tabeli 11 prikazane su

razmatrane opcije. U posljednjoj koloni navedeno je da bi neku opciju trebalo uzeti u obzir za detaljniju procjenu,

dok je razlog za odustajanje od neke opcije naveden ispod. Važno je naglasiti da je razmatranje aukcija u ovom

dokumentu zasnovano na određenim temeljnim pretpostavkama: Radna grupa se složila da se na aukcije OIE

primjenjuju smjernice Sekretarijata Energetske zajednice29. One, između ostalog, uključuju preporučenu primjenu

zatvorenih ponuda, pravilo plaćanja ponuđene cijene i aukcije na osnovu kapaciteta. Također, u smjernicama je

naglašen značaj kvalitetnog preliminarnog odabira ponuđača koji bi trebali dati svoje ponude na osnovu pravih,

izvodivih projekata. Neke od opcija navedenih u Tabeli 11 odstupaju od pojedinačnih preporuka (što je navedeno

u Tabeli); pri čemu važe sve ostale tačke smjernica.

Tabela 8: Opcije za sheme poticaja za vjetroelektrane u BiH

# Opis Detaljnija

procjena DA/NE

0 Određivanje parametara poticaja administrativnim putem

Ovdje cilj kod godišnjeg širenja kapaciteta služi kao granica za širenje na

godišnjem nivou. Nosioci projekta licence i ugovore dobivaju na principu

“prvi po redoslijedu”.

DA

1 Određivanje parametara sheme poticaja aukcijom, godišnje aukcije DA

29 “Smjernice politike: Konkurentan odabir i poticaja OIE”, mart 2018., Sekretarijat Energetske zajednice

70

• Ponuđeni kapacitet na svakoj aukciji u skladu je sa sveukupnim

ciljem, tj. tenderi su usklađeni s prethodno definisanim programom

širenja.

• Ponude nisu ograničene u smislu kapaciteta, tj. moguće je

podnošenje ponuda za velike vjetroparkove, npr. od 30 MW ili više,

što može rezultirati time da najbolja ponuda na aukciji dolazi od

samo jednog ili dva ponuđača

• Aukcije se organizuju na nivou entiteta, dakle, projekti i nosioci

projekata se natječu na entitetskom nivou

Marginalne ponude uključene su u ponuđenu cijenu unutar unaprijed

definisanog limita (npr. plus 20%), budući da će ukupan zbir kapaciteta

prekoračiti kapacitet definisan tenderom. U slučaju da taj limit bude

prekoračen, marginalne ponude se ne uzimaju u obzir. U slučaju da tenderom

definisan kapacitet nije dostignut, bit će prilagođen ciljani kapacitet za

sljedeću aukciju.

1a Kao pod 1, s tim da

Marginalne ponude su djelimično uključene u ponuđenu cijenu, tj. prihvata

se dio kapaciteta koju ponuđač nudi, kako bi se dostigao tenderom definisani

kapacitet.

NE

1b Kao pod 1, s tim da

Marginalne ponude u aukcijama za vjetroelektrane mijenjaju se manjim

ponudama: ako marginalna ponuda (u smislu pravila o određivanju cijena)

prelazi ukupni kapacitet definisan tenderom, u razmatranje se uzima

naredna ponuda, i ona se i prihvata ako odgovara preostalom dijelu kapacitet

definisanog tenderom, a u slučaju da i ona ne ispunjava uslove, razmatra se

sljedeća, itd.

NE

2 Određivanje parametara poticaja na osnovu aukcije, godišnja aukcija

• Tenderom definisan kapacitet na svakoj aukciji u skladu je s

krajnjim ciljem, tj., tenderi su usklađeni s unaprijed definisanim

smjerom širenja.

• Ograničenost ponude s aspekta kapaciteta, npr. 5 MW (ponude na

nivou turbina)



DA

3 Određivanje parametara sheme poticaja na osnovu aukcije, neredovne

aukcije



NE

71

• Odluku o tenderom definisanom kapacitetu na ad-hoc osnovu

donose entitetski organi vlasti.

• Nema ograničenja ponuda u smislu kapaciteta, dakle, dozvoljene su

ponude velikih vjetroparkova

4 Određivanje parametara poticaja na osnovu aukcije, niska granica za učešće

• Osnovno preliminarno kvalifikovanje: odstupanje od preporuka

Energetske zajednice, neophodna je samo solventnost i/ili tehničko

iskustvo ponuđača, a ne i izrađen projektni plan.

• Garancija za ozbiljnost ponude male vrijednosti, čime su ograničeni

penali koji se primjenjuju na nosioca projekta u slučaju da on ne

izvrši preuzete obaveze nakon što je njegova ponuda prihvaćena.

NE

5 Određivanje parametara sheme poticaja na osnovu aukcije, aukcije po

projektima

• Aukcija se organizuje na entitetskom nivou, odabir lokacije,

osnovni projekat i pribavljanje licence obaveza su organa-

organizatora aukcije.

• Ponude za projekte striktno na osnovu cijene: budući da je

predmetni projekat (djelimično) razvio organ-organizator aukcije,

prihvata se najniža ponuda (u smislu potrebnog poticaja).

• Kod određivanja preliminarne kvalifikovanost ponuđača, u obzir se

uzimaju njegova solventnost i tehničko iskustvo.

DA

Isključivanje opcija u Tabeli 1 pravda se na sljedeći način:

• Opcije 1a i 1b su varijacije opcije 1, postupak organizovanja godišnjih aukcija na nivou entiteta i bez

ograničenja u smislu kapaciteta. Varijacija se tiče marginalne ponude (tj. ponude koja je posljednja

prihvaćena kao najbolja): opcija 1a predviđa djelimičnu dodjelu posljednjoj ponudi koja je prihvaćena

kao najbolja u slučaju da je pređen kapacitet definisan tenderom. Međutim, to je u suprotnosti s

konceptom ponude zasnovane na planiranom projektu. Budući da planiranje projekta uključuje obračun

troškova, uglavnom se ne očekuje da će manji projekat imati sličnu strukturu troškova. Opcija 1b

predviđa zamjenu ponuda na granici: veća ponuda za manji kapacitet bi mogla biti prihvaćena prije nego

manja ponuda za veći kapacitet ako je ista unutar kapaciteta definisanog tenderom. Međutim, treba

očekivati da će ovo pravilo utjecati na ponuđače koji bi u svojim ponudama mogli imati manji kapacitet

za veći iznos, što bi moglo dovesti do neefikasne aukcije, odnosno većih troškova poticaja (uporediti i

preporuku 4.5 u Smjernicama).

• Opcija 3 predviđa veće aukcije za BiH, bez ograničenja kapaciteta, koje bi se održavale u dužim i

nepravilnim intervalima. Kao što je istaknuto u smjernicama Energetske zajednice, preporuka 2.2,

transparentan i predvidiv raspored održavanja aukcija uveliko smanjuje neželjene rizike za nosioce

projekata. Zbog neredovnih aukcija, veći ali neuspješni ponuđači mogu propustiti šansu da podnesu

poboljšanu ponudu, i odustati od svojih planova. Rizik koji ide uz to je mala ponuda, tj. ponuđeno je ispod

kapaciteta definisanog tenderom (to se desilo u slučaju samostalnih aukcija za biomasu u Italiji).

72

• Opcija 4 definiše niske kriterije za učešće: 1. traženi su samo osnovni uslovi za preliminarnu kvalifikaciju

i 2. vrijednosti garancija za ozbiljnost ponude koju ponuđači podnose prije aukcije kao sredstvo

kažnjavanja ponuđača koji ne ispune svoje obaveze su niske. I dok ova opcija može izgledati privlačna

mnogim nosiocima projekta - čiji su troškovi uz rizik niži nego u drugim opcijama - prva iskustva s

aukcijama za OIE ukazuju na to da bi ova opcija mogla dovesti do problema s realizacijom projekta (niska

efikasnost aukcije). Zbog toga smjernice preporučuju garancije za ozbiljnost ponude odgovarajuće

vrijednosti (preporuka 4.1) i kvalitetnu preliminarnu kvalifikaciju (preporuka 4.2 i 4.3).

Ocjena opcija

U ovom podpoglavlju predstavljena je ocjena odabranih opcija 0, 1, 2 i 5 iz Tabele 11.

Prije uvođenja određivanja parametara sistema poticaja na osnovu aukcije30, širom EU i šire je primjenjivan sistem

određivanja administrativnim putem: u početku su, stručnjacima vođeni zakonodavci i državni službenici,

određivali feed-in tarife, a onda je određen poticaj feed-in premije. Iskustvo pokazuje da je ovaj postupak prilično

efikasan - OIE su u mnogim zemljama, uključujući BiH, uvedena zavidnom brzinom. Jedan od razloga za to je

očigledna efikasnost: kod određivanja parametara poticaja administrativnim putem, nosioci projekta suočavaju

se samo s kvantitativnim rizikom: primjenjivi nivo naknade poznat je u ranoj fazi razvoja projekta. Međutim

uspjeh prvih programa poticaja je skupo plaćen: uprkos padu troškova povezanih s opremom za proizvodnju OIE,

došlo je do rasta naknade za OIE, što je dovelo do potrebe za efikasnijim sistemima poticaja. Kako ni jedna aukcija

ne podrazumijeva odabir projekata, potporu mogu dobiti manje i više efikasni projekti. To je slučaj i kod

predloženog pravila “prvi po redoslijedu” koje je predloženo i ovdje - ali drugim pravilima odabira, koja se

zasnivaju na manjoj ili većoj efikasnosti - će, s administrativnog aspekta, biti teško upravljati bez aukcija. Kako je

naglašeno u dijelu 4 radnog dokumenta s radionice održane u Banjoj Luci, uvođenje određivanja parametara na

osnovu aukcije dovelo je do značajnog smanjenja u iznosima poticaja, što je rezultiralo smanjenjem ukupnih

troškova poticaja. U isto vrijeme, došlo je do rasta troškova koji se vezuju za rizik za nosioce projekata, jer sada

može doći do toga da neki projekat ne dobije poticaj, a i iznosi poticaja više nisu poznati u ranim fazama razvoja

projekata. Međutim, većina zemalja organizuje aukcije velikih razmjera s tenderom definisanim kapacitetom od

nekoliko stotina MW. Međutim, kod vjetroelektrana u BIH, tenderom definisani kapacitet mora biti manji. To znači

da bi administrativni troškovi organizovanja aukcija mogli biti važni, jer se oni dijele na mnogo manji broj

učesnika31.

Osim tenderom definisanog kapaciteta na aukciji – koji može iznositi i 30 MW u slučaju godišnjih aukcija za

vjetroelektrane na entitetskom nivou (opcije 1 i 2) – iznos pojedinačnih poticaja je važan s aspekta troškovne

efikasnosti. Tu imamo inherentan kompromis: veći projekti - tj. vjetroparkovi od 30 MW ili više – obično mogu

dovesti do ekonomije obima32 zbog zajedničkog korištenja opreme svih vjetroelektrana (kao što su transformatori

i priključci na mrežu), što dovodi niveliranih troškova električne energije (lok. NCEE, engl. LCOE). Zbog toga je

poželjan odabir opcije 1. S druge strane, moglo bi se reći da bi mogućnost da će na aukciji najbolju ponudu imati

jedan ili dva ponuđača mogla spriječiti učešće drugih nosilaca projekata, što bi dovelo do smanjenja konkurencije,

odnosno do neefikanosti, a možda i do problema s realizacijom projekata. To vodi do potrebe za davanjem

preporuka o limitima kapaciteta koji će biti definisani aukcijama, a koje su predložene u smjernicama Energetske

zajednice (3.3), a uključene u opciju 2. S obzirom na okolnosti u BiH, moglo bi se očekivati da će opcija 2 biti

efektivnija, ali manje efikasna od opcije 1.

Opcija 5 se značajno razlikuje od drugih opcija aukcije: dok prethodna predviđa razvoj projekata od nosilaca

projekata koji učestvuju na regionalnim aukcijama, ovom se značajan dio posla pripisuje organu-organizatoru 30 Danska je prva članica EU koja je uvela aukcije za OIE 2004., a sljedeća je to uradila Italija tek 2012. Prije toga su zemlje Južne Amerike,

uključujući Brazil i Kolumbiju bili prvi koji su počeli s organizovanjem ovih aukcija, sa šarolikim rezultatima. 31 Radna grupa će kasnije razmatrati administrativne troškove aukcija u kvantitativnoj analizi.

32 Kod projekata kopnenih vjetroinstalacija, troškovi projekta koji se povezuju s pojedinačnim instalacijama, kao što su troškovi turbine, čine

70% ukupnih troškova, dok 30% troškova proizilazi iz infrastrukture vjetroparka, kao što su transformatori ili putevi koje vode do lokacije

(ocjena DNV GL-a). Zbog ovih drugih moguća je primjena ekonomije obima, mada oni rastu s veličinom vjetroparka, mada podlinearno.

73

aukcije (tj. entitetska vlada). Prema tom konceptu, nosioci projekta se prijavljuju na (napola) razvijen projekat na

konkretnoj lokaciji, s pribavljenim dozvolama i licencama, tj. natječu se samo u finansijskim uslovima. U EU,

Danska koristi ovaj pristup već duže od decenije, s visokom stopom uspjeha realizacije projekata, što odražava

ograničen rizik po ponuđače (većina drugih zemalja primjenjuju aukcije na nivou regije ili države, kao što je

navedeno u opcijama 1 i 2). Međutim, značajna je razlika među najboljim ponudama, što ukazuje na mane pristupa

zasnovanog na projektima: dok realizacija projekta na konkretnoj lokaciji može biti efikasna, uslijed nedostatka

konkurencije dolazi neefikasnosti i većih troškova poticaja. Uprkos ovim manama, u smjernicama se navodi da se

aukcije na osnovu projekata mogu smatrati validnom alternativom - više korištenim - aukcijama na nivou regije i

države.

U Tabeli 1.2 predstavljen je sažetak rezultata ocjene.

Tabela 9: Uporedna ocjena opcija aukcija

Vrsta Troškovna

efikasnost

Rizik po nosioca

projekta

Efektivnost Praktičnost33

Bez aukcije

(administrativno

postavljanje FiP)

-- ++ ++ ++

Na godišnjem

nivou, bez

ograničenja

kapaciteta

++ -- -- +

Na godišnjem

nivou, s

ograničenjem

kapaciteta

+ - - +

Aukcije na bazi

projekata

- ++ ++ --

4.4.4.3 Administrativno postavljanje FIT i FIP za biomasu and biogas

Ovo poglavlje objašnjava preporuke za poticaj postrojenjima biomase i biogasa. Mala postrojenja će podlijegati

FIT-u sa kvotama kako je gore objašnjeno (sa sugerisanom definicijom izraza „mali“ u Tabela 10), velika

postrojenja za FIP, kako je objašnjeno u 4.4.4.4.2.2 i 4.4.0: FIP potiče poslovanje orijentisano ka tržištu –

fleksibilnih – postrojenja biomase/gasa respektivno, efikasne operacije prema izmijenjenoj referentnom sistemu

cijena u dijelu 0. Mogu se razmatrati neka prilagođavanja u slučaju CHP postrojenja, gdje je fleksibilnost

proizvodnje el. energije ograničena zahtjevima za proizvodnju toplotne energije (iako bi trebalo naglasiti u nekim

slučajevima da skladištenje toplote može dati fleksibilnost CHP postrojenju takođe). O detaljima će se diskutovati

u Fazi B.

33 U ovom kontekstu: administrativno opterećenje.

74

Osim u slučaju drugih velikih tehnologija OIE, Radna grupa zaključila je da tehnologije biomase i biogasa ne bi

trebale podlijegati aukciji na osnovu sistema poticaja. Umjesto toga, trebalo bi administrativno odrediti FIP. Izbor

administrativnog određenja se može objasniti na osnovu diskusije u poglavlju 4.4.3:

• Ukupni potencijal biomase i biogasa u BiH je prilično ograničen, kako je i objašnjeno u radnom

dokumentu o potencijalu OIE „Kratak izvještaj o izvedenim krivuljama potencijala OIE za BiH“. Slijedom

toga, obim neke aukcije bi trebao biti mali i stoga voditi ka visokom relativnom administrativnom

opterećenju.

