finalni izvještaj o konceptu za reformu sistema poticaja ... · tabela 16: vjetroelektrane...
TRANSCRIPT
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.
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.
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
Vjetar Malehidroelektrane
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%
Vjetar Malehidroelektrane
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
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
Na administrativnoj/stručnoj
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
Na administrativnoj/stručnoj
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)
• Aukcije se organizuju na nivou entiteta, dakle, projekti i nosioci
projekata se natječu na entitetskom nivou
DA
3 Određivanje parametara sheme poticaja na osnovu aukcije, neredovne
aukcije
• Aukcije se organizuju na nivou entiteta, dakle, projekti i nosioci
projekata se natječu na entitetskom nivou
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.
2. Smanjenje porezne
obaveze za 50%, za
ulaganja u dugotrajnu
imovinu u iznosu od 20
mil. KM u periodu od 4
godine
1. Smanjenje porezne
osnovice, za
vrijednost ulaganja,
za ulaganja u
dugotrajnu imovinu
u svrhu obavljanja
registrirane
proizvodne
djelatnosti
1. Smanjenje porezne
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
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
NCEE od 6,2-15,4 €c/kWh, uz pretpostavku životnog ciklusa od 30 godina i WACC od 8,9%43:
Slika 37: Krivulja potencijala za male hidroelektrane u poređenju sa drugim studijama potecijala
43 Vrijednost po FERK-u, dobiveno kao komentar na WS2 prezentaciju.
€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
NCEE od 11,2-14,7 €c/kWh, uz pretpostavku životnog ciklusa od 20 godina i WACC od 8,9%44:
44 Vrijednost po FERK-u, dobiveno kao komentar na WS2 prezentaciju.
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
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
Shema poticaja FIT (Admin. utvr.) Komb. Aukcija
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
Shema poticaja FIT (Admin. utvr.) Komb. Aukcija
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
• za period od 11. do 20. godine projekta – 8% od prihoda projekta
• za period od 21. do 30. godine projekta – 10% 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.