strategija razvoja energetike republike srpske do …...s obzirom na to da je od usvajanja aktuelne...

REPUBLIKA SRPSKA VLADA

STRATEGIJA RAZVOJA ENERGETIKE REPUBLIKE SRPSKE

DO 2035. GODINE Banja Luka, jun 2018. godine

| 2

UVOD

Zakonom o energetici („Službeni glasnik Republike Srpske“ broj 49/09) definisano je da strategiju razvoja energetike

donosi Narodna skupština Republike Srpske na prijedlog Vlade Republike Srpske, te da se Strategija usklađuje sa

Prostornim planom Republike Srpske i ekonomsko-razvojim planovima Republike Srpske.

Narodna skupština Republike Srpske je 2012. godine usvojila Strategiju razvoja energetike Republike Srpske do 2030.

godine.

S obzirom na to da je od usvajanja aktuelne Strategije razvoja energetike Republike Srpske do 2030. godine, prošlo

šest godina, a u međuvremenu je došlo do izmjena i dopuna Prostornog plana Republike Srpske, kao i do određenih

promjena u sektorskim politikama Evropske unije koje su prihvaćene kroz izmjene Ugovora o osnivanju Energetske

zajednice jugoistočne Evrope, neophodno je bilo osavremeniti, prilagoditi i ažurirati strateški dokument za energetiku, u

skladu sa novonastalim okolnostima.

Budući da je tehnički bilo neizvodljivo izvršiti izmjene i dopune postojećeg strateškog dokumenta, niti je takav način

izmjena strateških dokumenata praksa u pravnom sistemu Republike Srpske, to se izradio novi strateški dokument pod

nazivom: „Strategija razvoja energetike Republike Srpske do 2035. godine", koji ustvari predstavlja inovirani postojeći

strateški dokument.

Strategija razvoja energetike Republike Srpske do 2035. godine (u daljem tekstu: Strategija) predstavlja skup ciljeva i

mjera za implementaciju politike Vlade Republike Srpske u energetskom sektoru. Politika Vlade je izražena strateškim

ciljevima na nivou energetskog sektora, kao i specifičnim ciljevima za pojedine dijelove energetike.

Strategijom je definisano pet ključnih strateških ciljeva do 2035. godine, a to su:

1) efikasno korišćenje (eksploatacija) resursa; 2) sigurna i pristupačna energija; 3) efikasno korišćenje energije; 4) energetska tranzicija i odgovornost prema životnoj sredini i 5) razvoj i usklađivanje regulatorno-institucionalnog okvira.

Strategija je zasnovana na ustavnim nadležnostima Republike Srpske, zadržava usvojene principe iz postojećeg strateškog dokumenta, kao i principe najbolje svjetske prakse, uvažavajući svjetska kretanja u energetici, energetsku politiku i legislativu Evropske unije za sektor energetike, dokument „Osnove energetske politike Republike Srpske“ iz novembra 2008. godine, te određene stavove i preporuke nevladinih organizacija koje djeluju na području Republike Srpske i Bosne i Hercegovine. Jedna od osnovnih ideja vodilja Strategije je održivi razvoj energetskog sektora, tj. princip podmirenja savremenih potreba za energijom, stvarajući takav ambijent u energetskom sektoru da se ovaj princip ne dovede u pitanje ni za buduće generacije. Jedna od specifičnosti Republike Srpske u ovom smislu, je da treba odabrati razumnu mjeru u iskorišćenju lokalnih energetskih resursa (primarno uglja) za proizvodnju električne enregije koja je namjenjena izvozu. Strategijom se razvoj energetike Republike Srpske usmjerava na korišćenje domaćih resursa, uključivanje obnovljivih izvora u podmirivanje potreba za energijom, uvođenje i podsticanje mjera energetske efikasnosti te primjenu savremenih energetskih tehnologija. Istovremeno se zahtijeva očuvanje životne sredine i smanjenje štetnih uticaja enregetskog sektora na najmanju moguću mjeru. Razvoj energetike Republike Srpske se posmatra u uslovima postepenog otvaranja tržišta, uvođenja konkurencije i postavljanja cijena energije na ekonomski održivi nivo. Uzete su u obzir ekonomske mogućnosti Republike Srpske i njenih građana, jer to ima primaran uticaj na mogućnosti razvoja energetskog sektora. Strategija obuhvata sve elemente energetskog sektora, od pojedinih sektora (ugalj, nafta, gas, električna energija i dr.) do zakonskih, organizacionih i institucionalnih momenata važnih za uspješan rad i razvoj energetike u posmatranom periodu (do 2035. godine).

Na osnovu naprijed navedenog važno je istaći da ovaj inovirani strateški dokument predstavlja nastavak već započetih aktivnosti Republike Srpske na stvaranju i očuvanju savremenog i održivog energetskog sektora kao jednog od najvažnijih privrednih sektora koji će imati ključnu ulogu u unapređenju cjelokupne ekonomije Republike Srpske, a koje su aktivnosti definisane već u samom Zakonu o energetici, zatim razrađene kroz postojeći strateški dokument i konačno, unapređene i kroz ovaj inovirani strateški dokument.

| 3

Sadržaj 1 PRISTUP I METODOLOGIJA ......................................................................................................................................................... 5

1.1 Dodjela institucionalnih nadležnosti u energetskom sektoru Republike Srpske te Bosne i Hercegovine ................................... 5

1.2 Ključne informacije, te pristup izradi Energetske strategije ....................................................................................................... 5

1.3 Metodologija izrade Energetske strategije ................................................................................................................................ 6

1.4 Podaci ...................................................................................................................................................................................... 7

2 SAŽETAK ....................................................................................................................................................................................... 8

2.1 Ulazne smjernice za izradu Energetske strategije .................................................................................................................... 8

2.2 Sažetak vizije i prioriteta Energetske strategije Republike Srpske ............................................................................................ 8

3 OPŠTI PODACI I MAKROEKONOMSKA KRETANjA ................................................................................................................... 11

3.1 Organizacija i opšti podaci...................................................................................................................................................... 11

3.2 Makroekonomska kretanja ..................................................................................................................................................... 11

3.2.1 Bruto domaći proizvod .................................................................................................................................................. 11

3.2.2 Nezaposlenost .............................................................................................................................................................. 12

3.2.3 Direktna strana ulaganja u Republiku Srpsku i investiciona klima ................................................................................. 13

4 GLOBALNI ENERGETSKI TRENDOVI ......................................................................................................................................... 16

4.1 Električna energija .................................................................................................................................................................. 16

4.1.1 Globalni trendovi........................................................................................................................................................... 16

4.1.2 Evropski trendovi .......................................................................................................................................................... 17

4.1.3 Evropske energetske politike ........................................................................................................................................ 18

4.1.4 Dosadašnji rast proizvodnje iz OIE-a ............................................................................................................................ 20

4.1.5 Budući scenariji razvoja instalirane snage iz OIE-a ....................................................................................................... 21

4.1.6 Tehnologije obnovljivih izvora energije.......................................................................................................................... 23

4.1.7 Trendovi u segmentu veleprodaje i snabdijevanja električnom energijom ..................................................................... 23

4.1.8 Uticaj trendova na transformaciju sektora i nove poslovne modele ............................................................................... 25

4.1.9 Ključne implikacije globalnih trendova na energetsku strategiju .................................................................................... 28

4.2 Nafta i gas .............................................................................................................................................................................. 28

4.2.1 Tržište sirove nafte ....................................................................................................................................................... 29

4.2.2 Tržište prirodnog gasa .................................................................................................................................................. 31

4.2.3 Prerada sirove nafte ..................................................................................................................................................... 33

4.2.4 Trendovi ulaganja i poslovni modeli naftnih kompanija.................................................................................................. 34

4.2.5 Ključne implikacije globalnih trendova nafte i gasa na energetsku strategiju ................................................................. 36

5 ENERGETSKI SEKTOR REPUBLIKE SRPSKE ........................................................................................................................... 38

5.1 Presjek regulatorno-institucionalnog okvira ............................................................................................................................ 38

5.1.1 Ugovor o osnivanju Energetske zajednice .................................................................................................................... 38

5.1.2 Inicijativa West Balkan 6 (Zapadni Balkan 6) ................................................................................................................ 41

5.1.3 Zakonodavni okvir energetskog sektora ........................................................................................................................ 42

5.2 Elektroenergetski sektor ......................................................................................................................................................... 44

5.2.1 Struktura tržišta električne energije ............................................................................................................................... 44

5.2.2 Instalirana snaga i proizvodnja električne energije ........................................................................................................ 45

5.2.3 Veleprodajno tržište ...................................................................................................................................................... 49

5.2.4 Prenos električne energije ............................................................................................................................................ 51

5.2.5 Distribucija i snabdijevanja ........................................................................................................................................... 54

5.2.6 Cijene električne energije ............................................................................................................................................. 58

5.2.7 Indikativni scenariji razvoja proizvodnog miksa Republike Srpske ................................................................................ 60

5.2.8 Razrada scenarija razvoja proizvodnog miksa Republike Srpske do 2035. godine ....................................................... 65

5.2.9 Regulatorni i institucionalni okvir ................................................................................................................................... 76

5.2.10 Strateške smjernice ...................................................................................................................................................... 78

5.3 Sektor uglja ............................................................................................................................................................................ 79

5.3.1 Uvod ............................................................................................................................................................................. 79

| 4

5.3.2 Rezerve uglja ............................................................................................................................................................... 80

5.3.3 Proizvodnja uglja i efikasnost rudnika ........................................................................................................................... 82

5.3.4 Scenariji razvoja sektora rudnika u Republici Srpskoj ................................................................................................... 85

5.3.5 Kumulativni efekti indikativnih scenarija razvoja TE sektora .......................................................................................... 88

5.3.6 Regulatorni i institucionalni okvir ................................................................................................................................... 89

5.3.7 Strateške smjernice ...................................................................................................................................................... 90

5.4 Obnovljivi izvori energije ......................................................................................................................................................... 90

5.4.1 Uvod ............................................................................................................................................................................. 90

5.4.2 Učešće energije iz OIE u bruto finalnoj potrošnji ........................................................................................................... 91

5.4.3 Regulatorni i institucionalni okvir ................................................................................................................................. 100

5.4.4 Strateške smjernice .................................................................................................................................................... 101

5.5 Sektor nafte i naftnih derivata ............................................................................................................................................... 102

5.5.1 Struktura naftnog tržišta u Republici Srpskoj ............................................................................................................... 102

5.5.2 Istraživanje i proizvodnja ugljen-dioksida .................................................................................................................... 103

5.5.3 Potrošnja naftnih derivata ........................................................................................................................................... 106

5.5.4 Prerada naftnih derivata ............................................................................................................................................. 108

5.5.5 Program obaveznih rezervi naftnih derivata ................................................................................................................ 110

5.5.6 Tržište maloprodaje naftnih derivata ........................................................................................................................... 113



5.6 Sektor gasa .......................................................................................................................................................................... 117

5.6.1 Stanje i trendovi u sektoru gasa za širu regiju ............................................................................................................. 117

5.6.2 Struktura tržišta gasa u Bosni i Hercegovini i Republici Srpskoj .................................................................................. 119

5.6.3 Razvoj gasovodne infrastrukture u regiji i Republici Srpskoj ....................................................................................... 124



5.7 Toplifikacija .......................................................................................................................................................................... 128

5.7.1 Potrošnja i proizvodnja toplotne energije .................................................................................................................... 129

5.7.2 Toplane u Republici Srpskoj ....................................................................................................................................... 130

5.7.3 Scenariji razvoja sistema daljinskog grijanja ............................................................................................................... 131

5.7.4 Ostali toplifikacioni sistemi .......................................................................................................................................... 133



5.8 Energetska efikasnost .......................................................................................................................................................... 135

5.8.1 Evropske direktive i Akcioni planovi ............................................................................................................................ 135

5.8.2 Ključni strateški elementi ............................................................................................................................................ 137

5.8.3 Finalna potrošnja ........................................................................................................................................................ 138

5.8.4 Transformacija, prenos i distribucija ............................................................................................................................ 141

5.8.5 Sistemi daljinskog grijanja .......................................................................................................................................... 143

5.8.6 Međusektorske mjere ................................................................................................................................................. 144



Spisak skraćenica ............................................................................................................................................................................... 149

Popis slika .......................................................................................................................................................................................... 152

Popis tabela ........................................................................................................................................................................................ 155

| 5

1 PRISTUP I METODOLOGIJA

1.1 Dodjela institucionalnih nadležnosti u energetskom sektoru Republike Srpske, te Bosne i Hercegovine

Bosna i Hercegovina (BiH) je država koja se sastoji od dvaju entiteta – Republike Srpske (RS) i Federacije Bosne i Hercegovine (FBiH), te Brčko Distrikta Bosne i Hercegovine (BD BiH) kao zasebne upravne jedinice. Energetski sektor je u nadležnosti entiteta. Imajući u vidu naprijed navedeno, u kontekstu ovog dokumenta, u nastavku se daje presjek nadležnih institucija u energetskom sektoru:

Ministarstvo industrije, energetike i rudarstva Republike Srpske (MIER) ima ovlašćenja propisana Zakonom o republičkoj upravi Republike Srpske („Službeni glasnik RS”, br. 118/08, 11/09, 74/10, 86/10 – ispr., 24/12, 121/12, 15/16 i 57/16) koja, između ostalih, uključuju vođenje energetske politike generalno, planiranje i vođenje energetske strategije, energetsko bilansiranje i dugoročno planiranje, dodjelu koncesija za istraživanje, gradnju i eksploataciju energetskih objekata, geološka istraživanja i eksploataciju prirodnih i tehnološih mineralnih sirovina, nadzor nad radom javnih preduzeća i ostalih preduzeća sa većinskim državnim vlasništvom iz resorne nadležnosti, učešće u izradi i donošenje tehničkih propisa iz resornih nadležnosti i njihovo usklađivanje sa zakonodavstvom EU, te druge poslove iz oblasti industrije, energetike, rudarstva i geologije. U okviru MIER organizovani su Resor za elektroenergetiku, Resor za energente i Resor za rudarstvo i geologiju.

Ministarstvo spoljne trgovine i ekonomskih odnosa Bosne i Hercegovine (MSTEO) dio je Savjeta ministara Bosne i Hercegovine, koji ostvaruje svoja prava i obavljaju dužnosti kao organi državne vlasti. Kao što je navedeno u Zakonu o ministarstvima i drugim organima uprave Bosne i Hercegovine („Službeni glasnik Bosne i Hercegovine”, br. 5/03, 42/03, 26/04, 42/04, 45/06, 88/07, 35/09 i 103/09), MSTEO je nadležno, između ostalog, za obavljanje poslova i zadataka iz nadležnosti Bosne i Hercegovine koji se odnose na definisanje politike, osnovnih principa, koordinaciju djelatnosti i usklađivanje planova entitetskih tijela vlasti i institucija na međunarodnom planu u području energetike.

1.2 Ključne informacije, te pristup izradi Energetske strategije

Izrada Energetske strategije dio je projekta koji finansira Kancelarija za međunarodni razvoj (DFID) Vlada Velike Britanije, a predvodi ga PricewaterhouseCoopers u saradnji sa ostalim partnerima. Krajnji cilj projekta je izrada Okvirne energetske strategije Bosne i Hercegovine na osnovu ažurirane Energetske strategije Republike Srpske, Okvirne energetske strategije Federacije Bosne i Hercegovine, te Brčko Distrikta Bosne i Hercegovine (u sklopu Okvirne energetske strategije Bosne i Hercegovine).

U okviru projekta izradiće se:

• Strateška analiza postojećeg stanja energetskog tržišta,

• ažuriranje postojeće Energetske strategije Republike Srpske novim dokumentom Prijedloga Strategije razvoja energetike Republike Srpske do 2035. godine,

• izrada energetske strategije Federacije Bosne i Hercegovine kroz dokument Okvirna energetska strategija Federacije Bosne i Hercegovine,

• izrada energetske strategije Brčko Distrikta Bosne i Hercegovine kroz dokument Okvirna energetska strategija Bosne i Hercegovine,

• metodološko usklađivanje entitetskih dokumenata, te izrada Okvirne energetske strategije Bosne i Hercegovine.

Vremenski okvir za izradu nacrta strateških dokumenata je pet mjeseci. U proces izrade Strategije uključene su radne grupe na svim nivoima, a svako od nadležnih tijela na projektu imenovalo je i ovlastilo za rad svoje radne grupe na ovom projektu. Nivo Republike Srpske predstavlja Radna grupa koju predvodi Ministarstvo industrije, energetike i rudarstva (MIER), u koju su uključeni predstavnici drugih relevantnih subjekata na energetskom tržištu poput elektroprivrede, regulatora itd. Budući da će Strategija Republike Srpske, zajedno sa Okvirnom energetskom strategijom Federacije Bosne i Hercegovine i Brčko Distrikta Bosne i Hercegovine činiti okosnicu Okvirne energetske strategiju Bosne i Hercegovine, važno je napomenuti da na izradi Okvirne energetske strategije Bosne i Hercegovine Radnu grupu predvodi Ministarstvo spoljne trgovine i ekonomskih odnosa (MSTEO), a u koju su uključeni i voditelji entitetskih radnih grupa.

Tokom procesa izrade Strategije aktivno se sarađivalo sa predstavnicima Radne grupe Ministarstva industrije, energije i rudarstva Republike Srpske, a u kontekstu izrade dokumenta Okvirne energetske strategije Bosne i Hercegovine, saradnja se proširivala na Radnu grupu Ministarstva spoljne trgovine i ekonomskih odnosa Bosne i Hercegovine, te Ministarstva energije, rudarstva i industrije Federacije Bosne i Hercegovine. Dodatno, u procesu su učestvovali i predstavnici donatora (Britanska ambasada u Bosni i Hercegovini), te druge zainteresovane strane, poput delegacije EU u Bosni i Hercegovini i energetske zajednice.

| 6

1.3 Metodologija izrade Strategije razvoja energetike Republike Srpske do 2035. godine

Cilj Strategije je identifikacija ključnih prioriteta potrebnih za razvoj energetskog sistema u Republici Srpskoj kao jedne od ključnih sastavnica energetske strategije na nivou Bosne i Hercegovine. Strategija je alat za projektovanje i planiranje čiji je cilj, među ostalim, pravljenje smjernica za buduće odluke i investicije u vezi sa energetikom.

Cjelokupan pristup životnog ciklusa uključuje šest zadataka, koji su predstavljeni na sljedećoj slici i opisani u nastavku.

Slika 1.3.1 Životni ciklus strateškog planiranja

Izvor: metodologija Projektnog tima

1. Dijagnostika: strateška analiza na osnovu koje je napravljen presjek trenutnog stanja i jasno razumijevanje trenutne situacije energetskog sektora Republike Srpske. Ovaj zadatak sastojao se od aktivnosti prikupljanja podataka, razgovora sa ključnim učesnicima, analizu šireg regionalnog i evropskog energetskog konteksta, te od identifikacije ključnih hipoteza i strateških prioriteta. Dijagnostika, odnosno strateška analiza odnosila se na ključne segmente energetike.

2. Strategija: identifikacija strateških ciljeva, vizije, razrada ključnih strateških prioriteta u svim segmentima energetike (električna energija, nafta, gas, toplifikacija, energetska efikasnost, obnovljivi izvori energije, regulatorno-zakonodavni okvir, krajnji korisnik itd.), zasnovani su na razumijevanju trenutnog stanja, te globalnih trendova koji mijenjaju industriju. Ovaj korak rađen je na osnovu izvršenih analiza i postavljenih hipoteza tokom faze dijagnostike, te u skladu s tim daje osvrt na ključne teme. Cilj ovog zadatka je identifikacija ključnih strateških prioriteta i opcija kao podloga za dalje odlučivanje i sprovođenje energetskih politika u Republici Srpskoj, koja čini jednu od ključnih sastavnica Okvirne energetske strategije na državnom nivou.

3. Plan razvoja: ova sastavnica strateškog planiranja stavlja fokus na dalju i detaljniju razradu specifičnih strateških tema do nivoa operativnih, tehničkih i zakonskih planova. Ona predstavlja operativnu podlogu za sprovođenje investicija i mjera u energetici. Akcioni plan uključuje definicije indikatora za praćenje i evaluaciju energetske politike, te investicija izabranih od kreatora politike.

4. Priprema: priprema i sprovođenje akcionog plana (detaljni projekat i planiranje).

5. Sprovođenje: primjena programa definisanog na programskim nivoima.

6. Praćenje i procjena: praćenje rezultata i uticaja programa i poređenje sa strateškim ciljevima definisanim tokom planiranja.

Ovaj dokument uključuje razvoj prva dva elementa životnog ciklusa strateškog planiranja:

1. Faza 1 – Dijagnostika,

2. Faza 2 – Izrada Strategije razvoja energetike Republike Srpske do 2035. godine.

U sklopu projekta, sagledani su ključni segmenti energetskog tržišta duž lanca vrijednosti, kao što je prikazano na sljedećoj slici (Slika 1.3.2).

Slika 1.3.2 Presjek ključnih segmenata energetskog tržišta i lanca vrijednosti

| 7

Napomena: 1) Uključeni su i podsektori Izvor: analiza Projektnog tima

Za svaki od obrađenih dijelova energetskog tržišta, dokument daje strateški osvrt na regulatorno-zakonodavni okvir.

U dijelu dokumenta koji se odnosi na segment električne energije obrađeni su: evropski i regionalni trendovi, tematika rudnika uglja, tržišno uređenje, bilans uvoza i izvoza električne energije, proizvodnja i proizvodni miks, elektroenergetska infrastruktura odnosno distribucija i prenos, veleprodajno tržište, trgovina i snabdijevanje te izabrane implikacije na krajnjeg korisnika. Dodatno, u kontekstu tržišta električne energije, obrađuje se i tema obnovljivih izvora energije i toplifikacije, te energetske efikasnosti kao jedne od temeljnih principa i obaveza energetske politke EU, kako iz perspektive krajnjeg korisnika (potrošača), tako i kroz ostale elemente lanca vrijednosti.

U segmentu nafte, uz globalni kontekst, dokument je strukturiran na „upstream“ segment naftne industrije koji se odnosi na proces istraživanja i eksploatacije, te uvoz nafte i naftnih derivata, i na „downstream“ segment koji se odnosi na preradu i rafinerijsko poslovanje, skladištenje i rezerve, distribuciju i snabdijevanje tržišta naftom i naftnim derivatima, te implikacije na krajnjeg korisnika.

U segmentu gasa, uz globalne, evropske i regionalne trendove, dokument daje osvrt na cjelokupno tržište i tržišno uređenje, presjek uvoznih aktivnosti, plan razvoja infrastrukture gasa, kretanje cijena za krajnje korisnike itd.

Strategija svojim analizama i smjernicama fokus stavlja i na problematiku tzv. „energetske trileme“, gdje se kroz prizme sigurnosti snabdijevanja, cjenovne prihvatljivosti, te dekarbonizacije, odnosno čiste i održive energije obrađuju ključni energetski segmenti i pitanja.

1.4 Podaci

Tokom izrade Strategije koristili su se:

1) javno dostupni podaci (npr. podaci zavoda za statistiku na nivou entiteta, države i EU, internetske stranice institucija i privrednih subjekata, regulatorni izvještaji, finansijski i revizorski izvještaji, globalne energetske baze podataka itd.),

2) dostavljeni podaci Radne grupe, uključujući i rezultate operativnih i strateških radionica,

3) analize i baze podataka Projektnog tima.

Projektni tim GGF-a tokom izrade ove strategije nije obavljao revizorske procedure, niti je, osim ako nije drugačije navedeno, dobijene finansijske i operativne podatke od radnih grupa ili preuzete iz službenih dokumenata, podvrgavao procedurama provjere ili potvrde.

| 8

2 SAŽETAK

2.1 Ulazne smjernice za izradu Strategije razvoja energetike Republike Srpske do 2035. godine

U periodu ekonomske nesigurnosti, svi resursi i napori treba da budu usmjereni na identifikaciju izvora i omogućavanje održivog rasta. To je moguće jedino uz jasno definisane prioritete, sa fokusom na efikasnosti i razvoju i uz dosljedno sprovođenje. Koherentnost strateških ciljeva i sprovođenja ima za cilj efikasno korišćenje oskudnih resursa, kako finansijskih, tako i stručnih (ljudskih), te prirodnih. U skladu sa navedenim kontekstom, energetski sistem Republike Srpske može i mora nositi ključnu ulogu u unapređenju ukupne ekonomije. Za suočavanje sa ključnim izazovima koje sektor ima i očekuje, potreban je fokusiran i dosljedan set strukturnih reformi, ponekad i izvan oblasti energetike.

Uzevši u obzir specifičnu ekonomsku situaciju Republike Srpske, te Bosne i Hercegovine u potpunosti, jedan od osnovnih prioriteta ugrađen u cjelokupnu sektorsku strategiju mora biti konkurentna energetika koja u značajnoj mjeri čuva standard građana, te pozitivno utiče na konkurentnost drugih privrednih grana. Tu se javljaju dva ključna izazova; potreba za restrukturiranjem ključnih dijelova sektora s ciljem stvaranja preduslova za stvaranje veće vrijednosti za krajnje korisnike i druge učesnike na tržištu, te pronalazak novih ekonomskih vrijednosti kroz transformaciju i razvoj novih proizvoda i usluga.

Protekli period je pokazao da je elektroenergetski sektor Republike Srpske, uz obezbjeđivanje sigurnosti snabdijevanja, izvozno orijentisan. Takav poslovni model omogućila je konkurentna proizvodna cijena električne energije, a izvozne aktivnosti doprinijele su finansijskom rezultatu cjelokupnog sektora, imajući u vidu relativno niske maloprodajne cijene električne energije na domaćem tržištu. Ipak, potrebno je imati na umu da veliki investicioni projekti u vremenima transformacije industrije energetike povećavaju rizike zadržavanja visoke konkurentnosti.

Iako aspiracije za period do 2035. godine i dalje stavljaju izvoz na listi prioriteta, tom cilju je potrebno pristupiti oprezno, uzimajući u obzir buduće pritiske na proizvodnu cijenu, niske veleprodajne cijene na berzama sa neizvjesnim trendom, te negativna iskustva nekih evropskih zemalja u scenarijima prekapacitetnosti.

Strateški ciljevi održavanja konkurentnog energetskog sistema, te izvozne aktivnosti, ne smiju ugroziti agendu održivog razvoja i smanjenja negativnih uticaja na životnu sredinu, posebno imajući u vidu današnju poziciju Republike Srpske u odnosu na inicijative EU, energetske trendove, te preuzete i buduće obaveze prema Energetskoj zajednici i drugim tijelima, uključujući i smjernice Pariškog sporazuma.

2.2 Sažetak vizije i prioriteta Strategije razvoja energetike Republike Srpske do 2035. godine

Dugoročna vizija ili cilj energetike Republike Srpske je stvaranje konkurentnog i dugoročno održivog energetskog sistema, imajući u vidu aspekt sigurnosti snabdijevanja. Navedenu viziju je potrebno realizovati u okvirima dostupnih kapaciteta, resursa i adekvatne dinamike. Jasan smjer razvoja energetike važan je preduslov za jačanje investicijskih aktivnosti u energetiku, a to će posljedično dovesti i do rasta investicijskih aktivnosti i u drugim, povezanim privrednim granama, te imati širi pozitivan efekt na cjeloukupnu ekonomiju. S namjerom postizanja navedenog cilja, definisano je pet ključnih prioriteta i povezanih fokus područja.

Efikasno korišćenje resursa – ugalj je dominantan prirodni resurs u proizvodnji električne energije i kao takav predstavlja jednu od ključnih osnova energetike. Iako dugoročni razvoj energetskog sektora Republike Srpske podrazumijeva smanjenje emisija štetnih gasova i proizvodnje električne energije iz fosilnih goriva, i dalje je izuzetno važno da se buduće aktivnosti eksploatacije i proizvodnje uglja sprovode efikasnije, primjenjujući adekvatnu tehnologiju i metode rada. Prirodni potencijali u segmentu nafte i gasa danas su potpuno neiskorišćeni, zbog toga je nastavak istražnih radnji s ciljem dokazivanja komercijalnih rezervi, te potencijalnom eksploatacijom svakako doprinijelo današnjem bilansu. S druge strane, buduća snažnija orijentacija prema čišćoj energiji, koja je danas bazirana dominantno na hidroenergetskim potencijalima, zahtijeva dobro upravljanje prirodnim potencijalima. To podrazumijeva identifikaciju i mapiranje prirodnih resursa i kapaciteta u svim segmentima obnovljivih izvora energije, procjenu mogućosti iskorišćenja, imajući u vidu održivost i uticaj na životnu sredinu (npr. rješavanje pitanja poplava), ali i dugoročne ciljeve dekarbonizacije i održivog sistema. Budući da efikasna transformacija obnovljivih izvora energije u električnu energiju podrazumijeva i iskorišćavanje novih, inovativnih, tehnologija (koje postaju komercijalno sve dostupnije), važno je stvoriti optimalne uslove koji će podstaknuti korišćenje tih tehnologija. Isto pravilo vrijedi i za ostatak energetskog sektora u kojem digitalizacija, nove tehnologije i IT sistemi omogućavaju smanjenje troškova, kvalitetniji rad i nove poslovne modele.