• Nepostojanje konkurencije može biti drugi negativni rezultat malih aukcija. Kreatori politike imaju neku

slobodu ovdje, međutim: postavljanjem sveobuhvatnih aukcija uključujući sve vrste biomase i biogasa

oni mogu povećati obim aukcije i promovisati konkurenciju ne samo između lokacija nego i između

tehnologija. Međutim, s obzirom na značajnu heterogenost tehnologije biomase i biogasa u smislu NCEE,

najvjerovatniji rezultat takve aukcije bi bio mali set pobjedničkih tehnologija. Neke zemlje širom svijeta,

uključujući Peru, Južnu Afriku i Italiju su takođe imale niske stope učešća na aukcijama, a nedostaju ciljevi

ekspanzije.

Posljednja stavka je takođe važna za FIP u administrativnom okruženju nivoa poticaja. Potrebno je napraviti

kompromis između efikasnosti i raznolikosti tehnoloških izbora (pogledajte poglavlje 4.4.4.4.2.4). Zemlje članice

EU su postigle veoma različite rezultate u svojim izborima: ne računajući veličinu, Irska ima četiri kategorije

poticaja za biomasu i biogas, Njemačka ima četiri za biogas, ali samo jednu kategoriju poticaja za biomasu,

Francuska i Britanija imaju jednu kategoriju za biogas, ali nemaju poticajnu kategoriju za biomasu. Srbija kao

zemlja u okruženju ima jednu kategoriju biomase i dvije kategorije za poticaj biogasa. Za BiH, mali set kategorije

biomase i biogasa se preporučuje kako bi se izbjegli visoki troškovi poticaja. Tabela 10 uključuje sugestiju za

potencijalne kategorije. Mala postrojenja su određena da se potaknu prema FIT, a srednja i velika prema FIP.

Tabela 10: Potencijalne kategorije za poticaj biomase i biogasa

Vrsta Klasifikacija Veličina

Biomasa (čvrsta) od šumske, drvne industrije i poljoprivrede (slama...)

Mala Do 500 kWe Srednja Od 0,5 do 10 MWe Velika Preko 10 MWe

Biogas od stajnjaka i poljoprivrednih usjeva (kukuruzna silaža,...)

Mikro Do 25 kW Mini 25-150 kW Mala 150-500 kW Srednja Preko 500 kW

Biogas od bio-otpada (industrije hrane, klaonica, mliječnih proizvoda,...)

Mala Do 0,5 MWe Srednja 0,5- 1 MWe Velika Preko 1 MWe

Gas s odlagališta i iz kanalizacije Klasifikacija jedne veličine

Što se tiče procesa administrativnog određenja parametara poticaja, savjetuje se korištenje na stručnoj osnovi.

Tehnološki napredak u tehnologijama biomase i biogasa je teško predvidjeti, a individualni tehnološki ciljni

kapaciteti će biti prilično mali. Stručnjaci bi trebali redovno razmatrati i napredak ekspanzije kapaciteta i razvoj

poticajnih troškova kako bi se odredili i odgovarajući nivoi premije i pragovi kapaciteta. Administrativni detalji

će se izraditi u Fazi B.

75

4.4.5 Preporučene opcije sheme poticaja OIE za BIH: male instalacije

Ovaj dio pokriva sheme poticaja za instalacije OIE malih razmjera34: osim za instalacije velikih razmjera, RG je

saglasna da sistem feed-in tarife s administrativnom postavkom treba zadržati, te dopuniti u slučaju prosumera

sa neto obračunom. Ovaj poseban tretman instalacija malih razmjera može se opravdati administrativnim

opterećenjem mogućeg učešća na tržištu u budućem liberalizovanom elektroenergetskom sektoru, predviđenim

za instalacije OIE velikih razmjera: trošak aktivne prodaje električne energije iz krovnih solarnih elektrana na

veleprodajnom tržištu oveliko će nadmašiti sva moguća povećanja efikasnosti. Slično tome, aukcijsko utvrđivanje

parametara poticaja je isključeno jer bi predstavljalo nepremostivo opterećenje za male privatne potrošače i

poslovne subjekte. U slučaju prosumera, posebna uredba je opravdana ciljem smanjenja potrebe za kapacitetom

distribucijske mreže i generalno poticanjem vlastite potrošnje. Prilikom izrade konkretnih shema poticaja za

instalacije malih razmjera, važno je da kreatori politika utvrde mjere zaštite, uzimajući u obzir već prepoznate

slučajeve zloupotrebe postojećeg ograničenja za odgovornost za balansiranje u FBIH (150kW i manje) podjelom

novih instalacija na nekoliko manjih jedinica kako bi se izbjegli dodatni troškovi. Zaključeno je da se obrati

posebna pažnja na sprečavanje (ili kontrolu) namjenskog dijeljenja instalacija OIE kako bi ostale u okviru sheme

FiT ili da bi se dobila veća FiT za manja postrojenja. To se može ostvariti npr. preciznijim definiranjem postrojenja

OIE ili same instalacije u okviru odnosnog propisa za sheme poticaja (vlasništvo, udaljenost, tehnologija, mjesta

priključenja i mjerači, itd.). Definicije i ostali detalji bit će utvrđeni u Fazi B.

4.4.5.1 FIT za male instalacije

Danas je FIT s administrativnim postavkama univerzalna paradigma sheme poticaja. Sheme poticaja su zasnovane

na zakonodavstvu na nivou entiteta. Entitetske vlade preko nadležnih Ministarstava imaju regulatornu vlast u

pogledu proizvodnje električne energije iz OIE i definisanje garantovanih cijena; one su delegirale Regulatornim

komisijama odgovornost za određivanje referentnih cijena, tj. Regulatorna komisija za energiju RS (RERS) i

Regulatorna komisija za energiju u FBiH (FERK). Upravljanje šemom poticaja, uključujući i plaćanje naknade, je

delegirano vladinim agencijama zvanim Operator OIEiEK u FBiH i Operator sistema podsticaja u RS.

Što se tiče malih postrojenja OIE, Radna grupa se slaže da bi sistem poticajnih cijena s administrativnim

postavkama trebalo održavati funkcionalnim, dopunjenim – u slučaju budućih potrošača – putem neto obračuna.

To ne isključuje, ipak, reformu postavki parametara sheme poticaja. Iako će potencijalne promjene u procedurama

i administrativnoj odgovornosti za određivanje parametara biti podložno analizi i procjeni u Fazi B, u ovom

trenutku osnovne opcije za administrativne postavke su date u Tabela 11 u daljem tekstu (na osnovu diskusije u

poglavlju 4.4.4.3.1).

34 Formalna definicija za instalacije malih razmjera bit će sačinjena u Fazi B. Regulativa EU određuje maksimalni prag za postrojenja malih

razmjera koja ispunjavaju uvjete za FIT na 500 kW, a stvarni pragovi se razlikuju među zemljama. Kao smjernice, tabele sa definicijama iz nekih zemalja uvrštene su u Dodatku C. Osim pragova kapaciteta, potrebno je dodati više regulatornih elemenata u definiciju instalacija malih razmjera kako bi se izbjegla zloupotreba.

76

Tabela 11: Opcije za određivanje FIT parametara poticaja za BiH (male instalacije)

Opcija Naziv Opis

#1 Stručno zasnovane

postavke

U redovnim periodima, komisija koju je odredila entitetska vlada ili

parlament, odlučuje o ažuriranju nivoa poticaja po tehnologiji.

#2 Postavke zasnovane na

formuli

Prilagođavanje tehnološki specifičnih nivoa poticaja je

automatizovano formulom uključenom u zakon o OIE. Formula

usklađuje nivoe poticaja sa putem ekspanzije tehnologija OIE.

Prva opcija uključuje sadašnju praksu, gdje komisija koju su formirale Regulatorne komisije odlučuje o ažuriranju

parametara u ime entitetskih vlada. Druga opcija sliči primjeru njemačke „breathing lid“ regulative, iako mora biti

naglašeno da stvarna formula može primiti bilo koji oblik koji se smatra primjerenim za BiH, uz jednu odredbu:

ne bi se trebalo omogućiti vremenom povećanje nivoa poticaja, jer bi to potaklo potencijalne projektante da

zadrže investicije da se okoriste od veće naknade u kasnijem vremenskom periodu. Detalji su ostavljeni za Fazu

B.

Prednost opcije 2 nad opcijom 1 je dvostruka: uveliko smanjuje administrativno opterećenje u vezi s ažuriranjima

prema opciji 1, te povećava transparentnost procesa, i stvara veću sigurnost za investitora. Nedostatak je što

formula može propustiti stvarni razvoj troškova tehnologije OIE i tako smanjiti poticaj presporo ili prebrzo, i

oštetiti efikasnost i/ili efektivnost sheme.

Dalji pojam koji se odnosi na poticaj malih instalacija u BiH je korištenje (tehnološki specifičnih) kvota ili granica

na ukupne dodatke kapaciteta: Postrojenja bi trebala biti podesna jedino za poticaj do određenog praga ukupnog

(godišnjeg ili dvogodišnjeg) dodanog kapaciteta (određene vrste tehnologije). Kako je objašnjeno u 4.4.3.1, pri

određivanju pragova (u smislu dodanih MW na godišnjoj ili dvogodišnjoj osnovi), trebalo bi uzeti u obzir dvije

vrste ograničenja: ograničenje mrežnog pristupa i ograničenje ukupnog troška poticaja. Mrežna ograničenja se

moraju razmatrati u redovnim intervalima (tipično je to zadatak za donosioca propisa u saradnji sa TSO i DSO35),

budžetska ograničenja se mogu odrediti unaprijed. Time se postavlja pitanje prioriteta u pogledu podobnosti, ili

se stavlja u oblik pitanja: treba li preferirati specifične aplikacije za poticaj u odnosu na druge? Razna opravdanja

za specifičan odabir zasnovano na specifičnim vrijednostima se mogu dati za takav sistem. Ipak, zbog dva razloga

preporučiva opcija ovdje su rezervne specifične pozicije kapaciteta za specifične tehnologije i veličine i primjena

sistema usluživanja prvog koji dođe osim ako: Prvo, to omogućava brzi napredak u ekspanziji OIE budući da bi

komplikovana pravila podobnosti mogla stvoriti velika kašnjenja pri investiranju. Drugo, pravila preferiranja bi

se legalno mogla dovesti u pitanje na osnovu nefer postupanja. Primjer za takvu specifičnu potkategoriju bi mogao

biti solarne elektrane na stambenim i komercijalnim objektima , dajući prioritet prethodnom. Detalji će se

razraditi u Fazi B.

4.4.5.2 Sheme poticaja za vlastitu potrošnju

U skorije vrijeme, proizvodnja OIE koju vrše prosumeri privukla je pažnju kreatora politika: iako je vlastita

potrošnja električne energije uglavnom dobrodošla, poteškoće i mogućnosti za dobavljače i operatore

distribucijske mreže zahtijevaju konkretne regulatorne odgovore. Sekretarijat Energetske zajednice objavio je

35 10-godišnji planovi razvoja mreže daju kvalitetnu osnovu za analizu.

77

Smjernice za postupanje s proizvođačima-potrošačima u februaru 2018. Radna grupa se usaglasila da se

preporuke Smjernica trebaju primijeniti u BIH. Smjernice propisuju da glavni sistem naknada za prosumere treba

biti neto obračun; potrebno je utvrditi sljedeće ključne karakteristike:

• pravila za nadoknade za višak električne energije koja se šalje u mrežu

• aranžmane za mrežne tarife

• primjenjive poreze i naknade

Iako smjernice daju određene upute o uređenju, ono uglavnom podliježe regulatornim odlukama. U ovom dijelu

sačinjene su preporuke za BIH.

U odnosu na prihvatljivost za neto obračun ili neto mjerenje sistema vlastite potrošnje (terminologija objašnjenja

u podpoglavlju ispod), rezultat diskusije tokom Faze A je da se ona treba primijeniti samo na domaćinstva i male

poslovne subjekte (gdje su „mali poslovni subjekti“ oni koji nisu u sistemu PDV-a) koji su priključeni na

niskonaponske mreže (0,4kV) ako djeluju kao prosumeri. Važan dio ovog prijedloga je da sistem za vlastitu

potrošnju treba biti tehnološki neutralan, što znači da sve vrste tehnologija distribuirane proizvodnje (DP) trebaju

biti dopuštene u svrhe vlastite potrošnje i, kao generalno pravilo, instalirani kapacitet prihvatljiv za sisteme

vlastite potrošnje nije veći od traženog priključenog i/ili ugovornog kapaciteta kupca. Ovdje, Smjernice politike

Energetske zajednice (individualni kapacitet DP i godišnje proizvodnje u odnosu na potrošnju) navode sljedeće:

„Za domaćinstva i male komercijalne potrošače, odgovarajuće je primijeniti opći prag kapaciteta po pojedinačnoj

instalaciji i ograničenje individualnog kapaciteta DP u zavisnosti od kapaciteta i godišnje potrošnje kupca. Ako se

primjenjuje sistem netiranja, godišnja proizvodnja DP treba biti manja od potrošnje kupca u prethodnoj godini. U

slučaju novih potrošača koji se prvi put priključuju, planirana potrošnja može se primijeniti kao referentna

vrijednost.“

Ograničenja prihvatljivosti opravdana su naporima za tržišnu i mrežnu integraciju: Prvo, kako je navedeno u 4.4.4

instalacije velikih razmjera -dugoročno- trebaju učestvovati na tržištima električne energije u cilju unapređenja

operativne učinkovitosti; ovo obrazloženje treba se primijeniti i na industrijske „prosumere“. Drugo, mora se uzeti

u obzir uticaj na korištenje mreže: iako će neto mjerenje/obračun za male prosumere potaknuti vlastitu potrošnju

i, ako je dobro izvedeno, smanjiti zagušenje niskonaponskih mreža, pravila koja regulišu otkup i konkretne

naknade za mrežu za instalacije velikih razmjera su bolji instrumenti za aktiviranje njihove fleksibilnosti i

smanjenje opterećenja na upotrebu mreže. Uvođenjem neto mjerenja / obračuna za prosumere postavlja se

pitanje da li oni trebaju imati pristup i FIT, otvorenim za sve instalacije malih razmjera. U nekim slučajevima, može

se pretpostaviti da su FIT pogodnije sa stanovišta vlasnika instalacije. S druge strane, generalno se smatra da je

poticanje vlastite potrošnje prednost za sistem u cjelini. Ipak, RG je zaključila da prosumeri trebaju imati

mogućnost slobodnog izbora između FIT i neto mjerenja / obračuna: s obzirom na to da prosumeri mogu lako

razdvojiti potrošnju i otkup električne energije (i tehnički i pravno), bilo bi ih teško primorati da uopće prihvate

neto mjerenje / obračun. S obzirom na to da se očekuje da će se u narednoj deceniji značajno smanjiti trošak OIE,

a time i FIT, neto mjerenje / obračun će uskoro vjerovatno postati prvi izbor prosumera.

Kao izuzeće, regulatorima u BIH trebalo bi dopustiti da utvrde kvote za pristup neto mjerenju / obračunavanju

ukoliko mrežni operatori budu smatrali da je dalje širenje instalacija OIE nepovoljno za stabilnost mreže

konkretno u njihovoj mreži. Istovremeno, zakoni bi trebali propisati srednjoročno širenje mreže kako bi se

omogućio pristup instalacija OIE u skladu s planovima obnovljivog širenja.

Projekti vlastite potrošnje, gdje se električna energija zasnovana na OIE proizvodi s primarnim ciljem njene

potrošnje od strane proizvođača i unosa viška električne energije u mrežu, potencijalno su najvažnija podrška za

78

rentabilan razvoj i integraciju decentraliziranih projekata OIE malih razmjera. Dva osnovna koncepta naknada za

višak električne energije unesen u mrežu za sheme poticaja za vlastitu potrošnju su:

• „Neto mjerenje“ – regulatorni okvir prema kojem se višak električne energije unesen u mrežu može

kasnije koristiti za kompenzaciju potrošnje u periodu kada lokalna obnovljiva proizvodnja nije prisutna

ili kada je nedovoljna, gdje je vrijednost viška električne energije jednaka maloprodajnoj cijeni električne

energije.

• „Neto obračun“ - regulatorni okvir prema kojem se višak električne energije unesen u mrežu može

kasnije koristiti kao monetarni kredit za kompenzaciju troškova električne energije u periodu kada

lokalna obnovljiva proizvodnja nije prisutna ili kada je nedovoljna, gdje je vrijednost viška električne

energije manja od maloprodajne cijene električne energije.

Uzimajući kriterije efikasnosti kao osnovu procjene, u zaključku smjernica Energetske zajednice naglašeno je da

pravična (i efikasna) naknada viška energije može biti osigurana samo neto obračunom: neto mjerenje

prekomjerno nadoknađuje prosumere jer naknada za višak električne energije na osnovu maloprodajne cijene ne

uzima u obzir troškove koje načini dobavljač i upotrebu mreže. Odgovarajuća naknada za višak električne energije

postiže se36 korištenjem energetske komponente maloprodajne cijene električne energije umanjene za naplatu

transakcijskih troškova dobavljača, uzimajući u obzir sav realno izbjegnuti trošak električne energije iz mreže.

• Pored plaćanja viška električne energije poslane u mrežu, važne komponente opće sheme poticaja za ovu

vrstu projekata OIE je tretman projekata vlastite potrošnje u odnosu na mrežne troškove i tarife, kao i

njihov položaj u odnosu na različite poreze i dažbine. Iako će detalji biti razrađeni u Fazi B, RG se

usaglasila o nekim osnovnim principima od ovog trenutka: za naknade za mrežu, osnovne tarifne stope

za prosumere prema neto obračunu trebaju biti utvrđene na osnovu kapaciteta (tako da odražavaju

trošak mrežnog operatora). Trebaju se primjenjivati određene prilagodbe mrežne tarife za prosumere

kako bi se uzeo u obzir doprinos smanjenju mrežnih gubitaka zbog vlastite potrošnje i otkupa. Također,

smjernice Energetske zajednice predlažu nagrađivanje određenih obrazaca otkupa / prodaje

utvrđivanjem vremenskih tarifa prodaje/kupovine (npr. za prosumere s integriranim skladištenjem).

Utvrđivanje takvih vremenskih tarifa bit će predmet zajedničkih napora RG i konsultanta tokom Faze B.

• Stope za naknade i poreze na električnu energiju vlastite potrošnje trebaju biti utvrđene tako da potiču

vlastitu potrošnju (poželjna visoka stopa vlastite potrošnje), ali i da odražavaju sistemske troškove za

integraciju prosumera. Posebno, naknade za OIE mogu biti utvrđene na nulu jer prosumer doprinosi

ostvarenju cilja OIE, dok s druge strane naknade za rezervni kapacitet ili za zaštitu ugroženih kupaca, ako

postoje, treba biti u potpunosti plativa. Detalji će biti razrađeni tokom Faze B.

Od važnosti je i tretman prosumera u odnosu na PDV: Radna grupa vodi se temeljnom logikom da samo neto

potrošnja električne energije, prema isporuci dobavljača,treba podlijegati PDV-u (generalno, proizvodi vlastite

potrošnje ne podliježu PDV-u). Međutim, to zahtijeva administrativni napor jer se danas PDV primjenjuje na

potrošnju električne energije prikazanu na mjeraču. Osim toga, potrebno je konsultovati se s poreznim organima

prije primjene bilo kakvih preporuka. Uz podršku konsultanta, GIZ će se obratiti poreznim organima za

otpočinjanje dijaloga kako bi se došlo do rješenja u vezi s ovim. Vlastita potrošnja je ili već primijenjena ili se

pojavljuje u većini evropskih zemalja. Tokom Faze B ova iskustva bit će upotrijebljena za pripremu okvira za dalji

razvoj projekata zasnovanih na vlastitoj potrošnji OIE u BiH. Zakoni o OIE i u RS i u FBiH sadrže određene odredbe

za projekte vlastite potrošnje, ali taj okvir je potrebno ozbiljno nadograditi.

36 Za detalje ovog argumenta pogledati preporuku br. 4 Smjernica Energetske zajednice i Muratović (2017.) „Distribuirana proizvodnja za

vlastitu potrošnju – ključni aspekti i preporuke dobre prakse“, odj. 6.

79

4.4.6 Dodatne mjere: porezni poticaji, administrativne procedure i građanska energija

Ovaj dio razmatra dodatne mjere koje se mogu primijeniti za poticanja uvođenja tehnologija OIE u BIH: od

instrumenata na raspolaganju za poticaj OIE, kreatori politika imaju mogućnost povrata poreza kao dodatnog

poticaja za ulaganja (vidjeti 4.4.1). Iako generalno odbacuje upotrebu poreznih poticaja (instrumenti preporučeni

u 4.4.4 i 4.4.5 trebali bi biti dovoljni za ulaganje u OIE), RG je saglasna da se oni trebaju koristiti za određene

projekte, koji se zasnivaju na projektima kao što je građanska energija ili konkretnim razvojnim ciljevima, tj. na

osnovu ciljeva politike izvan samog razvoja OIE. Tu spada pristup zajednice finansijskim i okolišnim prednostima

razvoja OIE i generalno javno prihvatanje OIE. S druge strane, RG je također saglasna da te ciljeve ne treba

nastojati ostvariti prilagodbama temeljnih shema poticaja opisanih u 4.4.4 i Error! Reference source not found.

kako bi se izbjegli ekonomski poremećaji, a time i neefikasnosti. U ovom dijelu navedene su osnovne informacije

o ovoj temi i precizirane preporuke.

4.4.6.1 Osnovne informacije o oporezivanju u BIH

Porezni sistem Bosne i Hercegovine zasniva se na propisima usvojenim na različitim institucionalnim nivoima

koji su objedinjeni u porezni sistem Bosne i Hercegovine. Zakoni, propisi i odluke o porezima donose se na

sljedećim nivoima:

• država Bosna i Hercegovina;

• entitetski nivo – Federacija Bosne i Hercegovine i Republika Srpska;

• nivo Brčko Distrikta;

• kantonalni nivo unutar Federacije Bosne i Hercegovine;

• općinski nivo u Federaciji Bosne i Hercegovine i Republici Srpskoj

Na nivou Bosne i Hercegovine prikupljaju se samo indirektni porezi, kao što je carina i porez na dodanu vrijednost

(PDV), čije prikupljanje se vrši na jedinstveni račun, a kasnije se proporcionalno distribuira entitetima. Ovi procesi

regulišu se Zakonom o sistemu indirektnog oporezivanja u Bosni i Hercegovini. Svi ostali porezi i naknade su

definisane i prikupljaju se na entitetskom nivou, tj. na nivoima Republike Srpske, Federacije BIH i Brčko Distrikta.

Određene nadležnosti entiteta prenesene su na nivo institucija lokalne samouprave: općine u Republici Srpskoj,

te na nivoe kantona i općina u Federaciji BIH. Pregled najvažnijih poreza u entitetima dat je u Tabela 12 ispod.

Tabela 12: Relevantni porezi (entitetski nivo)

FBIH RS District Brcko

Porez na

dobit

Zakon o porezu

na dobit, mart

2016.

Zakon o

porezu na

dobit, januar

2016.

Zakon o porezu

na dobit, januar

2011.

Porezna stopa 10% 10% 10%

80

Porezni poticaji

(smanjenje poreza)

u sljedećim

slučajevima:

1. Smanjenje porezne

obaveze za 30%, za

ulaganje u proizvodnu

opremu u iznosu od

najmanje 50% neto

dobiti tekućeg perioda.


obaveze za 50%, za

ulaganja u dugotrajnu

imovinu u iznosu od 20

mil. KM u periodu od 4

godine


osnovice, za

vrijednost ulaganja,

za ulaganja u

dugotrajnu imovinu

u svrhu obavljanja

registrirane

proizvodne

djelatnosti


osnovice, za vrijednost

ulaganja, za ulaganja u

mašine i opremu za

obavljanje vlastite

registrirane djelatnosti.

2. Porezna osnovica

može biti smanjena i za

nabavnu cijenu mašina i

opreme.

Porez na nekretnine - ne postoji

Zakon o porezu na

nekretnine, na snazi

od 1.1.2016.

Zakon o porezu na

nekretnine, na snazi od

1.1.2009

Porezna stopa Nema Za pravne subjekte

do 0,10%

Za pravne subjekte od

0,05% - do 1,00%

Porezni poticaji

(smanjenje poreza)

Nema Nema Nema

Porez na dodanu

vrijednost (PDV)

Zakon o PDV-u koristi se od 01.07.2005.

Porezna stopa je 17 %.

PDV je indirektni porez kojim se finansiraju svi nivoi vlasti u BIH i ne može

biti predmet plana poticaja.

Problematika neto mjerenja / neto obračuna

Carinske

dažbine/troškovi

Primjenjivo na uvoz opreme

81

4.4.6.2 Porezni poticaji: analiza i preporuke

Ideja o uvrštavanju povrata poreza u set prijedloga za buduće sheme poticaja OIE u BIH zasniva se na pokušaju

razdvajanja projekata OIE na osnovu ukupnih koristi za društvo i/ili lokalnu zajednicu u smislu održivog razvoja,

npr. ponudom boljih ili višestrukih poticaja samo za projekte s dodatnim uticajima i koristima za proizvodnju

električne energije. Slično tome, ova vrsta dodatne (komplementarne) podrške treba biti ponuđena kao vrsta

lokacijskih signala za poticaje razvoja OIE u područjima gdje institucije BIH prepoznaju konkretne interese ili

potrebu iz bilo kojeg razloga (uticaj potencijala OIE, Elektroenergetskih mreža, uticaji na okoliš, lokalni privredni

razvoj, dodatne mogućnosti zapošljavanja, itd.). Kao generalni princip za odabir poreznih poticaja, kreatorima

politika cilj treba biti minimiziranje ekonomskih poremećaja: treba poticati efikasno ulaganje (u smislu drugi

najbolji). Osim toga, praktičnost može biti važan kriterij za odabir; to je posebno važno u pogledu potrebnih

administrativnih napora za prilagođavanje postojećih složenih ekonomskih okvira i zakona koji se ne odnose

samo na energetski sektor.

Kako bi detaljnije analizirala ovu problematiku, RG je započela procjenu revizijom sadašnjeg statusa poreznih

zakona u FBIH, RS i Brčko Distriktu (predstavljenih u tabeli iznad) i prijedloga za opcionalni

dodatni/komplementarni poticaj za projekte OIE izuzimanjem ili smanjenjem poreznih troškova. Zaključak te

procjene bio je da povrati poreza u nekim oblastima mogu donijeti dodatne koristi za projekte OIE bez ozbiljnih

poremećaja osnovnog poreznog koncepta (porez na dobit, porezne dažbine, porez na nekretnine) i da je potrebno

posvetiti veću pažnju utvrđivanju stvarnih prijedloga za popuste na ove poreze. Nasuprot tome, RG je isključila

PDV iz razmatranja povrata poreza iz sljedećih razloga: PDV moraju plaćati krajnji potrošači, a ne nositelji

projekata ili proizvođači OIE. U teoriji, izuzeće PDV-a bi smanjilo stvarnu cijenu električne energije iz OIE i time

je učinilo privlačnijom potrošačima. Međutim, krajnji potrošači ne mogu birati udio OIE u svom snabdijevanju,

tako da ne može biti prodajne koristi za proizvođače OIE. Stoga, izuzeće PDV-a ne bi dovelo ni do kakve dodatne

koristi za širenje OIE37.

Povrati poreza na dobit su najpogodniji za poticanje ulaganja sa stanovišta ekonomske teorije: oni neće narušiti

odluke o ulaganjima jer je cilj učinkovitog ulaganja uvijek dobit. Stoga, oni se često koriste kao poticaj za različite

svrhe. Mogu potaknuti ulaganja u proizvodnim djelatnostima u definisanim oblastima od interesa za entitet,

kanton ili zajednicu. Povrati poreza na dobit koriste se za privlačenje investitora u slabo naseljena područja,

poticanje ulaganja koja stvaraju nova radna mjesta u područjima s visokom stopom nezaposlenosti, itd. Slično

tome, mogu omogućiti dodatne poticaje za razvoje projekata OIE koji su od dodatnog interesa za društvo ili

lokalne zajednice. Povrati poreza na dobit mogu se koristiti za dodatno poticanje projekata određene tehnologije,

bez obzira na to da li se radi o novoj tehnologiji kojoj je potrebna dodatna podrška za stvaranje čvrstih temelja za

dalji razvoj, ili je ta tehnologija od posebnog interesa za državu BIH (npr. fabrike za proizvodnju određene opreme

za OIE u BIH, male HE za pomoć u plavnim područjima, tehnologija OIE koja pruža dodatne koristi za okoliš, kao

što su postrojenja za preradu otpada u energiju, itd.). Potrebno je dodati i upozorenje: povrati poreza na dobit

mogu se pokazati neefikasni u slučaju neprofitnih organizacija koje se bave ulaganjima u OIE. Iz tog razloga, RG je

odlučila da se ne oslanja samo na njih, nego i na povrat carinskih dažbina i poreza na nekretnine.

Povratcarinskih dažbina, kao i povratporeza na dobit, su standardni mjere poticaja koje koriste

državne/entitetske institucije za poticanje određenih javnih interesa. Sa ekonomskog stanovišta, mogući su

određeni poremećaji kao rezultat povrata carinskih dažbina u sljedećem smislu: projekat koji inače ne bi bio

ekonomski izvediv mogao bi to postati smanjenjem stvarnog troška ulaganja (može se očekivati manji poremećaj,

s obzirom na relativno mali udio poreznog troška u ukupnom trošku ulaganja). Uprkos tom poremećaju, povrat

carinskih dažbina ipak mogu biti opravdani zbog svoje učinkovitosti u omogućavanju ulaganja s konkretnim

37Izuzetak od ovog pravila je slučaj proizvođača-potrošača, gdje porezna osnovica za PDV mora biti pojašnjena (vidjeti 0).

82

prednostima38. U slučaju projekata OIE, oni mogu biti primijenjeni kao rabati (ili potpuna izuzeća) na carinske

troškove za opremu koja mora biti uvezena. Nivo poticaja koji mogu omogućiti povrati carinskih dažbina zavisi

od udjela uvezene opreme koji se može značajno razlikovati u različitim tehnologijama OIE.

Povrat poreza na nekretnine imaju slične prednosti i mane kao povrat carinskih dažbina: mogu dovesti do

određenog ekonomskog poremećaja, ali se mogu pokazati i veoma učinkovitim, posebno kada su cilj određene

lokacije (kao što može biti slučaj u energiji zajednice). Međutim, oni se mogu primijeniti samo na objekte i

postrojenja koji se mogu smatrati nekretninama. Kako je navedeno u tabeli iznad, primjenjive stope za porez na

nekretnine nisu veoma visoke u Republici Srpskoj (do 0,1%), dok u entitetu Federacije Bosne i Hercegovine ovaj

porez još uvijek ne postoji. U FBIH postoji samo zakon o porezu na prometnekretnina. Primjenjivi raspon za ovaj

porez u Brčko Distriktu je takav da u nekim slučajevima može biti dosta visok. S obzirom na to da se ovaj porez

primjenjuje samo na objekte projekata OIE koji se smatraju nekretninama (zgrade, tornjevi, trafostanice) koji su

u vlasništvu nositelja projekta, uticaj ovog poreza ne treba se smatrati značajnim za sam projekat. Međutim,

potencijalni prijedlog mogao bi biti da se porezi na nekretnine trebaju utvrđivati i održavati na razumnom nivou

i prema važećim standardnim pristupima za njihovo utvrđivanje.

Postojeći Pravilnik o mjerama poticaja za OIE u Republici Srpskoj u Članu 20. zahtijeva, u slučaju da projekt OIE

primi bilo kakav drugi oblik državne pomoći,bilo u novcu , stvarima i sl., da osnovni poticaj (FiT ili FiP) koji je

prvobitno dodijeljen projektu treba biti smanjen proporcijalno u skladu sa visinom primljene pomoći. Generalno

mišljenje u RG bilo je da poticaj povratom poreza treba biti dat određenim projektima OIE, gdje je to primjenjivo

i opravdano kao dodatna poticajna mjera, jer su povrati poreza podjednako dostupni svim projektima za razliku

od državne pomoći koja se daje samo odabranim projektima (pomoć za poljoprivredu, pomoć za okoliš, itd.).

Porezne povlastice usmjerene su na projekte energije zajednice; mogu se definirati neke dodatne okolnosti koje

omogućavaju sličnu primjenu poreznih povlastica. Potrebno je provjeriti i potvrditi izvodivost ovog pristupa

tokom Faze B s Agencijom za državnu pomoć BiH unutar Konkurencijskog vijeća BIH.