Sigurna i pristupačna energija – dvije izuzetno važne komponente tzv. energetske trileme u kontekstu ekonomske situacije i geopolitičke pozicije Republike Srpske. Kada govorimo o energetskoj sigurnosti, važno je razumjeti da Republika Srpska danas ne može samostalno postići energetsku sigurnost u svim segmentima, primarno zbog nepostojanja vlastite proizvodnje nafte i gasa. Tu je, prije svega, važno aktivno upravljati fizičkom integracijom tržišta sa zemljama u okruženju (fokus prema Republici Srbiji), razumjeti opcije diversifikacije nabavnih pravaca, te razvijati partnerske odnose sa privrednim subjektima koji snabdijevaju domaće tržište. U segmentu nafte i naftnih derivata, potrebno je uspostaviti sistem obaveznih rezervi. Isto tako, ne smije se zanemariti i adekvatno upravljanje domaćom infrastrukturom zbog unapređenja kvaliteta i sigurnosti snabdijevanja. Kada govorimo o električnoj energiji, onda u kontekstu Republike Srpske govorimo o energetskoj nezavisnosti koja je postignuta kroz namirivanje domaće potražnje vlastitom proizvodnjom. Važno je naglasiti da je izvoz električne energije postavljen kao jedan od ciljeva Republike Srpske, međutim, upravo zbog upravljanja rizicima i održavanja dugoročne cjenovne konkurentnosti električne energije, ovaj cilj treba posmatrati u širem kontekstu.

| 9

Slika 2.2.1 Ilustrativan prikaz strateških prioriteta Republike Srpske

Izvor: analiza Projektnog tima, Radna grupa Republike Srpske

| 10

Proizvodni miks Republike Srpske je relativno cjenovno konkurentan, te se kreće oko 37 EUR/MWh. Međutim, u narednom periodu mogu se očekivati dalji cjenovni pritisci (cijena proizvodnje uglja, „ETS“ (eng. Emission trading system – sistem trgovanja emisijama), deregulacija proizvodne cijene itd.). Dodatno, planirana snažna izgradnja (termo) kapaciteta u današnjim uslovima cijena i EU politika podiže rizik rasta fiksnih troškova i potencijalnog pada iskorišćenosti elektrana, a to stvara pritisak na buduću cjenovnu konkurentnost. Stoga je razvoj proizvodnog portfelja potrebno uskladiti s ekonomskim mogućnostima, te tržišnim i regionalnim kontekstom. Procese prilagođavanja na novu tržišnu realnost potrebno je pokrenuti na vrijeme, kroz sveobuhvatnu transformaciju energetskog sektora i njenih ključnih subjekata, a sa ciljem postizanja efikasnosti, te oslobađanja resursa za ulaganja u nove tržišne segmente i izgradnju modernih kompetencija. Zadržavanje prosječne proizvodne cijene u dugom roku, na nivoima današnje cijene HUPX-a smatra se dobrim rezultatom, imajući u vidu sve pritiske.

Uz velike investicione projekte, Republika Srpska ima solidan hidroenergetski potencijal, te priliku izgradnje drugih OIE projekata, čime se može stvoriti pozitivan multiplikatorski efekat na ekonomiju, te podstaći manje i srednje preduzetništvo. U tom kontekstu važno je aktivno upravljati modelima, odnosno troškovima naknada za podsticanje OIE projekata koji stvaraju pritisak na krajnju cijenu električne energije, te poboljšati zakonski i regulatorni okvir u cilju lakšeg i bržeg postizanja dozvola za gradnju i eksploataciju OIE-a.

Efikasno korišćenje energije – Ključni elementi Strategije za energetsku efikasnost predloženi su po uzoru na dugoročnu viziju EU zemalja na način da, prije svega, odgovore stvarnim potencijalnim interesima Republike Srpske, te da zahtjevi Direktive 2012/27/EU budu zadovoljeni. Tri su ključne strateške poluge za postizanje ciljeva energetske efikasnosti, odnosno ušteda u intervalu od 13,81 do 18,01 PJ, u zavisnosti od scenarija, do 2035. godine, a to je detaljnije razrađeno u poglavlju Energetske efikasnosti. Poluge se odnose na uštede u finalnoj potrošnji, uštede u procesu transformacije, prenosa i distribucije električne energije, gasa i toplote (učinak na primarnu potrošnju), te kroz stvaranje uslova za visokoefikasnu kogeneraciju, promociju i ekspanziju efikasnih sistema daljinskog grijanja. Osim navedenih elemenata, bitno je poboljšati zakonski i regulatorni okvir za energetsku efikasnost, definisati finansijske mjere i institucionalni okvir za sprovođenje, kao i sprovoditi informativne kampanje, edukacije i osposobljavanja.

Energetska tranzicija i odgovornosti prema životnoj sredini – Ciljevi postizanja čišće energije i smanjenje negativnih uticaja na životnu sredinu visoko su na agendi Republike Srpske, koja je usvojila i sprovodi određene inicijative koje su direktno i inidirektno povezane s očuvanjem životne sredine. Konkretno, Republika Srpska je do 2028. godine preuzela obavezu smanjenja SO2 za 94%, NOx za 57% i čvrstih čestica za 94% u odnosu na 2014. godinu za velika postrojenja za sagorijevanje. U terminima učešća OIE-a u bruto finalnoj potrošnji energije do 2020. godine, usvojen je cilj ostvarenja učešća od 48%. Na strani potrošnje, definisane su i mjere energetske efikasnosti od 9% do 2018. godine, uz novi tranzicioni Akcioni plan do 2020. godine u fazi pripreme. Navedene inicijative iziskuju snažne investicione zahvate, a to sa strateškim ciljem izvoza električne energije povećava kompleksnost tranzicije sektora. Za uspješnu energetsku tranziciju potrebno je sistematski i dosljedno sprovoditi mjere očuvanja životne sredine i racionalnijeg korišćenja resursa. Konkretno, potrebno je praćenje ostvarenih rezultata i definisanje novih mehanizama za njihovo sprovođenje u praksi (npr. dostizanje učešća OIE-a u transportu od 10% do 2020. godine kroz adekvatnije regulisanje bio-goriva). Uz već definisane inicijative i akcione planove Republike Srpske, potrebno je u vidu imati dalje trendove u Evropskoj uniji koji se već sprovode, a koji će posljedično obuhvatiti Bosnu i Hercegovinu i Republiku Srpsku. U skladu sa time, potrebno je konvergirati prema INDC scenarijima za redukciju emisija CO2 postavljenima na nivou Bosne i Hercegove u odnosu na 1990. godinu uz kontinuiranu reviziju ciljeva u skladu sa budućim EU politikama, te se pripremati i za ulazak u sistem trgovanja emisijama CO2 koje će troškovno dodatno opteretiti sektor termoelektrana u budućem periodu. Za sektor termoelektrana, EU je odobrila nove strože standarde smanjenja emisija LCP BREF u 2017. godini koje će isto tako biti potrebno uzeti u obzir kod strateškog planiranja proizvodnog miksa. U segmentu naftnih derivata, potrebno je obezbijediti kvalitet uvoznih i prerađenih proizvoda koji se plasiraju na tržište Republike Srpske i Bosne i Hercegovine. Energetska tranzicija Republike Srpske, posebno u segmentu električne energije, predstavlja kompleksan proces u kojem je kroz dosljedno sprovođenje potrebno konvergirati zadanim ciljevima i obavezama, imajući u vidu socijalnu komponentu i potrebnu dinamiku. Kao idući korak, svakako se predlaže izrada analiza strateškog uticaja na životnu sredinu („SEA“), te strategije zaštite životne sredine i prirode, koja će adekvatno pratiti i Strategiju.

Razvoj i usklađenje regulatorno-institucionalnog okvira – Usklađivanje zakonodavstva sa pravnom tekovinom Evropske unije je kompleksan zadatak, s obzirom na to da podrazumijeva obimne i suštinske promjene, te sveobuhvatnu reformu energetskog sektora. Osnovni strateški cilj jeste ubrzano usklađivanje zakonodavstva sa acquis, odnosno transponovanje i sprovođenje obaveza preuzetih Ugovorom o uspostavljanju Energetske zajednice. Cilj Republike Srpske je da se uskladi energetski sektor sa Trećim energetskim paketom, te budućim EU direktivama. Adekvatno uređenje tržišta u srednjem i dugom roku podstaći će veću efikasnost i konkurentnost, a najveću dobrobit toga imaće krajnji korisnici. Moderan energetski sektor zahtijeva da svi njegovi učesnici aktivno doprinose u njegovom razvoju, javne službe kroz postavljanje transparentnog i efikasnog zakonskog okvira, te praćenje njegovog sprovođenja, regulatori kroz transparentnu primjenu podsticajnih regulatornih mehanizama koji će adekvatnom dinamikom podsticati regulisane privredne subjekte da unapređuju svoje poslovanje. Izuzetno važno je postavljanje novih standarda kulture upravljanja prema ciljevima koji treba da se transponuju na javne privredne subjekte. Javne institucije moraju biti adekvatno kapacitirane, te u kontinuitetu graditi svoje kompetencije da bi mogli pratiti razvoj sektora i pružati adekvatnu podršku.

| 11

3 OPŠTI PODACI I MAKROEKONOMSKA KRETANjA

3.1 Organizacija i opšti podaci

Ovo poglavlje daje presjek nekoliko ključnih informacija o organizaciji Bosne i Hercegovine i Republike Srpske, te osnovna makroekonomska kretanja. Makroekonomski podaci važan su element u izradi strateških dokumenata, u kontekstu razvoja privrede i ekonomskog standarda, te budućih ekonomskih kretanja koja imaju snažnu korelaciju sa sektorom energetike. Bosna i Hercegovina se sastoji od entiteta Republike Srpske (48,09% teritorija) i Federacije Bosne i Hercegovine (50,95% teritorija), te Brčko Distrikta Bosne i Hercegovine (0,96% teritorija). Republika Srpska i Federacija Bosne i Hercegovine su entiteti koji imaju sopstvene ustave u saglasnosti s Ustavom Bosne i Hercegovine.

Tabela 3.1.1 Osnovne informacije

Izvor: veb-stranica, Republički zavod za statistiku Republike Srpske

Republika Srpska ima 64 jedinice lokalne samouprave i to 7 gradova i 57 opština. Jedinice lokalne samouprave koje imaju status Grada su: Banja Luka, Bijeljina, Doboj, Prijedor, Trebinje, Zvornik i Istočno Sarajevo koje obuhvata šest opština (Sokolac, Pale, Istočno Novo Sarajevo, Istočna Ilidža, Trnovo i Istočni Stari Grad). Opštine u Republici Srpskoj su: Berkovići, Bileća, Bratunac, Brod, Višegrad, Vlasenica, Vukosavlje, Gacko, Gradiška, Derventa, Donji Žabar, Istočna Ilidža, Istočni Drvar, Istočni Mostar, Istočni Stari Grad, Istočno Novo Sarajevo, Jezero, Kalinovik, Kneževo, Kozarska Dubica, Kostajnica, Kotor Varoš, Krupa na Uni, Kupres, Laktaši, Lopare, Ljubinje, Milići, Modriča, Mrkonjić Grad, Nevesinje, Novi Grad, Novo Goražde, Osmaci, Oštra Luka, Pale, Pelagićevo, Petrovac, Petrovo, Prnjavor, Ribnik, Rogatica, Rudo, Sokolac, Srbac, Srebrenica, Stanari, Teslić, Trnovo, Ugljevi , Foča, Han Pijesak, Čajniče, Čelinac, Šamac, Šekovići i Šipovo.

U Republici Srpskoj, zakonodavnu vlast vrše Narodna skupština Republike Srpske i Vijeće naroda. Zakoni i drugi propisi koje izglasa Narodna skupština, a koji se tiču pitanja vitalnog nacionalnog interesa bilo kojeg od konstitutivnih naroda stupaju na snagu tek nakon usvajanja u Vijeću naroda. Republiku Srpsku predstavlja i njeno državno jedinstvo izražava predsjednik Republike, dok izvršnu vlast vrši Vlada. Sudska vlast pripada sudovima. Zaštitu ustavnosti i zakonodavnosti osigurava Ustavni sud. Kulturni i administrativni centar Republike Srpske je Banja Luka.

3.2 Makroekonomska kretanja

3.2.1 Bruto domaći proizvod

Kao glavni makroekonomski pokazatelj razvijenosti neke zemlje se uzima bruto domaći proizvod (BDP). Slika 3.2.1 prikazuje kretanje BDP-a u tekućim cijenama u Bosni i Hercegovini, izraženo u milijardama evra, sa podjelom po entitetima i Brčko Distriktu Bosne i Hercegovine. Za 2015. godinu BDP-a Bosne i Hercegovine iznosio je 14,6 milijardi evra, od toga je BDP za Republiku Srpsku iznosio 4,7 milijardi evra. Iako BDP Bosne i Hercegovine u periodu od 2010. do 2015. godine ostvaruje stabilan rast – u prosjeku od 2,4% godišnje, u istom periodu prosječna stopa rasta BDP-a u Republici Srpskoj iznosi oko 1,9% godišnje. Takođe, napravljena je i bazna procjena rasta BDP-a 2035. aplicirana i na Republiku Srpsku. Rezultati procjene razvoja BDP-a do 2035. godine za Republiku Srpsku ukazuju na prosječnu godišnju stopu rasta od 3% u baznom scenariju, a to bi dovelo do iznosa BDP-a od 8,45 milijarde evra. Slika 3.2.1 Istorijsko kretanje i procjena stope rasta BDP-a u milijardama EUR u Bosni i Hercegovini i Republici Srpskoj, 2010–2035. godine

Republika Srpska Površina (km

2) 24.641

Stanovništvo 1.415.776 Uređenje 64 jedinice lokalne samouprave (7 gradova i 57 opština)

| 12

Napomena: prognoza do 2035. godine je konsenzus dugoročne stope rasta BDP-a Bosne i Hercegovine prema Oxford Economics, Economist intelligence unit, Dun & Bradstreet Izvor: BDP prema proizvodnom, dohodovnom i rashodovnom pristupu 2015, BHAS, analiza Projektnog tima

BDP po stanovniku 2015. godine u Bosni i Hercegovini je iznosio 4,2 hiljade evra, dok je u istom periodu u Republici Srpskoj bio značajno niži, na nivou od oko 3300 evra. Republika Srpska je u periodu od 2010. do 105. godine zabilježila prosječnu stopu rasta BDP-a po stanovniku od 2,2%, dok je u istom periodu rezultat na nivou Bosne i Hercegovine bio 3%.

Upoređujući sa ekonomijama jugoistočne Evrope, Republika Srpska ima niži BDP po stanovniku, te joj je potreban značajniji rast od 3% godišnje da bi do 2035. godine dostigla standard regije jugoistočne Evrope (JIE) danas.

Slika 3.2.2 Komparativna analiza BDP-a i BDP-a po stanovniku, 2010–2015. godine

Napomena: prognoza do 2035. godine je konsenzus dugoročne stope rasta BDP-a Bosne i Hercegovine prema Oxford Economics, Economist intelligence unit, Dun & Bradstreet Izvor: Federalni zavod za statistiku FBiH – BDP u 2015. proizvodni princip, Godišnjak Republike Srpske 2016. – BDP, Nacionalni račun za BDP za Brčko Distrikt Bosne i Hercegovine 2015, Eurostat, analiza projektnog tima

3.2.2 Nezaposlenost

Analizirani su podaci o nezaposlenosti na nivou svakog entiteta i Brčko Distrikta Bosne i Hercegovine, za period od 2010. do 2015. godine. Stopa nezaposlenosti, po ILO definiciji, na nivou Bosne i Hercegovine je relativno visoka, otprilike 27%, i u kontinuitetu raste, što predstavlja veliki izazov za ekonomiju i prosperitet zemlje, s obzirom na to da nezaposlenost predstavlja gubitak vrijednog resursa. Osim ekonomskog, visoka nezaposlenost je i društveni problem (Slika 3.2.3).

Slika 3.2.3 Kretanje stope nezaposlenosti u hiljadama stanovnika, 2010–2015. godine

| 13

Napomena: Stopa nezaposlenosti = broj nezaposlenih/radno sposobno stanovništvo Izvor: „Makroekonomski pokazatelji po kantonima FBiH 2015“, Statistički godišnjak Republike Srpske, drugo izmijenjeno izdanje, 2016, Bilten – statistički podaci BD 2015, BHAS

Republika Srpska jedina ima stopu nezaposlenosti nižu od one na nivou države. U 2010. godini nezaposlenost je iznosila 23,6% sa ukupnim brojem nezaposlenih ljudi u iznosu od 102.000. U 2015. godini broj nezaposlenih se povećao na 105.000, te je i stopa nezaposlenosti narasla na 25,2%.

Broj nezaposlenih osoba u 2010. godini u Federaciji Bosne i Hercegovine iznosio je 364.900, a u 2015. je taj isti broj narastao na gotovo 390.000. Dakle, stopa registrovane nezaposlenosti povećala se sa 45,4% u 2010. na 46,4% u 2015. godini, što je znatno veće od stope nezaposlenosti na nivou Bosne i Hercegovine. U Brčko Distriktu Bosne i Hercegovine se broj nezaposlenih povećao sa 11.300 u 2010. godini na 12.200 u 2015. godini. U skladu sa tim, registrovane stope nezaposlenosti bile su 39,8% u 2010. i 42,5% u 2015. godini.

3.2.3 Direktna strana ulaganja u Republiku Srpsku i investiciona klima

U svijetu je, kao rezultat stalnog procesa globalizacije, došlo do povećanja važnosti direktnih stranih ulaganja (eng. Foreign Direct Investment – FDI), pogotovo za Republiku Srpsku, kao ekonomiju u tranziciji.

Zbog ograničenog internog finansijskog i investicionog kapaciteta, interes svih zemalja u razvoju je i postizanje povoljnije investicione klime, te boljih uslova poslovanja, budući da direktna strana ulaganja imaju pozitivan uticaj na opravak i razvoj slabijih ekonomija.

Direktna strana ulaganja svakako pozitivno utiču na privredni rast, kao i na rast produktivnosti jer, osim kapitala, strana ulaganja mogu uključivati i transfer znanja, moderne tehnologije i druge nematerijalne imovine. Takođe, nove strane kompanije mogu uticati na poboljšanje poslovanja domaćih kompanija zbog jačanja konkurencije i podsticanja razvoja tržišta. U dugom roku, ovakva ekonomska kretanja stvaraju pozitivne eksternalije, pa i smanjenje nezaposlenosti u ekonomiji u koju se ulaže.

Slika 3.2.4 prikazuje tok direktnih stranih ulaganja u Bosnu i Hercegovinu u periodu od 2010. do 2015. godine, u kojima je učestvovala i Republika Srpska. Vidljivo je da se iznosi ulaganja kreću između 300 i 400 miliona evra godišnje, izuzev 2013. i 2015. godine kada su ulaganja bila dosta niža.

Upoređujući sa drugim zemljama regije, vidljivo je da su ulaganja u Bosnu i Hercegovinu još uvijek znatno niža. Upravo se iz tog razloga, Republika Srpska sa svojom ekonomskim aktivnostima i mjerama privlačenja investicija treba pozicionirati kao atraktivna ekonomija za ulagače.

Slika 3.2.4 Prosječna godišnja direktna strana ulaganja u milionima EUR, 2010–2015. godine

| 14

Napomena: Uža regija podrazumijeva: Hrvatsku, Srbiju, Crnu Goru, Makedoniju, Sloveniju; 2) JIE regiju čine Albanija, Bosna i Hercegovina, Bugarska, Hrvatska, Crna Gora, Grčka, Makedonija, Moldavija, Rumunija, Srbija, Slovenija Izvor: World Investment Report 2016, IBRD - Doing Business 2017, analiza Projektnog tima

Prosjek direktnih stranih ulaganja u zemlje bivše Jugoslavije (Bosna i Hercegovina, Hrvatska, Srbija, Crna Gora, Makedonija, Slovenija) za period 2010–2015. godine iznosi 821 miliona evra, a za JIE regiju (Albanija, Bosna i Hercegovina, Bugarska, Hrvatska, Crna Gora, Grčka, Makedonija, Moldavija, Rumunija, Srbija, Slovenija) iznosi 976 miliona evra. Od stranih ulagača u Bosnu i Hercegovinu, u 2015. godini najviše su uložile Hrvatska i Holandija, sa učešćem od preko 50% u ukupnim stranim ulaganjima.

Slika 3.2.5 Struktura zemalja koje su ulagale u Bosnu i Hercegovinu, 2015. godina

Izvor: fipa.gov.bas – DSU stanje i performanse

Prema dokumentu „Doing Business 2017“ Međunarodne banke za obnovu i razvoj (International Bank for Reconstruction and Development – IBRD), u kojem je napravljeno rangiranje svjetskih zemalja po elementu poslovanja, Bosna i Hercegovina je na 81. mjestu. Ključni parametri ocjenjivanja su pokretanje biznisa, sticanje kredita, rješavanje likvidnosti i rješavanje postupka dobijanja građevinskih dozvola (Slika 3.2.6).

Slika 3.2.6 Rang po lakoći poslovanja, 2016. godina

976

821

225

378

227

308357

307

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1.000

-6%

2014201320122010 2011 2015

Uža regija (5g prosjek)

JIE (5g prosjek)

BiH

78 EUR/PC

256 EUR/PC

| 15

Izvor: World Investment Report 2016, IBRD - Doing Business 2017, analiza Projektnog tima

Kao što je ranije u tekstu spomenuto, direktna strana ulaganja u Bosnu i Hercegovinu i Republiku Srpsku značajno su manja nego u drugim zemljama regije, a jedan od uzroka je i manje povoljna investicijska klima, te administrativno-pravne barijere. U tabeli su navedene i opisane glavne barijere investiranja u sektor energetike u Bosni i Hercegovini, kao i strateške smjernice za poboljšanje (Tabela 3.2.1).

Tabela 3.2.1 Presjek postojećeg stanja i smjernica za smanjenje barijera za ulaganje

Barijera Situacija Strateška smjernica

Transparentnost procesa

Kompleksnost i netransparentnost procesa dobijanja potrebnih dozvola i odobrenja.

Investitori nisu u mogućnosti dobiti brzu i kvalitetnu informaciju, naročito na stranom jeziku.

Definisati jasniji proces dobijanja dozvola sa ciljem olakšavanja procesa investitorima.

Neusklađen i nedovoljno

razvijen zakonodavni

okvir

Različita primjena zakona na različitim nivoima.

Postupak dodjeljivanja statusa „opšteg (javnog) interesa“ nije harmonizovan na državnom nivou.

Niska usklađenost procedura koje omogućuju prava na korišćenje/gradnju na zemljištu na međuentitetskim nivoima.

Unaprijediti zakone na svim nivoima, harmonizovati procedure koje olakšavaju mogućnost prava na korišćenje zemljišta ili gradnju na zemljištu.

Potrebna dokumentacija i

trajanje postupka

Za izgradnju jednog objekta potrebno je nabaviti više od 50 dozvola.

Nedovoljni kapaciteti u institucijama nadležnim za dobijanje dozvola utiču na trajanje postupka.

Smanjiti kompleksnost procesa i unaprijediti efikasnost rada institucija.

Nakon toga, procijeniti potrebu za daljom izgradnjom kapaciteta.

Koncesije i naknade

U Bosni i Hercegovini postoji 14 Zakona o koncesijama koji su uglavnom neusklađeni i protivrječni, te postoji prostor za snažniju institucionalnu saradnju.

Nekonzistentna implementacija politika koncesija i naknada za proizvodne kapacitete u javnom i privatnom vlasništvu u Republici Srpskoj.

Uskladiti zakone o koncesijama i unaprijediti institucionalnu saradnju.

Definisati zakonski okvir i operativne mjere daljeg unapređenja politika naknada i koncesija sa ciljem nediskriminacije između različitih tipova investitora, te povećanja investicione klime i obezbjeđenja jednakih uslova poslovanja za sve učesnike na tržištu.

Veći fokus staviti na sprovedbene akte i kontrolu sprovođenja zakonodavnog okvira.

Izvor: USAID Nacrt Izvještaja o režimu dobijanja dozvola i preprekama za ulaganje u energetske infrastrukturne projekte u Bosni i Hercegovini, analiza Projektnog tima

| 16

4 GLOBALNI ENERGETSKI TRENDOVI

4.1 Električna energija

Globalni energetski sektor je posljednjih nekoliko godina u fazi velike promjene i tranzicije. Promjena je primarno uzrokovana globalnim politikama čišće energije, te rapidnim razvojem novih tehnologija koje postaju komercijalno sve dostupnije. Ipak, sami trendovi razvijenih zemalja značajno se razlikuju od zemalja u razvoju koje su glavni nosioci rasta.

4.1.1 Globalni trendovi

Predviđa se da će globalna potražnja za primarnom energijom do 2040. godine porasti za 24% u odnosu na 2015. godinu. Međutim, važno je napomenuti da će rast potražnje dolaziti primarno iz Kine i Indije, te zemalja u razvoju, čija industrijalizacija i brzorastuće ekonomije stvaraju novu potražnju.

U kontekstu same strukture potražnje na globalnom nivou, očit je trend smanjenja učešća nafte i uglja, koji sa 60% učešća u 2015. godini pada na 52% u 2040. godini. Uprkos smanjenju relativnih učešća, očekuje se da će do 2040. godine potražnja za primarnom energijom iz nafte u apsolutnim iznosima porasti za 18%, svakako primarno zbog ekonomija u razvoju, te zbog porasta potražnje u sektoru transporta i petrohemijskoj industriji. Uprkos tome što će konvencionalna vozila i dalje biti najzastupljenija, zbog raznih sistema podsticaja, očekuje se da će električna i hibridna vozila u budućnosti činiti 15% do 20% ukupnog voznog parka, te će se na taj način smanjiti potrošnja nafte.

S druge strane, uz relativni pad učešća uglja u strukturi primarne potražnje za energijom na 20% (Slika 4.1.1), padaće i njegov apsolutni doprinos.

Potražnja za obnovljivim izvorima energije će, prema prognozama, do 2040. godine porasti za 35% u odnosu na 2015. godinu, čime će se njihovo učešće u potražnji za primarnom energijom povećati na 15%. Najveći porast očekuje se za kategorije nuklearne energije i gasa, čiji će zajedničko učešće u ukupnoj potražnji za primarnom energijom premašiti 30%.

Slika 4.1.1 Struktura globalne potražnje za primarnom energijom, 2015–2040. godine

Izvor: ExxonMobil, analiza Projektnog tima

Kada govorimo o trendovima u globalnoj strukturi proizvodnog miksa, oni su konzistentni. Prirodni gas će u idućih desetak godina dominirati u ukupnom rastu ponude, te će istisnuti ugalj kao drugo najkorišćenije gorivo. Pretpostavka je da će do 2040. godine nuklearna energije i OIE pokriti otprilike 22% globalnog snabdijevanja energijom, slično kao i prirodni gas, dok će ostatak pokriti nafta i ugalj. Globalnu strukturu miksa karakteriše snažna uloga gasa u budućnosti. Stoga je potrebno uzeti u obzir važnost gasa i za Republiku Srpsku, te stvaranje uslova kroz modernizaciju i izgradnju gasovoda, kao i nastavak harmonizacije tržišnog i regulatornog okvira u skladu sa dobrim EU praksama.

| 17

Učešće uglja u globalnom proizvodnom miksu pašće na 34%, dok rast ostvaruju proizvodni kapaciteti koji koriste gas i nuklearnu energiju kao gorivo.

Slika 4.1.2 Globalna struktura proizvodnog miksa, 2015–2040. godine

Izvor: ExxonMobil, analiza Projektnog tima

Kada se odmaknemo od globalne slike i fokus stavimo na razvijene zemlje, tada je trend rasta potražnje za energijom i proizvodnje energije suprotan.

Sektor električne energije u razvijenim (industrijalizovanim) zemljama svijeta našao se u poziciji da istovremeno mora raditi na aktivnostima optimizacije efikasnosti, a sa druge strane, u kontinuitetu sprovoditi inovacije. Ključni razlozi pokretanja inicijativa optimizacije efikasnosti dolaze iz stagnacije prihoda od krajnjih korisnika.

U SAD prema podacima EIA (Energy Information Administration), stopa rasta prodaje električne energije od 2002. godine rasla je tek oko 1% godišnje, s time da je u posljednjih pet godina zabilježila i negativne stope. Takva dinamika predstavlja značajan zaokret u odnosu na period 80-ih i 90-ih godina 20. vijeka kada su stope potražnje za električnom energijom rasle i preko 2% godišnje.