4.4.6.3 Upravni postupci: analiza i preporuke

Na osnovu istraživanja nivoa različitih troškova za dozvole, odobrenja, saglasnosti itd., zaključeno je da su ukupni

troškovi za projekte OIE u tom smislu (iz iskustva pojedinačnih nositelja projekata) u rasponu između 1 i 2,5%

ukupnog troška projekta. Ovaj raspon odnosi se na RS, FBIH i Brčko Distrikt (up. poglavlje 3.3.3 i Dodatak E).

Imajući u vidu da je značajan dio ovih troškova realan i da odražava stvarne napore organa koji su potrebni za

izradu i izdavanje različitih dozvola, odobrenja i saglasnosti, stvarna korist od prijedloga za davanje određenih

popusta na ove troškove za projekte OIE ne može biti opravdana. Dodatni razlog u prilog takve odluke je činjenica

da sve institucije u BIH sve više uvode online „e-usluge“ koje u značajnoj mjeri smanjuju administrativne napore

i odnosne troškove.

S druge strane, istraživanjem stvarnih troškova također je utvrđeno da neki administrativni troškovi za izdavanje

različitih saglasnosti, odobrenja, uvjeta i dozvola ne odražavaju troškove ili ih ne odražavaju u potpunosti. To

znači da su neki od tih troškova povećani bez odgovarajuće opravdanosti radnim naporima administrativnog

osoblja i odnosnim realnim troškovima za svaku pojedinačnu uslugu. Stoga, prijedlog u ovoj oblasti za Fazu A

projekta treba biti ograničen na zahtjev za uvrštavanje u zakone na svim institucionalnim nivoima da

administrativni troškovi za izdavanje različitih saglasnosti, odobrenja, uvjeta i dozvola moraju biti u potpunosti

transparentni i odražavati troškove. Također, ti zakoni trebaju predviđati mehanizam praćenja.

38 S obzirom na temeljni argument javnog prihvatanja širenja OE, npr. mogao bi se usvojiti termin kompromis prihvatanja/učinkovitosti, sličan

dobro poznatom kompromisu kapitala/učinkovitosti u ekonomskoj poreznoj literaturi.

83

4.4.6.4 Osnovne informacije o poticajima građanske energije

Građanska energija (GE) odnosi se na decentraliziranu proizvodnju obnovljive energije čiji su vlasnici i/ili kojom

upravljaju pojedinačni građani i domaćinstva, lokalne inicijative kao što su energetske zadruge, zajednice, lokalne

vlasti (gradovi i općine). Građanska energija stvara tok lokalne vrijednosti koji može ostati unutar regiona. Za

razliku od projekata OIE velikih investitora ili projekata koje realiziraju strana ili vanregionalna preduzeća,

projekti građanske energije povećavaju lokalno prihvatanje infrastrukture obnovljive energije jačanjem poticaja

i angažmanom u procesu tranzicije. Jedan od glavnih ciljeva je da i potrošači, koji doprinose razvoju OIE i

integraciji u energetsku tranziciju plaćanjem dažbina na cijenu električne energije za poticaj OIE, imaju finansijske

koristi od tranzicije. Koncept građanske energije stimulira lokalni razvoj, društvenu inovaciju i saradnju. Tamo

gdje to omogućavaju okviri politika, građanska energija postaje najzaslužnija za lokalno otvaranje novih radnih

mjesta i ekonomski razvoj. Projekti obnovljive energije često čine jezgro inicijativa zajednice s mnogo širim

društvenim, ekonomskim i okolišnim uticajima i koristima nego što to čini samo proizvodnja energije, npr.

poticanjem saradnje, društvene inovacije, obrazovanja, unapređenjem lokalnih usluga i lokalnim otvaranjem

novih radnih mjesta. Kolektivni kapaciteti ulaganja, implementacije i inovacije civilnog društva mogu pružiti

osnovne resurse za tranziciju održive energije.

Unutar RG vlada većinska saglasnost da određeni oblici poticaja za instalacije OIE kojima upravljaju lokalne

zajednice trebaju biti uvedeni u BIH. Glavni razlog za to je javno prihvatanje infrastrukture OIE i spremnost

potrošača da doprinesu energetskoj tranziciji plaćanjem većih cijena električne energije koje obuhvataju naknade

za dodatni poticaj OIE. U tom kontekstu, projekti građanske energije mogu se suprotstaviti javnim kritikama u

BIH koje tvrde da bi samo veći, nelokalni investitori imali koristi od energetske tranzicije. Umjesto toga, građanska

energija nudi mogućnosti ulaganja za male zajednice koje mogu preuzeti aktivnu ulogu u isporuci energije svojim

članovima ili lokalnim općinama. Dok jedna druga aktivnost GIZ-a sačinjava konkretne preporuke za

omogućavanje okvira OIE u zajednici, ovdje su navedene preporuke za dodatni poticaj takvim projektima.

4.4.6.5 Građanska energija: analiza i preporuke

Prvi izazov u pogledu konkretnih poticajnih mjera za građansku energiju je dobra pravna definicija pojma

„građanske energije“. Potrebno je izbjeći zloupotrebu poreznih povlastica uvedenih posebno kao korist lokalnim

zajednicama, a ne drugim vrstama investitora. Radna grupa se usaglasila da pojam „zadruge“ u zakonu BIH pruža

dobru osnovu za definiciju „energetske zadruge“ koja se posebno odnosi na proizvodnju električne energije na

osnovu OIE za lokalnu ili regionalnu upotrebu. U Fazi B, definicije GIZ projekata na ovu temu koji su utoku bit će

revidirane, a odgovori će biti dostupni za provedbu pravila i zakona o građanskoj energiji.

Za direktne poticajne mjere, projekti građanske energije trebaju imati isti pristup tim mjerama kao i komercijalni

nositelji projekata, s konkretnim, namjenskim kvotama prema FIT za male instalacije odnosno prema FIP za velike

instalacije za energiju iz biomase i (moguće) vjetra (putem izuzeća, mogu biti razmotrena povećanja praga za male

instalacije, iako mora biti provjerena pravna izvodivost). Obrazloženje je ekonomska efikasnost: namjenske tarife

za građansku energiju ili izmjene pravila u postupku aukcije najvjerovatnije će rezultirati ekonomski neefikasnim

ulaganjem. Međutim, važno je napomenuti da se s finansijskog stanovišta projekti građanske energije suočavaju

s istim izazovima kao komercijalni projekti OIE, u smislu izvodivosti i konkurentnosti troškova proizvodnje

specifičnih za tehnologiju. Prevazilaženje ovih prepreka vrši se na isti način kao za komercijalne projekte,

utvrđivanjem FIT za instalacije OIE malih razmjera i shema poticaja za vlastitu potrošnju (vidjeti poglavlje 0 i 0).

Međutim, sadašnji okvir za projekte OIE ne predviđa uvrštavanje projekata građanske energije kao što su

mogućnosti građana investitora, energetskih zadruga ili drugih modela građanske energije kao potencijalnih

proizvođača OIE. Stoga, potrebna je jasna pravna definicija modela projekta građanske energije vrijednog poticaja

84

u odnosnim zakonima kako bi projekti građanske energije mogli imati koristi od pomenutih shema poticaja za

OIE. Za dodatno poticanje realizacije projekata građanske energije, uvođenje višeg kapacitetnog praga za

omogućavanje FIT za instalacije malih razmjera zajedno s dodatnim kvotama kapaciteta za građansku energiju i

generalno neto obračunom bit će analizirani u Fazi B, ali će biti predmet konačnog donošenja političkih odluka.

Glavni dodatni izazov, posebno za projekte građanske energije u javnom vlasništvu, za razliku od komercijalnim

projekata OIE, je prevazilaženje investicijske barijere za odnosnu instalaciju OIE. U tom smislu i kao dodatak

shemi poticaja specifičnoj za tehnologiju i zasnovanoj na proizvodnji, porezni ili prilagođeni poticaji ili izuzeća

mogu smanjiti ukupne potrebne troškove ulaganja za instalacije OIE i tako smanjiti investicijsku barijeru.

Međutim, gore navedena pravna definicija projekta građanske energije vrijednog poticaja treba predviđati razliku

između projekata građanske energije koji nisu u javnom vlasništvu, kojima je pravna definicija potrebna samo da

bi se mogli prijaviti za gore navedene sheme poticaja, i projekata građanske energije u javnom vlasništvu, koji će

imati dodatne koristi od odnosnih poreznih ili prilagođenih poticaja ili izuzeća.

Projekti u javnom vlasništvu trebaju biti prihvatljivi za dodatne (komplementarne) poticajne mjere previđene u

paragrafu iznad o povratima poreza. Ova vrsta poticaja trebala bi naglasiti njihovu važnost za lokalnu zajednicu i

društvo u cjelini. Na kraju, ali ne manje važno, projekti građanske energije će standardno, s obzirom na to da ih

razvijaju ili snažno podržavaju lokalne zajednice, imati koristi od smanjenih troškova naknada za dozvole i

odobrenja. Slično tome, lokalne zajednice se mogu prijaviti za dodatno smanjenje komunalnih naknada, troškova

zakupa ili poreza na nekretnine za te projekte.

4.4.6.6 Sažetak preporuka

Ukratko, prijedlozi za porezne poticaje za OIE ne trebaju se primjenjivati kao opći poticaj za OIE, nego radije kao

komplementarna poticajna mjera za ostvarenje konkretnih ciljeva politike. Sažetak glavnih prijedloga RG o

poreznim/dažbinskim poticajima je kako slijedi:

• Opšte preporuke za porezne poticaje

o ne treba primjenjivati smanjenja PDV-a, osim za inicijativu omogućavanja neto obračuna i

izbjegavanja dvostrukog oporezivanja proizvedene i potrošene električne energije

o povrat carinskih dažbina treba primjenjivati selektivno za projekte građanske energije od značajne

važnosti za zajednicu/društvo u obliku smanjenja/ukidanja poreza na uvoze tehnologije OIE

o dodatno, povrati poreza na dobit mogu se također selektivno primjenjivati za projekte građanske

energije od značajne važnosti za zajednicu/društvo, jer se to obično radi za zadruge

o smanjenje poreza na nekretnine nije važna mjera i ne treba se smatrati potencijalnom poticajnom

mjerom osim za projekte s visokom vrijednosti imovine

• Upravni postupci: zakoni na svim institucionalnim nivoima trebaju osigurati da administrativni troškovi

za izdavanje različitih saglasnosti, odobrenja, uvjeta i dozvola budu potpuno transparentni i da

odražavaju troškove.

Glavni prijedlozi RS za podršku projekata građanske energije se mogu sumirati kako slijedi:

• pokretanje izmjena i dopuna odnosnog zakonskog i regulativnog okvira za olakšavanje učešća na tržištu

OIE različitih vrsta projekata građanske energije (građanska energija u javnom vlasništvu, energetske

zadruge koje osnivaju građani, itd.)

85

• omogućavanje učešća definisanih modela projekata građanske energije u okviru predviđenih shema

poticaja generalno, kao što su:

o neto obračun

o FiT za male instalacije

o FiP za velike instalacije,

o Moguće: povećanje praga za omogućavanje FiT za projekte građanske energije malih razmjera

o definisanje kvota/ograničenja za projekte građanske energije i uvrštavanje projekata građanske

energije u strategije, akcione planove i ciljeve OIE.

U Fazi B veliki broj aktivnosti proizlazi direktno iz gore navedenog seta preporuka. Najvažnije, svi potencijalni

povrati poreza zahtijevaju su konsultacije i potom usaglašavanja s poreznim organima BIH. Posebno mora biti

uključena Agencija za državnu pomoć BIH za pojašnjavanje pravnih ograničenja za uvođenje povrata poreza za

konkretne ciljeve politike. Sljedeći korak bit će analiza troška i efikasnost povrata poreza u pogledu temeljnog

cilja politike, upotrebom elemenata kvantitativne analize iz Faze B. Ova analiza treba obuhvatiti razliku između

različitih korisnika poreznih povlastica, prvenstveno „energetskih zadruga“ i projekata građanske energije koje

su pokrenuli i koji su u vlasništvu javnih organa. Konačno, RG treba sačiniti konkretan prijedlog koji će potom biti

predmet javnih konsultacija. Svaka konačna preporuka trebat će biti pravno formalizirana, uz jasnu pravnu

definiciju priveligovanih tijela i pravila za primjenu povrata poreza. Također, potrebno je pripremiti i provesti

aktivnosti podizanja svijesti javnosti kako bi se osiguralo ostvarenje cilja javnog prihvatanja.

86

5 PREPORUKA ODABRANIH OPCIJA SHEMA POTICAJA

U ovom dijelu opcije shema poticaja iz poglavlja 4 se ponovo razmatraju i upoređuju. Iako su sve one moguće

opcije ,čine jasan predodabir, RG želi dati preporuke donositeljima odluka u BIH koje su šire od navedenih opcija:

za svaku tehnologiju i razmjeru odabrana je preferirana opcija i objašnjen odabir. Naravno, ova dodatna radnja

primjenjuje se samo na one slučajeve gdje je dato više od jedne opcije; ostali slučajevi će biti pomenuti ukratko. U

nekim slučajevima može biti preporučivo više od jedne opcije u zavisnosti od konkretnih okolnosti u budućnosti

ili u entitetu. To će potom biti naglašeno u tekstu. Kao što je objašnjeno u poglavlju 4.3, utvrđena je razlika između

instalacija velikih razmjera koje će biti predmet tržišnih shema poticaja, i instalacija malih razmjera, koje su

predmet FIT-a i -za prosumere- neto obračuna. Iako određeni prag za pojam „instalacija malih razmjera“ treba

zavisiti od tehnologije39 i bit će utvrđen u Fazi B, prag koji propisuju propisi EU može poslužiti kao smjernica u

ovoj fazi: Smjernice EU za državnu pomoć u zaštiti okoliša i energetici propisuju da se FIT treba koristiti samo za

instalacije OIE do 500 kW.

5.1 Velike instalacije

Kako je objašnjeno u poglavlju 4.4.2.3 FIP se preporučuju za velike instalacije kao način poticanja tržišne

integracije OIE, s diferenciranom referentnom cijenom za prijelazni period (up. 0). Nasuprot tome, postoje

drugačije opcije za utvrđivanje parametara sheme poticaja: na osnovnom nivou, administrativno i aukcijsko

utvrđivanje parametara, i na konkretnijem nivou, različiti projektni izbori za svaku od te dvije kategorije. Za

solarne elektrane i biomasu, utvrđena je samo jedna opcija: za solarne elektrane, preporučuju se dvogodišnje

aukcije na entitetskom nivou, za biomasu i biogas, administrativno utvrđivanje parametara sheme poticaja.

Za hidroenergiju, utvrđene su dvije opcije za određivanje parametara: prva je dvogodišnja aukcija na

entitetskom nivou s ograničenjem kapaciteta od oko 50 MW i ograničenjem kapaciteta ponude od oko 4-6 MW.

Pretkvalifikacijski zahtjevi za ponuđače trebaju obuhvatati sačinjen projektni plan i prve dozvole (detalji o tome

bit će utvrđeni u Fazi B). Kao pravilo za određivanje cijena, preporučuje se zatvorena ponuda, plaćanje po

ponuđenoj cijeni; kazne za neispunjenje obaveza trebaju se zasnivati na garanciji ponuda. Druga je aukcija za

određenu lokaciju: ovdje aukcionar odabere određenu lokaciju i uključi se u prve korake razvoja projekta, što

obično obuhvata osiguranje pristupa mreži i prve dozvole. Radna grupa razmotrila je prednosti i mane oba

pristupa: prva opcija omogućava konkurenciju između različitih lokacija i između nositelja projekta; također,

administrativno opterećenje za entitetske organe ostaje ograničeno. Druga opcija omogućava više planiranja

širenja hidroenergije. Osim toga, ako se organizuje na odgovarajući način, može se izbjeći neočekivana dobit

nosioca projekta na konkretnim lokacijama. Međutim, potrebni administrativni napor entitetskih organa pod

ovim instrumentom mnogo je veći; vjerovatno bi bile potrebne konsultantske usluge. Opštaa efikasnost ovog

instrumenta zavisi od kvaliteta odabrane lokacije: samo ako aukcionar odabere posebno odgovarajuće lokacije za

razvoj hidroenergije, trošak poticaja bit će ograničen. Kao rezultat razmatranja, RG preporučuje fleksibilnost:

entitetske vlasti trebaju zasnivati svoj odabir na procjeni svog hidro potencijala i na svom mišljenju o

administrativnom naporu. U slučaju posebno raznolikog (u smislu konkretnog troška) hidro potencijala, rizik od

neočekivane dobiti za posebno pogodne lokacije pod opcijom 1 ukazuje na opciju 2. S druge strane,

administrativni napori pod opcijom 2 mogu se smatrati prevelikim opterećenjem, tako da bi entitetske vlasti

mogle preferirati opciju 1.

U slučaju vjetroenergije, odabrane su četiri opcije (vidjeti 4.4.4.1), koje se sve zasnivaju na pojmu FIP sheme

poticaja:

39Up. Prilog C.

87

1. administrativno određivanje parametara poticaja u kombinaciji s kvotama (odnosna ograničenja širenja

kapaciteta)

2. aukcijsko određivanje parametra poticaja, redovno zakazane otvorene aukcije na entitetskom nivou, bez

ograničenja veličine

3. aukcijsko određivanje parametra poticaja, redovno zakazane otvorene aukcije na entitetskom nivou,

ograničenja na ponude

4. aukcije za određene lokacije s predrazvojem od operatora OIE

Radna grupa razmotrila je ove četiri opcije i odlučila da su preporučive broj 1 i 3:

• Iako RG smatra da su vjetroenergetske aukcije generalno poželjan instrument, pod određenim

okolnostima, entitetske vlade mogle bi preferirati upotrebu administrativno određenih sheme poticaja

(opcija 1). Posebno, to bi bio slučaj ako se entitetski vjetroenergetski ciljevi smatraju veoma malim. U tom

slučaju administrativni napor za uvođenje aukcijskog procesa možda ne bude opravdan.

• S druge strane, preporučeni aukcijski oblik za vjetroenergiju je redovna,obično dvogodišnja, aukcija na

entitetskom nivou. Ona unapređuje konkurenciju između različitih lokacija i između nosioca projekta.

Kako bi se izbjeglo da veliki projekti obuhvate sav ili veliki dio kapaciteta nadmetanja („pobjednik uzima

sve“, kao pod opcijom 2), preporučuje se ograničenje kapaciteta ponude (opcija 3). Stoga, RG očekuje i

dovoljnu konkurenciju i regulatornu sigurnost za investitore.

Četvrtu opciju RG ne preporučuje: osim u slučaju hidroenergije, vjetroenergetski projekti smatraju se dosta

troškovno homogenim, tako da se čini da izbjegavanje neočekivane dobiti ne opravdava pristup zasnovan na

projektu; osim toga, čini se da je administrativno opterećenje u sačinjavanju prvih dijelova vjetroenergetskog

projekta posebno veliko za organe vlasti BIH s obzirom na nedostatak iskustva s ovom tehnologijom.

5.2 Male instalacije

Za male instalacije, RG se usaglasila da se tehnološki specifične FIT trebaju koristiti kao standardni

instrument sheme poticaja, od sada i u skladu s uobičajenom praksom u cijeloj EU i šire (vidjeti 0). FIT se

dopunjavaju kvotama (tj. godišnjim ograničenjima kapaciteta) za usmjeravanje njihovog širenja, prema politici

najranijeg prispijeća ponude kao osnovnog pristupa alokaciji poticaja. Predstavljene su dvije opcije za

administrativno utvrđivanje parametara poticaja: prvo, redovno utvrđivanje koje vrši panel stručnjaka, moguće

uz podršku vanjskih konsultanata, i drugo, „automatsko“ utvrđivanje putem formule sadržane u zakonu, koja

povezuje smanjenje nivoa poticaja s pravcem širenja tehnologije OIE.

Radna grupa jasno daje prednost utvrđivanju koje vrše stručnjaci kao načinu kontrole razvoja svake tehnologije

OIE i njenih troškova. Naglašeno je da se sastanci panela stručnjaka, koji će biti odabrani iz operatora OIE,

entitetskih ministarstava i vjerovatno regulatornih komisija, trebaju održavati godišnje kako bi se izbjegla

kašnjenja prilagođavanja nivoa poticaja za tehnologije OIE čiji će trošak najvjerovatnije biti znatno smanjen tokom

naredne decenije.

Za poseban slučaj prosumera, preporučuje se neto obračun kao alternativna opcija za naknadu, tj. prosumeri

trebaju imati mogućnost izbora između neto obračuna i FIT (vidjeti 0). Naknada za električnu energiju koja se

šalje u mrežu treba odgovarati energetskoj komponenti maloprodajne cijene umanjenoj za troškove dobavljača

za upravljanje šemom.

88

Tabelarni prikaz preporučenih opcija sheme poticaja dat je u Tabela 13.

Tabela 13: Pregled preporučenih opcija sheme poticaja

Velike instalacije

Solarne elektrane • FIP s aukcijskim utvrđivanjem parametara poticaja. Dvogodišnje

aukcije na entitetskom nivou, s tipičnim ograničenjem od oko 30 MW

(u skladu s ciljnim pravcem širenja solarne energije). Aukcija treba biti

otvorena za ponuđače pretkvalificirane na osnovu sačinjenog

projektnog plana / seta dozvola. Ponude podliježu ograničenju

kapaciteta.

Hidroenergija • Prva opcija je slična solarnom FV: FIP, na osnovu dvogodišnjih aukcija

na entitetskom nivou, s tipičnim ograničenjem od oko 50 MW, s

ograničenjem ponude od oko 2 MW. Aukcija treba biti otvorena za sve

ponuđače pretkvalificirane na osnovu sačinjenog projektnog plana i

seta dozvola.

• Druga opcija: FIP utvrđene aukcijama na osnovu projekata za

konkretne lokacije, unaprijed utvrđuje aukcionar. One se preferiraju u

slučaju velike raznolikosti troškova specifičnih za projekat i

ograničenog administrativnog troška za realizaciju.

Vjetroenergija • FIP s administrativnim, stručnim utvrđivanjem parametara sheme

poticaja (posebno ako entitetske vlasti smatraju da je regionalni

vjetropotencijal premali da bi opravdao administrativni napor

aukcije).

• FIP, na osnovu dvogodišnjih aukcija na entitetskom nivou, s tipičnim

ograničenjem od oko 50 MW, s ograničenjem ponude od oko 5 MW.

Aukcija treba biti otvorena za sve ponuđače pretkvalificirane na

osnovu sačinjenog projektnog plana i seta dozvola.

Biomasa/-gas • Biomasa/-plin podliježu FIP s administrativnim, stručnim

određivanjem parametara sheme poticaja

Male instalacije

Opće (sve tehnologije) • Tehnološki specifična FIT, na osnovu odluke panela stručnjaka, koja se

ažurira na godišnjoj osnovi

Prosumeri (sve tehnologije) • FIT kao iznad

• Alternativna opcija: Neto obračun, s naknadama za višak otkupa na

osnovu energetske komponente maloprodajne cijene umanjene za

troškove dobavljača

89

6 PREGLED FAZE B

U ovom dijelu naveden je pregled faze B. Tokom faze A, RG je provela sveobuhvatnu analizu opcija sheme poticaja,

kako je evidentirano u poglavlju 4, a izvedene su i preporuke, kako je naglašeno u poglavlju 0. Iako su preporučene

opcije sheme poticaja donekle detaljno opisane, RG je je namjenski ostavila slijedeće aktivnosti za fazu B

(navedene i u poglavlju 4):

• utvrđivanje kategorija razmjera za sve tehnologije OIE (up. osnovne informacije u Dodatku D)

• FIT za male instalacije

o pregled postojećih postupaka utvrđivanja tarifa za sve tehnologije OIE, vidjeti 0

o pregled alokacija prema sistemu kvota, vidjeti 0

• FIP za velike instalacije

o metodologija za utvrđivanje referentne cijene, vidjeti 0

o pravila za prelazak na potpuno tržišno orijentisan elektroenergetski sektor vidjeti 4.4.2.2

• utvrđivanje parametara sheme poticaja

o administrativno utvrđivanje: postupak za utvrđivanje nivoa poticaja (biomasa/gas, vjetar

opciono), vidjeti 4.4.3.1 i 4.4.4.2

o aukcije OIE (velike solarne elektrane, hidroelektrane, moguće vjetroelektrane), vidjeti 4.4.4.

▪ okvir za aukciju OIE, uključujući utvrđivanje kriterija pretkvalifikacije, ograničenja

kapaciteta, ograničenja ponuda, garancije ponuda

▪ institucionalne odgovornosti za organiziranje aukcija

▪ proces realizacije aukcije

o postupci za neto obračun, uključujući određivanja naknada prosumera i utvrđivanje naknada za

mreže, dažbina i poreza, vidjeti 4.4.5.2

• pregled mehanizama finansiranja sheme poticaja za OIE

• utvrđivanje poreznih poticaja, uključujući odabir poreza i određivanje parametara poticaja, vidjeti 0

• pravni okvir za građansku energiju i konkretne poticajne mjere za njih, vidjeti 4.4.5.2 (i rezultati

namjenske aktivnosti GIZ za građansku energiju)

Kao podrška gore opisanim aktivnostima, posebno određivanje parametara, predviđena je analiza razvrstanih

troškova OIE. Na kraju faze B, bit će sačinjeni nacrti zakona i propisa, čiju implementaciju vrše zakonodavci BIH

u odnosu na regulatore. Ove glavne aktivnosti bit će nadopunjene komunikacijskim naporima:

• radionice za sudionike kako bi se osiguralo da okvir shema poticaja bude prihvatljiv sektoru,

• unapređenje kapaciteta za državne službenike koji rade na novim shemama poticaja,

• javne konsultacije s ciljem unapređenja podrške javnosti za reformu shema poticaja za OIE.

Predviđeno je da faza B počne u jesen 2018. Od kreatora politika traži se da daju svoje stavove o predloženom

konceptu za reformi shema poticaja za OIE kao osnove za njihovu daljnju razradu i pripremu prijedloga za

provedbu. Na osnovu toga, RG će finalizirati koncept za reformu i potom početi sačinjavanje provedbene

90

strategije. Ta strategija će obuhvatiti detaljni nacrt aktivnosti zajedno s vremenskim rasporedom. U Tabela 14 je

dat pregled.

Tabela 14: Aktivnosti previđene za Fazu B

Tema Aktivnosti

Sadržaj

Detaljan koncept za reformu sheme

za OIE

Plan s koracima reforme i otvorenim pitanjima

Institucionalna organizacija i procesi Sačinjavanje organigrama i pravilnika za šemu OIE

Mehanizmi alokacije Podrška obračuna / utvrđivanja parametara

Propisi i zakoni Sačinjavanje zakona, podzakonskih akata i uredbi

Komunikacija

Unapređenje kapaciteta u pogledu

novih instrumenata (npr. aukcije)

Radionice

Radionice za sudionike Radionice

Javne konsultacije / Promocija

reforme

Radionice / Online publikacije / priprema saopštenja

za medije

91

7 PRILOZI

PRILOG A: INSTITUCIJE ODGOVORNE ZA ELEKTROENERGETSKI SEKTOR U BIH

Sudionik / Institucija Uloga / Odgovornost

Državni nivo

Parlamentarna

skupština BiH

Parlamentarna skupština BiH usvaja zakonodavne akte u

elektroenergetskom sektoru koji su zajednički za cijelu državu, posebno

zakone koji se odnose na Državnu regulatornu komisiju za električnu

energiju (DERK), društvo za elektroprijenos (Elektroprenos BiH) i

Nezavisnog operatora sistema u BiH (NOS BiH),

Ministarstvo vanjske

trgovine i ekonomskih

odnosa (MVTEO)

MVTEO ima dužnosti i odgovornosti u područjima u državnoj nadležnosti

BiH koje se odnose na aktivnosti u energetskom (nadležnosti MVTEO su

definirane u Zakonu o Ministarstvima i drugim administrativnim tijelima,

u članu 9).

Državna regulatorna

komisija za električnu

energiju (DERK)

DERK je nezavisna institucija BiH, koja ima nadležnost nad i odgovornost

za prijenos električne energije, upravljanje sistemom prijenosa i

međunarodnu trgovinu električnom energijom za cijelu BiH. Također,

DERK je odgovorna za proizvodnju, distribuciju i napajanje električnom

energijom za kupce u Brčko Distriktu BiH.

Nezavisni operator

sistema u BiH (NOS BiH)

Javno preduzeće NOS BiH (u vlasništvu FBiH i RS) djeluje kao operator

elektroenergetskog sistema u BiH. NOS BiH utvrđuje Kod prijenosne

mreže i Tržišna pravila i zajedno s Elektroprenosom BiH ima važnu ulogu

za integraciju i priključenje novih proizvodnih postrojenja na prijenosnu

mrežu.

Društvo za

elektroprijenos

(Elektroprenos BiH)

Elektroprenos BiH je vlasnik, razvija, održava i upravlja prijenosnom

mrežom u BiH. Ovo javno preduzeće (u vlasništvu FBiH i RS) je

odgovorno, zajedno sa NOS BiH, za definiranje i utvrđivanje pravila za

priključenje na prijenosnu mrežu.

Entitetski nivo – Federacija Bosne i Hercegovine (FBiH)

Parlament FBiH Parlament Federacije BiH usvaja zakone (Zakon o električnoj energiji,

Zakon o OIE) i strateške dokumente (Energetska strategija) na nivou

FBiH.

Vlada FBiH Vlada FBiH priprema i predlaže sve pravne akte i dokumente koje usvaja

Parlament FBiH. Vlada usvaja akcioni plan za provedbu Energetske

strategije i entitetski Akcioni plan za obnovljivu energiju (APOIE). Vlada

sačinjava i provodi politike u elektroenergetskom sektoru, uključujući

šemu poticaja za sektor OIE.

92

Regulatorna komisija za

energiju u FBiH (FERK)

FERK, osnovan u skladu sa Zakonom o električnoj energiji, je nezavisni

regulatorni organ za energetski sektor u FBiH koji usvaja i daje saglasnost

za podzakonske akte, izdaje dozvole, nadzire i regulira odnose između

proizvodnje energije, distribucije i kupaca električne energije, uključujući

podzakonske akte u sektoru OIE.

Federalno ministarstvo

energetike, rudarstva i

industrije (FMERI)

FMERI je glavni institucionalni sudionik za Elektroenergetski sektor u

FBiH. Prema ovlastima koje je dobilo od Vlade FBiH, ono sačinjava

politike u energetskom sektoru, uključujući OIE, i prati provedbu

usvojenih politika i zakona kako utvrdi zakonodavno tijelo,

FBiH Operator za OIE i

efikasnu kogeneraciju

(OIEiEK)

Operator za OIEiEK u FBiH osnovan je 2014. sa sjedištem u Mostaru. On

provodi šemu poticaja za OIE, dodjeljuje status priveligovanog

proizvođača električne energije iz OIE, zaključuje SKEE za proizvođačima

OIE i djeluje kao strana odgovorna za balansiranje za proizvođače OIE u

FBIH.

Kantonalni nivo –FBiH

Kantonalne vlade i

ministarstva

FBiH čini deset kantona, čije nadležnosti su propisane u Ustavu FBiH.

Svaki kanton ima svoju vladu i usvaja svoje zakone (trebaju biti usklađeni

sa zakonima FBiH). Kantoni imaju važnu ulogu u realizaciji projekata za

proizvodnju električne energije, posebno za OIE.

Općine Kantoni u FBiH imaju ukupno 79 općina. Njihove nadležnosti regulira

Zakon o principima lokalne samouprave u FBiH. Općine imaju važnu

ulogu u sektoru OIE.

Entitetski nivo – Republika Srpska (RS)

Parlament RS Parlament RS usvaja zakone (Zakon o električnoj energiji, Zakon o OIE) i

strateške dokumente (Energetska strategija) u RS.

Vlada RS Vlada RS priprema i predlaže sve pravne akte i dokumente koje usvaja

Parlament RS. Vlada usvaja akcioni plan za provedbu Energetske

strategije i entitetski Akcioni plan za obnovljivu energiju (APOIE). Vlada

sačinjava i provodi politike u elektroenergetskom sektoru, uključujući

šemu poticaja za sektor OIE.

Regulatorna komisija za

energetiku u RS (RERS)

RERS je nezavisni regulatorni organ za energetski sektor u RS koji usvaja

i daje saglasnost za podzakonske akte, izdaje dozvole, nadzire i regulira

odnose između proizvodnje energije, distribucije i kupaca električne

energije, uključujući podzakonske akte u sektoru OIE..