4.1.2 Evropski trendovi

Prema podacima Eurostata, krajnja potrošnja električne energije se u posljednjih desetak godina smanjila u 22 od 28 članica EU. Trend se vidi i kroz stagnaciju proizvodnje električne energije u Evropi, koja se već nekoliko godina kreće oko 3.300 TWh godišnje.

Slika 4.1.3 Proizvodnja električne energije po regijama u Evropi u TWh, 2012–2015. godine

Izvor: ENTSO-E statistički podaci, analiza Projektnog tima

% promjena2015-2040

34%

13%

13%

2015

25%

44%

5%

2025

15%

15%

26%

40%

4%

17%

18%

27%

2040

3%

+83%

+92%

+51%

+6%

-25%

+37%

OIE

Nuklearna

Gas

Nafta

Ugalj

| 18

Trend pada potrošnje električne energije u razvijenim zemljama može se potkrijepiti brojnim razlozima:

sve veći fokus na mjere energetske efikasnosti, kako u primarnoj potrošnji, tako i u segmentima transformacije, prenosa i distribucije, te visokoefikasne kogeneracije itd.,

zamjene stare, manje efikasne opreme novom, dostupnost nove, efikasnije tehnologije, demografski razlozi poput pada populacije, deindustrijalizacija Evrope, zbog seljenja energetski intenzivnih industrijskih grana izvan evropskih granica.

U kontekstu strukture evropskog proizvodnog portfelja, prema podacima iz 2015. godine, dominaciju je imala proizvodnja iz elektrana na konvencionalna goriva (nafta, gas i čvrsta goriva) sa ~50% učešća, zatim obnovljivih izvora energije, uključujući i hidroelektrane sa ~31% učešća, te iz nuklearnih elektrana sa učešćem od ~18%. Projekcije referentnog scenarija za 2040. godinu ukazuju na nastavak dominacije i snažan rast obnovljivih izvora energije prema 48% učešća u ukupnoj proizvodnji, a to u apsolutnim terminima označava porast od 88%. Rast učešća proizvodnje električne energije očekuje se i iz nuklearnih elektrana, na ~25% u 2040. godini. Očekivano, učešće proizvodnje iz elektrana na ugalj imaće snažnu dinamiku pada na oko 8% učešća u 2040. godini, što dolazi od 60% pada ukupne proizvodnje iz uglja u periodu 2015–2040. godine. Upoređujući kontekst Republike Srpske i evropske trendove, važno je naglasiti da je prema podacima iz 2015. godine učešće proizvodnje iz OIE-a u Republici Srpskoj bio nešto veći od evropskih pokazatelja.

Slika 4.1.4 Projekcija kretanja strukture proizvodnog miksa proizvodnje u Evropi, 2010–2040. godine

Izvor: European Commission EU Reference Scenario 2016, analiza Projektnog tima

4.1.3 Evropske energetske politike

U vezi sa očitim promjenama u dinamici i strukturi ponude i potražnje energije, Evropa već niz godina predvodi i stimuliše politiku „dekarbonizacije“, odnosno podsticanja čišće energije. Kao i prethodno navedeno, ovaj trend i smjer razvoja energetike ima značajan uticaj na formiranje energetskih strategija u svim aspektima.

Slika 4.1.5 Evropske energetske politike (primjer)

| 19

Napomena: Neki aspekti biće pravno obavezujući, kao što je smanjenje emisija i redovni pregled tog cilja. Međutim, nacionalni ciljevi neće biti obavezujući prema dogovoru postignutom u Parizu; BAU – eng. Business as usual (da se nastavi postojeće stanje). Izvor: BP Statistical Review of World Energy June 2015; Climate Action Tracker, EC - Energy Roadmap 2050, EC – Clean Energy for All Europeans (Winter Package)

Jedna od politika je sprovođenje energetsko-klimatskog paketa „20-20-20“ iz 2008. godine na nivou Evropske unije, koji je postavio sljedeće ciljeve za 2020. godinu:

smanjenje emisija gasova staklene bašte za minimalno 20% u odnosu na nivoe iz 1990. godine,

obavezujući ciljevi povećanja učešća OIE-a u bruto finalnoj potrošnji na 20%, uključujući i 10% učešća bio-goriva,

povećanje energetske efikasnosti do 2020. godine, odnosno smanjenje finalne potrošnje za 20% u odnosu na projektovane nivoe do 2020. godine. Iako ova mjera inicijalno nije adresirala cjelokupnu temu energetske efikasnosti, ona je kasnije kroz Direktivu inkorporirana u neobavezujućoj formi.

Evropske politike se nastavljaju u istom smjeru kroz „Energy Roadmap 2050“ u aspektu smanjenja emisija gasova staklene bašte, povećanja učešća OIE-a, te mjerama energetske efikasnosti. Naglasak se stavlja i na nove politike i mehanizme, poput sistema trgovanja emisijama („ETS“), nove paradigme upravljanja sektorom energetike popraćenu jasnim indikatorima uspješnosti za konkurentan, čišći i sigurniji energetski sistem. U skladu sa EU mapom puta za niskokarbonsku ekonomiju do 2050. godine, cilj je EU do 2050. smanjiti emisije gasova staklene bašte za 80% ispod nivoa iz 1990. godine. Kao međukoraci za ostvarenje vizije do 2050. godine je smanjenje gasova staklene bašte za 40% do 2030. i 60% do 2040. godine, u odnosu na iste nivoe kao i za cilj do 2050. godine.

Nastavno na energetsko-klimatski paket, u 2016. godini Evropska komisija je predstavila dokument „Čista energija za sve Evropljane“ takođe poznat kao „Zimski energetski paket“. Cilj novih mjera je očuvanje konkurentnosti Evropske unije usljed tranzicije na čišće oblike energije. Naglasak je stavljen na tri glavna cilja koji uključuju povećanje energetske efikasnosti, preuzimanje globalnog vođstva u korišćenju energije iz obnovljivih izvora i pružanje boljih uslova potrošačima. Smjernice Zimskog energetskog paketa odnose se na sljedeće kategorije:

Energetska efikasnost:

‒ Uštede zbog EE na 30% do 2030. godine,

‒ Produžavanje obaveze uštede energije nakon 2020, koja je propisana Direktivom o energetskoj efikasnosti, gdje se snabdjevači i distributeri energije obavezuju na godišnje uštede od 1,5%,

‒ Predlaganje mjera za povećanje energetske efikasnosti zgrada,

‒ Promovisanje energetske efikasnosti kroz eko-dizajn i energetsko označavanje.

Obnovljivi izvori energije:

‒ Najmanje 27% učešća OIE-a do 2030. godine na nivou EU, koji nije obavezujući na nivou pojedinih država članica,

‒ Povećanje učešća OIE-a koji imaju varijabilnu proizvodnju i razvoj veleprodajnog tržišta,

‒ Podsticanje investicija za razvoj za električne mreže do 2030. godine,

‒ Finansijsko podsticanje korišćenja bio-mase i njezine efikasne konverzije ili osiguravanja prioriteta pristupa mreži postrojenjima na bio-masu.

Pružanje boljih uslova potrošačima:

‒ Sprovođenje mjera s ciljem povećanja transparentnosti tržišta električne energije,

| 20

‒ Omogućavanje potrošačima veću kontrolu oko odabira snabdijevača energijom i omogućavanje lakšeg pristupa pametnim tehnologijama za kontrolu i smanjenje potrošnje,

‒ Promjenom regulative omogućiti potrošačima da postanu mali proizvođači električne energije,

‒ Sprovođenje mjera energetske efikasnosti i praćenje sprovođenja u građevinarstvu da bi se smanjilo energetsko siromaštvo.

Uz EU politike čistije energije i energetske efikasnosti, veliki fokus stavlja se i na uspostavljanje jedinstvenog energetskog tržišta u segmentu električne energije i gasa. Kada govorimo o električnoj energiji, od 2004. godine, napori za integracijom evropskog tržišta primarno su se fokusirali na inicijative „market coupling-a“, počevši od ključnih, najvećih tržišta, pa prema ostatku Evrope.

Prema studiji1 PwC Strategy& (tada Booze&Co), godišnje koristi inicijative povezivanja tržišta u domenu „market

coupling-a“, dakle berzi, iznosili bi između 2 milijarde i 4 milijarde evra godišnje u scenariju povezivanja svih evropskih tržišta. U 2013. godini, između 58% do 66% navedenih benefita već je bilo realizovano, dominantno inicijativama velikih tržišta na sjeverozapadu Evrope i u skandinavskoj regiji.

Slika 4.1.6 Ilustrativan prikaz razvoja evropske energetske infrastrukture

Izvor: Datamonitor: Power Assets Database 2011, icis.com, Enerlytics - Kraftwerke, analiza Projektnog tima

Međutim, „market coupling“ inicijativa omogućava samo dio ukupnih koristi integracije. Potpuna integracija tržišta omogućila bi kratkoročno i dugoročno trgovanje energijom, obnovljivim izvorima energije, uslugama balansiranja i sigurnosti snabdijevanja, bez obzira na političke granice. Takva integracija tržišta, uz značajnije veće koristi, iziskuje i puno dublje metode integracije poput korišćenja modela finansijskih osiguranja za transmisiju (engl. „Financial transmission rights“), te, naravno, političkih konsenzusa. Procjena Evropske komisije je da bi puna integracija energetskih tržišta na godišnjem nivou stvarala neto uštede između 15 milijardi i 40 milijardi evra do 2030. godine. Na strani rizika, ukoliko se razvoj prenosne mreže zaustavi na 50% ciljanog optimuma, oko 15% neto ušteda bi bilo ugroženo, dok bi scenario u kojem sve zemlje teže ka postizanju sigurnosti snabdijevanja unutar svojih granica, ciljane uštede na Evropskom nivou bile niže za oko 20%.

Činjenica da je Evropa krenula u smjeru ojačavanja integracije energetskog tržišta treba da ima uticaj i na strategiju Republike Srpske, prvenstveno u segmentima balansiranja ciljeva sigurnosti snabdijevanja, čiste energije i cjenovne konkurentnosti.

4.1.4 Dosadašnji rast proizvodnje iz OIE-a

U Evropi se, kao i u svijetu, postepeno povećava učešće proizvedene električne energije iz obnovljivih izvora energije (OIE), a to je rezultat je energetskih politika, novih društvenih paradigmi, ali i pada cijena tehnologije. U postrojenja na obnovljive izvore se ubrajaju sve hidroelektrane (male i velike) i postrojenja koja koriste ostale obnovljive izvore energije (vjetar, sunce, bio-masa, geotermalna energija).

Zemlje u kojima se iz OIE-a proizvodi više od polovine električne energije su zemlje sjeverne Evrope, poput Danske, Norveške, Švedske i Islanda, te Švajcarska, Austrija, Portugal i Španija.

1 Benefits of an integrated European energy market – Prepared for Directorate-General Energy European Commission, Revised July, 2013 , Booz&Co (danas PwC’s Strategy&)

| 21

U 2012. godini učešće proizvodnje električne energije iz OIE-a u ukupnoj proizvodnji električne energije u Evropi iznosio je 27%, dok je do 2015. narastao na 31% ukupne proizvodnje električne energije, odnosno povećao se za 4 postotna poena.

Slika 4.1.7 Proizvodnja iz OIE-a i učešće u ukupnoj proizvodnji u TWh, 2012–2015. godine

Izvor: ENTSO-E Statistical Report 2015, Acer Market Monitoring Report 2015. Napomena: 1) U hidroenergiju ubrajaju se i velike i male hidroelektrane

Proizvodnja iz hidropotencijala je stabilna već nekoliko godina. Međutim, zbog volatilne hidrologije, količina padavina u pojedinim periodima oscilira. U periodu od 2012. do 2015. godine vidljive su značajne stope rasta učešća tehnologija vjetra, solara i bio-mase u ukupnoj strukturi upotrebe OIE-a.

Proizvodnja iz vjetroelektrana i elektrana na bio-masu je u periodu od 2012. do 2015. rasla godišnjom stopom koja iznosi otprilike 13,5% godišnje, dok je proizvodnja iz solarnih elektrana rasla godišnjom stopom od 11,6%.

4.1.5 Budući scenariji razvoja instalirane snage iz OIE-a

U narednom periodu očekuje se nastavak dosadašnjih trendova u segmentu obnovljivih izvora energije. Prema desetogodišnjem planu razvoja ENTSO-E (European Network Transmission System Operators for Electricity), napravljene su, među ostalim, projekcije razvoja instalirane snage OIE do 2030. godine.

Prilikom procjena za instaliranu snagu iz OIE-a u Evropi (solari, vjetar, bio-masa, tokovi rijeka itd.), u obzir su uzeti i obavezujući nacionalni ciljevi podstaknuti EU direktivama i mehanizmi podsticaja za OIE. S obzirom na visoke cijene izgradnje novih hidropostrojenja, u procjenu su uključeni samo veliki hidroprojekti koji su već potvrđeni i u izgradnji.

Za period do 2030. godine razrađena su četiri različita scenarija:

Prvi scenario (S1) prezentuje viziju u kojoj se predviđa najsporiji napredak. U ovom scenariju nije postignut cilj u vezi sa smanjenjem emisija CO2. Pretpostavka je da svaka zemlja djeluje individualno izvan politika i koordinacije na EU nivou, te je uključena pretpostavka sporog ekonomskog napretka.

Drugi scenario (S2) je scenario ograničenog napretka, gdje su bolji ekonomski i finansijski uslovi nego u S1, ali i dalje ne obezbjeđuje dovoljno podrške za smanjenje emisija CO2. Pretpostavka je da će u ovom scenariju energetska efikasnost biti djelimično razvijena, te će zbog toga ukupna potražnja energije biti manja nego u S1. Takođe, u ovom scenariju očekuje se veći instalirani kapacitet OIE-a zbog primjena dodatnih politika za promociju OIE-a nakon 2020. godine.

Treći scenario (S3) je scenario takozvane „zelene tranzicije“. Prema ovom scenariju, pretpostavka je da zemlje imaju više finansijskih sredstava za sprovođenje postojećih energetskih politika. S obzirom na očekivanu veliku ekspanziju obnovljivih izvora energije, očekuje se da će cijena energije iz OIE-a biti na konkurentnom nivou.

Četvrti scenario (S4) je scenario „zelene revolucije“, prema kojem će mnogo investicija ići u održivu energiju. Proizvodni miks je određen evropskom vizijom za ostvarenje ciljeva koji su postavljeni zbog sprovođenja politike dekarbonizacije do 2050. godine. I u ovom scenariju će cijene energije iz OIE-a biti konkurentne zbog većeg učešća instaliranih OIE kapaciteta.

Slika 4.1.8 Projekcije instalirane snage OIE-a u Evropi u GW, 2025–2030. godine

| 22

Napomena: 1) Odnosi se na ukupnu instaliranu snagu iz hidroelektrana Izvor: ENTSO-E TYNDP Draft Executive Report 2016; ENTSO-E TYNDP 2016 modeling data

Prema procjenama, ukupni instalirani kapacitet OIE-a će za S1 i S2 biti oko 690 GW, dok se u S3 i S4 povećava na između 900 i 1000 GW, a to znači da će, u zavisnosti od scenarija, OIE zauzimati ~ 60% – 70% ukupne instalirane snage u Evropi. U skladu s tim, očekuje se i smanjenje emisija CO2 za 50% do 80% u odnosu na nivoe emisija iz 1990. godine. U scenarijima S3 i S4 najviše se povećava instalirana snaga vjetra da bi se na taj način pokrilo planirano povećanje potražnje energije.

U terminima instalirane snage, rast učešća OIE-a imaće značajan uticaj na razvojne planove visokonaponske mreže do 2030. godine, posebno se odnoseći na direktno spajanje OIE-a na mrežu i fizičko opterećenje mreže koja je poveznica između OIE-a i centara opterećenja – velikih potrošača. Iz tog se razloga, prema ENTSO-E desetogodišnjem planu, predviđaju se investicije u iznosu od 150 milijardi evra, od čega je 80 milijardi već uključeno u nacionalne i/ili međudržavne sporazume do 2030. godine. Pretpostavka je da će ulaganje u mrežu indirektno uticati na smanjenje CO2

emisija za 8% do 2030. godine, omogućavajući veći ulazak OIE-a u sistem i integraciju u evropsko tržište.

Takođe, distribuisani izvori energije zahtijevaće dodatnu automatizaciju i izgradnju naprednih mreža u distributivnom sistemu.

| 23

4.1.6 Tehnologije obnovljivih izvora energije

Budućem razvoju OIE-a na globalnom nivou u prilog ide i snažan trend pada cijena tehnologija za proizvodnju električne energije iz obnovljivih izvora. Značajan potencijal za poboljšanje tehnologija imaju vjetroelektrane i solarne elektrane. Samim tim smanjili bi se i troškovi investicija, povećala efikasnost i ostvarila bi se još veća konkurentnost na tržištu u odnosu na fosilna goriva.

U 2015. godini najveći troškovi ulaganja bili su za vjetroelektrane na moru i iznosili su 4.410 evra po kW. Procjena je da će do 2025. ti isti troškovi ulaganja pasti za 15%, dok će se troškovi ulaganja u vjetroelektrane na kopnu smanjiti za 12%, a troškovi za solarne elektrane za 57%. Nastavak investiranja u poboljšanje tehnologije VE, na primjer u turbine, poboljšanu pouzdanost i sistem upravljanja, ili duže lopatice, dovešće do povećanja kapaciteta vjetroelektrana na kopnu i moru. Tehnološkim inovacijama poboljšaće se efikasnost solarnih elektrana, a smanjiti troškovi ravnoteže sistema (BoS – engl. Balance of System).

Slika 4.1.9 Troškovi ulaganja u hiljadama EUR/kW, 2015–2025. godine

Izvor: IRENA – The power to change: solar and wind cost reduction potential to 2025

S obzirom na povećanje proizvodnje iz solarnih elektrana, a pogotovo iz vjetroelektrana, očekuje se i smanjenje prosječne cijene proizvodnje električne energije iz navedenih elektrana (LCOE – engl. levelized cost of electricity). Glavni faktori LCOE-a su suma svih troškova tokom životnog vijeka elektrane i ukupna količina proizvedene električne energije tokom životnog vijeka elektrane.

Do 2025. godine bi se LCOE električne energije iz solarnih panela (PV) mogla smanjiti za čak 59%, dok bi proizvodnja električne energije iz VE na kopnu i na moru mogle pasti za 26% i 35%.

Slika 4.1.10 Prosječna cijena proizvodnje električne energije u EUR/kWh, 2015–2025. godine

Izvor: IRENA – The power to change: solar and wind cost reduction potential to 2025

4.1.7 Trendovi u segmentu veleprodaje i snabdijevanja električnom energijom

Evropska politika podsticaja OIE-a, dodatno stimulisana pojeftinjenjem tehnologije, uz sve koristi, stvara i brojne izazove na tržištu električne energije. Neki od tih izazova javljaju se u segmentu balansiranja tržišta, nastanka periodičkih negativnih cijena električne energije, u srednjem roku kroz pritisak na krajnju cijenu električne energije zbog mehanizma podsticaja itd.

Jedan od većih efekata aktealnih trendova su i niske veleprodajne cijene električne energije na evropskim berzama. Iako je nakon prvog kvartala 2016. godine, kada su cijene bile izuzetno niske, došlo do određenog porasta, generalni trend ukazuje da bi učesnici na energetskom tržištu trebali i dalje računati na relativno niske veleprodajne cijene na berzama, bar u srednjem roku.

Slika 4.1.11 Kretanje cijena EE na različitim evropskim berzama u EUR/MWh, 2008–2015. godine

| 24

Izvor: ACER, analiza Projektnog tima

Na „Day ahead“ tržištu („dan unaprijed“) trend pada veleprodajnih cijena električne energije nastavio se i u 2015. godini, između ostalog, i zbog povećanja proizvodnje električne energije nastale iz OIE-a. Niže cijene električne energije u 2015. godini u odnosu na 2008. godinu, uglavnom su rezultat viška kapaciteta u nekim područjima, povećanog instaliranog kapaciteta električne energije iz OIE-a, koja ima vrlo niske ili nikakve granične/varijabilne troškove.

Na unutardnevnim tržištima cijena bi trebalo da reflektuje ponudu električne energije za kraće vremenske intervale. Sa povećanjem učešća proizvodnje električne energije iz OIE-a, koji je nepredvidljiv, povećana je i potražnja za fleksibilnim resursima kako bi se prilagodili proizvodnji iz OIE-a i predviđanjem grešaka (npr. vrijeme), što može rezultovati periodima visokih cijena na unutardnevnom tržištu.

Iz perspektive elektroprivreda i trgovaca električnom energijom (eng. traders), niske veleprodajne cijene stvaraju brojne prilike, ali i prijetnje. Elektroprivrede koje imaju deficite i uvoze električnu energiju zbog niskih cijena imaju relativno niske ulazne troškove u odnosu na prosječne maloprodajne cijene. Slično vrijedi i za trgovce. Međutim, elektroprivrede koje imaju visok stepen proizvodnje ili čak suficit, ukoliko nemaju troškovno konkurentan portfelj, danas imaju prijetnju gubitka tržišnog učešća zbog nemogućnosti konkurisanja niskim veleprodajnim cijenama ili visoke fiksne troškove zbog niskih utilizacija nekonkurentnih blokova elektrana. Poznati su brojni slučajevi državnih i privatnih elektroprivreda u Evropi koje je trenutna situacija prisilila na finansijske otpise, zatvaranje i/ili konzervaciju elektrana i radikalna restrukturiranja.

S druge strane, analiza ukazuje da pad veleprodajnih cijena ne dolazi do krajnjih korisnika. U periodu 2012–2015. godine krajnja cijena električne energije u Evropi je stagnirala. Međutim, njena struktura se značajno promijenila. Učešće naknada za OIE u ukupnoj cijeni poraslo je sa 6% na 13% dok je učešće cijene električne energije palo sa 41% na 36% učešća.

Razlog tome je prvenstveno rast naknada za obnovljive izvore koji se prelijevaju na krajnje korisnike. Iako je to novi namet, očito je da su evropske zemlje gotovo konsenzusom prihvatile da su spremne finansirati tranziciju na zelenu energiju kao dio strateškog cilja.

Slika 4.1.12 Krajnja cijena EE za domaćinstva u Evropi u EURcent/kWh, 2012–2015. godine

| 25

Izvor: ENTSO-E Statisitcal Report 2015, ACER Market Monitoring Report 2015, analiza Projektnog tima

4.1.8 Uticaj trendova na transformaciju sektora i nove poslovne modele

Prema istraživanju konsultantske kuće PwC, preko 70% predsjednika uprava energetskih subjekata u Evropi smatra da postojeći poslovni modeli nisu održivi. Isto tako, konsenzus je da se promjene treba da se uvode postepeno, ali i u kontinuitetu budući da je sama transformacija energetskog sektora kompleksna i utiče na brojne ekonomske i socijalne faktore.

Novi trendovi već su počeli mijenjati vrijednost pojedinih segmenata elektroenergetike u tradicionalnom lancu vrijednosti, pa se tako očekuje da će učešće vrijednosti tradicionalne „centralizovane proizvodnje“ pasti sa 30% do 40% na 20% do 30% učešća u čitavom lancu vrijednosti. Još snažniji pritisak očekuje se na mrežnu djelatnost, dok se rast vrijednosti seli na usluge „iza brojila“, te distribuisanu proizvodnju.

Slika 4.1.13 Promjena poslovnih modela i strukture prihoda

Izvor: analiza Projektnog tima

Uz posljedice novih paradigmi u sektoru energetike, poput (I) pada cijena električne energije koje ne omogućavaju adekvatne povrate na (velike) investicije (ROIC, ROI) i imovinu (ROA, RORAB), (II) promjene strukture tržišta gdje se linearni sistemi zamjenjuju decentralizovanom energijom i proizvodnjom:

penetracijom koncepta „prosumera“ koji samostalno namiruju dio svojih potreba za električnom energijom, što će biti još izraženije u scenariju izgradnje zgrada gotovo nulte energije („nearly zero energy building“) koje troše vrlo malo energije, obezbijeđene iz OIE-a,

sve snažnijim ulaskom malih investitora u projekte obnovljivih izvora energije, investiranjem u baterijske sisteme;

| 26

te (III) osnaživanjem koncepta jedinstvenog evropskog tržišta sa većim interkonekcijskim kapacitetima i saradnjom, dovele su evropske elektroprivrede u položaj da (I) restrukturiranjem pronalaze rješenja za pritiske na bruto marže, (II) u značajnijoj mjeri zaustave ili odgode velike investicione projekte, (III) da pokrenu procese dekomisija ili konzervacija elektrana prije kraja njihovog životnog vijeka, (IV) rade finansijske otpise ili snose gubitke zbog niskih utilizacija elektrana koje na današnjem tržištu više nisu konkurentne, (V) da jačaju nova znanja i kompetencije

novi proizvodi i usluge; naprednije „trading“” aktivnosti; veći naglasak na tržišne i marketinške aktivnosti u domenu maloprodaje (retencija i akvizicija

korisnika); M&A i partnerstva;

te da suštinski preispitaju poslovne strategije i modele poslovanja koji postaju sve više upitni.

Slika 4.1.14 Ilustrativan prikaz trendova u domenu investicionih odluka elektroprivreda

Izvor: Datamonitor: Power Assets Database 2011, icis.com, Enerlytics - Kraftwerke | Invest Essentials | Project Overview, May 2012 | Comsar.com, sourcewatch.org, veb stranice elektroprivreda, analiza Projektnog tima

Slijedom događaja, javila se neizbježna potreba za temeljnim restrukturiranjem i transformacijom, ne samo elektroenergetskih kompanija, već i čitavog sektora, gdje prednjači zapadna Evropa. Posebno su interesantni primjeri njemačkih kompanija E.on i RWE koje su, podstaknute radikalnim promjenama na domaćem tržištu, bile primorane sprovesti veće zahvate restrukturiranja.

| 27

Slika 4.1.15 Ilustrativni primjer restrukturiranja elektroprivrede i promjene fokusa u poslovnim modelima


Strategija navedenih kompancija bila je upravljačko i vlasničko razdvajanje kompanija po ključu suštinskog poslovanja, kompetencija, te budućih izvora dodane vrijednosti u energetici. U oba slučaja tradicionalne kompanije su napravile izdvajanje spin-off dijela svog poslovanja te, pojednostavljeno, razdvojile djelatnosti proizvodnje električne energije iz fosilnih goriva, od djelatnosti novih proizvoda i usluga, obnovljivih izvora energije, distribucije i snabdijevanja. Na taj način postiglo se nekoliko ključnih efekta: investitori su dobili veću transparentnost portfelja potrebnu za ulagačku sigurnost, menadžment je dobio jasniju sliku za alokaciju investicionih sredstava i postavljanje ciljeva, te se ostvario bolji fokus za razvoj kompetencija koje se u mnogo čemu razlikuju u starom i novom dijelu poslovanja.

Očito je da prilika za nadoknađivanje gubitaka od stagnacije potrošnje i prihoda tradicionalnog segmenta, dolazi kroz nove usluge omogućene tehnologijom. Tehnološke inovacije poput novih baterijskih sistema/rezervoara, smart home aplikacije na pametnim telefonima i drugo, napreduju tempom koji je iznenadio, ne samo krajnje korisnike, već i tehnološki sektor koji radi na njihovom razvoju.

Budući da javne elektroprivrede danas dominantno zauzimaju za njih karakterističan segment tržišta centralizovane proizvodnje i centralizovane proizvodnje iz OIE-a, može se očekivati kako će razvoj tržišta novih proizvoda i usluga u Bosni i Hercegovini, po uzoru na naprednije ekonomije nositi i niz manjih investitora i globalnih igrača (npr. Google, NEST, telekom operateri itd.) koji će biti prisutni kroz partnerstva ili direktno stvarati novu ekonomsku vrijednost.

Slika 4.1.16 Ilustrativni prikaz potencijala različitih poslovnih modela


U kontekstu Republike Srpske, već se danas uočava potreba za pripremom i realizacijom investicionih aktivnosti u smjeru novih tehnologija poput rezervoara/baterija (eng. storage) električne energije, hidroagregata, „PSH“ (eng. pumped storage hydro) naročito s obzirom na očekivani rast instaliranih kapaciteta vjetroelektrana, izgradnju novih

| 28

nuklearnih blokova u Mađarskoj koja će dovesti do rasta ponude noćne energije, ne samo iz Mađarske, već i iz Ukrajine i Bugarske. Dodatno hidroagregati mogu imati važan zadatak ne samo u sekundarnoj regulaciji, nego i tercijarnoj. Osim navedenih trendova, bitno je naglasiti kako se izgradnjom hidroelektrana rješava i pitanje poplava koje su prouzročile veike štete na području tokova rijeka Une, Vrbasa, Bosne, Drine, Ukrine i Save u posljednjih nekoliko godina.

Stoga elektroprivrede, pogotovo one u državnom vlasništvu, te drugi učesnici tržišta moraju ubrzano graditi kompetencije i sklapati strateška partnerstva koja će im omogućiti prisutnost u novom spektru lanca vrijednosti.

Potrebno je naglasiti da bi čitav sektor imao koristi što skorijeg uvođenja novih procesa odnosa s korisnicima (njihove retencije i akvizicije), te novih proizvoda i usluga dodane vrijednosti. Uspješno sprovođenje novih poslovnih modela u energetici u srednjem roku vratiće se kroz lojalnost i stabilniju korisničku bazu, te na strani korisnika kroz veće zadovoljstvo i dobijenu vrijednost.

Kako bi se novi poslovni modeli uspješno implementirali na tržištu potrebna je i moderna infrastruktura. Uloga OPS (Operater prenosnog sistema) i ODS (Operater distributivnog sistema) kompanija je iz tog aspekta od izuzetne važnosti budući da oni predstavljaju „kičmu“ sistema. Napredni proizvodi i usluge zahtijevaju dvosmjernu komunikaciju i agilnu infrastrukturu kakvu pružaju napredne mreže „smart grid“” i nova paradigma upravljanja imovinom i mrežnih servisa koje kompanije moraju usvojiti.

Cilj energetskih politika je stvaranje institucionalnog okvira, odnosno klime koje će pravovremeno podsticati promjenu fokusa i potrebne aktivnosti ključnih učesnika na energetskom tržištu na područja gdje će se u budućnosti stvarati nova vrijednost.

Slika 4.1.17 Prilagođavanje mrežnih kompanija


4.1.9 Ključne implikacije globalnih trendova na Strategiju razvoja energetike Republike Srpske do 2035. godine

snažne stope rasta OIE-a, međutim, bez dominacije u 2035. godini na globalnom nivou, EU predvodi agendu dekarbonizacije u svijetu stalnom implementacijom obavezujućih politika i direktiva, dugogodišnja tendencija i ulaganje u uspostavljanje jedinstvenog evropskog energetskog tržišta, stagnacija potrošnje u Evropi, pad utilizacije konvencionalnih elektrana i pritisak na marže elektroprivreda, pritisak na veleprodajne cijene električne energije, rast naknada za OIE koje se prelijevaju na krajnje korisnike, zaustavljanje većih investicionih projekata zbog niskih cijena električne energije i povrata, jasan trend pada prihoda u tradicionalnim dijelovima elektroenergetskog lanca vrijednosti, inicijative restrukturiranja i transformacije kompanija i sektora s ciljem prilagođavanja poslovnih modela, potreba za stvaranjem agilnih i modernih ODS kompanija, potreba za stvaranjem institucionalnog okvira koji će pravovremeno podstaći i usmjeriti transformaciju sektora.

4.2 Nafta i gas

Nafta i gas su najznačajniji globalni energenti, gdje nafta sačinjava oko 32%, a prirodni gas oko 22% učešća u ukupnoj svjetskoj potrošnji energije u 2015. godini. Zbog relativno velikog učešća ugljovodonika u ukupnoj svjetskoj potrošnji energije, promjene u cijeni ovih energenata potencijalno mogu imati izrazito velike makroekonomske posljedice.

| 29

4.2.1 Tržište sirove nafte

Sirova nafta ključna je sirovina jer se njezinom preradom dobija niz proizvoda koji se redovno koriste u svakodnevnom životu. Najveće učešće ukupne potrošnje nafte u 2015. ima sektor transporta, oko 65%. Nafta se ujedno koristi u različitim industrijama poput petrohemijske, farmaceutske i kozmetičke, u kojima je ulazna sirovina za proizvodnju krajnjih proizvoda. Zbog široke primjene sirove nafte i naftnih derivata u navedenim sektorima, te u transformaciji energije, cijena ima direktan uticaj na gotovo sve industrije.

Radi izrazito heterogene strukture ponude sirove nafte, te različitih potreba kupaca, ne postoji jedinstvena cijena sirove nafte u svijetu. U tu svrhu, najčešće se koriste referentne cijene („benchmarks“) poput Dated Brenta u Sjevernome moru, WTI u SAD i Dubaija na Bliskom istoku i Aziji. Pojednostavljeno, regionalne sirove nafte utvrđuju svoju cijenu na osnovu diferencijala sa srodnim međunarodnim benchmarks-om. Kretanje cijene Brent nafte od 2006. do 2017. godine (Slika 4.2.1) prikazuje veliku volatilnost, naročito u 2008. i 2014. godini. Cijena nafte pod nazivom „Dated Brenta“ zapravo predstavlja cijenu nafte zasnovanu na trgovanju fizičkim teretima nafte iz četiri ležišta u Sjevernom moru (Brent, Forties, Oseberg i Ecofisk) i finansijskih instrumenata zasnovanih na cijeni Dated Brenta (Futures, Contracts for Differences, Dated-to-Front Line, itd.).

Uticaj na cijenu sirove nafte na globalnom tržištu imaju ponuda/potražnja i različiti geopolitički i ekonomski događaji. U posljednjih 25 godina, volatilnost cijene sirove nafte uveliko se povećala zbog promjena trendova ponude i potražnje. Do 2000. godine ponuda i potražnja imale su ujednačen rast, a to je održavalo stabilnu i nisku cijenu. U periodu od 2000. do 2008. godine potražnja je imala snažniji rast u odnosu na ponudu, a kulminiralo je istorijski najvišom cijenom nafte u 2008. godini, 144.3 $/bbl. Globalna finansijska kriza u 2008. godini prouzrokovala je pad cijene nafte od 77% (Slika 4.2.1), nakon kojega je OPEC (engl. Organization of the Petroleum Exporting Countries) smanjio proizvodnju u cilju stabilizacije cijena. U narednom periodu razvoj novih tehnologija i visoke cijene nafte rezultovale su povećanjem ponude u odnosu na potražnju. Prekomjerna ponuda i takmičenje najvećih proizvođača sirove nafte za ostvarenje što većeg tržišnog učešća, u 2014. godini prouzrokovali su pad cijene nafte na globalnom tržištu od 76%. Odnos ponude i potražnje, te geopolitički i finansijski faktori imaće i dalje najznačajniji uticaj na cijenu nafte.

Slika 4.2.1 Dnevne spot-cijene Brenta u US$/ bbl, januar 2006 – avgust 2016. godine

Izvor: Bloomberg

Potražnja sirove nafte, od početka 80-ih godina 20. vijeka, ostvaruje prosječni porast na godišnjem nivou od oko 1,5% (Slika 4.2.2). U grafikonu koji posmatramo, vidljivo je kako je rast zabilježen u zemljama koje pripadaju grupi „Organization of Economic Cooperation and Development“ (OECD), ali i u zemljama koje nisu članice te grupe. Međutim, rast potražnje u OECD zemljama usporava i nova potražnja prvenstveno dolazi iz zemalja koje nisu dio OECD grupacije, predvođena Kinom, Indijom i sl. Rast potražnje nafte varira u zavisnosti od regije, pa je tako potražnja u Sjevernoj Americi i Evropi zabilježila pad od oko 2% u odnosu na 2003. godinu, dok je u ostatku svijeta rast potražnje na godišnjem nivou iznad 2%. Ustaljen rast potražnje za sirovom naftom nužan je za stabilizaciju i povećanje cijena nafte u narednom periodu.

Slika 4.2.2 Globalna potražnja za naftom i godišnja stopa rasta, 1966–2015. godine

| 30

Izvor: BP Statistical Review of World Energy June 2016

Krajem 2016. i početkom 2017. godine cijena Brent sirove nafte na tržištu pokazuje znakove oporavka nakon pada 2014. godine, što je rezultat normalizacije ponude i potražnje primarno zbog dogovora članica OPEC-a i Rusije o smanjenju proizvodnje i prirodnog pada proizvodnje u SAD zbog izostanka ulaganja u razradu ležišta. Međutim, navedeno smanjenje proizvodnje u kraćem periodu neće imati velikog uticaja na cijenu nafte zbog velikih količina sirove nafte u skladištima, koje se procjenjuju na 3,1 milijardu barela na globalnom nivou. To je povećanje inventara od 17% u odnosu na juni 2014. godine koje se mora smanjiti prije bilo kakvog održivog povećanja cijene sirove nafte. S druge strane, očekuje se smanjenje brzine rasta potražnje za sirovom naftom zbog smanjenja potražnje u razvijenim državama i zbog smanjenja rasta potražnje u najvećim uvoznicima nafte; Kine i Indije. Prema IEA-u (engl. International Energy Agency), potražnja za sirovom naftom u 2016. godini narasla je za 1,6 miliona bbl/dan, što je iznad predviđanja ranijih godina koja su predviđala rast oko 1,3 miliona bbl/dan, ali prema predviđanjima za 2017. godinu očekuje se usporavanje sa predviđenim rastom od 1,4 miliona bbl/dan. Procjene kretanja ponude i potražnje u 2017. predviđaju njihovu konvergenciju i to će donijeti pozitivni uticaj na cijenu sirove nafte.

Prema projekcijama kretanja cijene nafte iz različitih izvora (Slika 4.2.3), očekuje se da će cijena nafte rasti u narednom periodu. Predviđanja Međunarodne energetske agencije (IEA) uzimaju u obzir učinke sprovođenja novih regulativa (engl. NPS – new policy scenario) koje su donesene na konferenciji o klimatskim promjenama u Parizu 2015. godine, i predviđanja koja se zasnivaju na postojećim regulativama (engl. CPS – current policy scenario). Cilj novih regulativa je ograničenje koncentracije gasova staklene bašte na oko 450 ppm, što je procijenjena maksimalna dopustiva koncentracija gasova staklene bašte da bi se globalno zagrijavanje zadržalo ispod 2 °C. U 2015. godini potrošnja sirove nafte iznosila je 92.5 miliona bpd (barela po danu), uz konstantan rast tokom posljednjih 30 godina od 35 miliona bpd. Ukoliko se nastavi takav trend, u 2040. očekuje se potrošnja od oko 120 miliona bpd, dok CPS scenario predviđa potražnju od 117 miliona bpd, te NPS scenario od 103 miliona bpd. Zbog niže procjene potražnje nafte, procjena cijene sirove nafte prema NPS scenariju je nešto konzervativnija u odnosu na CPS scenario. Ostale procjene, takođe, ukazuju na povećanje cijene sirove nafte, ali razlika u procjenama je velika, pa je prema tome cijena nafte u budućnosti neizvjesna.

Generalno, procjene ukazuju da će cijene nafte u narednoj dekadi rasti u odnosu na trenutni period početkom 2017. godine.

Slika 4.2.3 Prognoza kretanja cijena Brenta u US$/bbl, 2004–2040. godine

| 31

Izvor: EIA-AEO-January 2017, IEA World Energy Outlook 2016, Rystad Energy, Bloomberg CPF at January 2017

4.2.2 Tržište prirodnog gasa

Proizvođači prirodnog gasa susreću se s vrlo sličnim izazovima kao i proizvođači sirove nafte. Stabilnost u sektoru nafte ključna je i za proizvođače gasa. Prema prosječnim mjesečnim cijenama gasa na pojedinim tržištima (

Slika 4.2.4), može se primijetiti pad cijene gasa u odnosu na nivoe iz 2014. godine. Pad cijene nafte je djelimično uzrokovao navedeni pad, ali kako regionalne berze gasom i uticaj LNG-a dovode do veće likvidnosti i mogućnosti „spot“ nabavke prirodnog gasa i laganu dislokaciju od cijena nafte, taj uticaj slabi. Istovremeno, dolazak novih količina LNG-a na tržište prirodnog gasa dovodi do pritiska na cijene. LNG trenutno sačinjava oko 10% ukupne potrošnje gasa u svijetu sa prosječnom godišnjom stopom rasta od 6,6%, u periodu od 2000. do 2014. godine.

Prednost LNG-a je mogućnost prevoza pomorskim transportom na globalnom nivou. Međutim, gasovodi će i dalje imati značajnu ulogu. Tako su za Evropu bitni novi izvori i pravci snabdijevanja poput Sjevernog toka 2, Turskog toka, TANAP-a, TAP-a, IAP-a itd. Kroz veći dio prošlosti trgovina LNG-om odvijala se pomoću dugoročnih ugovora, ali posljednjih godina trgovina LNG-om kratkoročnim ugovorima značajno se povećala. Taj trend može se pripisati rastućoj ulozi berze gasa u SAD, EU i Aziji, te stvaranje „spot“ tržišta gasa. U 2015. godini trgovina kratkoročnim ugovorima dosegnula je 26% ukupne trgovine LNG-om, što je veliki skok u odnosu na 2005. godinu kada je trgovina kratkoročnim ugovorima iznosila svega 8% ukupne trgovine LNG-om. Zbog mogućnosti transporta velikih količina prirodnog gasa, očekuje se dalje povećanje zastupljenosti LNG-a u budućnosti.

| 32

Slika 4.2.4 Prosječna mjesečna cijena gasa na izabranim tržištima u US$/mmBTU, januar 2009. – avgust 2016. godine

Izvor: Bloomberg

Prirodni gas kao niskokarbonsko gorivo potencijalno će dobijati na značaju u narednom periodu kao poveznica između sadašnjosti i niskokarbonske budućnosti. Postoje višestruki razlozi zbog kojih se smatra da će prirodni gas u narednim dekadama postati drugi najzastupljeniji izvor energije nakon tekućih goriva. Procjenjuje se da su trenutne potvrđene rezerve prirodnog gasa dovoljne za preko 50 godina prema sadašnjoj potrošnji, te postoji potencijal otkrivanja novih rezervi gasa u pojedinim regijama svijeta, čime se obezbjeđuju dovoljne količine u narednim dekadama. Sigurnost snabdijevanja je ključna iz više aspekata i jedan je od glavnih preduslova za ekonomski razvoj. Prirodni gas omogućuje snabdijevanje iz više izvora, ali i razvijanje domaće proizvodnje. Trenutno najzastupljeniji način snabdijevanja gasom je putem gasovoda jer omogućuje efikasan transport velikih količina gasa, ali mali broj dobavnih pravaca smanjuje fleksibilnost kupaca i u nekim slučajevima sigurnost snabdijevanja. Zbog velikog smanjenja volumena gasa kada je u tekućem stanju, LNG predstavlja jedan od glavnih načina diversifikacije snabdijevanja gasom, a rast kapaciteta utečnjavanja, naročito u Australiji i Sjevernoj Americi, doprinosi proširenju tržišnog takmičenja i diversifikaciji izvora snabdijevanja. Održivost je jedna od glavnih prednosti prirodnog gasa u odnosu na druga fosilna goriva. Prema sadašnjem trendu emisija gasova staklene bašte, cilj sprečavanja povećanja globalnog zagrijavanja iznad 2°C u odnosu na predindustrijski period je nedostižan. Povećanjem energetske efikasnosti i prelaskom sa uglja na prirodni gas, emisije gasova staklene bašte bi se znatno smanjile. Na primjer, elektrane koje koriste gas proizvode upola manje emisija ugljen-dioksida u odnosu na elektrane koje koriste ugalj. Gas ima potencijal postanka najzastupljenijeg globalnog energenta u narednim dekadama zbog njegove dovoljnosti, mogućnosti osiguranja snabdijevanja i održivosti korišćenja.

Uloga gasa važna je za Evropu zbog dostizanja ciljeva smanjenja emisija gasova staklene bašte i diversifikacije energetskih izvora korišćenjem gasa umjesto ostalih fosilnih goriva. Zbog predviđenog rasta potražnje prirodnog gasa od 20% do 2035. godine i smanjenja proizvodnje prirodnog gasa u Evropi od 42% u istom periodu, zavisnost o uvozu će se značajno povećati. Povećanje broja dobavnih pravaca je od naročite važnosti za EU koja trenutno sačinjava oko 13% svjetske potražnje gasa ali raspolaže tek sa oko 1% dokazanih svjetskih rezervi. Trenutno, EU se oslanja na četiri zemlje Rusiju, Norvešku, Alžir i Katar iz kojih uvozi oko 90% prirodnog gasa i LNG-a (engl. liquified natural gas – tečni prirodni gas). Svjetski razvoj tržišta LNG-a i jedinstveno tržište u Evropi koje omogućuje izgradnju novih interkonekcija gasovoda između zemalja EU, otvara mogućnost diversifikacije uvoznih pravaca i povećava sigurnost snabdijevanja.

| 33

Slika 4.2.5 Tržišna dinamika koja oblikuje tržište gasa


4.2.3 Prerada sirove nafte

Pad cijena nafte u 2014. godini prouzrokovao je povećanje rafinerijskih marži (Slika 4.2.6), zbog kojih rafinerije veće kompleksnosti u sjeverozapadnoj Evropi poboljšano posluju. Rafinerijske marže u najvećem dijelu zavise od cijene ulazne sirovine, stepenu modernizacije koja utiče na vrstu proizvedenih derivata i cijeni derivata na tržištu, te one služe kao glavni indikator profitabilnosti poslovanja rafinerije. Rafinerije veće „kompleksnosti“ proizvode više lakih derivata koji postižu višu cijenu na tržištu, što poboljšava i rafinerijske marže. Cijene naftnih derivata generalno prate trend cijena sirove nafte radi visokog učešća cijene sirove nafte u trošku derivata, no tržište naftnih derivata prati i svoje zakone dinamike ponude i potražnje, tako da su moguća i odstupanja u ovom pogledu. Nakon pada cijena nafte u 2014. godini, proizvodnja naftnih derivata se povećava jer prerađivači nastoje iskoristi povoljnije tržišne okolnosti, te je prerada veća od potražnje (Slika 4.2.7), što je prouzrokovalo značajno veće količine naftnih derivata u skladištima (Slika 4.2.8). Povećanje količine naftnih derivata u skladištima širom svijeta dovodi do pritiska na cijene derivata što, posljedično, vrši pritisak na rafinerijske marže.

Slika 4.2.6 NWE Rafinerijske marže u US$/bbl, januar 2013 – avgust 2016. godine

Izvor: IEA, BP, Wood Mackenzie

| 34

Slika 4.2.7 Globalni bilans proizvodnje i potražnje naftnih derivata u mil. bbl/d, 2012–2016. godine

Slika 4.2.8 Količine naftnih derivata u skladištima u zemljama OECD-a u mil. bbl, 2012–2016. godine

Izvor: EIA, Short Term Energy and Summer Fuel Outlook, IEA Oil Market Report 2017

Zbog povećanja efikasnosti i strategije dekarbonizacije očekuje se pad potražnje za naftnim derivatima u Evropi u narednim dekadama (Slika 4.2.9). Smanjenje potražnje naftnih derivata predvode zemlje zapadne Evrope. Povoljnu situaciju za prerađivače odražava rast utilizacije kapaciteta rafinerija (Slika 4.2.10), ali, takođe, zbog smanjenja potražnje derivata u Evropi primjećuje se smanjenje prerađivačkih kapaciteta.

4.2.4 Trendovi ulaganja i poslovni modeli naftnih kompanija

Prethodno navedena volatilnost cijene sirove nafte sugeriše da je padom cijene 2014. godine, najvjerovatnije počeo još jedan ciklus niskih cijena sirove nafte. Niz faktora poput jačanja dolara, prekomjerne ponude sirove nafte, smanjenja potražnje u razvijenim zemljama, usporavanje potražnje u Kini i otvaranje tržišta Iranu, rezultovali su padom cijena sirove nafte, a time i smanjenjem prihoda upstream segmenata naftnih kompanija. Na smanjenje prihoda kompanije su reagovale značajnim smanjenjem bušenja i ulaganja u istraživanje i proizvodnju.

Niska cijena sirove nafte odrazila se smanjenjem kapitalnih izdataka (CAPEX) naftnih kompanija na globalnom nivou od 38% u 2016. godini u odnosu na 2014. godinu (Slika 4.2.11).

Nivo smanjenja ulaganja u istraživanje i proizvodnju sirove nafte varira između regija (Slika 4.2.12) zbog različitih troškova razvoja polja i zbog različitih odluka o količini proizvodnje u zemljama izvoznicama nafte. Smanjenja ulaganja u

Slika 4.2.9 Potražnja za naftnim derivatima u kt, 2010–2030. godine

Slika 4.2.10 Kapacitet prerade u Evropi, 2004–2015. godine

Izvor: IEA, BP, Wood Mackenzie

| 35

Australiji, Sjevernoj Americi i Evropi su najveća, što se može pripisati visokim troškovima proizvodnje, što čini veliki broj projekata nerentabilnim prema trenutnim cijenama sirove nafte. S druge strane, intenzitet ulaganja na Bliskom istoku je doživio relativno najmanji pad zbog niskih troškova proizvodnje, ali i odluka zemalja proizvođača da nastave s komparativno visokim nivoima proizvodnje.

Slika 4.2.11 Globalni Upstream CAPEX po regijama u US$, 2010–2017. godine

Slika 4.2.12 Razlika u CAPEX-u, 2014. i 2016. godine

Izvor: Rystad Energy

Odnos potrošnje fosilnih i niskokarbonskih goriva, najvjerovatnije će se uveliko promijeniti u budućnosti s obzirom na današnjicu kako bi se smanjile klimatske promjene (Slika 4.2.13). Fosilna goriva, naročito ugalj i nafta, do sada su bili najzastupljeniji primarni energenti. Prema novim regulativama i ciljevima postavljanim u cilju smanjenja globalnog zagrijavanja i smanjenja uticaja na životnu sredinu, prirodni gas i niskokarbonska goriva preuzeće ulogu nafte i uglja u narednim dekadama. Tome svjedoči i trend povećanja ulaganja u čistu energiju (Slika 4.2.14), koji se očekuje i u budućnosti.

Slika 4.2.13 Globalni rast potražnje za energentima u mil. t, 1990–2040. godine

Slika 4.2.14 Globalna ulaganja u čistu energiju u US$, 2004–2015. godine

Izvor: IEA

| 36

Neke od najvećih svjetskih naftnih kompanija već su počele ulagati u čistu energiju. Na taj način su signalizirale prihvaćanje jasnog trenda dekarbonizacije, te se istovremeno počele pozicionirati za nove tržišne segmente koji će rasti u budućnosti. U tabelama niže ilustrovani su različiti modeli koje naftne kompanije primjenjuju kako bi se prilagodile novom okruženju (Tabela 4.2.1, Tabela 4.2.2 ).

Tabela 4.2.1 Poslovni modeli naftnih kompanija


Tabela 4.2.2 Primjeri promjene modela


4.2.5 Ključne implikacije globalnih trendova nafte i gasa na Strategiju

industrija istraživanja i prerade nafte nalazi se pred izazovnim periodom, primarno uzrokovanim niskim cijenama nafte, s jedne strane, te zahtjevima za povećanje kapitalnih ulaganja, s druge strane,

zbog ulagačke nesigurnosti u segment proizvodnje nafte, na koju se lokalno ne može uticati, potrebno je sprovesti strateški okvir za Republiku Srpsku na način da maksimalno privlači investicije i stimuliše aktivnosti istraživanja i proizvodnje ugljen-dioksida,

trendovi pada potrošnje i stroži regulatorni uslovi i u budućnosti će otežavati rad rafinerija, naročito onih sa niskim stepenom modernizacije,

Republika Srpska treba postaviti jasne ciljeve i dinamiku po pitanju kvaliteta derivata koji se na tržište Bosne i Hercegovine plasiraju iz rafinerija.

| 38

5 ENERGETSKI SEKTOR REPUBLIKE SRPSKE

5.1 Presjek regulatorno-institucionalnog okvira

5.1.1 Ugovor o osnivanju Energetske zajednice

Sa aspekta međunarodnih obaveza koje utiču na energetski sektor, najvažniji je Ugovor o uspostavljanju Energetske zajednice („Službeni glasnik Bosne i Hercegovine – Međunarodni ugovori”, broj 9/06).

Ugovor o uspostavljanju Energetske zajednice potpisan je 25. oktobra 2005. godine, a stupio je na snagu 1. jula 2006. godine. Jednoglasnom Odlukom Ministarskog savjeta Energetske zajednice od 24. oktobra 2013. godine, Ugovor koji je prvobitno zaključen na period od deset godina, produžen je za dodatnih deset godina. Ugovor su zaključile Evropska unija, s jedne strane, i Albanija, Bosna i Hercegovina, Crna Gora, Kosovo, Makedonija, Moldavija, Srbija, Ukrajina i Gruzija, s druge strane.

U skladu sa izraženim interesom, u radu tijela Energetske zajednice učestvuju: Austrija, Bugarska, Češka, Francuska, Finska, Grčka, Hrvatska, Italija, Kipar, Letonija, Mađarska, Holandija, Njemačka, Poljska, Rumunija, Slovačka, Slovenija, Švedska i Ujedinjeno Kraljevstvo. Ovih 19 zemalja, tzv. učesnica iz Evropske unije, direktno učestvuje u radu tijela Energetske zajednice, a njihove pozicije prilikom glasanja izražava Evropska komisija. Status posmatrača u tijelima Energetske zajednice imaju Jermenija, Norveška i Turska. Zadatak Energetske zajednice je organizovanje odnosa između ugovornih strana i utvrđivanje pravila i ekonomskog okvira mrežne energije, da bi:

a) stvorili stabilan regulatorni i tržišni okvir sposoban da privuče investiranje u gasovodnu mrežu, proizvodnju električne energije, prenosnu i distributivnu mrežu, kako bi sve ugovorne strane imale pristup stabilnom i neprekidnom snabdijevanju energijom koja je suštinska za ekonomski razvoj i socijalnu stabilnost,

b) stvorili jedinstveni regulatorni prostor za trgovinu mrežne energije kakav je potreban da bi odgovarao geografskom prostoru danih tržišta ovih proizvoda,

c) pojačali sigurnost snabdijevanja jedinstvenog regulatornog prostora osiguravanjem stabilnog ambijenta za investicije u kojem se mogu razvijati veze sa kaspijskim, sjevernoafričkim i bliskoistočnim rezervama gasa, te eksploatisati domaći izvori energije, poput prirodnog gasa, nafte i hidroenergije,

d) poboljšali situaciju u pogledu životne sredine u vezi sa mrežnom energijom i uz to vezanu energetsku efikasnost, te povećali korišćenje obnovljive energije i utvrdili uslove za trgovinu energijom u okviru jednog jedinstvenog regulatornog prostora,

e) razvili tržišnu konkurenciju mrežne energije na širem geografskom nivou i koristili ekonomiju obima.

Kako bi se ispunili ovi zadaci, ugovorne strane su obavezne postepeno preuzimati dijelove pravne tekovine, acquis-a, na način da u svoje zakonodavstvo transponuju zahtjeve i pravila odgovarajućih direktiva i uredbi Evropske unije u područjima električne energije, gasa, zaštite životne sredine, konkurencije, obnovljivih izvora energije, energetske efikasnosti, nafte, vođenja statistike i infrastrukture.

Pravni okvir Energetske zajednice u svom središtu ima direktive i uredbe iz tzv. Trećeg energetskog paketa, kojim se predviđaju zajednički propisi za interna tržišta električne energije i prirodnog gasa i reguliše prekogranična trgovina.

Njihova svrha je interes i zaštita potrošača, smanjivanje energetske zavisnosti i ublažavanje uticaja na životnu sredinu. S aspekta tržišta i konkurencije, ključne promjene se odnose na obezbjeđivanje prava kupcima da biraju snabdjevača i odvajanje mrežnih aktivnosti koje su prirodni monopol, pa se regulišu (prenos, distribucija) od djelatnosti gdje je moguća konkurencija (proizvodnja, snabdijevanje). Usvajanje energetskog acquis-a zahtijeva se i Sporazumom o stabilizaciji i pridruživanju.

Sprovođenje obaveza Energetske zajednice treba da bude jedan od ključnih faktora u procesu definisanja strateških prioriteta u energetici, njihovoj ulozi u razvojnoj politici i samom sprovođenju.

| 39

Tabela 5.1.1 Obavezujuće direktive i uredbe za Bosnu i Hercegovinu

Električna energija

Pravni akt Datum donošenja Rok implementacije

Uredba Komisije (EU) br. 543/2013 o dostavi i objavi podataka na tržištima električne energije i o izmjeni Priloga I Uredbe (EZ) br. 714/2009 Evropskog parlamenta i Savjeta.

juni 2013. 24. decembar 2015.

Uredba Komisije (EU) br. 838/2010/EU od 23. septembra 2010. o utvrđivanju smjernica koje se odnose na mehanizam naknade između operatera prenosnih sistema i zajednički regulatorni pristup naplati prenosa.

septembar 2010. 1. januar 2014.

Direktiva 2009/72/EZ Evropskog parlamenta i Savjeta od 13. jula 2009. o zajedničkim pravilima za unutrašnje tržište električne energije i stavljanju van snage Direktive 2003/54/EZ.

juli 2009.

1. januar 2015, osim za član 9(1) gdje je rok: 1. juni 2016, član 9(4): 1. juni 2017. i član 11: 1.

januar 2017.

Direktiva 2005/89/EZ Evropskog parlamenta i Savjeta o mjerama zaštite sigurnosti snabdijevanja električnom energijom i ulaganja u infrastrukturu.

januar 2006. 31. decembar 2009.