Ministarstvo

energetike, rudarstva i

industrije RS (MERI)

MERI RS je glavni sudionik u elektroenergetskom sektoru RS. Odgovorno

je za cjelokupan energetski sektor, sačinjava energetske politike,

priprema strateške dokumente za Vladu, kontrolira javni udio u MH ERS

i sačinjava okvir poticaja za OIE.

Operator sistema

podsticaja RS

U RS, Operator za šemu poticaja za OIE je u sastavu javnog

elektroenergetskog preduzeća MH ERS. On je jedinstveni kupac za

93

električnu energiju proizvedenu iz OIE i odgovoran je za balansiranje

proizvodnih postrojenja zasnovanih na OIE u RS.

Brčko Distrikt (BD)

Skupština BD Skupština Brčko Distrikta usvaja sve zakone i strateške dokumente za

Distrikt.

Vlada BD Vlada Brčko Distrikta sačinjava i definira politiku za Elektroenergetski

sektor u Distriktu.

JP Komunalno Brčko Javno preduzeće 'Komunalno Brčko' odgovorno je za pružanje usluga od

općeg interesa na području Brčko Distrikta, uključujući proizvodnju i

distribuciju električne energije.

94

PRILOG B: METODOLOGIJA ZA PROCJENU TROŠKOVA

Očekivani troškovi promovisanja OIE su važan parametar kada se ponovo dizajnira promocija. Zbog toga Faza A

zahteva dopunu kvalitativne procjene opcija šema promocije (u TF 1 i 2) uz procjenu troškova na visokom nivou

do 2030. godine. Procjena će biti prilagođena tri opcione šeme promocije koje će biti odabrane u okviru TF1 & 2.

U daljem tekstu , predstavljamo pristup visokog nivoa za procjenu potencijalnih troškova promocije.

Pristup je podijeljen na dva dijela:

• Prvi dio: Procjena tehničko-ekonomskog potencijala OIE, obuhvaćena krivuljem potencijala OIE na

osnovu nivelisanog troška električne energije (NCEE)

• Drugi dio: Procjena troškova za poticanje OIE, u skladu sa predviđenim ciljevima za OIE

Pristup je ilustrovan na slici ispod.

Slika 33: Ilustracija pristupa za procjenu troškova poticaja

Prvi dio ima za cilj procjenu po kojoj NCEE, npr. u € / MWh, i koliko dodatnih OIE (u MW i MWh) može biti

izgrađeno i proizvedeno.

Drugi dio procenjuje troškove poticaja koji se mogu očekivati do 2030. godine u vezi sa određenom shemom

poticaja. Tri opcione sheme poticaja će biti definisane u TF 1 & 2 za ovu svrhu. Procjena troškova poticaja koristi

pretpostavke o cilju za OIE do 2030. godinu (ukupno i po tehnologiji OIE), podstiču se svake poticajne cijene i

pruža potencijalnim investitorima i projektantima i očekivanu implementaciju projekata OIE u narednoj deceniji.

U nastavku ćemo detaljnije opisati pristup u svakom dijelu.

Krivulje potencijala OIE

Prvi dio ima za cilj procjenu po kojoj NCEE, npr. u € / MWh, i koliko dodatnih OIE (u MW i MWh) može biti

izgrađeno i proizvedeno. OIE se mogu razlikovati u svom regionalnom tehničkom potencijalu, tj. može se izgraditi

zapremina dodatnih kapaciteta i količina električne energije koja se može generisati u prosjeku godišnje. Ovo je

zbog razlika u prirodnim preduslovima (npr. radijacijom, brzinom vjetra ili potencijalom biomase). Takođe, zbog

Model x

Model y

Model 1

Model 2

Technical-economical potential of RES Promotion of

Promotion cost

(High level description)

Preferred promotion

scheme options (TF 1)

Analysis of promotion

scheme options (TF 1)

IncentivesPromotion

rules

Expected deployment of RESTechnical

potential

(MW, MWh)

€

(Invest, OPEX)• Calculates the lifetime cost of

required projects to meet the

2030 target or of an estimated

amount of RES that will / might

come online by 2030

• i.e. “at which cost will RES

projects be developed ?”

• Means the promotion cost

from a economical / policy

perspective Tehnnički

potencijal Očekivana implementacija OIE Tehnničko-

potencijal

poticanja OIE

• Izračunavanje troška

životnog vijeka projekata

potrebnih za ispunjavanje

ciljeva 2030 ili

procijenjena količina OIE,

koja će se / možda

priključiti na mrežu do

2030. • tj. "po kojoj cijeni će se

razvijati projekti OIE?"

• Podrazumijeva troškove poticaja sa

ekonomske / političke

perspektive

TROŠAK POTICAJA

POTICAJI POTICAJNA

PRAVILA

(Generalni opis)

Preferirana shema

poticaja (TF1)

Analiza shema

poticaja (TF1)

95

ovih razlika u tehničkom potencijalu, NCEE će se razlikovati po tehnologiji i lokaciji. Ove razlike su obuhvaćene

krivuljem potencijala OIE koja regionalnim potencijalom plasira LCOE iz regiona u kojima će projekti imati manje

NCEE za regione gdje će projekti vjerovatno imati veći NCEE, kao što je prikazano na grafikonu ispod. Idealno, zbir

svih regionalnih potencijala (u MW) odgovara tehničkom potencijalu koji se realno može pretvoriti u stvarne

projekte. Shodno tome, tehnički potencijal u bilo kom regionu odgovara zbiru potencijalnih projekata koji se mogu

izgraditi pod različitim tehničkim i drugim ograničenjima. Troškovi tipičnih projekata odražavaju NCEE u tom

regionu.

Za svaku tehnologiju definisana je posebna krivulja potencijala OIE, jer bi možda bila i druga shema poticaja po

tehnologiji, ili poticaji mogu biti posebni za svaku tehnologiju u datoj shemi poticaja.

Oblik KPOIE je ilustrovan dole. Ona ilustruje kako KPOIE obično potiče iz analize prirodnih preduslova i uzimanja

u obzir dodatna tehnička i ekonomska ograničenja, koji su ovde prikazani za solarne elektrane. Slika takođe

obuhvata posmatranje koje se često može napraviti, odnosno potencijal za projekte sa umjerenim prirodnim

preduslovima (u MW) dominira veličinom regionalnog potencijala sa odličnim prirodnim preduslovima.

Štaviše, KPOIE mogu biti različite u smislu NCEE u tipičnim projektima koji se nalaze u različitim regionima,

ilustrovane tačkastom linijom. Razlike u troškovima mogu se razlikovati više ili manje između regiona i

tehnologija ili iz drugih razloga.

Za analizu tehničko-ekonomskog potencijala i izradu KPOIE po tehnologiji mogu se koristiti slijedeći pristupi:

• Analiza odozdo prema gore

• Korištenje postojećih studija i izvora

Analiza odozdo prema gore znači da se treba izračunati tehnički potencijal kao podskup teoretskog potencijala

koristeći informacije o korištenju zemljišta i informacije o zemljištu i kombinujući ga sa informacijama o

(regionalno) dostupnom energetskom potencijalu (npr. brzine vjetra koje pruža atlas vjetar, solarno zračenje,

godišnji tokovi biomase), mogućnost povezivanja sa distributivnom, odnosno prenosnom mrežom.

Slika 34: Ilustracija krivulje potencijala OIE

96

Alternativno, može se osloniti na dostupne studije koje analiziraju tehnički potencijal, a po potrebi ga kombinovati

sa pretpostavkama o troškovima tipičnih, hipotetičkih projekata za izvođenje NCEE-a.

Zbog preferencije za procjenu generalnih troškova u fazi A, analiziraju se raspoloživi izvore, posebno javno

dostupne studije, koje sadrže podatke o tehničkom i ekonomskom potencijalu različitih tehnologija OIE. Detaljna

analiza potencijala po regionu nije urađena u ovoj fazi projekta, jer bi to zahtevalo značajan napor i ne bi

odražavalo obim procjene Faze A.

Dostupne informacije o tehničko-ekonomskom potencijalu biće kombinovane sa pretpostavkama o tipičnom

investicionom i operativnom trošku za izradu vrijednosti NCEE troškova. Štaviše, unakrsno provjerit će se

dostupne informacije na osnovu drugih javno dostupnih informacija i izvora DNV GL, uklj. pretpostavke o tipičnim

radnim satima / faktorima kapaciteta i troškovima punog opterećenja.

Tokom ove analize analizirani su sljedeći izvori informacija.

Tabela 15: Analizirani izvori podataka

Izvor Obim

Zvanični dokumenti državnih organa

Akcioni plan FBiH za korištenje OIE, Operator za OIE i EK FBiH, 2014

Akcioni plan RS za korištenje OIE, RERS, 2014

Akcioni plan za korištenje OIE u BiH, MOFTER, 2016

Energetska strategija RS do 2030, MIER, 2012

Okvirna energetska strategija BiH do 2035. - Završni nacrt, 2017

Strateški plan i program razvoja energetskog sektora Federacije BiH,

FMERI, 2009

Informacije o projektima operatora OIE

Registar OIE i efikasna kogeneracija, FMERI, februar 2018

Kolektivni registar projekata OIE, MIER, februar 2018

Indikativni plan razvoja proizvodnje 2018 - 2027, NOSBIH, 2017

Parsons Brinckerhoff: “Uticajsolarnih elektranana Elektroenergetski

sistem BiH”; NOSBiH; 2014;

Potencijal integracije

solarnih elektrana na

elektroenergetsku mrežu

BiH

IRENA: Konkurentna proizvodnja obnovljivih izvora energije: Potencijal u

jugoistočnoj Evropi, 2017

Potencijal cijele zemlje i

KPOIE za različite

tehnologije u BiH

IRENA: Troškovi proizvodnje obnovljivih izvora energije u 2017

97

Evropska agencija za životnu sredinu, Land Cover 2012, Country Fact Sheet

Bosna i Hercegovina

"Procjena potencijala vjetra i solarne energije u BiH zasnovana na

stvarnim mjerama i studijama"; Ajla Merzić et al, 2014

"Analiza FN sistema proizvodnje električne energije od 1 KW u Bosni i

Hercegovini", T. M. Pavlović i dr.

Alati

http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/pvest.php?lang=en&map=europe Procjena proizvodnje

specifična za lokaciju iz

solarne energije

Drugi izvori i podaci

Procjena troškova

Kada se definišu krivulje potencijala, izračunavaju se troškove poticaja OIE do 2030. godine, koji se mogu očekivati

u okviru tri opcije sheme poticaja. Slika u nastavku ilustruje različite sheme poticaja, koje su analizirane u TF 1 i

2 u fazi A.

Zbog činjenice da će vjerovatno svaka shema poticaja odigrati različite poticaje za projektante i investitore koji

razmišljaju o projektima OIE, može se očekivati razlike u pogledu raspoređivanja projekata OIE do 2030. godine i

poticaja koji mogu raspoređivati. Ove razlike na nivou poticaja će se pokazati u ukupnom trošku poticaja sa

ekonomskog stanovišta, koje se u ovoj fazi procjenjuju na generalnom nivou.

Budući da se poticajne politike razlikuju u poticajima, svaki od njih zahtjeva odvojeni pristup za procjenu troškova

poticaja.

Slika 35: Pregled procjene troškova

[MW]

[€c/k

Wh]

target

FIT

FIT model

[MW]

[€c/k

Wh]

FIT 3

FIT model with size discrimination

FIT 2FIT 1

Size

call 3

Size

class 1

[MW]

[€c/k

Wh]

FIT model with regulated, regular

tariff adjustment (digression)

[MW]

[€c/k

Wh](pay-as-bid)

auction for support fully

covering LCOE

target

[MW]

[€c/k

Wh]

Market

premium model

Assumed market revenues

Market premium (set by

regulator or via tender

LCOE

http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/pvest.php?lang=en&map=europe

98

Zajednički za sve sheme poticaja je da za sve nivoe trebaju odrediti poticaji. Međutim, sheme poticaja mogu raditi

sasvim drugačije i na taj način mogu dovesti do malo ili bitno drugačijeg nivoa poticaja. Procjena potrebnog nivoa

poticaja za ispunjavanje ciljeva OIE je od suštinskog značaja za procjenu ukupnog troška poticaja za sve

tehnologije OIE koji se očekuju da budu dostupni na mreži ili zahtijevani da zadovolje cilj 2030.

Grafikon iznad takođe ilustruje kako će nivo poticaja biti određen u prikazanim različitim shemam poticaja.

99

PRILOG C: KRIVULJE POTENCIJALA OIE PO TEHNOLOGIJAMA U BIH

Razmatrani su različiti pristupi i izvori za izradu krivulje potencijala OIE po tehnologijama40. U ovom dijelu

predstavljen je pristup za svaku pojedinačnu tehnologiju (male hidroelektrane, vjetroelektrane, solarne elektrane

na zemlji i na objektima, i biogas/biomasa).

Ova tri pristupa se mogu opisati na slijedeći način:

Procjena odozdo prema gore predstavlja kombinaciju informacija o lokaciji i prirodnim preduslovima (npr.

radijacija, brzina vjetra, korištenje zemljišta, vodna tijela, itd.) i pretpostavki o troškovima projekta, što zahtijeva

intenzivnu analizu podataka i dovoljno poznavanje strukture mreže za distribuciju i prijenos. Ovaj veoma složeni

proces zahtijeva veliku količinu vremena što obično podrazumijeva i velike količine podataka. Ovakav pristup je

korišten za biogas/biomasu i za solarne elektrane na objektima.

Drugi pristup je kombinacija studija tehničkog potencijala sa "troškovnim oznakama" (“cost tags”), pod

uslovom da te studije pružaju dovoljno informacija o lokacijskoj podjeli i specifikaciji tehničkog potencijala za

različite regije. Ovaj umjereno složeni pristup je korišten za male hidroelektrane (MHE) i velike solarne

elektrane. U ovom dijelu, raspolagalo se sa dovoljno informacija o različitim lokacijama, troškovima ulaganja

(MHE) i o nivoima radijacije određenih regija u zemlji (velike solarne elektrane).

Treći pristup se oslanja na postojeće studije uključujući tehnički/ekonomski potencijal sa postojećom

krivuljom potencijala. Ovdje je nivo složenosti nizak, jer se koristi postojeća krivulja potencijala sa

podrazumijevanim parametrima. Ovaj pristup se koristio za projekte vjetronergije.

Vjetroenergija

Metodologija

Za vjetroenergiju, pristup se oslanja na postojeće studije uključujući tehnički/ekonomski potencijal i postojeću

krivulju potencijala. Ovdje je složenost krivulje potencijala postrojenja niska, jer se koristi postojeća krivulja

potencijala sa podrazumijevanim parametrima.

Projekti energije vjetra su preuzeti iz Okvirne energetske strategije Bosne i Hercegovine do 2035. – konačni nacrt:41

Tabela 16: Vjetroelektrane identifikovane u Okvirnoj energetskoj strategiji BiH do 2035

Entitet Tip Pogon MW GWh/god

CAPEX u

milionima

€

Troškovi

ugradnje

po MW

Faktor

kapaciteta

FBiH Vjetar Mesihovina 50,60 165,17 81,00 1.600.791 37,26%

FBiH Vjetar Poklečani 72,00 258,60 108,00 1.500.000 41,00%

40 Za opis koncepta krivulje ponude OIE, vidi radni dokument “Zaključci sa sastanka Radne grupe održanog 27/28. februara 2018. u Banja

Luci ”, poglavlje 6. 41 Spisak obuhvata ključne (moguće) buduće elektrane i njihove indikativne tehničke karakteristike. Okvirna strategija navodi da “Služi kao

spisak mogućih planiranih projekata. Implementacija izglednih novih projekata treba da se planira i izvodi u skladu sa postojećim i budućim

Akcionim planovima, EU/EZ obavezama i dugoročnom održivošću Bosne i Hercegovine i njenih entiteta.”