Uredba (EZ) br. 714/2009 Evropskog parlamenta i Savjeta o uslovima za pristup mreži za prekograničnu razmjenu električne energije i stavljanju van snage Uredbe (EZ) br. 1228/2003.

juli 2009. 1. januar 2015.

Gas


Direktiva 2009/73/EZ Evropskog parlamenta i Savjeta o zajedničkim pravilima za unutrašnje tržište prirodnog gasa i stavljanju van snage Direktive 2003/55/EZ.

juli 2009.

1. januar 2015, osim član 9(1): 1. juni 2016, član 9(4): 1. juni 2017. i član 11: 1. januar 2017.

Direktiva Savjeta 2004/67/EZ o mjerama zaštite sigurnosti snabdijevanja prirodnim gasom.

2

april 2004. 31. decembar 2009.

Uredba (EZ) br. 715/2009 Evropskog parlamenta i Savjeta o uslovima za pristup mrežama za transport prirodnog gasa i stavljanju van snage Uredbe (EZ) br. 1775/2005.

juli 2009. 1. januar 2015.

Obnovljivi izvori


Direktiva 2009/28/EZ Evropskog parlamenta i Savjeta o promociji korišćenja energije iz obnovljivih izvora te o izmjeni i kasnijem stavljanju van snage direktiva 2001/77/EZ i 2003/30/EZ.

april 2009. 1. januar 2014.

Energetska efikasnost


Direktiva 2012/27/EU Evropskog parlamenta i Savjeta o energetskoj efikasnosti, izmjeni direktiva 2009/125/EZ i 2010/30/EU i stavljanju van snage direktiva 2004/8/EZ i 2006/32/EZ.

oktobar 2012. 15. oktobar 2017.

Direktiva 2010/31/EU Evropskog parlamenta i Savjeta o energetskoj efikasnosti zgrada.

maj 2010. 30. septembar 2012.

2 У ЕЗ, у процедури је имплементација нове Регулативе (ЕУ) бр. 994/2010 Европског парламента и Савјета која ставља ван снаге Директиву Савјета 2004/67/ЕЗ.

| 40

Direktiva 2010/30/EU Evropskog parlamenta i Savjeta o označavanju potrošnje energije i ostalih resursa proizvoda u vezi sa energijom uz pomoć oznaka i standardizovanih informacija o proizvodu

maj 2010. 31. decembar 2011.

Direktiva 2006/32/EZ Evropskog parlamenta i Savjeta o energetskoj efikasnosti u krajnjoj potrošnji i energetskim uslugama, te o stavljanju van snage Direktive Savjeta 93/76/EEZ


Nafta


Direktiva Savjeta 2009/119/EZ o obavezi država članica da održavaju minimalne zalihe sirove nafte i/ili naftnih derivata

septembar 2009. 1. januar 2023.

Infrastruktura


Uredba (EU) br. 347/2013 Evropskog parlamenta i Savjeta o smjernicama za transevropsku energetsku infrastrukturu, te stavljanju van snage Odluke br. 1364/2006/EZ i izmjeni uredbi (EZ) br. 713/2009, (EZ) br. 714/2009 i (EZ) br. 715/2009.


Statistika


Uredba Komisije (EU) br. 431/2014 o izmjeni Uredbe (EZ) br. 1099/2008 Evropskog parlamenta i Savjeta o energetskoj statistici s obzirom na sprovođenje godišnjih statistika o potrošnji energije u domaćinstvima)


Uredba Komisije (EU) br. 147/2013 o izmjeni Uredbe (EZ) br. 1099/2008 Evropskog parlamenta i Savjeta o energetskoj statistici s obzirom na sprovođenje ažuriranja mjesečne i godišnje energetske statistike

februar 2013. 31. decembar 2013.

Direktiva 2008/92/EZ Evropskog parlamenta i Savjeta o postupku Zajednice za poboljšanje transparentnosti cijena gasa i električne energije koje se zaračunavaju industrijskim krajnjim korisnicima)

oktobar 2008. 31. decembar 2013.

Uredba (EZ) br. 1099/2008 Evropskog parlamenta i Savjeta o energetskoj statistici


Konkurencija


Ugovor o osnivanju Energetske zajednice u poglavlju IV reguliše zabranu konkurencije. Nisu dozvoljene sledeće aktivnosti:

sprečavanje, ograničavanje ili poremečaj konkurencije

zloupotreba dominantne pozicije

pružanje državne pomoći koja uzrokuje ili prijeti poremećajem konkurencije

Januar 2017.

| 41

Zaštita životne sredine


Direktiva (EU) 2016/802 Evropskog parlamenta i Savjeta o smanjenju sadržaja sumpora u određenim tekućim gorivima i Sprovedbena odluka Komisije (EU) 2015/253 od 16. februara 2015. o utvrđivanju pravila uzorkovanja i izvještavanja u skladu s Direktivom Savjeta 1999/32/EZ za sadržaj sumpora u brodskim gorivima

maj 2016. 30. juni 2018.

Direktiva 2011/92/EU Evropskog parlamenta i Savjeta o procjeni učinaka određenih javnih i privatnih projekata na životnu sredinu, izmijenjena Direktivom 2014/52/EU

decembar 2011. 1. januar 2019.

Direktiva 2010/75/EU Evropskog parlamenta i Savjeta o industrijskim emisijama (integrisano sprečavanje i kontrola zagađenja) – samo Poglavlje III, Aneks V i član 72(3)-(4).

novembar 2010. 1. januar 2018.

Direktiva 2004/35/EU Evropskog parlamenta i Savjeta o odgovornosti za životnu sredinu u pogledu sprečavanja i otklanjanja štete u životnoj sredini, izmijenjena Direktivom 2006/21/EZ, Direktivom 2009/31/EZ i Direktivom 2013/30/EU

april 2004. 1. januar 2021.

Direktiva 2001/80/EZ Evropskog parlamenta i Savjeta o ograničenju emisija određenih zagađivača vazduha iz velikih uređaja za loženje


Direktiva 2001/42/EU Evropskog parlamenta i Savjeta o procjeni učinaka određenih planova i programa na životnu sredinu

juni 2001. 31. mart 2018.

Član 4(2) Direktive Savjeta 79/409/EEZ o zaštiti ptica april 1979. 1. juli 2006.


S obzirom na intenzitet i obim efekata koje reforma energetskog sektora ima na cjelokupno društvo, neophodno je razumijevanje svih učesnika u sektoru o promjenama, ali i razumijevanje šire javnosti i potrošača. Nadalje, potrebno je i osposobljavanje nadležnih institucija za uspostavljanje i sprovođenje novog pravnog i regulatornog okvira.

Ovaj segment je naročito osjetljiv u Bosni i Hercegovini, kada se uzme u obzir složenost političkih, institucionalnih i socijalnih rizika. Transponovanje i implementacija acquis-a u Bosni i Hercegovini i entitetima ne odvija se propisanom dinamikom. Mnogi rokovi su već istekli, pa je Sekretarijat Energetske zajednice pokrenuo postupke protiv Bosne i Hercegovine zbog povrede ugovornih obaveza. U momentu izrade ovog dokumenta, protiv Bosne i Hercegovine je otvoreno pet postupaka. Postupci su pokrenuti zbog: izostanka transponovanja zahtjeva iz Trećeg energetskog paketa i obavještavanja Energetske zajednice o preduzetim mjerama, neispunjavanje obaveza iz Direktive 2006/32/EZ o energetskoj efikasnosti u krajnjoj potrošnji i energetskim uslugama, izostanka transponovanja i implementacije obaveza koje se odnose na smanjenje emisije sumpor-dioksida (SO2) pri sagorijevanju teških loživih ulja i tečnih naftnih goriva, neispunjavanje obaveza Bosne i Hercegovine da donese odgovarajući zakon u sektoru prirodnog gasa, te izostanka implementacije pravila za državnu pomoć.

Usklađivanje zakonodavstva Bosne i Hercegovine sa pravnom tekovinom Evropske unije je kompleksan zadatak, s obzirom na to da podrazumijeva obimne i suštinske promjene i sveobuhvatnu reformu energetskog sektora. Osnovni strateški cilj Bosne i Hercegovine jeste ubrzano usklađivanje zakonodavstva sa acquis-om, odnosno transponovanje i sprovođenje obaveza preuzetih Ugovorom o uspostavljanju Energetske zajednice.

5.1.2 Inicijativa West Balkan 6 (Zapadni Balkan 6)

Na Bečkom samitu 2015. godine, šest zemalja Zapadnog Balkana: Albanija, Bosna i Hercegovina, Kosovo, Makedonija, Crna Gora i Srbija obavezale su se da će sprovesti „soft“ mjere kao preduslov za razvoj regionalnog elektroenergetskog tržišta, i to: razvoj spot tržišta, prekogranično balansiranje, regionalnu alokaciju kapaciteta i unakrsne mjere. Predstavnici operatera prenosnog sistema, državnih regulatornih komisija i ministarstava nadležnih za energiju zemalja Zapadnog Balkana potpisale su Memorandum o razumijevanju u aprilu 2016. godine. U Memorandumu o razumijevanju, postaljena su opšta načela saradnje i konkretni koraci koje će preduzeti za razvijanje regionalnog tržišta električne energije. U junu 2016. godine, Evropska komisija i Sekreterijat Energetske zajednice zaključile su Ugovor o odobravanju

| 42

sredstava u svrhu pružanja tehničke pomoći za podršku razvoju regionalnog energetskog tržišta zemalja Zapadnog Balkana.

Tehnička pomoć namijenjena je za asistenciju državama da:

usklade relevantne propise sa pravnom tekovinom Evropske unije, čime će se podržati regionalno tržište energije,

organizuju odgovarajuću korporativnu strukturu i tehničku infrastrukturu da bi se obezbijedilo sprovođenje različitih procesa,

uspostave zakonski okvir i modele koji će omogućiti trgovanje energijom,

zaključe odgovarajuće regionalne sporazume o međudržavnoj trgovini energijom.

Prema Izvještaju Energetske zajednice unutar Inicijative West Balkan 6 iz 2016. godine, o napretku zemalja u oblasti električne energije, u Bosni i Hercegovini najveći napredak koji je postignut odnosi se na:

prihvatanje tržišnog modela balansiranja koji dopušta nediskriminirajuću prekograničnu razmjenu balansnih usluga i uspostavljanje državnog balansnog tržišta, što je sprovedeno u potpunosti,

deregulaciju cijena energije za snabdjevače i postepeno ukidanje regulisanja cijena, te obezbjeđivanje nezavisnosti regulatornih tijela, kod kojih je status sprovođenja mjera preko 50%.

Međutim, napredak nije postignut u sljedećim oblastima:

razvoj spot tržišta (uklanjanje zakonskih i ugovornih prepreka za uspostavljanje organizovanog tržišta električne energije, uključivanje na berzu ili stvaranje vlastite berze, obezbjeđivanje likvidnosti na lokalnom tržištu, spajanje tržišta za dan unaprijed sa bar jednom susjednom zemljom),

vlasničko razdvajanje operatera prenosnog sistema i sertifikacija.

Prema Izvještaju Energetske zajednice unutar Inicijative West Balkan 6 iz 2016. godine, o napretku zemalja u pogledu održivog razvoja, u Bosni i Hercegovini dobro napreduje sprovođenje:

uspostavljanja odgovarajućih mehanizama finansiranja mjera energetske efikasnosti,

uvođenja programa edukacije, profesionalne obuke, sertifikacije za razvijanje potrebnih vještina pojedinaca u području energetske efikasnosti i korišćenja obnovljivih izvora energije.

Nedovoljan napredak odnosi se na sljedeće oblasti:

detaljne procjene mogućnosti za razvoj novih sistema za centralno grijanje i hlađenje koji koriste obnovljive izvore energije,

izrade programa i strategija za podsticanje korišćenja obnovljivih izvora energije, edukacija javnosti i omogućavanje građanima da učestvuju u OIE projektima.

Savjet ministara Bosne i Hercegovine je u martu 2017. godine usvojio Mapu puta koja predstavlja mjere i aktivnosti koje treba da se preduzmu u Bosni i Hercegovini kako bi se postigli ciljevi postavljeni unutar inicijative West Balkan 6. Mapa puta sadrži ciljeve i mjere definisane u navedenim dokumentima, dok su aktivnosti koje treba da se sprovedu u Bosni i Hercegovini pripremljene tako da odražavaju stvarnu situaciju u oblasti reforme elektroenergetskog sektora. Važno je naglasiti da će se rad na dostizanju ciljeva, mjera i aktivnosti koje se odnose na regionalna pitanja realizovati u koordinaciji sa Sekretarijatom Energetske zajednice, dok će sprovođenje „unakrsnih“ mjera, i pripadajuće aktivnosti realizovati nadležni domaći učesnici. U Mapi puta jasno su naznačene aktivnosti čijom će se realizacijom primijeniti predviđene mjere i ostvariti zacrtani ciljevi, te institucije zadužene za sprovođenje aktivnosti. Rok za sprovođenje aktivnosti iz Mape puta je juli 2018. godine.

5.1.3 Zakonodavni okvir energetskog sektora

U nastavku se nalazi pregled osnovnih zakona kojima se normira energetski sektor u Bosni i Hercegovini i Republici Srpskoj. Na osnovu ovih zakona donijeti su pravilnici i tehnički propisi, kao i podzakonski akti kojima se podrobnije regulišu pojedina pitanja. Osim nabrojanih zakona, primjenjuju se i zakoni iz drugih sektora koji su usko vezani za propise energetskog sektora, poput propisa iz oblasti zaštite životne sredine, prostornog uređenja i građenja i drugi.

Bosna i Hercegovina

1. Zakon o prenosu, regulateru i operateru sistema električne energije u Bosni i Hercegovini („Službeni glasnik Bosne i Hercegovine“, br. 7/02, 13/03, 76/09 i 1/11),

2. Zakon o osnivanju Nezavisnog operatera sistema za prenosni sistem u Bosni i Hercegovini („Službeni glasnik Bosne i Hercegovine“, broj 35/04),

3. Zakon o osnivanju kompanije za prenos električne energije u Bosni i Hercegovini („Službeni glasnik Bosne i Hercegovine“, br. 35/04, 76/09 i 20/14),

4. Zakon o koncesijama Bosne i Hercegovine („Službeni glasnik Bosne i Hercegovine”, br. 32/02 i 56/04).

Republika Srpska

| 43

1. Zakon o energetici („Službeni glasnik Republike Srpske”, broj 49/09),

2. Zakon o električnoj energiji („Službeni glasnik Republike Srpske”, br. 8/08 – prečišćeni tekst, 34/09, 92/09 i 01/11),

3. Zakon o gasu („Službeni glasnik Republike Srpske”, br.22 /18),

4. Zakon o cjevovodnom transportu gasovitih i tečnih ugljovodonika i distribuciji gasovitih ugljovodonika („Službeni glasnik Republike Srpske”, broj 52/12),

5. Zakon o nafti i derivatima nafte („Službeni glasnik Republike Srpske”, br. 36/09 i 102/12),

6. Zakon o geološkim istraživanjima („Službeni glasnik Republike Srpske”, broj 110/13 i 91/17),

7. Zakon o rudarstvu („Službeni glasnik Republike Srpske”, broj 59/12),

8. Zakon o obnovljivim izvorima energije i efikasnoj kogeneraciji („Službeni glasnik Republike Srpske”, br. 39/13,108,13 i 79/15)

9. Zakon o energetskoj efikasnosti („Službeni glasnik Republike Srpske”, broj 59/13),

10. Zakon o privrednim društvima („Službeni glasnik Republike Srpske”, br. 127/08, 58/09,100/11 i 67/13),

11. Zakon o javnim preduzećima („Službeni glasnik Republike Srpske”, br. 75/04 i 78/11),

12. Zakon o koncesijama („Službeni glasnik Republike Srpske”, broj 59/13 i 16/18),

13. Zakon o javno-privatnom partnerstvu („Službeni glasnik Republike Srspke”, broj 59/09),

14. Zakon o uređenju prostora i građenju („Službeni glasnik Republike Srpske”, br. 40/13, 106/15 i 3/16).

| 44

5.2 Elektroenergetski sektor

5.2.1 Struktura tržišta električne energije

Tržište električne energije Bosne i Hercegovine karakteriše dominacija tri vertikalno integrisana subjekta:

1. Elektroprivreda Bosne i Hercegovine (EP BIH),

2. Elektroprivreda Hrvatske zajednice Herceg Bosne (EP HZHB),

3. Elektroprivreda Republike Srpske (ERS),

Pri tome je u EP BIH proizvedeno ~7,2 TWh, ERS ~5,8 TWh, te EP HZHB ~1,5 TWh (

Slika 5.2.1). „Elektroprivreda Republike Srpske“ je organizovana kao mješoviti holding. U sastav kapaciteta ERS spadaju dvije termoelektrane: Gacko i Ugljevik, uz pripadajuće rudnike uglja, tri hidroelektrane: na Trebišnjici, Drini i Vrbasu, te četiri male hidroelektrane: Bogatići, Mesići, Tišća i Vlasenica.

U Republici Srpskoj se energija proizvodi i u postrojenjima koja koriste OIE, a koja se nalaze u privatnom vlasništvu i ostvaruju podsticaje za OIE – 16 malih hidroelektrana ukupne snage 40,82 MW i 38 malih solarnih elektrana ukupne snage 3,7 MW. Dodatno, proizvodnju električne energije obavlja i privredno društvo „Alumina“ za vlastite potrebe (~45 GWh u 2015). U 2016. je u EES ušla „Termoelektrana Stanari“ u privatnom vlasništvu sa 300 MW snage, koja trenutno prodaje električnu energiju uz očekivanu godišnju proizvodnju od ~2TWh.

Na veleprodajnom tržištu Bosne i Hercegovine u 2016. trgovalo je 16 licenciranih subjekata putem bilateralnih ugovora u obimu od ~7,8 TWh. U prekograničnoj trgovini Bosne i Hercegovine je izvezeno ~5,3 TWh u 2016. (više za 53% u odnosu na 2015), gdje je učestvovalo 16 subjekata, a po obimu u prva tri su „EFT-Rudnik“ i „Termoelektrana Stanari“ (1.116 GWh), „GEN-I“ (828 GWh) i „Alpiq Energy BH“ (740 GWh). Nadalje, u 2016. prekogranični uvoz električne energije BiH iznosio je ~1,5TWh (16% rast u odnosu na 2015. godinu), a najveću realizaciju su imali „Energy Financing Team“ (338 GWh), „BH Petrol Oil Company“ (333 GWh) i „Interenergo“ (214 GWh). „Elektroprenos BH“ sa ~6.330 km prenose mreže u četiri operativna područja (Banja Luka, Sarajevo, Tuzla i Mostar) zadužen je za prenos, održavanje i izgradnju, dok NOSBiH upravlja radom VN mreže, balansira tržište EE, utvrđuje plan razvoja proizvodnje i revidira razvoj prenosne mreže.

Distribuciju električne energije u Republici Srpskoj izvršava pet operatera distributivnog sistema koji su dio holdinga ERS („Elektrokrajina“, „Elektro-Bijeljina“, „Elektrodistribucija Pale“, „Elektro Doboj“ i „Elektro-Hercegovina“). Elektrodistributivna područja ERS, osim što se bave djelatnostima distribucije električne energije, posjeduju i dozvole za obavljanje djelatnosti snabdijevanja tarifnih kupaca el. energijom. Zbog niskih cijena, naročito za kategoriju domaćinstva, elektroprivreda i dalje ne gubi značajno svoj tržišni dio, jer se kupci i dalje dominantno snabdijevaju od elektroprivrede. S obzirom na proces deregulacije, potrebno je dalje sprovoditi proces razdvajanja distribucije i snabdijevanja. Broj kupaca el. energije u Bosni i Hercegovini iznosi ~1.5 milion, od čega je 552,6 hiljada u sklopu „Elektroprivrede Republike Srpske“ u 2016. godini. U maloprodaji su za 2016. na nivou Bosne i Hercegovine registrovane prve promjene snabdjevača kod 56 kupaca na distributivnoj mreži skupa sa dva kupca na prenosnoj mreži koji su nabavili 321,77 GWh (~ 2,8%) od snabdjevača koji nemaju obavezu javnog snabdijevanja. ERS kao holding posjeduje dozvolu za snabdijevanje i trgovinu, te je i on sam snabdijevao proizvodna preduzeća iz sastava holdinga kao kvalifikovane kupce.

| 45

Slika 5.2.1 Struktura tržišta el. energije u Bosni i Hercegovini, uz osvrt na Republiku Srpsku, 2016. godina

Napomena: 1) Odnosi se na energiju preuzetu sa prenosne mreže u 2016 Izvor: DERK Izvještaj o radu 2016, NOSBiH, Elektroprenos Bosne i Hercegovine, RERS Izvještaj o radu 2015.

5.2.2 Instalirana snaga i proizvodnja električne energije

Posmatrajući ostvarenu prosječnu proizvodnju el. energije i prosječne bilansne veličine zemalja u regiji za period od 2010. do 2015. (Slika 5.2.2 i Slika 5.2.3), vidljivo je da zemlje koje ostvaruju bilansni suficit, između ostaloga i Bosna i Hercegovina, uglavnom sadrže visoko učešće uglja u domaćem proizvodnom miksu. Takođe, bilansni deficit zemalja se u prosjeku kretao od -35% za Hrvatsku, -25% za Mađarsku, -6% za Austriju i do -2% domaće potrošnje za Slovačku. Iz navedenog su uočljiva različita strateška pozicioniranja zemalja u energetskoj trilemi. Na primjer, trenutno pozicioniranje Srbije i Češke je 100% zadovoljenje sopstvenih potreba i ostvarenje suficita kroz proizvodni miks, koji se više bazira na fosilnim gorivima, dok se Austrija oslanja na čišći proizvodni miks koji se većinski sastoji od proizvodnje iz hidroelektrana i obnovljivih izvora energije, uz blago učešće uvoza električne energije. Za Bosnu i Hercegovinu, te Republiku Srpsku je karakteristično da, osim termoelektrana, ima i solidan portfelj hidroelektrana kao, na primjer, Hrvatska i Austrija.

| 46

Slika 5.2.2 Ostvarene bilansne veličine el. energije u zemljama regije u TWh, prosječno za period 2010–2015. godine

Slika 5.2.3 Proizvodni miks domaće proizvodnje el. energije u zemljama regije u TWh, prosječno za period 2010–2015. godine

Napomena: 1) Bilansni suficit / deficit je razlika proizvodnje i potrošnje u zemlji 2) Za Hrvatsku je 50% proizvodnje Nuklearne elektrane „Krško“ definisano kao uvoz Izvor: DERK Izvještaj o poslovanju 2010 – 2015, ENTSO-E Statistical Report 2015, analiza Projektnog tima

Ostvareni bilansni suficit u Bosni i Hercegovini ima volatilan karakter zbog uticaja hidrologije, a koji nije pod uticajem veće domaće potrošnje (Slika 5.2.4 i Slika 5.2.5). Suficit el. energije na nivou Bosne i Hercegovine kretao se od 2% u 2012. godini do 28% u 2016. godini. Potrošnja el. energije u Bosni i Hercegovini rasla je godišnje prosječno 0,8% za period od 2010. do 2016. godine, dok se na nivou pojedine elektroprivrede potrošnja kretala pozitivnim stopama u prosjeku od 1,6% za ERS i 1,4% za EP BIH po godinama. EP HZHB ostvarivala je negativne godišnje stope rasta potrošnje el. energije od -2,5%, dok je JP „Komunalno Brčko“ imalo blagi pad potrošnje el. energije od prosječno -0,4% godišnje. Na nivou Bosne i Hercegovine je u 2016. ostvaren istorijski maksimum domaće potrošnje koji je iznosio 12,9 TWh. Najveći broj potrošača el. energije za 2016. godinu je u sklopu EP BIH s ~5 TWh, zatim ERS ~4 TWh, EP HZHB 2,9 TWh, te, na kraju, JP „Komunalnog Brčko“ od 0,3 TWh. Potrošače iz Republike Srpske dominantno snabdijevaju privredna društva iz sastava ERS. Takođe, u 2016. godini zabilježeni su i ostali potrošači koji se nisu snabdijevali od pružalaca univerzalne usluge, već putem ostalih snabdjevača u iznosu od ~322 GWh, odnosno 2,8% od ukupno preuzete energije krajnjih kupaca u Bosni i Hercegovini.

| 47

Slika 5.2.4 Ostvarene bilansne veličine za el. energiju u Bosni i Hercegovini u TWh, 2010–2016. godine

Slika 5.2.5 Potrošnja el. energije u Bosni i Hercegovini, po područjima, u TWh, 2010–2016. godine

Napomena. Bilansni suficit je razlika proizvodnje i potrošnje u zemlji Izvor: DERK Izvještaj o poslovanju 2010 – 2016, analiza Projektnog tima

Izvor: DERK Izvještaj o poslovanju 2010 – 2016, analiza Projektnog tima

U periodu od 2010. do 2016. godine, u Bosni i Hercegovini su termoelektrane na ugalj u prosjeku imale učešće od ~60% u ukupnoj proizvodnji el. energije. Hidroelektrane su, u zavosnosti od hidrologije, imale učešće ~32% do 49%, dok je u prosjeku njihovo učešće iznosilo ~38% (Slika 5.2.6). Najveću proizvodnju ostvarila je EP BIH u iznosu od 6,6 TWh do 7,6 TWh, zatim ERS od 5,1 TWh do 6,4 TWh, a najmanje učešće EP HZHB od 1,2 TWh do 2,6 TWh proizvodnje el. energije u analiziranom periodu. U 2016. godini na tržištu su djelovali ostali subjekti izvan domena elektroprivreda – TE „Stanari“ u sklopu Republike Srpske (1.565 GWh), hidroelektrane (35 GWh), te male i ostale elektrane (307 GWh) na području Bosne i Hercegovine (Slika 5.2.7).

| 48

Slika 5.2.6 Proizvodnja električne energije u Bosni i Hercegovini, po izvoru u TWh, 2010–2016. godine

Slika 5.2.7 Proizvodnja električne energije u Bosni i Hercegovini, po subjektima u TWh, 2010–2016. godine

Izvor: DERK Izvještaj o radu 2014, 2015. i 2016. godina, analiza Projektnog tima

Napomena: 1) Pod kategoriju ostali subjekti u 2016. spadaju TE „Stanari“ (1.565 GWh), hidroelektrane (35 GWh) i male elektrane izvan domena elektroprivreda (307 GWh) Izvor: DERK Izvještaj o radu 2014, 2015. i 2016. godina, analiza Projektnog tima

Struktura instaliranih kapaciteta proizvodnje el. energije nije doživjela značajne promjene u periodu od 2010. do 2016. godine, osim ulaska TE „Stanari“, a to je glavni razlog porasta suficita el. energije u 2016. godini na nivou Bosne i Hercegovine i Republike Srspke. Međutim, svkako je došlo i do porasta broja novih objekata u domenu obnovljivih izvora energije u sistemu podsticaja kod kojih su zabilježene pozitivne stope rasta instaliranih kapaciteta u oba entiteta. Konkretno za Republiku Srpsku je učešće OIE instaliranih kapaciteta u sistemu podsticaja iznosilo ~4% ukupnog iznosa uz visok porast od 14% godišnje u prosjeku, a to je značajan pomak ako se posmatraju ranije godine (Slika 5.2.8).

Slika 5.2.8 Instalirani kapaciteti u Republici Srpskoj, po izvoru u MW, 2010–2016. godine

Izvor: RERS Izvještaj o radu 2010 – 2015, DERK Izvještaj o radu 2016

Iako međusobno oba entiteta imaju vrlo slične strukture portfelja, gdje većina proizvodnje dolazi iz sektora termoelektrana, Republika Srpska tradicionalno ostvaruje veći suficit (Slika 5.2.9). Proizvodnja TE na ugalj u 2016. za Republiku Srpsku je iznosila 4,8 TWh (65% ukupne proizvodnje), dok je proizvodnja el. energije iz hidrosektora iznosila 2,5 TWh, tj. 34% ukupne proizvodnje. Veće učešće sektora termoelektrana u ukupnoj proizvodnji pripisuje se ulaskom TE „Stanari“ koja je doprinijela u promjeni trendova u odnosu na ranije periode za Republiku Srpsku.

| 49

Slika 5.2.9 Proizvodnja i potrošnja el. energije u Republici Srpskoj u TWh, 2010–2016. godine

Napomena: Hidroelektrane, te male i ostale elektrane klasifikovane pod kategoriju „ostali subjekti“ u DERK Izvještaj o radu 2016, kao ni gubici u prenosu nisu eksplicitno prikazane u podjeli na entitete, dok je Republici Srpskoj pridružena TE „Stanari“ u sklopu proizvodnje Izvor: DERK Izvještaj o radu 2014, 2015. i 2016. godine

Pregledom proizvodnog portfelja (Tabela 5.2.1), Republika Srpska ima solidan hidropotencijal. Početkom rada TE „Stanari“ dodatno se povećao termoportfelj, no potrebno je naglasiti kako TE „Stanari“ nema obavezu snabdijevanja domaćih konzumenata po Ugovoru o koncesiji. Ugradnjom kontrolne opreme, predviđeni rad TE „Ugljevik“ produžio se nakon 2035, dok ostaje otvoreno pitanje na koji način adresirati strategiju TE „Gacko“, gdje je predviđena zamjena u 2024. godini sa novim postrojenjem „Gacko 2“ ili alternativno, prestankom rada 2031. godine. Takođe, potrebno je sagledati planiranje ostalih obnovljivih kapaciteta u budućem periodu. Dodatno, stvaranje strateškog okvira za veće iskorišćavanje HE i OIE potencijala podrazumijeva i otklanjanje administrativnih i finansijskih barijera na nivou svih administrativnih nivoa države.