100

FBiH Vjetar Velika Vlajna 32,00 89,36 52,72 1.647.500 31,88%

FBiH Vjetar Borova Glava 52,00 149,62 78,00 1.500.000 32,85%

FBiH Vjetar Podveležje 48,00 120,00 70,00 1.458.333 28,54%

FBiH Vjetar Vlašić 48,00 120,00 70,00 1.458.333 28,54%

FBiH Vjetar Bitovinja 54,00 145,00 80,00 1.481.481 30,65%

FBiH Vjetar Zukića Kosa 15,00 35,00 25,00 1.666.667 26,64%

FBiH Vjetar Medveđak 40,00 95,00 60,00 1.500.000 27,11%

FBiH Vjetar Rostovo 20,00 50,00 30,00 1.500.000 28,54%

FBiH Vjetar Borisavac 48,00 115,00 70,00 1.458.333 27,35%

RS Vjetar Trusina 51,00 160,00 65,00 1.274.510 35,81%

RS Vjetar Hrgud 48,00 126,00 64,29 1.339.375 29,97%

RS Vjetar Grebak 48,00 110,00 65,00 1.354.167 26,16%

7.1.1 7.1.2 7.1.3 7.1.4 7.1.5 Average: 1,466,661 31.68%

Na osnovu podataka iz Okvirne energetske strategije Bosne i Hercegovine do 2035 – konačni nacrt i IRENA SEE

Potential, 2017, napravljene su sljedeće pretpostavke:

Polazni slučaj Procjena potencijala

energije vjetra

IRENA SEE Potential

2017 (NCEE izveden

sa slike)

Troškovi ugradnje

po kW u €

Varijabla; 1,274 – 1,666 Ponderirani prosjek,

1,346

1,625

Fiksno rad i

održavanje (%

kapitalnih troškova)

4,00% isto 2,33%

Varijabilno rad i

održavanje po MWh

3 €/MWh isto nema podataka

Faktor kapaciteta Varijabla; 26.16% –

41.00%

Ponderirani prosjek,

26,40%

nema podataka

101

Rezultati

Procjena tehničkog potencijala BiH iznosi približno 626 MW i 1,7 TWh/godišnje. Ovaj potencijal je dostupan po

NCEE od 6,0-10,3 €c/kWh, uz pretpostavku životnog ciklusa od 25 godina i WACC od 8,9%42:

Slika 36: Krivulja potencijala za vjetroenergiju u poređenju sa drugim studijama potecijala

Male hidroelektrane

Metodologija

Pristup korišten za male hidroelektrane (MHE) predstavlja kombinaciju studija tehničkog potencijala sa

"troškovnim oznakama" (“cost tags”), pod uslovom da te studije pružaju dovoljno informacija o lokacijskoj podjeli

i specifikaciji tehničkog potencijala za različite regije. U ovom dijelu, raspolagalo se sa dovoljno informacija o

različitim lokacijama, troškovima ulaganja (MHE).

MHE projekti su preuzeti iz zvaničnih evidencija i akcionih planova i energetskih strategija oba entiteta. Također,

podaci koji se odnose na troškove ulaganja su preuzeti iz IRENA SEE Potential, 2017. Na osnovu toga smo došli do

sljedećih pretpostavki:

Polazni slučaj

baza podataka o

hidroenergiji

(Životni ciklus do 27

godina)

IRENA SEE Potential 2017

(NCEE izveden sa slike;

životni ciklus = 50 godina)

42 Vrijednost po FERK-u, dobiveno kao komentar na WS2 prezentaciju.

€60.27

€103.70

€58.00

€65.00

€87.00 €105.68

0

20

40

60

80

100

120

0 100 200 300 400 500 600 700

LCO

E (E

UR

/MW

h)

Capacity in MW

Base IRENA SEE 1027 Wind and Solar Energy Potential Assessment

Snaga u MW

Procjena potencijala solarne energije i

energije vjetra

102

Troškovi ugradnje po kW u € 2,800 Ponderirani prosjek,

3,744

1400 - 4080

Fiksno rad i održavanje (%

kapitalnih troškova)

3,00% isto 2,86% - 0,98%

Varijabilno rad i održavanje

po MWh

0 €/MWh isto nema podataka

Faktor kapaciteta Varijabla; 63.04% –

17.76%

isto Ponderirani

prosjek baze

56%

Rezultati

Procjena tehničkog potencijala BiH iznosi približno 350 MW i 1,45 TWh/godišnje. Ovaj potencijal je dostupan po


Slika 37: Krivulja potencijala za male hidroelektrane u poređenju sa drugim studijama potecijala


€62.49

€159.36

€50.00

€64.58

€229.27

0

50

100

150

200

250

0 50 100 150 200 250 300 350 400

LCO

E (E

UR

/MW

h)

Capacity in MW

Base IRENA SEE 1027 Hydrodatabase

Snaga u MW

103

Velike solarne elektrane

Metodologija

Kao za male hidroelektrane, za velika solarna postrojenja koristi se kombinacija studija tehničkog potencijala sa

"troškovnim oznakama" (“cost tags”), pod uslovom da te studije pružaju dovoljno informacija o lokacijskoj podjeli

i specifikaciji tehničkog potencijala za različite regije. Ovdje se raspolagalo sa dovoljno informacija o troškovima

ulaganja i o nivoima radijacije određenih regija u zemlji.

Lokacije za velika solarna postrojenja (veća od 1 MW) zasnovane su na Parsons & Brinckerhoff studiji iz decembra

2014. sa “cost tagom” od 1,35 miliona EUR po MW, kako se navodi u IRENA studiji. Za NCEE konsultirane su

relevantne IRENA i IEA studije. Na osnovu toga smo došli do sljedećih pretpostavki:

Polazni slučaj

IEA prosjek evropskih

zemalja sa velikim solarnim

pogonima

(Prosjek NCEE ~149 €)

IRENA SEE Potential 2017

(NCEE izveden sa slike;

životni ciklus = 25 godina)

Troškovi ugradnje po kW

u €

1.350 Razno 1.354

Fiksno rad i održavanje

(% kapitalnih troškova)

1,00% Razno 1,01%

Varijabilno rad i

održavanje po MWh

3 €/MWh Razno nema podataka

Faktor kapaciteta Varijabla; 17,90% –

13,62%

Razno 15,72%

Rezultati

Procjena tehničkog potencijala BIH iznosi približno 600 MW i 820 TWh/godišnje. Ovaj potencijal je dostupan po



104

Slika 38: Krivulja potencijala za velika solarna postrojenja u poređenju sa drugim studijama potecijala

Solarne elektrane na stambenim objektima

Metodologija

Izabrana je procjena odozdo prema gore, jer nije bilo dovoljno izvora koji opisuju potencijal za solarne elektrane

na stambenim objektima. Kako bi se izvršila procjena potencijala solarnih elektrana na stambenim objektima,

korišten je niz pretpostavki i javnih izvora. U prvom koraku su uzeti regionalni statistički podaci o stanovanju sa

popisa iz 2013. godine kako bi se procijenio broj porodičnih kuća (cca. 900.000), gdje se taj broj dijeli po azimutu

na 25% kako bi se u obzir uzela različita osunčanost, čime se došlo do regionalne kategorizacije visokog nivoa po

JRC-ovoj mapi solarne iradijacije BIH.45 Uz pomoć ovog alata, izvršena je procjena godišnje proizvodnje solarne

energije za referentne lokacije tipične za svaki region (PVGIS), uz poštivanje uobičajenih/realističnih pretpostavki

o azimutu, inklinaciji, itd. (vidi tabelu ispod).

Pretpostavke

površina krova pokrivena solarnim

pločama

30 m2

područje modula 10 m2 / kWp

podjela # kuća po azimutu 25% za svaku od četiri strane svijeta (I,JI,J,JZ)

nominalna efikasnost modula 100% na početku

degradacija 0,75% Godišnje

45http://re.jrc.ec.europa.eu/

€105.24

€137.37

€91.00

€98.00

€148.78

-

20

40

60

80

100

120

140

160

0 100 200 300 400 500 600 700

LCO

E (E

UR

/MW

h)

Capacity in MW

Base IRENA SEE 1027 IEA Cost of ElectricityIEA cijena el.energije

Snaga u MW

http://re.jrc.ec.europa.eu/

105

prosječna efikasnost 92,5% prosjek

kombinirani gubici fotonaponskog

sistema: 28,9%

0,9 korekcija za visoke gubitke

Troškovi ulaganja na FN solarnim

pogonima velikih razmjera

1350 EUR/ kW

25% povećanje (markup) na troškove ulaganja

EUR/ kW 1688 EUR/ kW

OPEX 1% % troškov. ulag. po kW

WACC 7%46

životni ciklus 20 godina

ukupno OPEX za životni ciklus 178,77 € €/kW

varijabilni troškovi 0,00 € 3 €/MWh

Rezultati

Procjena tehničkog potencijala BiH iznosi približno 4 GW i 3,6 TWh/godišnje. Nadalje, većina potencijala je

dostupna po NCEE od 14-21 €c/kWh (po cijenama iz 2016.).

b

Slika 39: Krivulja potencijala za solarna postrojenja na stambenim objektima u poređenju sa drugim studijama potecijala

46 Kako su predložili članovi radne grupe na drugoj radionici.

100

120

140

160

180

200

220

0 500 1000 1500 2000 2500 3000

LC

OE

(€/M

Wh)

Cumulated annual generation (GWh)Ukupna godišnja proizvodnja (GWh)

106

Biogas/Biomasa

Metodologija

Metodologija koja se koristila za određivanje biomase, a koja bi se mogla koristiti u budućim projektima elektrana,

geografske raspoređenosti tih elektrana na odgovarajućim lokacijama i potencijalne nominalne snaga tih

elektrana, obuhvata sljedeće korake:

1. Izračunavanje tehničkog potencijala biomase47 na nivou općina, entiteta i Bosne i Hercegovine, u skladu

sa kriterijem održive proizvodnje

2. Procjena potrošnje drvne biomase po trenutnom nivou korištenja tehničkih potencijala na nivou općina,

entiteta i Bosne i Hercegovine 48 Rezultat: Trenutno se čini da je neiskorišteni dostupni potencijal

drvne biomase prilično nizak, što je dijelom uzrokovano nedostatkom infrastrukture i opreme za efikasno

upravljanje šumama. Pored toga, 75% domaćinstava u BiH troši biomasu.

3. Kako bi se izbjegao značajniji uticaj na lokalno tržište biomase za grijanje u smislu cijena i

raspoloživosti, za ovu prvu fazu će se birati samo projektne lokacije koje već bilježe konstantnu

potrošnju biomase za grijanje (npr. drvoprerađivačka industrija). Za postojeća postrojenja za

sagorijevanje biomase, dodatna količina biomase koja bi bila potrebna za kogeneraciju iznosila bi samo

20-30% te količine, što je neophodno toplani na biomasu iste veličine ugrađene u komunalnom

poduzeću toplana ili greenfield projektu. Stručna procjena je dala pregled sa pobrojanim postojećim

postrojenjima za sagorijevanje biomase na industrijskom nivou.

4. Sažeti pregled moguće veličine nominalne snage za proizvodnju električne energije iz biomase na

nivoima entiteta i Bosne i Hercegovine.

Za potrebe izračuna tehničkog potencijala biomase, korišteni su podaci o šumama na nivou države.

Izračun potrošnje i trenutni nivo iskorištenosti tehničkog potencijala biomase je napravljen pomoću podataka

FAO projekta iz 2017. Za balansiranje biomase na nivou entiteta i Bosne i Hercegovine, korištena je UNECE

metodologija. U tabeli ispod je predstavljen sažeti pregled tehničkih potencijala po trenutnom nivou korištenja i

zaliha biomase za buduće elektrane.

Ukupni održivi

potencijali

drvne biomase

za energiju

(m3/god)

Trenutna potrošnja

drvne biomase za

energiju (m3/god)

(uključujući

domaćinstva, javne i

poslovne zgrade,

proizvođače drvnog

goriva, industriju)

Izvoz

(m3/god)

Uvoz

(m3/god)

Ravnoteža

biomase

(dostupnost

za buduće

elektrane)

(m3/god)

Federacija Bosne i

Hercegovine

4.591.149 3.683.683 229.138 64 678.392

Republika Srpska 4.325.952 3.020.058 383.206 235 922.923

Brčko distrikt 43.759 145.273 0 0 -101.514

UKUPNO BiH 8.960.860 6.849.014 612.344 299 1.499.801

47 1. Biomasa dobivena od šuma: ogrjevno drvo, drvni otpad; 2. Čvrsti industrijski otpad 48 Ovo su preliminarni podaci koje treba provjeriti, jer još uvijek nisu objavljene ni FAO WISDOM studija o potencijalima, niti GIZ/DBFZ studija, a rezultati se mogu i dalje razlikovati.

107

Napomena: Ovo su preliminarni podaci koje treba provjeriti, jer još uvijek nisu objavljene ni FAO WISDOM studija o potencijalima, niti

GIZ/DBFZ studija, a rezultati se mogu i dalje razlikovati.

Na osnovu raspoložive drvne biomase, ukupni tehničko-ekonomski potencijali za buduće elektrane u Bosni i

Hercegovini iznose 34,80 MWe, od čega Federaciji Bosne i Hercegovine pripada 13,9 MWe a Republici Srpskoj

20,9 MWe. Dodatni održivi i isplativi potencijali za kogeneraciju iz čvrste biomase mogu se dodati nakon detaljnije

analize sektora (zvanično izdanje studija potencijala biomase) i strateškog odlučivanja po pitanju usklađivanja

politika energetike i šumarstva.

Tehnički potencijali za buduća postrojenja na biogas razmatrani su kroz primjenu u stočnim farmama, farmama

peradi, klaonicama, mljekarama, ili iskorištavanje slame i kukuruzovine, po entitetima, i na nivou države. U slučaju

stočnih farmi, farmi peradi, mljekara i klaonica, razmatrani su samo najveći proizvođači (samo farme i

poljoprivredno-industrijska postrojenja sa minimalnim potencijalom od 30 kWel) za koje je bilo moguće doći do

nekih osnovnih podataka. To znači da bi tehnički potencijali mogli biti nešto veći. Za ovu svrhu korišteni su

preliminarni podaci iz GIZ ProRE projekta, FAO projekta, i interni podaci dobiveni od proizvođača.

Na osnovu podataka iz gore spomenutih studija, ukupni tehničko-ekonomski potencijali za biogas u Bosni i

Hercegovini iznose 7,16 MWe, od čega Federaciji Bosne i Hercegovine pripada 3,14 MWe a Republici Srpskoj 4,02

MWe, bez troškova nabavke biomase.

Slika 40: Komparacija tehničkog potencijala i limitiranog ekonomskog potencijala za biomasu i biogasna postrojenja

Tehnički potencijal Ograničeni ekonomski potencijal

Biogas Biomasa

Nom

inaln

a s

naga u

MW

108

Pretpostavke:

Poljoprivredno

postrojenje na biogas

Usporedno paljenje

čvrste biomase

Spalionica za čvrstu

biomasu

Troškovi ugradnje po kW

u € 3.500-12000 €/kW 4000-5000 €/kW 3000-6000 €/kW

Rad i održavanje

€/kW/god 225-665 450-1000* 450-1000*

Faktor kapaciteta 85,6%-94,7% 57%-94% 57%-94%

NCEE 80-200 €/MWh

NCEE bez iskorištavanja toplote: 98-180 €/MWh

NCEE sa iskorištavanjem toplote: 62-97 €/MWh

Rezultati

Procjena proizvodnje električne energije u elektranama na biomasu u BiH iznosi negdje oko 251,8 GWh/god.

Većina potencijala je dostupna po NCEE od 9,8-10,3 €c/kWh (po cijenama iz 2016.) (vidi grafikon ispod).

Procjena iznosa proizvodnje električne energije u elektranama na biogas u BiH iznosi negdje oko 48,9 GWh/god.

Procjena iznosa proizvodnje električne energije u elektranama na biogas u BiH iznosi negdje oko 48,9 GWh/god.

Većina potencijala je dostupna po NCEE od 10-15 €c/kWh (po cijenama iz 2016.). Potencijalne projektne lokacije

mahom čine manji proizvođači biogasa od stajskog đubriva snage između 50 i 300 kW. Ovdje bi NCEE iznosio

između 12 i 18 €c/kWh, dok bi više NCEE vrijednosti ovog raspona vrijedile za manje pogone i veće udjele đubriva

od peradi.

Utvrđivanje preliminarnih ciljeva

Preliminarne projekcije za 2030 godinu služe u analitičke svrhe i ne predstavljaju nikakvu obavezu za bilo koju

od interesnih strana. Međutim, dobro definirane projekcije za 2030. godinu predstavljaju preduslov za valjan

odabir optimalnog scenarija.