Tabela 5.2.1 Pregled postojećih proizvodnih objekata po subjektima bez malih i ostalih elektrana u Republici Srpskoj, 2016. godine

Napomena: Podjela električne energije za HE Dubrovnik je iznosila 78:22 Republika Srpska i Hrvatska, dok ona trenutno iznosi 50 : 50 Izvor: DERK, NOSBiH Indikativni plan proizvodnje 2017–2026, ERS, RERS

5.2.3 Veleprodajno tržište

5.2.3.1 Trenutno stanje

U segmentu prekogranične trgovine, u periodu od 2010. do 2016. godine, Bosna i Hercegovina je ostvarivala saldo u smjeru izvoza. Iznos izvoza varirao je srazmjerno oscilaciji proizvodnje tokom navedenog perioda. U 2016. godini je aukciju za dodjelu količina za prekogranične kapacitete sa Hrvatskom i Crnom Gorom organizovala Kancelarija za koordinisane aukcije u JIE (SEE CAO), a aukcije sa Srbijom su organizovane između dva operatera – NOSBiH i EMS. Najveći obim prekogranične razmjene uglavnom je realizovan sa Hrvatskom, otprilike 50% ukupne razmjene, gdje se postizala i najviša cijena. Na primjer, u 2016. godini iznos cijene bio je 7.881 KM/MW, što je tri puta više nego prethodne godine. Tranzit električne energije preko prenosne mreže Bosne i Hercegovine uglavnom se kreće između 2 TWh i 3 TWh godišnje, izuzev 2013. i 2014. godine kada se kretao u iznosima 1,1 TWh do 1,4 TWh (Slika 5.2.10).

| 50

Slika 5.2.10 Prekogranična trgovina električne energije po granicama, uključujući i registrovani tranzit u Bosni i Hercegovini u TWh, 2010–2016. godine

Izvor: DERK Izvještaj o radu 2010 – 2016. godina

S obzirom na to da Bosna i Hercegovina još nema razvijenu berzu električne energije i aukcijski način nabavke, veleprodaja se vrši isključivo kroz bilateralne ugovore. Od 2016. godine uspostavljeno je balansno tržište putem tendera, dok bi se u budućnosti trebalo preći na aukcijski način nabavke. S obzirom na razvoj berzi i važnost izvoza unutar regije, u Bosni i Hercegovini je nužna dalja institucionalizacija veleprodaje. Susjedne zemlje poput Hrvatske, Srbije i Bugarske su, u 2016. godini, lansirale svoje platforme za „dan unaprijed“ tržište. Cilj ovih berzi (CROPEX, SEEPEX, IBEX) je unijeti transparentnost i likvidnost na balkansko tržište električne energije pružajući referentne cijene. Dalji planovi berzi usmjereni su ka spajanju sa ostalim tržištima da bi se na taj način povećala likvidnost i kao posljedica smanjile oscilacije cijena.

Glavne prednosti berze električne energije su: sigurnost naplate i transparentnost, uspostavljanje referente cijene električne energije, povezivanje sa drugim tržištima i povećanje važnosti uloge unutardnevnog tržišta u budućnosti. U regiji se u martu 2016. najvećim količinama trgovalo na HUPX (Mađarska) berzi kao referentnoj platformi za formiranje cijena električne energije za regiju, te slovenačkoj BSP berzi (

Slika 5.2.11).

Slika 5.2.11 Količine na berzi za „dan unaprijed“ u GWh, 1. mart – 1. april 2016. godine

Izvor: ICIS, BSP South Pool, CROPEX, IBEX, SEEBEX

5.2.3.2 Smjernice za razvoj veleprodajnog tržišta

Kao što je već spomenuto u prethodnom poglavlju, veleprodajno tržište u Bosni i Hercegovini nije u potpunosti institucionalizovano, već je uređeno kroz bilateralne transakcije između 27 licenciranih snabdjevača/trgovaca (kompanija), od kojih je aktivno u 2016. godini bilo 17 subjekata (7.861,52 GWh). NOSBiH evidentira sve transakcije u vezi sa količinama, ali ne i cijene. Od 2016. se primjenjuje balansno tržište, gdje se balansne usluge nabavljaju putem godišnjih, mjesečnih ili dnevnih tendera. Kako bi dostigla idući nivo zrelosti i razvijenosti veleprodajnog tržišta, Bosna i Hercegovina treba da sprovodi aukcione modele za kupovinu / prodaju električne energije, te usluge balansiranja. Radi dalje organizacije veleprodajnog tržišta električne energije u Bosni i Hercegovini, potrebno je razmotriti da se izradi studija s ciljem definisanja optimalnog modela dalje organizacije tržišta električne energije. Na taj način će se ostvariti

| 51

dalje unapređenje transparentnosti pri izvršavanju transakcija, kao i formiranje cijene električne energije, po uzoru na dobre prakse u Evropi i u skladu sa smjernicama Energetske zajednice

3 (Slika 5.2.12).

Slika 5.2.12 Smjernice razvoja veleprodajnog tržišta

Napomena: Radna grupa Republike Srpske u ovom trenutku ne vidi postojanje potrebe za uspostavljanje berze za električnu energiju Izvor: DERK, WB - Electricity Auctions - An Overview of Efficient Practices, Energy Community Secretariat - WB6 Electricity Monitoring Report, 2016, analiza Projektnog tima

5.2.4 Prenos električne energije

„Elektroprenos – Elektroprijenos Bosne i Hercegovine“ a. d. Banja Luka je kompanija, čijih je 58,89% u vlasništvu Federacije Bosne i Hercegovine, a 41,11% u vlasništvu Republike Srpske, zadužena za prenos i sve ostale djelatnosti u vezi sa prenosom električne energije u Bosni i Hercegovini, poput održavanja i širenja prenosnog sistema. Od 2005. godine, NOSBiH upravlja sistemom za prenos električne energije i balansnim tržištem. Rad obaju preduzeća reguliše DERK-a. S obzirom na trenutno stanje organizacione uređenosti, Bosna i Hercegovina bi trebalo da preuzme jedan od standardnih evropskih modela uspostavljanja operatera prenosnog sistema. U Evropi većina zemalja koristi model sa vlasničkim razdvajanjem (OU) ili model nezavisnog operatera prenosa (ITO) (Slika 5.2.13). Trenutno je u fazi usvajanja novi Nacrt zakona o regulatoru električne energije i prirodnog gasa, prenosu i tržištu električne energije u Bosni i Hercegovini, kojim bi trebalo da se, između ostaloga, definiše model uspostavljanja operatera prenosnog sistema. Potrebno je istaći prioritete za dalje aktivnosti oko usvajanja tog zakona i njegove sprovođenja u praksi.

Slika 5.2.13 Pregled modela razdvajanja TSO-a za električnu energiju

3 Energy Community Secretariat, WB6 Electricity Monitoring Report, December 2016.

| 52

Izvor: CEER - Status Review on the Implementation of Transmission System Operators' Unbundling Provisions of the 3rd Energy Package 2016

Prema podacima „Elektroprenosa Bosne i Hercegovine“, ukupna daljina dalekovoda iznosi 6.321 km. Prema Dugoročnom planu razvoja prenosne mreže „Elektroprenosa Bosne i Hercegovine“ i Indikativnog plana razvoja proizvodnje, koji je izradio NOSBiH planiraju se potrebe za novim interkonekcijama u EES Bosne i Hercegovine. Planirana je izgradnja dva nova 400 kV dalekovoda za spajanje s hrvatskim i srpskim tržištem, nadogradnja jednog 400 kV dalekovoda, te izgradnja jednog 110 kV dalekovoda prema Republici Srbiji (Tabela 5.2.2 i Slika 5.2.14). Bitno je napomenuti da dalje planove razvoja novih objekata u prenosnom sistemu treba razvijati prema dinamici novih proizvodnih objekata, analizi tokova snage i kriterijuma sigurnosti, što je i bila dosadašnja praksa „Elektroprenosa Bosne i Hercegovine“.

Tabela 5.2.2 Planirane interkonekcije prenosne mreže Bosne i Hercegovine

Projekt Opis Smjer Trenutni status

Puštanje u rad

Komentar

1

Projekt 227

CSE8 – 627

Novi DV 2x 400 kV

SRB

(Bajina Bašta)

BA

(Višegrad)

Trilateralna regionalna

studija izvodljivosti

2022.

Cilj projekta je povećanje prenosnog kapaciteta unutar regije te olakšanje razmjene energije između SI i JZ dijela Evrope

Dio Transbalkanskog koridora (PECI projekt1)

2

Projekt 136

CSE1 - 227

Novi DV 400 kV i

pripadajuće DV polje 400

kV

BA

(Banja Luka)

HR

(Lika/Brinje)

Postignut dogovor između

HOPS-a, NOSBiH i

Elektroprenosa Bosne i

Hercegovine o pokretanju

inicijative prema EU fondovima

2022.

Ovaj projekt doprinosi povećanju prekograničnog prenosnog kapaciteta

Integracija tržišta i OIE između HR i Bosne i Hercegovine, te veća fleksibilnost mreže

3 Projekt

241 Nadogradnja DV 400 kV

BA

(Tuzla/

Gradačac)

HR

(Đakovo)

U fazi razmatranja, i postoji potreba za predstudiju

izvodljivosti

2030.

Cilj projekta je zamjena postojećih interkonektivnih vodova sa 220 kV na 400 kV.

Integracija tržišta i OIE između HR i Bosne i Hercegovine te veća fleksibilnost mreže

4 - Izgradnja DV

110 kV

BA

(Srebrenica)

SRB

(Ljubovija)

Planirano na osnovu

bilateralnog sporazuma

Srbije i Bosne i Hercegovine

2019.

Projekt nije uvršten na liste projekata od značaja

Izgradnjom bi se riješili problemi u mrežama Bosne i Hercegovine i Srbije

| 53

Napomena: 1) Project of Energy Community interest – odnosi se na projekte koji se nalaze na listi za 2016. godinu, a koji su potpomognuti od strane Evropske energetske zajednice Izvor: ENTSO-E TYNDP 2016 Project Sheets, DERK Izvještaj o radu 2015, Elektroprenos Bosne i Hercegovine – Dugoročni plan razvoja prenosne mreže 2017.-2026. Knjiga I, Elektroprenos Bosne i Hercegovine

Slika 5.2.14 Prikaz trenutnog stanja i planiranih interkonektivnih vodova prenosne mreže Bosne i Hercegovine sa susjednim zemljama

Izvor: ENTSO-E TYNDP 2016 Project Sheets, DERK Izvještaj o radu 2015, Elektroprenos Bosne i Hercegovine

Gubici u prenosnoj mreži su na vrlo zadovoljavajućim nivoima, u 2016. godini su iznosili 1,77%, a to je u rangu razvijenih evropskih elektroenergetskih sistema. U odnosu na raspoloživu energiju na prenosnoj mreži, koja je u 2016. godini bila veća u odnosu na 2015. godinu, ostvareni su manji gubici (Slika 5.2.15 i Slika 5.2.16). Raspoloživost sistema na osnovu neisporučene energije je u posljednje tri godine na nivou od oko 99,98%.

Slika 5.2.15 Gubici u prenosnoj mreži u %, 2014–2016. godine Slika 5.2.16 Raspoloživa energija u prenosnoj mreži u GWh, 2014–2016. godine

Izvor: Elektroprenos Bosne i Hercegovine

Za prenosnu mrežu u 2016. godini je trajanje prekida napajanja po kupcu (SAIDI) bilo 161,53 minute, a broj prekida po kupcu (SAIFI) 1,52. SAIFI pokazatelj je u posljednje tri godinu na gotovo istom nivou, dok je SAIDI pokazatelj najveći bio u 2014. godini, čemu su uzrok bile poplave te godine.

Slika 5.2.17 SAIFI pokazatelj na prenosnoj mreži u broju prekida po kupcu, 2014–2016. godine

Slika 5.2.18 SAIDI pokazatelj u minutama, 2014–2016. godine

| 54

Izvor: Elektroprenos Bosne i Hercegovine

Prema procjenama Dugoročnog plana razvoja prenosne mreže 2017–2026. godine, ukupna potrebna sredstva za investiranje u razvoj prenosne mreže iznose 825,44 miliona KM (~419,8 miliona EUR). Za izgradnju novih objekata je potrebno uložiti 206,12 miliona KM (~104,83 miliona EUR), dok će za izgradnju novih interkonektivnih vodova biti potrebno 89,99 miliona KM (~45,77 miliona EUR). Sredstva u iznosu od 529,33 miliona KM (~269,22 miliona EUR) namijenjena su za: uz izgradnju novih, planira se i rekonstrukcija/sanacija i proširenje postojećih objekata i dalekovoda. Dodatno, na nivou cijele Bosne i Hercegovine planirana je i ugradnja prigušnica s ciljem rješavanja pojave visokih napona na 400 kV i 220 kV nivoima. Dodatno, planirana je i obnova TK i SCADA sistema u dispečerskim centrima operativnih područja.

Minimum kriterijuma koji moraju biti zadovoljeni prilikom izrade Dugoročnog plana razvoja prenosne mreže definisani su Mrežnim kodeksom. Osim ovih opštih kriterijuma kod izrade Dugoročnog plana razvoja prenosne mreže 2017–2026. poštovani su i drugi kriterijumi (standardni kriterijumi planiranja koji se koriste kod izrade ovakvog tipa dokumenata) koje je definisao „Elektroprenos – Elektroprijenos BiH“, a potvrdio NOSBiH. Ovi kriterijumi se, prije svega, odnose na izgradnju novih objekata prenosne mreže, primjenu kriterijuma sigurnosti (n-1) prilikom sprovođenja analiza tokova snaga i naponskih prilika, te na dozvoljeno opterećenje i životni vijek pojedinačnih elemenata prenosne mreže. Prilikom izrade poštovan je i princip planiranja koji je usvojila Skupština akcionara „Elektroprenosa – Elektroprijenosa BiH“ po kojem se investiranje u prenosnu mrežu na području dva entiteta mora realizovati, poštujući kapital odnos u „Elektroprenosu – Elektroprijenosu BiH“ (Federacija BiH – 58,89%; Republika Srpska – 41,11%).

Pored podataka definisanih Mrežnim kodeksom Dugoročni plan razvoja prenosne mreže 2017–2026. godine sadrži i: analizu naponskih prilika u prenosnoj mreži na osnovu procjene istovremenog maksimalnog opterećenja prenosne mreže koristeći kriterijum sigurnosti (n-1), analizu naponskih prilika u prenosnoj mreži na osnovu procjene istovremenog minimalnog opterećenja prenosne mreže za normalno uklopno stanje, pregled planiranih novih interkonekcija prema susjednim sistemima, proračun prenosnih kapaciteta uz uvažavanje dinamike izgradnje novih interkonekcija, procjenu raspoloživih sredstava za realizaciju potrebnih investicija.

5.2.5 Distribucija i snabdijevanja

Jedan od ciljeva dokumenta je i dalje podsticanje modernizacije distributivnog sistema u Republici Srpskoj, te je u tom kontekstu potrebno nastaviti usklađivati regulatorni i zakonski okvir. Strateški okvir daljeg razvoja bazira se na četiri glavne smjernice:

1. Usklađenje sa EU direktivama i energetskim paketima, 2. Unapređenje regulatornih mehanizama s ciljem podsticanja efikasnosti i kvaliteta, kao i odnosa prema tržišnim

učesnicima, 3. Smanjivanje gubitaka u mreži i povećanje kvaliteta snabdijevanja, 4. Fleksibilni i tehnološki moderni ODS-ovi kao osnova za modernizaciju energetskog sektora.

5.2.5.1 Pregled statusa izdvajanja elektrodistributivne djelatnosti

Na nivou Republike Srpske potrebni su dalji koraci u usklađivanju tržišta električne energije sa zakonima o električnoj energiji, te s Direktivom 2009/72/EC o zajedničkim pravilima za unutrašnje tržište električne energije. Za razliku od ostalih elektroprivreda, ERS ima razdvojene sve djelatnosti, osim snabdijevanja koja je potpuno integrisana u elektrodistributivni subjekat. Stoga je potrebno stvoriti zakonski okvir za početak procesa izdvajanja djelatnosti snabdijevanja od mrežne djelatnosti (Tabela 5.2.3).

Tabela 5.2.3 Status izdvajanja elektrodistributivne djelatnosti u Republici Srpskoj

MH ERS

Tip subjekta Vertikalno integrisan

Djelatnost distribucije u okviru EP DA

Status/organizacija djelatnosti distribucije

| 55

Pravno izdvojena Organizaciono/funkcijsko izdvojena Računovodstveno izdvojena Izdvojeno snabdijevanje od mrežne djelatnosti X Potrebno usklađivanje sa EU direktivama DA

1) Sami MH ERS kao holding ima dozvolu za trgovinu i snabdijevanje električnom energijom za razliku od distribucijskih preduzeća. Dakle, holding za razliku od distributivnih preduzeća ima mogućnost snabdijevati kvalifikovane kupce. Izvor: Radna grupa Republike Srpske, analiza Projektnog tima

5.2.5.2 Regulatorni model

Standardni regulatorni modeli za distribuciju električne energije su prihodovni ili cjenovni „cap“ model. Međutim, evropski regulatori stavljaju sve veći fokus na razvoj i kvalitet distribucije kroz različite mehanizme u sklopu metodologije formiranja tarifa za distributere.

Tabela 5.2.4 Indikativno poređenje ključnih karakteristika regulatornih modela

Izvor: analiza Projektnog tima, „Tariff Benchmark Study“ - European Commission 2015.

Neki od izabranih mehanizama su zahtjevi za kvalitetom od strane regulatora, te eks-post evaluacija investicija distributera kroz komparativno poređenje, tj. „benchmark“, ili čak penalizacija suboptimalnih investicija. Dodatno, u određenim zemljama regulator zahtijeva od distributera i dodatni fokus na unapređenje operativnog poslovanja, na primjer u Rumuniji 50% do 70% gubitaka se prenosi na kupce, dok ostatak gubitaka snosi ODS (Tabela 5.2.4). S obzirom na prikazane evropske prakse, u narednom periodu može se očekivati dodatno sazrijevanje regulatora i novi pritisci na poslovanje i rezultat. U skladu sa tim, na slici niže dat je pregled budućih očekivanih promjena u metodologiji formiranja tarifa koji će svakako stvoriti nove pritiske na operatere distributivnog sistema i tražiti njihove veće kvalitete i efikasnosti. Ključne promjene u tarifnim metodologijama, odnosno regulisanju ODS-ova, očekuju se kroz revidiranje investicionih odluka, revidiranje operativne efikasnosti, revidiranje stope povrata, revidiranje operativnih troškova i opravdanih distributivnih gubitaka (tehničkih i netehničkih), te uvođenje novih pokazatelja u metodologiji (

Slika 5.2.19).

Slika 5.2.19 Potencijalne promjene u metodologiji tarifiranja

| 56


5.2.5.3 Indikativni SAIFI i SAIDI pokazatelji, te gubici u distributivnoj mreži

Upoređujući distributivnu mrežu Republike Srpske sa ostalim zemljama Evrope, vidljivo je da postoji mogućnost dodatnog unapređenja stanja u Elektroprivredi Republike Srpske, naročito u segmentu upravljanja kvalitetom snabdijevanja, te smanjenju distributivnih gubitaka u pojedinim područjima i uvođenju „pametnih“ mreža.

Slika 5.2.20 Indikativni SAIDI i SAIFI pokazatelji

Napomena: Pokazatelji za elektroprivrede EP BIH, EP HZHB i ERS su za 2015. godinu, za EDB su za 2012, dok su za ostale zemlje za 2013. godinu Izvor: CEER Benchmarking Report 5.2 on the Continuity of Electricity Supply, South East European Distribution System Operators Benchmarking Study, FERK Izvještaj o radu 2015, RERS Izvještaj o radu 2015, podaci dostavljeni od strane Brčko Distrikta Bosne i Hercegovine

Pouzdanost napajanja je jedan od elemenata kvaliteta snabdijevanja. Dva najčešća pokazatelja koja se koriste za procjenu pouzdanosti napajanja elektroenergetskog subjekta su SAIDI (engl. System Average Interruption Duration Index) i SAIFI (engl. System Average Interruption Frequency). SAIDI označava prosječno trajanje prekida napajanja po kupcu na nivou sistema tokom godine i izražava se u minutama ili satima po kupcu. SAIFI označava prosječan broj prekida napajanja po kupcu u toku godine, a izražava se kao broj prekida po kupcu. Za ERS i ostale uporedne elektroprivrede, iz drugih zemalja prikupljeni su podaci za SAIDI i SAIFI pokazatelje za sve naponske nivoe distributivne mreže, te su u obzir uzeti i planirani i neplanirani prekidi.

Za ERS je u 2015. godini prosječno trajanje prekida napajanja po kupcu (SAIDI) bilo 2.554,2 minute, a broj prekida po kupcu (SAIFI) 35,8. Upoređujući pokazatelje sa zemljama u regiji i ostatku Evrope, Republika Srpska ima znatno veće iznose za SAIDI i SAIFI pokazatelje, te postoji velik prostor za poboljšanje (Slika 5.2.20).

Osim broja i trajanja prekida, analizirani su i gubici električne energije u distributivnoj mreži za sve naponske nivoe. Nivo gubitaka ERS-a u 2010. godini bio je 16,5% a do 2015. godine taj iznosi smanjio se na 11,7%, a to je značajan pomak. Uzimajući u obzir sve elektroprivrede u Bosni i Hercegovini, u 2015. godini prosjek gubitaka električne energije u

| 57

distributivnoj mreži iznosio je 10%. Uprkos pozitivnom trendu smanjivanja gubitaka, Bosna i Hercegovina (i Republika Srpska) i dalje ostvaruju značajne gubitke u svojoj mreži u odnosu na ostale zemlje Evrope. Iako su precizni kvantitativni ciljevi i dinamika dio akcionih planova, prijedlog je da se kroz ovaj dokument definiše ambicija smanjenja distributivnih gubitaka na 9,5% do 2020. godine, te na 6,5% do 2035. godine. Ključni mehanizmi za ostvarivanje tih ciljevi su sljedeći:

rekonstrukcija postojeće mreže, modernizacija starih transformatora i tipizacija,

optimizacija dizajna nove mreže i prelazak na 20 kV naponski nivo,

primjena savremenih sistema mjerenja energije (AMR) i automatizacija mreža,

smanjenje komercijalnih (netehničkih) gubitaka. Slika 5.2.21 Poređenje distributivnih gubitaka u Bosni i Hercegovini s ostalim zemljama, 2015. godina

Izvor: EPS godišnji izvještaj 2015, EP BIH, EP HZHB, Eurostat

5.2.5.4 Transformacija operatera distributivnog sistema

U srednjem roku potrebno je staviti naglasak na razvoj moderne infrastrukture i uvođenje novih tehnologija kod operatera distributivnog sistema.

Iako se danas intenziviraju aktivnosti spajanja „distribuisane proizvodnje i energije“ na mrežu, ODS-ovi u svojoj strukturi dominantno imaju tzv. naslijeđenu mrežu. Prema investicionim pokazateljima, osnovne aktivnosti ODS-ova su održavanje, rekonstrukcija i zamjena postojeće infrastrukture da bi se ostvarila što bolja pouzdanost. U toj fazi, ODS-ovi su organizaciono i dalje relativno specijalizovani prema tipovima/elementima fizičke imovine. Upravljački, glavnu aktivnost predstavlja proces investicionog planiranja, odnosno budžetiranja, bez sveobuhvatne strategije i filozofije upravljanja imovinom (engl. asset management). U toj, prvoj fazi, pouzdanost je ključan indikator uspješnosti i ključni kriterijum investicionih odluka, a efikasnost sistema i agilnost procesa sekundarni.

Druga faza razvoja ODS-ova je faza u koju sada ulazi ODS Republike Srpske. Intenziviraju se aktivnosti digitalizacije infrastrukture, tehničke i IT integracije, te prilagođavanja terenskih aktivnosti i procesa, primarno u domenu održavanja, kvarova i upravljanja mrežom (engl. dispatching). U ovoj fazi se intenziviraju aktivnosti integracije izvora distribuisane energije, a to zahtijeva prilagođavanje organizacije, procesa i odnosa sa ključnim učesnicima na tržištu. Prilagođavanje organizacije ponovno je jasno vidljivo u najvećem i radno intenzivnom segmentu održavanja i kvarova, gdje se mijenja pristup organizaciji rada, te kroz uvođenje osnovnih IT rješenja za ODS kompanije paralelno postiže veća efikasnost rada uz veći kvalitet snabdijevanja. S druge strane, sve veći fokus stavlja se na izgradnju moderne funkcije upravljanja imovinom koja ima zadatak efikasno alocirati investicione budžete, te planirati razvoj mreže. Takve aktivnosti moguće su jedino uz stalno i strukturirano prikupljanje i obradu podataka o mreži, te njihovu obradu kroz standardna IT rješenja za upravljanje imovinom. Ulaganja u tehnologiju, u ovoj fazi, dovode do bržih i većih povrata na investiciju, budući da se paradigma upravljanja mrežom suštinski mijenja – iz linearnih sistema u decentralizovane sisteme. Ipak, dinamika sprovođenja novih tehnologija poput naprednih brojila, iako donosi operativne uštede, treba da bude planirana na način da balansira između modernizacije cjelokupnog sistema, finansijskih mogućnosti i opravdanosti za investitora. Budući da se i ODS mora intenzivno mijenjati u skladu sa velikom transformacijom čitavog elektroenergetskog sektora, važno je nametnuti stav da je moderan, efikasan i kvalitetan ODS, uz operatera prenosa, kičma elektroenergetskog sistema, čija će modernizacija u velikoj mjeri diktirati tempo modernizacije čitavog sektora.

Zatim, slijedi faza dalje evolucije i uvođenja inteligentne mreže i kontrole u stvarnom vremenu. Napredna infrastruktura uvodi se i na niskonaponskim nivoima, a to će omogućiti puno efikasnije digitalno upravljanje mrežom sa preciznijim i bržim izlascima na teren. Takvi alati i metode biće od sve veće važnosti za optimizaciju upravljanja mrežom, naponima i opterećenjima. Znanja i kompetencije koje će ODS kompanije morati graditi baziraće se na snažnim IT i tehnološkim znanjima, a moderni ODS-ovi biće potpuno spremni za omogućavanje novih poslovnih modela, te proizvoda i usluga „iza brojila“ (Slika 5.2.22).

Slika 5.2.22 Implikacije digitalnih mreža na strateško pozicioniranje na tržištu

| 58


5.2.6 Cijene električne energije

U Republici Srpskoj, ali i čitavoj Bosni i Hercegovini, najveću cijenu električne energije plaćaju komercijalni kupci na naponskom nivou od 0,4 kV, dok najnižu cijenu plaćaju kupci na 110 kV i 35 kV naponskom nivou. Cijene električne energije za potrošače „Elektroprivrede Republike Srpske“ najpogodnije su u odnosu na ostale elektroprivrede (Slika 5.2.23). Nivoi cijena električne energije u Bosni i Hercegovini uopšteno su, već dugi niz godina, veoma niske u odnosu na cijene u ostatku regije. Međutim, u zadnjih nekoliko godina postoji tendencija blagog porasta cijena, dok cijene električne energije u široj regiji

4 bilježe blagi pad.

Slika 5.2.23 Prosječna cijena električne energije u elektroprivredama u EUR/MWh, 2016. godina

4 Шира регија односи се на сљедеће земље: Аустрија, Словачка, Мађарска, Чешка, Словенија, Хрватска и Србија.

| 59

Napomena: Cijene su izražene bez PDV-a Izvor: DERK Izvještaj o radu 2016.

Cijene električne energije bez PDV-a i poreza za industriju su 2016. godine u Bosni i Hercegovini iznosile 61 EUR/MWh, te nije bilo značajnih promjena u odnosu na prijašnje godine. Za poređenje, 2010. godine prosječna cijena električne energije u regiji bila je 106 EUR/MWh, a 2016. godine 85 EUR/MWh, što su znatno veći iznosi od cijena u Bosni i Hercegovini. Ukoliko se cijene električne energije preračunaju prema kriterijumu pariteta kupovne moći (eng. PPP – Power Purchase Parity), tj. životnog standarda pojedine zemlje, vidljivo je kako postoji svojevrsno konvergiranje i smanjenje jaza cijena između Bosne i Hercegovine i regije (Slika 5.2.24).

Slika 5.2.24 Cijene električne energije za industriju u široj regiji, bez PDV-a i nameta u PPP i EUR/MWh, 2010–2016. godine

Slika 5.2.25 Cijene električne energije za domaćinstva u široj regiji, ukupna cijena u PPP i EUR/MWh, 2010–2016. godine

Napomena: Za industriju je uzeta kategorija kupaca IC: 500 MWh < potrošnja < 2.000 MWh Izvor: Eurostat, analiza Projektnog tima

Napomena: Za domaćinstva je uzeta kategorija kupaca DC: 2.500 kWh < potrošnja < 5.000 kWh Izvor: Eurostat, analiza Projektnog tima

Cijene električne energije za domaćinstva su, takođe, niže od prosjeka regije. Od 2010. godine se cijena električne energije kretala između 74 i 84 EUR/MWh, s time da je cijena u 2016. godine imala najviši iznos od 84 EUR/MWh. Za taj isti period, prosječna cijena električne energije za domaćinstva u regiji iznosila je 138 EUR/MWh. Gledajući cijene prema paritetu kupovne moći, vidljiv je blagi uzlazni trend za Bosnu i Hercegovinu, dok je za regiju bio karakterističan blagi pad. Međutim, cijene u Bosni i Hercegovini su i dalje na vrlo niskim nivoima (Slika 5.2.25).

Posmatrajući cijene za 2016. godinu po pojedinim zemljama, industrijski potrošači imaju cijene koje su u rangu s prosjekom šire regije, dok su cijene za domaćinstva u Bosni i Hercegovini niže od prosjeka za 11%, gdje je samo Srbija imala niže cijene od Bosne i Hercegovine (Slika 5.2.26 i Slika 5.2.27). U narednom periodu potrebno je raditi na stalnom unapređenju efikasnosti proizvodnih objekata i konkurentnosti cijena proizvodnog miksa na liberalizovanom tržištu.

Slika 5.2.26 Cijene električne energije za industriju u široj regiji, bez PDV-a i nameta u PPP i EUR/MWh, 2016. godina

Slika 5.2.27 Cijene električne energije za domaćinstva u široj regiji, ukupna cijena u PPP i EUR/MWh, 2016. godina

| 60

Napomena: Za industriju je uzeta kategorija kupaca IC: 500 MWh < potrošnja < 2.000 MWh Izvor: Eurostat, analiza Projektnog tima

Napomena: Za domaćinstva je uzeta kategorija kupaca DC: 2.500 kWh < potrošnja < 5.000 kWh Izvor: Eurostat, analiza Projektnog tima

5.2.7 Indikativni scenariji razvoja proizvodnog miksa Republike Srpske

5.2.7.1 Strateški okvir za razvoj proizvodnog miksa

Strateški okvir razvoja proizvodnog miksa Republike Srpske bazira se na četiri osnovna elementa; vizija i prioriteti Republike Srpske, EU regulativa i agenda dekarbonizacije, kretanja potrošnje električne energije, te razvoj regionalnog okruženja. Na osnovu razrade ključnih faktora i iteracija sa Radnom grupom Republike Srpske, stvoren je okvir unutar kojeg su razrađivani indikativni scenariji razvoja proizvodnog miksa električne energije na nivou Republike Srpske (Slika 5.2.28). U samoj izradi scenarija koristio se kriterijum najnižeg troška proizvodnje električne energije.

Slika 5.2.28 Strateške smjernice


5.2.7.2 Vizija i prioriteti

Strategiju razvoja proizvodnog miksa Republike Srpske treba adekvatno pozicionirati u okviru ključnih strateških ciljeva energetske trileme, tj. sigurnosti snabdijevanja, cjenovne prihvatljivost ili održivosti (dekarbonizacije).

U kontekstu sigurnosti snabdijevanja, istorijski podaci ukazuju da Republika Srpska već niz godina ostvaruje bilansni suficit električne energije, pa samim time ima i visoku sigurnost snabdijevanja. Sigurnost snabdijevanja neće biti narušena ni ako u narednom periodu dođe do nešto nižih stopa rasta proizvodnje u odnosu na potrošnju električne energije.

EU agenda dekarbonizacije

/ regulativa

• OIE ciljevi u ukupnoj potrošnji• Naknade za podsticanje OIE • Smanjenje SO2, NOx, i čvrstih

čestica prema NERP - u• Smanjenje CO 2 emisija prema INDC

Potrošnja električne energije

• Potražnja energ. sektora, industrije domaćinstva i ostalih sektora za električnom energijom te uticaj energetske efikasnosti

Regionalno okruženje

• Tehnički kapacitet prenosne mreže• Cijena el. energije u regiji• Cijena energenata i uglja• Izvozni potencijali i potrebe regije

Vizija i

prioriteti

• Strateški prioriteti, balans i dinamika između čiste energije, cjenovne prihvatljivosti te sigurnosti nabavke

• Dinamika i struktura OIE

Ulazni faktori Razrada

Spektar indikativnih

scenarija razvoja

proizvodnog miksa RS

• Popis ključnih projekata • Godine komisije i

dekomisije• Indikativni OPEX i CAPEX• Indikativna prosječna cijena

proizvodnog miksa • Analiza suficita/deficita • Potrošnja uglja• Doprinos emisijama gasova

i čestica na BIH nivou

Strateške smjernice

Razrada:• smjernice Radne grupe • Smjernice elektroprivreda i

razvojni planovi

• NOSBiH Indikativan plan • WB / IFC – „LOCE” kriteriumj • Analiza Projektnog tima • …

1

2

3

4

| 61

Slika 5.2.29 Ilustrativan prikaz Republike Srpske u sklopu energetske trileme danas


Iako je zadržavanje suficita proizvodnje električne energije jasna strateška odrednica energetskog sektora Republike Srpske, a sigurnost snabdijevanja najizraženija karakteristika današnjeg proizvodnog portfelja, u narednom periodu potrebno je i ostale komponente, poput konkurentnosti i održivosti prirodnih resursa, staviti u veći balans.

Proizvodni miks Republike Srpske u ovom periodu je relativno cjenovno konkurentan u poređenju sa okruženjem, uprkos padu veleprodajnih cijena u zadnjih nekoliko godina (dalji trendovi i dinamika neizvjesni). Međutim, za budući period izuzetno je važno uzeti u obzir sve očekivane pritiske na cjenovnu konkurentnost poput: niske konkurentne proizvodne cijene uglja, troškova naknada za CO2 koji će imati i dalju tendenciju rasta, naknade za OIE, usporavanje potrošnje električne energije i potencijalni scenario agresivnije izgradnje većih proizvodnih (termo) kapaciteta. Uz sve navedeno, zadržavanje današnjih nivoa prosječne proizvodne cijene u srednjem roku smatraće se dobrim rezultatom.

Iz svega navedenog, javlja se potreba za opreznijim donošenjem odluka o pokretanju velikih kapitalnih investicija. Iako bi one neminovno dovele do snažnijeg suficita, stvorile bi i rizik dugoročno niže konkurentnosti sistema. Iz tog razloga je potrebno buduće velike investicione odluke posmatrati i kroz prizmu upravljanja rizicima. Pristup izbora potrebnih i isplativih investicija treba imati za cilj omogućavanje suficita proizvodnje električne energije za domaće potrošače, čak potencijalno i u nešto manjem obimu nego danas, te istovremeno uz što manje narušavanje današnje konkurentnosti cijene proizvodnog miksa. Pritom je neophodno staviti i značajan fokus na unapređenje poslovanja rudnika koji djeluju u sklopu termoelektrana.

Konzervativniji pristup velikim investicijama ekonomije zapadne Evrope usvojile su prije nekoliko godina, prolazeći negativna iskustva prijevremenih dekomisija ili konzervacije elektrana i otpisa dugova nekonkurentnog dijela portfelja. S druge strane, jasan je trend sve većeg broja manjih projekata, pogotovo u segmentu OIE, odnosno sistema podsticaja koji dovode do većeg doprinosa manjeg i srednjeg preduzetništva u ukupnoj ekonomskoj aktivnosti.

Osim domaće proizvodnje električne energije, sigurnosti snabdijevanja pozitivno doprinosi i jasan trend integracije energetskih tržišta, stoga je važno, uz fizičku integraciju stalno ulagati u znanja i kompetencije trgovanja električnom energijom.

Današnji proizvodni miks u Republici Srpskoj ima obavezu ali i potencijal za unapređenje u kontekstu lokalnih emisija i čestica, te Republika Srpska, kao i čitava Bosna i Hercegovina, ide u smjeru povećanja OIE i smanjenju emisija iz termoelektrana. Prelazak na čišću energiju zahtijeva stvaranje strateškog okvira za snažnije iskorišćavanje hidropotencijala i ostalih obnovljivih potencijala, te investiranja u novu tehnologiju.

Tabela 5.2.5 Ilustrativna vizija strateških ciljeva u Republici Srpskoj

Strateški prioriteti Implikacije

Ciljevi energetske politike do 2035. u Republici Srpskoj

Danas Cilj

Sigurnost snabdijevanja

Pokrivanje domaće potrošnje

Suficit

Čišća energija (dekarbonizacija)

Učešće

Stepen

Cjenovna konkurentnost

Cijena proizvodnog

Ekonomska diversifikacija

Učešćepreduzetništva


5.2.7.3 EU agenda dekarbonizacije

Evropska unija donijela je Energetskupostati kao što je Bosna i Hercegovinabašte za najmanje 20%, povećanje učešća20%. Za period nakon 2020, Evropaefikasnosti. Nadalje, EU je u aprilutermoelektrane pod nazivom LCP BREFizgradnju novih TE postrojenja.

Tabela 5.2.6 Ciljevi Bosne i Hercegovine

Napomena: 1) Savjet ministara Bosne i HercegovineNacionalni plan smanjenja emisija za Bosnu18. okotobra 2012. godine, usvojio Odluku Izvor: European Commission - BIH Progress Report 2014, World Bank Akcioni plan za korišćenje obnovljive energijesmanjenja emisija za BIH 2015, World Bank

U prethodnoj tabeli (Tabela 5.2.6) prikazaniRepublika Srpska je 2013. godine usvojilanovi Akcioni plan koji se radi u skladu ostvarenja ušteda od 9% do 2018. godine

5 ЕУ је 28. априла 2017. одобрила нове ажуриране строже стандарде под називомHg), а за које се очекује да ступе на снагу крајем 2017. године

Učešće OIE-a u ukupnoj proizvodnji

Stepen zagađenja iz TE

proizvodnog miksa

Učešće malog i srednjeg preduzetništva

dekarbonizacije

Energetsku strategiju do 2020. godine, prema kojoj se od državaHercegovina, a samim time i Republika Srpska, očekuje smanjenje

učešća OIE-a na najmanje 20% potrošnje i postizanje uštedaEvropa nastavlja još jačim intenzitetom stimulisati politiku dekarbonizacije

aprilu 2017. odobrila dodatne strože standarde smanjenjaLCP BREF

5, čime će da se stvore dodatni pritisci kod donošenja

Hercegovine prema EU ciljevima do 2020. i 2030. godine

Hercegovine je na 37. sjednici, održanoj 30. decembra 2015. godineBosnu i Hercegovinu (NERP BIH), 2). U skladu s Ugovorom o osnivanju

o implementaciji Direktive 2009/28 o proizvodnji električne energijeBIH Progress Report 2014, World Bank - Rebalancing BIH, Systematic Country Diagnostic 2015

energije u BIH 2016, Ministarstvo spoljne politike i ekonomskih odnosaWorld Bank - Energy Efficiency Project 2014

prikazani su planovi na državnom nivou. Kada se govoriusvojila Akcioni plan energetske efikasnosti do 2018. godine

sa novom Direktivom o energetskoj efikasnosti. U Republicigodine, odnosno 3,77 PJ.

ЕУ је 28. априла 2017. одобрила нове ажуриране строже стандарде под називом LCP BREF за смањење емисија а за које се очекује да ступе на снагу крајем 2017. године.

Nisko Visoko

| 62

država članica i onih koje žele to smanjenje emisije gasova staklene

ušteda energije od minimalno dekarbonizacije i energetske

smanjenja lokalnih emisija za donošenja odluka vezanih za

godine, razmatrao i usvojio

osnivanju EZ, Ministarski savjet j, energije iz OIE-a.

Rebalancing BIH, Systematic Country Diagnostic 2015, odnosa, USAID – Nacionalni plan

govori o energetskoj efikasnosti, godine, a trenutno je u pripremi Republici Srpskoj je određen cilj

за смањење емисија (SO2, прашине, NOx, HCl, HF и

Visoko (Relativni odnosi)

| 63

U maju 2014. godine, Republika Srpska je usvojila Akcioni plan za korišćenje obnovljivih izvora, te se njime obavezala da do 2018. godine postigne učešće OIE-a od 48%, o čemu će detaljnije biti riječi u poglavlju koje se bavi obnovljivim izvorima energije.

Nadalje, Republika Srpska se obavezala smanjiti emisije SO2 za 94% do 2028. godine, u odnosu na 2014. godinu. Za isti taj period, potrebno je smanjiti emisiju NOx gasova za 57% i čvrstih čestica za 94%. U terminima smanjenja emisija CO2, cilj je donesen samo na nivou čitave Bosne i Hercegovine. Postoje dva scenarija za smanjenje do 2030. godine u skladu sa UNFCC-ovom INDC

6:

1. blaži scenario prema kojem se treba dostići nivo CO2 emisija 18% iznad vrijednosti iz 1990. godine, 2. stroži scenario prema kojem se treba dostići nivo CO2 emisija 3% ispod vrijednosti iz 1990. godine, uz

međunarodnu pomoć ( 3. Tabela 5.2.7).

Tabela 5.2.7 Ciljevi Republike Srpske prema EU energetskoj strategiji do 2020. godine

Smjernice Rok RepublikaSrpska

Energetska efikasnost Smanjenje do 2018. u odnosu na 2010. 9%

Učešće OIE-a u bruto finalnoj potrošnji energije

Učešće 2020. u odnosu na 2009. 48%

Smanjenje SO2, NOx i čvrstih čestica Smanjenje do 2028. u odnosu na 2014. 94% SO2 57% NOx

94% čestice

Nivo CO2 emisija1 Učešće do 2030. u odnosu na 1990.

18% veće/3% manje (indikativno za BIH)

Napomena: 1) Cilj je postavljen za cijelu Bosnu i Hercegovinu Izvor: European Commission - BIH progress report 2014, World Bank - Rebalancing BIH, Systematic Country Diagnostic 2015, Akcioni plan za korišćenje obnovljive energije u BIH 2016, Ministarstvo spoljnih politike i ekonomskih odnosa, USAID – Nacionalni plan smanjenja emisija za Bosnu i Hercegovinu 2015, World Bank - Energy Efficiency Project 2014, UNFCC

Kako je ranije spomenuto, stepen efikasnosti elektrana i utilizacija utiču na proizvodnu cijenu električne energije. Najveću proizvodnu cijenu u Republici Srpskoj imaju elektrane na OIE zbog dodijeljenih podsticaja, dok najnižu proizvodnu cijenu imaju hidroelektrane (snage veće od 10 MW). Prosječna proizvodna cijena u Republici Srpskoj iznosi 36 EUR/MWh, a to je niže od prosječne cijene u Bosni i Hercegovini, te je ona konkurentna sa cijenama u regiji. Kao referentne, uzete su cijene sa HUPX berze za prosječnu baznu i maksimalnu potrošnju, te maloprodajne cijene električne energije u regiji za 2015. godinu

7 (Slika 5.2.30).

Uzimajući u obzir obaveze za CO2 emisije, Bosna i Hercegovina u budućnosti može ući u evropski sistem trgovanja CO2 emisijama, koji je zasnovan prema Direktivi 2003/87/EZ. Ukoliko Bosna i Hercegovina uđe u sistem trgovanja, cijena proizvodnje elektrana biće opterećena sa dodatnih 5 do 6 EUR/MWh ako se posmatraju današnje cijene emisija od ~5 EUR/t koje su trenutno na rekordnim nivoima. S obzirom na to da će se u daljem periodu smanjivati granica dopuštenih količina emisija CO2, za očekivati je da će cijene CO2 porasti u srednjem i dugom roku. Navedene implikacije bi time mogle smanjiti i cjenovnu konkurentnost sektora termoelektrana Republike Srpske (Slika 5.2.31).

Slika 5.2.30 Stvarna cijena proizvodnje elektrana u EUR/MWh, 2015. godine

Slika 5.2.31 Stvarna cijena proizvodnje elektrana uz CO2 naknade u EUR/MWh, 2015. godine

6 Intended Nationally Determined Contribution.

7 Референтна цијена за малопродају односи се на просјек за категорију купаца домаћинства ДЦ: 2.500 kWh < x < 5.000 kWh Хрватске, Србије,

Словеније, Мађарске, Аустрије, Чешке и Словачке

| 64

Napomena: Uključena i TE „Stanari“ Izvor: RERS Izvještaj o radu 2015, ERS Izvještaj o poslovanju 2015, ETF Stanari, IEA HUPX DAM 2015 Report, IEA, EEX

Napomena: uključena i TE „Stanari“ Izvor: RERS Izvještaj o radu 2015, ERS Izvještaj o poslovanju 2015, ETF Stanari, IEA HUPX DAM 2015 Report, IEA, EEX

5.2.7.4 Potrošnja električne energije

Jedan od ključnih ulaznih parametara u planiranju razvoja elektroenergetskog sektora je i procjena kretanja potrošnje električne energije.

Za potrebe procjene potrošnje električne energije, koristio se pristup i logika primijenjen u dokumentu „NOSBiH indikativan plan razvoja proizvodnje, 2017–2026.“. Primijenjena metodologija definisala je koeficijent elastičnost – 0,5

8

između stope kretanja BDP-a i kretanja potrošnje električne energije, a to u ovom trenutku daje dovoljno kvalitetnu podlogu za dalje analize. Ipak, budući da podaci iz EU ukazuju na smanjenje korelacije („coupling“) stope BDP-a i potrošnje električne energije, ili čak divergencije, u narednom periodu preporučuje se da se napravi dubinska analizu i detaljnije procjene scenarija kretanja potrošnje električne energije.

U vezi sa navedenim, za procjenu kretanja potrošnje električne energije Republike Srpske do 2035. godine, uzeta je u obzir pretpostavka da stope rasta BDP-a od 3% godišnje

9 u periodu od 2017. do 2035. godine. Uz koeficijent

elastičnosti od 0,5, to bi dovelo do prosječne godišnje stope rasta električne energije od 1,5%, u srednjem scenariju bez uticaja mjera energetske efikasnosti. Krajnji efekt takvih stopa rasta doveo bi do apsolutnog povećanja potrošnje na 5,34 TWh u 2035. godini. Dodatno, napravljena je i procjena potrošnje električne energije sa određenim mjerama energetske efikasnosti. Prilikom procjene potrošnje, uz energetsku efikasnost uzeta je pretpostavka smanjenja potrošnje od -9%

10 do 2035. godine, kao konzervativan minimum ostvarenja.

Slika 5.2.32 Procjena kretanja potrošnje električne energije, sa i bez EE, u TWh, 2017–2035. godine

Izvor: analiza Projektnog tima, EIU, Dun & Bradstreet, Oxford Economics, NOSBiH Indikativan plan proizvodnje 2017–2026.

5.2.7.5 Regionalno okruženje

Prilikom razvoja budućeg proizvodnog portfelja, u obzir treba uzeti i razvoj kapaciteta, rast proizvodnje u regiji, kao i kretanja cijena na berzi. Iako realizacija dinamike kapaciteta u regiji zavisi od brojnih faktora (npr. usljed niskih cijena investicija se zaustavlja ili prolongira, nemogućnost zatvaranja finansijske konstrukcije, pravni i ekološki aspekti i sl.), činjenica je da ostale zemlje, takođe, imaju ambiciozne planove izgradnje kao i Republika Srpska. Na primjer, u Mađarskoj se očekuje puštanje u rad HE Paks 2 snage 2.400MW u 2025. godini, a čiju je izgradnju odobrila Evropska 8 Корелација је базирана на основу НОСБиХ Индикативног план производње 2017–2026. 9 Претпоставка базирана на консензусу свјетских аналитичких кућа EIU, Dun&Bradstreet, Oxford Economics 10 Бројка не представља службени циљ према мјерама енергетске ефикасности, већ служи за анализу осјетљивости различитих сценарија развоја производног микса.

| 65

komisija. Dodatno potrebno je uzeti u obzir dalju integraciju evropskog tržišta. Konkretno, povezivanje zemalja jugoistočne Evrope podmorskim kablovima s Italijom, koji će imati uticaja na buduće veleprodajne cijene i razvoj proizvodnih kapaciteta

11.

Nadalje, iako je teško prognozirati u kojem smjeru i kojom dinamikom će se kretati cijene električne energije na berzama u regiji, niske cijene u zadnjih nekoliko godina predstavljaju svojevrstan rizik za budućnost i treba ih staviti u kontekst prilikom planiranja novih kapitalno intenzivnih projekata. Snažniji rast veleprodajnih cijena svakako bi stvorio nešto povoljniju klimu za investicije.

Slika 5.2.33 Razvoj kapaciteta u regiji i konkurentnost proizvodnog miksa u izvozu

Izvor: Platts database, analiza Projektnog tima

5.2.8 Razrada scenarija razvoja proizvodnog miksa Republike Srpske do 2035. godine

5.2.8.1 Uvod i pretpostavke

Na bazi razumijevanje konteksta, odnosno ulaznih faktora, koji značajno utiču na sadašnje i buduće investicione odluke, dokument obrađuje nekoliko različitih scenarija, odnosno indikativnih smjerova razvoja proizvodnog miksa Republike Srpske. Za razumijevanje koncepta, scenarije je potrebno interpretirati u skladu sa njihovim ciljevima:

1. Razradom scenarija razvoja proizvodnog miksa električne energije, cilj je prikazati spektar raznih opcija i politika razvoja, sa pridruženim indikativnim kvalitativnim i kvantitativnim efektima (posljedicama);

2. Izbor ciljanog scenarija, kombinacije, odnosno smjera razvoja proizvodnog miksa do 2035. godine je diskreciona odluka kreatora energetske politike na nivou entiteta Republike Srpske u skladu sa postojećim i budućim zakonskim i regulatornim obavezama;

3. Kod razrade proizvodnih mikseva, cilj nije eksplicitno nominovati pojedine projekte, već ukazati na učešće pojedine vrste tehnologije u proizvodnji električne energije (ugalj, gas, hidro i OIE), te moguće kvantitativne i kvalitativne implikacije na ključne parametre i ograničenja (npr. cjenovna konkurentnost, pokrivanje domaće potrošnje, izvozni potencijal, učešće OIE-a, itd.);

4. S obzirom na značajan uticaj termoelektrana na ugalj ili na gas na kretanje proizvodnog miksa, eksplicitno je dat prikaz dekomisija i izgradnje termoelektrana na ugalj ili na gas prema zadnjim informacijama kao jedna od ključnih pretpostavki za razradu scenarija (a koji se mogu u budućnosti promijeniti);

5. Kao dodatak scenarijima proizvodnog miksa, priložena je lista trenutno potencijalnih projekata sa indikativnim tehničkim parametrima, a koji će se realizovati u skladu sa izabranim strateškim smjerom Republike Srpske.

U sklopu ovog dokumenta, obrađena su četiri indikativna scenarija razvoja proizvodnog miksa koji se međusobno značajno razlikuju, te kogeneracioni scenario kao alternativna opcija. Cilj je pokazati razumijevanje različitih strategija i politika razvoja proizvodnog miksa, te njihovih indikativnih posljedica. Ključni učesnici energetskog sektora Republike Srpske bi trebalo da izaberu onaj scenario ili kombinaciju scenarija kojim se adekvatno adresira vizija energetskog sektora, preuzete i buduće zakonske i regulatorne obaveze, te omogućava održiv i konkurentan sistem.

Detaljnije obrađeni scenariji su:

1. Scenario radnih grupa entiteta ili entitetski scenario koji se bazira na inputima Radne grupe Republike Srpske, gdje su prilikom planiranja uvaženi i postojeći dokumenti i odnosi sa sadašnjim i potencijalnim investitorima, te ostalim učesnicima. Budući da scenario predviđa preko 100% izvoza suficita proizvedene energije, napravljen je i podscenario kojim je uzeta pretpostavka limita na izvoz električne energije u iznosu od 70% iznad domaće potrošnje za sektor termoelektrana (isključujući TE „Stanari“ koja proizvodi godišnje 2 TWh) sa prvenstvom ulaska hidropostrojenja i ostalih OIE postrojenja u EES. Navedeni limit predstavlja hipotetsku

11 Према документу „SEE Electricity market Perspectives until 2030. – Assessing the impact of Regional Connecitons to Italy“ предвиђена су три сценарија којима се оцјењују могућности преносне мреже југоисточне Европе да поднесе разне интензитете производње, иднетификују могућа загушења мреже и предлажу могућа побољшања мреже.

| 66

situaciju gdje se višak električne energije ne može u potpunosti konkurentno izvesti, zbog čega se donosi odluka djelimičnog smanjenja proizvodnih aktivnosti;

2. Drugi scenario bazira se na Indikativnom planu (IP) 2017–2026. uz projekciju do 2035. godine, te predstavlja okvir razvoja proizvodnog miksa prema nominacijama raznih projekata koji su konsolidovani u NOSBiH izvještaju. Ključni cilj ovog scenarija je razumjeti implikacije na ključne parametre sistema kada bi se realizovale sve investicione odluke nominovane od elektroprivreda prema NOSBiH;

3.

4. Troškovno optimizovani (IP) scenario bazira se na filozofiji razvoja proizvodnog miksa u skladu sa indikativnim planom NOSBiH. Međutim, uz određene korekcije, primarno u domenu instalirane snage (npr. Ugljevik 3 na 300 MW) i godine puštanja u pogon i/ili dekomisije većih projekata;

5. Blaži obnovljivi scenario podstiče veće učešće obnovljivih izvora energije uz podsticanje mjera energetske efikasnosti kao alternativa ostalim scenarijima, koji se tradicionalno zasnivaju na većem učešću sektora termoelektrana. Iako ovaj scenario predstavlja najintenzivniji zaokret u filozofiji planiranja proizvodnog miksa, i dalje se u dobroj mjeri naslanja na ugalj kao danas dominantan prirodni resurs u proizvodnji električne energije, imajući u vidu kompleksnost sprovođenja procesa potpune dekarbonizacije.

Obrađeni scenariji razvoja proizvodnog miksa rezultat su saradnje Radne grupe Republike Srpske, analiza Projektnog tima i, djelimično, rezultata studije Svjetske banke, „BIH-Power Sector Note“ iz 2017. godine. Studija Svjetske banke rađena je prema metodologiji i kriterijumu troškovne konkurentnosti proizvodnih tehnologija tokom životnog ciklusa (engl. LCOE – Levelized Cost of Electricity) u saradnji sa ključnim učesnicima energetskog sektora Bosne i Hercegovine.

Ključni parametri korišćeni prema studiji Svjetske banke odnose se na godine puštanja u rad i dekomisija najznačajnijih elektrana, te se oslanjaju na ostale ulazne parametre poput cijene goriva, procjene potrebnih kapitalnih ulaganja za nove projekte, operativne troškove rada elektrana i efikasnost itd. Potrebno je napomenuti da je u pretpostavkama hidrologija planirana konzervativno, te da su pretpostavke pojedinačnih operativnih i kapitalnih troškova, posebno za OIE projekte, rađene na bazi podataka elektroprivreda u Bosni i Hercegovini, ali i svjetskih „benchmark“ podataka. Iz tog razloga postoji mogućnost da su iskazani troškovi izgradnje i rada elektrana za obnovljive izvore energije niži u odnosu na stvarne današnje troškove i iskustva elektroprivreda u Bosni i Hercegovini. Međutim, s druge strane, daju okvir troškovne strukture kod efikasnog planiranja i sprovođenja investicije, te operativnog upravljanja rada elektrane, dominantno kroz troškove održavanja i proizvodnje (engl. O&M).

Plan puštanja u rad objekata OIE za Scenario radnih grupa entiteta12

baziran je prema inputima Radne grupe Republike Srpske i analize Projektnog tima za sve vrste tehnologija. U ostalim scenarijima projekcije za VE oslanjaju se na preporuke iz „BIH-Power Sector Note“ dokumenta, dok se ostale vrste tehnologija oslanjaju na ulazne parametre Radne grupe Republike Srpske i Projektnog tima.

Budući da su prikazane opcije razvoja proizvodnog miksa okvirne, te predstavljaju razne smjerove razvoja, predlaže se u idućem koraku detaljnija razrada scenarija razvoja proizvodnog miksa Republike Srpske, koja će, uz kriterijum troškovne konkurentnosti, snažnije uključiti i dodatne kriterijume poput socijalnog aspekta, različitih kretanja cijena električne energije i kapaciteta u regiji, strategiji razvoja OIE u sistemu podsticaja, efekata kogeneracije na efikasnost pogona itd. Upravo bi efekti kogeneracije mogli dodatno povećati troškovnu (OPEX) i cjenovnu efikasnost postojećih i budućih termoelektrana, čime bi optimalna godina njihovog puštanja u rad mogla biti i nešto ranije u odnosu na obrađene scenarije.