Ove projekcije, kako je usaglašeno na sastanku radne grupe, treba izvesti iz Indikativnog plana za razvoj

proizvodnje 2018 – 2027.

Kako je razmatrano na zajedničkoj sesiji i na sesiji podgrupe na Radionici 2, “radna pretpostavka” će biti ciljevi

kako su postavljeni u scenariju srednje vrijednosti što se može vidjeti na sljedećem grafikonu:

109

Slika 41: Utvrđivanje preliminarnih ciljeva 2030

Ovi cijevi djeluju ostvarivo, ako se utvrđeni tehnički potencijal TWh ostvari i u određenoj mjeri. Brojke prikazane

u nastavku ne obuhvataju solarne elektrane na stambenim objektima i sažimaju NCEE-ove prepoznate u

prethodnom dijelu dokumenta.

Slika 42: Postizanje ciljeva

1,800

783

1,216

1,209

123

120

168

155

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

High value Median value

GW

h

Wind SHPP Solar Biomass/Biogas

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

LCO

E in

EU

R/M

Wh

Wind Small Hydro Large Solar

Realisation of 50% = ca. 850

GWh

Realisation of 85% =

ca. 1220 GWh

Realisation of 20% = ca. 150

GWh

Bio

70 % = 120

GWh

Vjetar MHE Solarna

energija Biomasa/biogas

Vjetar Male HE Velik. solar.

110

PRILOG D: KATEGORIJE TEHNOLOGIJA OIE

Ovaj dodatak daje pregled različitih kategorija razmjera za tri tehnologije OIE gdje su predviđene aukcije OIE.

SOLARNE ELEKTRANE Male instalacije Srednje instalacije Velike instalacije

Shema poticaja FIT (Admin. utvr.) Komb. Aukcija

Njemačka <100 KW 100 KW–750 KW >750 KW

Španija Moratorij Moratorij sve

UK <50 KW 50 KW – 5 MW >5 MW

Čile Nema Nema sve

Italija <1 MW Nema >1 MW

Francuska <100 KW 100 KW – 500 KW >500 KW

VJETROELEKTRANE Male instalacije Srednje instalacije Velike instalacije


Njemačka <50 KW 50 KW–750 KW >750 KW

Španija Moratorij Moratorij sve

UK <50 KW 50 KW – 5 MW >5 MW

Čile Nema Nema Bez ograničenja

Italija <60 KW 60 KW – 5 MW >5 MW

Francuska <50 KW 50 KW – 3 MW >3 MW

111

HIDROIENERGIJA Male instalacije Srednje instalacije Velike instalacije


Njemačka <100 KW 100 KW – (nema aukcije)

Španija Moratorij Moratorij <10 MW

UK <100 kW 100 KW – 5 MW 5 MW - 50 MW

Čile N/A N/A <20 MW

Italija <50 KW 50 KW – 5 MW >5 MW

Francuska <500 KW 500 KW – 1 MW >1 MW

112

PRILOG E: ADMINISTRATIVNI TROŠKOVI

Regulatorna komisija za energiju/energetiku u oba entiteta (FERK i RERS) svake godine usvaja odluku o utvrđivanju regulatorne naknade

U FBIH, regulatornu naknadu čine dvije vrste uplata:

(i) prva vrsta uplate je godišnji paušalni iznos, koji zavisi od instalisanog kapaciteta: 51,2 do 153,5 EUR za male instalacije (do 150 kW), 255,7 EUR za

instalacije do 1 MW, 1.023 EUR za instalacije do MW i 5.115 EUR za instalacije od više od 10 MW,

(ii) druga vrsta uplate plaća se kao godišnja naknada, obračunata na osnovu ostvarenog prihoda za instalacije od više od 150kW (za 2018. =

0,1107351%).

U RS, regulatorne naknade čine dvije vrste uplata:

(i) prva vrsta uplate je godišnji paušalni iznos od 1.022,6 EUR,

(ii) druga vrsta uplate plaća se kao godišnja naknada, obračunata kao proizvod ostvarenog prihoda i kOIEficijenta (za 2017. = 0,0030772).

Sudionik / Institucija Uloga / Odgovornost

Državni nivo

Biomasa i biogas Za procjenu administrativnih troškova sa stanovišta države, sljedeće pretpostavke bile su polazište:

• Koncesije kao oblik eksploatacije šuma nisu realna opcija u Bosni i Hercegovini u narednih 12 godina. To

znači da nema administrativnih troškova u okviru ove teme. Koncesije na šume postojale su u Sloveniji od

1992. do 2017. i trenutno postoje u Crnoj Gori. U obje zemlje koncesije su izazvale više negativnih nego

pozitivnih uticajana šumarstvo.

Iz tog razloga, kreatori politika za šume u oba entiteta u Bosni i Hercegovini imaju veoma negativan stav

prema mogućnosti uvođenja koncesija za eksploataciju šuma u industrijske i energetske svrhe. Stoga, nije

realno očekivati nikakvu promjenu tog stava i politike u narednih 12 godina.

To znači da će ugovori s javnim preduzećima za šume, privatnim vlasnicima šuma i dobavljačima ostati

glavni način snabdijevanja biomasom za industrijske i energetske svrhe u oba entiteta u Bosni i

Hercegovini.

113

• Imajući u vidu visok procenat eksploatacije postojećih potencijala drvne biomase u Bosni i Hercegovini,

uključujući i sve veće probleme u snabdijevanju sirovinama u potrebnim količinama za potrebe industrije i

energetike, realno je očekivati širenje energetskih usjeva u narednih 12 godina.

• Energetski usjevi će postati važan izvor snabdijevanja biomasom za energetska postrojenja na biomasu i

sve veći broj područnih sistema grijanja u Bosni i Hercegovini. U tom smislu, postoji realna mogućnost da

Vlada usvoji novi Zakon o poljoprivrednom zemljištu s opcijom najma poljoprivrednog zemljišta u

državnom vlasništvu u svrhu uspostavljanja energetskih usjeva. Na osnovu toga, neophodno je obračunati

podršku od 1.000 EUR/ha u periodu od (prve) dvije godine poticaja vlade budućim investitorima. Ovaj iznos

kao oblik poticajne mjere primijenjen je u Mađarskoj, jednoj od zemalja gdje su energetski usjevi drvne

vrste doživjeli veliku ekspanziju i postali značajan izvor snabdijevanja biomasom za energetska postrojenja.

Vlada Srbije trenutno razmatra opcije za poticanje energetskih usjeva istim iznosom. Na osnovu slučaja

energetskih usjeva iz Srbije, obračun troškova za:

o iznajmljivanje i pripremu zemljišta za podizanje energetskih plantaža,

o sadnice,

o sadnju,

o zaštitu i njegu,

o zalijevanje i đubrenje,

o berbu,

o čuvanje i distribuciju biomase sa energetskih plantaža do energetskih postrojenja, pokazuje da

potrebne državne subvencije trebaju iznositi najmanje 1.000 EUR/ha u prve dvije godine. Nakon

isteka ovog perioda od dvije godine, subvencije trebaju biti ukinute. Na osnovu iskustva iz prakse,

ukupni troškovi uspostavljanja i troškovi tokom prve dvije godine (bez berbe) energetske plantaže

jablana iznosili su 3.490 EUR po ha, a ukupni troškovi energetske plantaže vrbe iznosili su 3.330

EUR/ha.

Ovo će biti realna opcija u Bosni i Hercegovini, te se stoga ovi troškovi trebaju smatrati realnim troškovima koje će

Vlada imati u narednim godinama.

Kada je u pitanju procjena administrativnih troškova za postrojenja na biomasu/biogas, neophodno je naglasiti da

su ta postrojenja izgrađena uglavnom na zemljištu koje je u vlasništvu društava. Stoga, nema koncesijskih naknada

za imovinu za ta postrojenja. S obzirom na to da se snabdijevanje biomasom zasniva na ugovorima s javnim

preduzećima za šume i privatnim vlasnicima šuma/dobavljačima, nema troška naknade za eksploataciju šume.

114

Ostale naknade Svi gore navedeni troškovi su bez PDV-a.

Investitori obično, za svaki projekat zasebno, planiraju 2-3 uposlenika s godišnjim troškom od 12.000 EUR po

uposleniku. Ovaj rashod uključuje godišnju plaću i troškove zdravstvenog i penzionog osiguranja.

Treba napomenuti da za svaki projekat zasebno Investitori planiraju sve ostale troškove u visini od 2%-5% ukupnog

ulaganja.

Entitetski nivo – Federacija Bosne i Hercegovine (FBiH)

MHE (MHE) U Federaciji, koncesija za hidroenergetska postrojenja može biti dodijeljena na nivou FBIH, ili, kako je navedeno

u Zakonu o koncesijama u FBIH iz 2002., na kantonalnom nivou na osnovu odnosnih kantonalnih zakona.

Zakonodavni okvir koji regulira koncesije u FBIH, koji obuhvata Zakon o koncesijama u FBIH i 10 kantonalnih

zakona o koncesijama, nije u potpunosti usklađen, posebno u odnosu na zahtjeve za izgradnjom proizvodnje iz OIE.

Iako Zakon o koncesijama u FBIH ne precizira u kojoj fazi postupka izdavanja dozvole treba biti dobivena koncesija,

nositelji projekata HE obično zatraže koncesiju u ranoj fazi procesa, neposredno nakon sačinjavanja studije

izvodivosti i prije podnošenja zahtjeva za urbanističku dozvolu. Dodijeljena koncesija utvrđuje predmet koncesije,

kao i pravo nositelja projekta HE (koncesionar) da podnese zahtjev za druge dozvole i pregovara i finansiranju

projekta. Ukratko, koncesija treba omogućiti pravnu sigurnost nositeljima projekata HE, posebno ako se ugovor o

koncesiji sačinjava u skladu s najboljim državnim praksama, što nažalost nije slučaj u FBIH.

Ugovor o koncesiji može biti zaključen na period do trideset (30) godina. U izuzetnim slučajevima, ovaj period može

biti produžen na maksimalno pedeset (50) godina.

U FBIH, naknade za koncesiju čine dvije vrste uplata: (i) prva vrsta uplate je paušalni iznos, koji se plaća neposredno

nakon zaključenja ugovora o koncesiji, i ne može biti manji od 1,5% ukupnog planiranog ulaganja i (ii) druga vrsta

uplate, koja se plaća kao godišnja naknada, obračunava se na osnovu ostvarenog prihoda:

115

• za period od 1. do 10. godine projekta – 6% od prihoda projekta



Naknade za korištenje vode su još jedan trošak za hidroenergetske instalacije. U FBIH, nadležnosti u oblasti

vodoprivrede podijeljene su između Federacije i kantonalnih organa, ili preciznije, između dvije vodoprivredne

agencije FBIH: Agencije za vodno područje rijeke Save i Agencije za vodno područje Jadranskog mora s jedne strane

(vodoprivredne agencije), i kantonalnih ministarstava nadležnih za izdavanje vodnih akata s druge strane.

Nadležnosti za izdavanje vodnih akata između vodoprivrednih agencija i nadležnih kantonalnih ministarstava

podijeljene su na osnovu kategorija rijeka, između ostalog. Stoga, vodoprivredne agencije su, na primjer, zadužene

za izdavanje vodnih akata koji se odnose na HE na većim rijekama koje spadaju u Kategoriju 1 (na primjer rijeke

Bosna, Neretva, Drina i Una), dok su kantonalna ministarstva zadužena za izdavanje vodnih akata za gradnju HE na

rijekama iz Kategorije 2 (manje rijeke) i do 5 MW instalisanog kapaciteta.

Na osnovu Zakona o vodama RS, Agencija za vode RS ima ovlaštenje za izdavanje vodnih akata, između ostalog, za

gradnju sljedećih postrojenja/aktivnosti: „hidroenergetska postrojenja (HE); sve akumulacije na teritoriji RS;

odlaganje tehnoloških otpadnih voda; i postrojenja koja koriste pet (5) litara vode ili više u jednoj sekundi.“

Na osnovu Zakona o vodama, oba entiteta utvrđuju iznos naknade za upotrebu vode svake godine. Obaveza plaćanja

naknade za upotrebu vode počinje na dan stupanja na snagu vodne dozvole.

Naknada za upotrebu vode za proizvodnju električne energije jednaka je 0,001 KM po kWh proizvedene električne

energije.

Solarne elektrane, vjetroelektrane Oba entiteta usvojila su zakone o administrativnim naknadama za upotrebu zemljišta. Između ostalog, ti zakoni

regulišu godišnju naknadu za upotrebu zemljišta koje je u državnom vlasništvu. Međutim, ovaj trošak mogu dalje

regulisati kantoni, gradovi i općine.

116

Ovaj trošak može se primijeniti na solarne elektrane na tlu i vjetroelektrane u slučaju upotrebe zemljišta u državnom

vlasništvu. Plaćanje se vrši u godišnjem paušalnom iznosu i obično iznosi 0,005 KM/m2.

Entitetski nivo – Republika Srpska (RS)

(i)

MHE (MHE) Oblast koncesija u RS regulisana je Zakonom o koncesijama u RS. Nakon usvajanja Zakona o koncesijama, usvojeni

su provedbeni akti, kao što je Pravilnik o postupku ustupanja ugovora o koncesiji i promjeni vlasničke strukture

koncesionara (Pravilnik o ustupanju ugovora o koncesiji) i Pravilnik o sadržaju i načinu vođenja registra ugovora o

koncesijama (Registar koncesija), oba 2014. godine. Međutim, do danas, Dokument o politici koncesija, sačinjen na

osnovu starog Zakona o koncesijama, koji je usvojen 2005. godine, nije ažuriran.

Pojam „koncesija“ definisan je Zakonom RS kao „pravo na obavljanje privrednih djelatnosti upotrebom javnih

dobara, prirodnih resursa i drugih dobara od općeg interesa, kao i pravo na obavljanje djelatnosti od općeg interesa.“

RS ili lokalna zajednica ili, preciznije, Vlada RS u ime RS i Skupština općine u ime lokalne zajednice, obavlja ulogu

Koncedenta. Zapravo, Vlada RS ima ovlasti za dodjelu koncesija za sve subjekte kako je propisano Članom 6 Zakona

RS, osim za komunalne djelatnosti, što je jedina isključiva nadležnost lokalne zajednice. Koncesionar je pravni

subjekat, registriran u skladu sa zakonima i propisima RS. Član 6, paragraf (1), tačka v) Zakona o koncesijama RS

definira energetska postrojenja koja su „predmet koncesija“ kako sijedi: „Gradnja i upotreba energetskih postrojenja

s više od 250 kW instalisanog kapaciteta, osim energetskih postrojenja koja koriste biomasu, biogas i solarnih

postrojenja s fotonaponskim panelima na postrojenjima, bez obzira na instalirani kapacitet postrojenja.“

Ugovor o koncesiji može biti potpisan na maksimalno pedeset (50) godina.

U RS naknade za koncesije utvrđuju se uzimajući u obzir sljedeće parametre, između ostalog: vrstu, kategoriju,

količinu i svrhu koncesije, tržišnu cijenu prirodnog resursa, dužinu trajanja ugovora o koncesiji, te rizik i očekivanu

dobit. Zakon propisuje da se naknada za koncesiju sastoji od dvije vrste uplata: (i) paušalni iznos koji se plaća nakon

zaključenja ugovora o koncesiji, i (ii) naknade za upotrebu javnih dobara izražene u procentu (%) ostvarenog

godišnjeg prihoda, obično 5%.

117

Solarne elektrane, vjetroelektrane Oba entiteta usvojila su zakone o administrativnim naknadama za upotrebu zemljišta. Između ostalog, ti zakoni

regulišu godišnju naknadu za upotrebu zemljišta koje je u državnom vlasništvu. Međutim, ovaj trošak mogu dalje

regulisati kantoni, gradovi i općine.

Ovaj trošak može se primijeniti na solarne elektrane na tlu i vjetroelektrane u slučaju upotrebe zemljišta u državnom

vlasništvu. Plaćanje se vrši u godišnjem paušalnom iznosu i obično iznosi 0,005 KM/m2.

Finalni izvještaj o konceptu za reformu sistema poticaja ... · Tabela 16: Vjetroelektrane identifikovane u Okvirnoj energetskoj strategiji BiH do 2035..... 99. GIZ – “Finalni

Documents