U nastavku je prikaz dekomisija i puštanja u rad termoelektrana na ugalj ili na gas u Republici Srpskoj, gdje TE „Ugljevik“ u svim scenarijima radi nakon posmatranog perioda do 2035. godine, prvenstveno zbog otplate kreditne linije za ugrađenu opremu za odsumporavanje, kao i novoizgrađena TE „Stanari“. U entitetskom scenariju dolazi do zamjene TE „Gacko“ novim postrojenjem TE „Gacko 2“ u 2024. godini ili alternativno prestankom rada TE „Gacko“ u 2031. u ostalim scenarijima. Dodatno, planira se ulazak nove TE „Ugljevik 3“ snage 600 MW ili 300 MW u troškovno optimizovanom scenariju. Blaži obnovljivi scenario ne predviđa ulazak novih termoelektrana na ugalj ili na gas (Tabela 5.2.8 i Tabela 5.2.9)

Tabela 5.2.8 Dekomisija postojećih termoelektrana na ugalj ili na gas

Termoelektrana Snaga

(MW)

Scenario radnih grupa

entiteta

Indikativan plan (IP)

Troškovno optimizovan

IP

Blaži obnovljivi

scenario sa EE

Ugljevik 279 >2035 2035 >2035 >2035

Gacko 276 2024 2031 2031 2031

Stanari 263 >2035 >2035 >2035 >2035

Izvor: Radne grupe entiteta, World Bank - Power Sector Note 2016

Tabela 5.2.9 Puštanje u rad novih termoelektrana na ugalj ili na gas u skladu sa scenarijima

12 План производње и инсталиране снаге разрађен је у складу са Акционим планом за ОИЕ до 2020. уз пројекцију стопа раста 2020–2035. као стратешког погледа на развој сектора у РС у складу са инпутима Радне групе РС.

| 67

Termoelektrana Snaga

(MW)

Scenario radnih grupa

entiteta


Troškovno optimizovan

IP

Blaži obnovljivi

scenario sa EE

Ugljevik 3 600 2022 2019 2025

(300 MW) -

Gacko 2 350 2024 - - -

Napomena: U kontekstu projekta Ugljevik vrše se pripreme dva bloka, međutim, u daljem procesu razvoja potrebno je razmotriti potencijalnu redukciju ciljane instalirane snage na 300 MW u skladu sa potrebama elektroenergetskog sektora Republike Srpske i na osnovu procjene investitora za tržišni plasman proizvedene energije izvan Republike Srpske. Dodatno, pretpostavka je da će u svim scenarijima nove termoelektrane imati ugrađenu kontrolnu opremu za lokalne emisije Izvor: Radne grupe entiteta, World Bank - Power Sector Note 2016, analiza Projektnog tima

5.2.8.2 Kvalitativan sažetak indikativnih rezultata scenarija razvoja proizvodnog miksa Republike Srpske

U nastavku je dat popis ključnih strateških kriterijuma koji služe kao smjernice za analizu i razumijevanje scenarija proizvodnog miksa, te presjek kvalitativnih rezultata pojedinog scenarija iz kojih je vidljivo kako scenariji proizvodnog miksa postižu različite ciljeve, odnosno koji su njihovi uticaji (Tabela 5.2.10).

Konkretno, svi scenariji zadovoljavaju primat u snabdijevanju domaćeg potrošačkog tijela, te istodobno obezbjeđuju izvozni potencijal Republike Srpske.

Cjenovni miks scenarija relativno je povoljan s obzirom na današnje cijene berzi, koje su na relativno niskim nivoima, osim nešto nepovoljnijeg odnosa u entitetskom scenariju sa izvoznim limitom od 70% iznad domaće potrošnje.

U terminima smanjenja lokalnih emisija i CO2 emisija, najveće konvergiranje kriterijumu bi se ostvarilo u blago obnovljivom scenariju, te podstakao pozitivan trend rasta učešća hidroelektrana i OIE-a u ukupnoj instaliranoj snazi.

Svi scenariji zahtijevaju određenu kompleksnost u implementaciji, a naročito se to odnosi na progresivniji scenario radnih grupa u kojima su potrebni značajniji napori u pripremi izgradnje i finansiranja projekata, od kojih bi se većina trebala realizovati do 2025. godine. Situacija je slična i za Indikativan plan (IP) s obzirom na to da je objektivno teško očekivati ubrzanu realizaciju TE „Ugljevik“ velike instalirane snage od 600 MW. Blaži obnovljivi scenario zahtijeva, takođe, određenu težinu realizacije s obzirom na to da je potrebna veća koordinacija prilikom izgradnje više projekata hidro i OIE kapaciteta, ali isto tako i promjenu filozofije na čišću energiju, te uvažavanje socijalnog aspekta (prvenstveno za sektor uglja). Troškovno optimizovan scenario ne zahtijeva progresivniju promjenu filozofije u kontekstu karbonizacije, dok se izgradnja TE „Ugljevik“ svela na objektivnije okvire u vidu veličine projekta (300 MW) i dinamiku izgradnje predviđenu 2025. godine.

Tabela 5.2.10 Kriterijum i kvalitativan sažetak scenarija razvoja proizvodnog miksa električne energije Republike Srpske

| 68

Izvor: World Bank BIH Power Sector Note 2016, radne grupe entiteta, analiza Projektnog tima

U daljem dijelu dokumenta prikazan je zaseban razvoj analiziranih scenarija gdje su detaljnije prikazani parametri kretanja instalirane snage i proizvodnje električne energije po vrstama tehnologija, te učešće izvoza/uvoza u odnosu na domaću potrošnju.

5.2.8.3 Scenario radnih grupa entiteta

U 2016. godini ukupna instalirana snaga kapaciteta iznosi 1.601 MW, od čega 51% čine kapaciteti na ugalj. Prema ovom scenariju, do 2035. godine je planiran porast instalirane snage za 157%, odnosno u rad će biti pušteni novi objekti uz dekomisije, ukupne snage od 2.519 MW. Većina objekata biće puštena u rad do 2025. godine, čija je ukupna snaga 2.705 MW, dok će ostalih 90 MW biti pušteno u periodu od 2025. do 2035. godine. Očekuje se porast učešća HE i OIE-a u sistemu podsticaja sa 45% na 63% (Slika 5.2.34).

Slika 5.2.34 Instalirani kapacitet po tehnologiji u Republici Srpskoj u MW, 2016–2035. godine (entitetski scenario)


Za scenario radne grupe napravljene su dvije verzije scenarija:

za proizvodnju bez izvoznog limita,

| 69

za proizvodnju sa izvoznim limitom od 70% iznad domaće potrošnje sa prvenstvom ulaska HE i OIE u sistemu

podsticaja.

U verziji u kojoj nema izvoznog limita, novih 2.469 MW instaliranih kapaciteta bi u 2035. godini dovelo do ~100% veće proizvodnje električne energije nego što je bila u 2016. godini. U tom bi slučaju suficit bio oko 200% potrošnje, ukoliko se ne koriste mjere energetske efikasnosti, ili 180% sa korišćenjem mjera energetske efikasnosti. U narednim bi se godinama zadržali slični odnosi proizvodnje iz različitih tehnologija (ugalj ~64%, hidro ~28% i OIE u sistemu podsticaja ~8%), (Slika 5.2.35).

Slika 5.2.35 Kretanje proizvodnje električne energije bez izvoznog limita u TWh, 2016–2035. godine (entitetski scenario)


Za drugu verziju scenarija, postavljen je izvozni limit na 70% iznad domaće potrošnje za TE, a prvenstvo ulaska proizvodnje imaju hidroelektrane i ostale OIE elektrane. Bitno je napomenuti da se izvozni limit ne odnosi za TE „Stanari“ koja proizvodi 2 TWh električne energije godišnje. U ovom slučaju bi iznos proizvodnje narastao za otprilike 50% do 2035. godine. Suficit bi tada, bez korišćenja mjera energetske efikasnosti iznosio 107%, a sa mjerama 128% (Slika 5.2.36).

Slika 5.2.36 Kretanje proizvodnje električne energije sa izvoznim limitom u TWh, 2016–2035. godine (entitetski scenario)


5.2.8.4 Indikativni plan (IP) scenario

Prilagođen indikativni plan razvoja prema NOSBiH predviđa rast ukupnih instaliranih kapaciteta, kao i učešća obnovljivih izvora energije. Prema planu, do 2025. godine trebalo bi da se instalira 933 MW novih kapaciteta, od kojih će većina i dalje da bude na ugalj (TE „Ugljevik“ 600 MW). Nakon 2025. godine, očekuje se dekomisija TE „Gacko“ od 276 MW,

| 70

dok će u pogon biti pušteno 162 MW novih OIE kapaciteta koji ulaze u sistem podsticaja. U 2035. godini bi tada iznos instaliranih kapaciteta iznosio 2.421 MW, te će se u odnosu na 2016. godinu ostvariti rast od 51%. Učešće velikih hidroelektrana relativno će se smanjiti, sa postojećih 45% na 40%, no učešće elektrana na ostale obnovljive izvore značajno će se povećati (Slika 5.2.37).

Slika 5.2.37 Instalirani kapaciteti po tehnologiji u MW, 2016–2035. godine (IP scenario)

Izvor: World Bank BIH - Power Sector Note 2016, NOSBiH Indikativan plan 2016 - 2027, analiza Projektnog tima

U terminima proizvodnje, predviđen je rast do 2035. godine od 53%, a to znači da bi tada iznos proizvedene električne energije bio 11,5 TWh. Termoelektrane na ugalj bi i dalje dominirale, i u apsolutnom i relativnom porastu. Učešće hidroelektrana i elektrana na OIE koje ulaze u sistem podsticaja bio oko 30%. Za razliku od prethodnog entitetskog scenarija, u ovom scenariju bi suficit već u 2020. godini bio preko 100% domaće potrošnje, a do 2035. godine bi se povećao na 117%, odnosno 139%, u zavisnosti od toga koriste li se mjere energetske efikasnosti ili ne koriste (Slika 5.2.38).

Slika 5.2.38 Kretanje proizvodnje električne energije u TWh, 2016–2035. godine (IP scenario)

Izvor: World Bank BIH - Power Sector Note 2016, analiza Projektnog tima

5.2.8.5 Troškovno optimizovani IP scenario

Prema troškovno optimizovanom IP scenariju, do 2025. godine će u pogon biti pušteno 727 MW novih instaliranih kapaciteta, od čega će 427 MW biti kapaciteti iz HE i ostalih OIE, bez dekomisija postojećih termoelektrana. Do 2035. u pogon će biti pušteno još 42 MW iz obnovljivih izvora energije u sistemu podsticaja, a TE „Gacko“ od 276 MW će otići u

| 71

dekomisiju. Ukupna instalirana snaga iznosila bi 2.095 MW. U odnosu na 2016. godinu, dođi će do rasta snage od 31%. Učešće svih obnovljivih izvora će se, kao i u prethodnim scenarijima, povećati i iznosiće oko 60% (Slika 5.2.12).

Slika 5.2.39 Instalirani kapaciteti po tehnologiji u MW, 2016–2035. godine (troškovno optimizovan IP scenario)

Izvor: World Bank - Power Sector Note 2016, analiza Projektnog tima

S obzirom na porast instaliranih kapaciteta, doći će i do povećanja proizvodnje. Do 2020. bi, prema planu, proizvodnja trebalo da bude na današnjim nivoima, dok se od 2025. očekuje povećanja na oko 10 TWh, prvenstveno zbog ulaska nove termoelektrane „Ugljevik 3“ snage 300MW, uz blagi pad proizvodnje iz uglja nakon 2031. zbog dekomisije TE „Gacko“. Tako se do 2035. godine može očekivati porast proizvodnje od 36% u odnosu na 2016. godinu. Ugalj će i dalje dominirati u strukturi proizvodnje sa preko 60%. I u ovom scenariju predviđa se snažan suficit koji bi trebao da poraste na oko 91% ako se ne koriste mjere energetske efikasnosti, odnosno na 110% ako se mjere sistematski budu sprovodile u Republici Srpskoj (Slika 5.2.40).

Slika 5.2.40 Kretanje proizvodnje električne energije u TWh, 2016–2035. godine (troškovno optimizovan IP scenario)

| 72


5.2.8.6 Blaži obnovljivi scenario sa energetskom efikasnošću

Ovaj scenario mijenja strukturu proizvodnog portfelja u odnosu na prethodno navedene scenarije, na način da se značajnije promovišu obnovljivi izvori energije. U skladu s tim povećaće se učešće ukupnih obnovljivih izvora energije u ukupnim instaliranim kapacitetima. Do 2035. očekuje se povećanje instaliranih kapaciteta od 28%. Prema planu, u pogon će biti puštene hidroelektrane ukupne instalirane snage ~470 MW i elektrane na ostale OIE čije će ukupna snaga biti ~260 MW. Uzimajući u obzir planiranu dekomisiju TE „Gacko“ nakon 2025. godine, u 2035. će učešće svih instaliranih obnovljivih izvora energije biti 73%, tj. 1514 MW (Slika 5.2.41).

Slika 5.2.41 Instalirani kapaciteti po tehnologiji u MW, 2016–2035. godine (blaži obnovljivi scenario sa EE)


U ovom scenariju iznos proizvodnje električne energije će u 2035. godini ostati na istom nivou kao i u 2016. godini, ali će doći do preraspodjele strukture učešća pojedinih tehnologija. Učešće termoelektrana u ukupnoj proizvodnji, po planu, bi trebalo da se smanji sa sadašnjih 64% na 45%, s obzirom na to da je pretpostavka blagog pada proizvodnje iz TE „Gacko“ i na pretpostavku kako nema instaliranja kontrolne opreme za lokalne emisije. Dodatno, uz navedeno, blagi pad sektora termoelektrana kompenzuje se izgradnjom novih hidro i drugih OIE kapaciteta nakon 2025. godine, s čime se postepeno mijenja i proizvodna struktura i konvergira prema dekarbonizaciji elektroenergetskog sektora Republike Srpske. Uprkos smanjenju učešća TE, obnovljivi scenario i dalje obezbjeđuje sigurnost snabdijevanja i suficit, koji je ipak nešto niži nego u ostalim scenarijima i iznosi oko 55% domaće potrošnje uz energetsku efikasnost (Slika 5.2.42). Iako TE „Stanari“, u skladu sa Ugovorom o koncesiji, nije obavezna plasirati električnu energiju za namirenje potreba domaćeg potrošačkog tijela, moguća je opcija snabdijevanje i domaćeg tržišta, ali to je diskreciona odluka vlasnika i tržišnih okolnosti.

| 73

Slika 5.2.42 Kretanje proizvodnje električne energije u TWh, 2016–2035. godine (blaži obnovljivi scenario sa EE)


5.2.8.7 Sažetak scenarija

U nastavku je dat sažetak rezultata indikativnih scenarija koji daju jasne implikacije i ključne efekte razvoja proizvodnog miksa na strateškom nivou. Na kreatorima energetske politike Republike Srpske je odluka u kojem smjeru se želi pozicionirati u narednih 25 godina. Bitno je da se prilikom strateškog planiranja sagledavaju sveobuhvatno svi rizici i prednosti pojedinih smjerova i opcija za Republiku Srpsku.

Konkretno, najveća kapitalna investicija je procijenjena za entitetske scenarije i iznosi od 3,7 do 4,5 milijarde evra, dok je za ostale scenarije iznos kapitalne investicije otprilike duplo manji. Zbog vrlo progresivnog plana ulaganja, treba očekivati da će se najveća količina električne energije proizvesti u entitetskom scenariju uz osiguravanje izuzetno visokog izvoznog potencijala, te prihvatljivu cijenu. Međutim, ukoliko se uzme u obzir i izvozni limit na sektor termoelektrana, došlo bi do najveće proizvodne cijene od 45 do 50 EUR/MWh. Ostali scenariji imaju prihvatljive cijene, s time da se najniži cjenovni raspon predviđa u troškovno optimizovanom scenariju od 38 do 42 EUR/MWh. Kao što je već spomenuto u pojedinačnim analizama, u svim scenarijima bi se obezbijedio visoki izvozni potencijal za Republiku Srpsku. Za sve scenarije bi se ostvario kumulativni izvoz veći od 100% domaće potrošnje, osim za obnovljivi scenario sa izvozom od 70% do 80%. Gledajući OIE u instaliranim kapacitetima, najveće učešće OIE-a koji ulaze u sistem podsticaja i hidrokapaciteta predviđa se za scenarije radnih grupe entiteta od 60% i obnovljivom scenariju od 55%. U blažem obnovljivom scenariju ostvaruje se najveće učešće električne energije hidro i drugih OIE-a od 40% do 50% u ukupnoj proizvodnji, s obzirom na to da scenario ne predviđa izgradnju novih termokapaciteta. Slična situacija je i kod entitetskog scenarija sa izvoznim limitom, ali zbog niže utilizacije sektora termoelektrana cijena je posljedično veća. Svi scenariji, pa čak i blago obnovljiv scenario, naglašavaju i dalje važnost uglja kao energenta u proizvodnji električne energije. S obzirom na to da su najveća kapitalna ulaganja u sektor termoelektrana, predviđa se da će se najviše uglja potrošiti u entitetskom scenariju bez izvoznog limita i to do 206 miliona tona uglja u posmatranom periodu. Iako se najmanje uglja očekuje u blago obnovljivom scenariju sa procijenjenom kumulativnom potrošnjom ~100 miliona do 108 miliona tona, ugalj i dalje ima relativno važnu ulogu u proizvodnom miksu električne energije.

Oko detaljnije procjene uticaja na potrošnju uglja, vidjeti poglavlje koje se odnosi na sektor uglja u nastavku Strategije (Tabela 5.2.11).

Tabela 5.2.11 Ključni efekti scenarija razvoja proizvodnog miksa električne energije, 2016–2035. godine

CAPEX interval novih

objekata13

(mlrd.EUR)

Prosječna proizvodna cijena bez

CO2

(EUR/MWh)14

Kumulativna proizvodnja

(TWh)

Kumulativni izvoz kao %

domaće potrošnje

Prosječni % OIE u

instaliranoj snazi

Prosječni % OIE u ukupnoj

proizvodnji/ potrošnji

15

Kumulativna potrošnja uglja

(mil.tona)

13 Односи се на процијењену укупну капиталну инвестицију нових пројеката који почињу с радом у посматраном периоду. 14 CAPEX и OPEX базирају се на основу поређења са добрим индустријским праксама. 15

Уколико је у структури извоза једнако учешће произведене електричне енергије из свих извора.

| 74

Entitetski scenario (bez limita izvoza)

3,7–4,5 40–44 230–280 160% – 190% 60% 35% – 40% 190–206

Entitetski scenario (sa

limitom izvoza) 3,7–4,5 45–50 180–220 100% – 120% 60% 45% – 50% 120–130


1,5–1,8 41–45 180–220 110% – 130% 47% 30% – 40% 150–168

Troškovno optimizovan IP

1,5–1,8 38–42 170–210 100% – 120% 55% 33% – 40% 140–155

Blaži obnovljivi scenario sa EE

1,1–1,3 40–45 140–170 70% – 80% 61% 44% – 50% 100–108

Izvor: World Bank - Power Sector Note 2016, Radna grupa Republike Srpske, analiza Projektnog tima

5.2.8.8 Popis potencijalnih kandidata – projekata novih objekata

U nastavku je dat popis ključnih (potencijalnih) budućih proizvodnih objekata i njihove indikativne tehničke karakteristike

16, koje služe kao potencijalna lista planiranih većih proizvodnih objekata. Realizaciju potencijalnih novih

projekata potrebno je planirati i realizovati u skladu s Akcionim planovima, EU/EZ obavezama i dugoročnoj održivosti za Republiku Srpsku (Tabela 5.2.12).

Tabela 5.2.12 Popis potencijalnih novih većih objekata u Republici Srpskoj

# Vrsta Objekt Instalirana

snaga (MW)

Planska proizvodnja (GWh/god)

Indikativan CAPEX

(mil. EUR)

Indikativan period godine

ulaska 1 Ugalj TE Ugljevik 3 600 4.000 850 2019-2025

2 Ugalj TE Gacko 2 350 2.000 460 2024-2025

3 Hidro HE Dabar 159,15 251 + 265 (nizvodni

efekti) 177,56 2020-2022

4 Hidro HE Nevesinje 60 100,60 97,40 2023-2028

5 Hidro HE Buk Bijela 93,52 332,30 193,42 2022-2024

6 Hidro RHE Buk Bijela 600 1.164,85 376,10 2022-2030

7 Hidro HE Foča 44,15 175,9 118,87 2024-2028

8 Hidro HE Dubrovnik 2 (RS dio) 152 159,20 84,32 2021-2030

9 Hidro HE Sutjeska 44,08 95,62 138,66 2024-2028

10 Hidro HE Paunci 43,21 166,90 125,34 2024-2028

11 Hidro HE Rogačica (RS dio) 56,64 206,71 121,63 2025-2030

12 Hidro HE Tegare (RS dio) 60,47 224,02 140,97 2025-2028

13 Hidro HE Doboj 8,39 36,8 36,42 2021-2028

14 Hidro HE Bileća 33 116,40 48,26 2021-2028

15 Hidro HE Cijevna 1 14,1 67,7 36,49 2021-2028

16 Hidro HE Cijevna 2 14,2 69,6 35,70 2021-2028

17 Hidro HE Cijevna 3 13,9 69,0 42,39 2021-2028

18 Hidro HE Cijevna 4 13,9 69,9 42,42 2021-2028

19 Hidro HE Cijevna 5 13,2 62,4 n/a 2021-2028

20 Hidro HE Cijevna 6 12,9 63,1 n/a 2021-2028

21 Hidro HE Ulog 35 100 60 2017-2020

22 Hidro HE Mrsovo 43 123 85 2017-2020

23 Hidro HE Cehotina 18 80 40 2021-2028

16

Наведени параметри могу се мијењати, те је њихова даља разрада предмет додатних техничких студија и докумената.

| 75

24 Hidro HE Kozluk (RS dio) 44,25 188 153,02 2025-2035

25 Hidro HE Drina I (RS dio) 43,85 181,85 144,89 2025-2035

26 Hidro HE Drina II (RS dio) 43,90 189,90 166,02 2025-2035

27 Hidro HE Drina III (RS dio) 50,5 234,55 215,61 2025-2035

28 Hidro HE Dubravica (RS dio) 43,61 167,74 172,46 2025-2035

29 Hidro HE Trn 21,42 89,09 72,17 2025-2035

30 Hidro HE Laktaši 21,42 92,99 103,14 2025-2035

31 Hidro HE Kosjerevo 21,42 93,05 128,93 2025-2035

32 Hidro HE Razboj 21,42 92,02 13,330 2025-2035

33 Hidro HE Dub 9 20 12 2018-2018

34 Hidro HE Bočac II 8,76 41,6 n/a n/a

35 Hidro HE Novoselija 16,4 69,98 n/a n/a

36 Vjetar VE Trusina 51 160 65 2018-2020

37 Vjetar VE Hrgud 48 126 64,29 2019-2021

38 Vjetar VE Grebak 48 110 65 2031-2035 Napomena: sve ostale vrste tehnologija u sklopu OIE-a prikazane su kao indikativni ciljevi do 2035. godine u poglavlju „Obnovljivi izvor energije“. Izvor: Radna grupa Republike Srpske, analiza Projektnog tima

5.2.8.9 Indikativna (alternativna) opcija – kogeneracioni scenario

U nastavku je data indikativna analiza i komentar na alternativan pristup postizanja snažno obnovljivog scenarija, baziranog na ideji intenzivnog korišćenja kogeneracionih postrojenja na bio-masu (i „dual-fuel“), koja bi dominantno zamijenila postojeće termoelektrane na ugalj. Navedeni scenario nije detaljnije razrađen po uzoru na ostale scenarije, već je razrađen kvalitativno i kvantitativno na višem nivou. Kogeneracioni obnovljivi scenario zahtijeva vrlo kompleksnu implementaciju i brojne uslove koji bi se trebali zadovoljiti da bi scenario bio dugoročno održiv. Cilj navedenog scenarija, koji teži prema potpunoj dekarbonizaciji energetskog sistema, je prikazati opciju koja može biti, ako ne dominantna, barem dio budućeg promišljanja razvoja proizvodnog miksa Republike Srpske. Postrojenja za kogeneraciju električne i toplotne energije na bio-masu, moraju biti ekonomski konkurentna postojećim sistemima, koja kao energent koriste ugalj. Prema Evropskoj direktivi o energetskoj efikasnosti, države moraju procijeniti potencijal kogneracije električne i toplotne energije, daljinskog grijanja i hlađenja. Efikasna kogeneracija uslovljava da je lokacija postrojena u neposrednoj blizini područja na kojem se konzumira proizvedena toplotna energija. Takođe, cijena izgradnje objekata mora biti minimalna pa se nameće korišćenje postojećih toplotnih objekata. Imajući u vidu malu gustinu naseljenosti i mali broj urbanih centara mogućnost efikasnog uvođenja kogneracije na bio-masu postoji u gradovima Banja Luka i Bijeljina. Za navedene gradove procijenjena je potrebna količina goriva na godišnjem nivou ukoliko se izgrade postrojenja sa električnim kapacitetom od 160 MWe i toplotnim kapacitetom od 240 MWt (Tabela 5.2.13).

Tabela 5.2.13 Potrebni tehnički parametri za optimalni portfelj termoelektrana-toplana (indikativno)

Objekat Električni kapacitet

(MWe) Toplotni kapacitet

(MWt)

Maksimalna godišnja proizvodnja električne

energije (GWhe)

Maksimalna potrebna količina goriva (GWhf)

Banja Luka 160 240 1200 3000

Bijeljina 160 240 1200 3000

Ukupno 320 480 2400 6000 Izvor: Analiza Projektnog tima

U slučaju Banje Luke, projektovanje i gradnja kogeneracionog postrojenja može početi odmah, što bi obezbijedilo ulazak u pogon krajem 2021. godine. Tokom perioda izgradnje navedenog postrojenja potrebno je izgraditi i razviti toplotnu mrežu. Postoji mogućnost širenja mreže u gradu Banja Luka, ali i povezivanje naselja Laktaši, Čelinac i ostalih okolnih naselja. U Bijeljini je potrebna izrada prostornih planova i razvoj transportnog sistema zbog čega je mogući ulazak u pogon razmatranog postrojenja tek 2026. godine. Takođe, potrebno je razviti plantaže topole zbog osiguranja snabdijevanja goriva za kogeneraciju. Najizglednije lokacije kogeneracionog postrojenja su u sklopu postojeće elektrane Ugljevik ili u okolini Bijeljine. Tržište toplotne energije proizvedene u kogeneracionom postrojenju Bijeljina potencijalno čine grad Bijeljina, Novi Dvorovi, Banja Dvorovi, Popovi, Janja, Ugljevik i veći privredni subjekti poput stakleničkih proizvođača i ribnjaka.

Prema električnom i toplotnom kapacitetu postrojenja za kogeneraciju i prema veličini tržišta napravljena je procjena očekivane proizvodnje električne i toplotne energije (Tabela 5.2.14). Uz potrošnju toplotne energije od strane fizičkih i pravnih lica za grijanje prostorija i pripremu tople vode, toplotna energija može se koristiti za sušenje bio-mase čime joj se povećava kvalitet i efikasnost korišćenja.

Tabela 5.2.14 Predviđena proizvodnja električne i toplotne energije

| 76

Objekat Očekivana proizvodnja

električne energije (GWhe/god)

Očekivana proizvodnja komercijalne toplotne energije

(GWht/god)

Očekivana proizvodnja toplotne energije za sušenje bio-mase

(GEht/god)

Banja Luka 1100 530 192

Bijeljina 1100 400 192

Ukupno 2200 930 384 Izvor: Analiza Projektnog tima

Kogeneracioni obnovljivi scenario zamjenjuje proizvodnju električne energije i toplotne energije iz uglja proizvodnjom iz bio-mase, koja se smatra „ugljo-neutralnim“ izvorom. Prelaskom na bio-masu kompletno se eliminišu emisije CO2 nastale zbog sagorijevanja uglja. Uz emisije zbog sagorijevanja uglja za proizvodnju energije, ujedno se eliminišu emisije CO2 iz transportnih goriva koja se koriste u rudnicima uglja, ali se povećavaju emisije iz sagorijevanja goriva za šumske radove i transport bio-mase. Imajući u vidu da je u slučaju bio-mase količina transportovanog materijala oko 6 puta manja ali je udaljenost transporta nešto veća, uz poboljšanu efikasnost motora sa unutrašnjim sagorijevanjem i elektrifikaciju dijela transporta, emisije zbog sagorijevanja goriva u transportu se mogu smatrati ekvivalentnima. U Republici Srpskoj postoji potencijal pošumljavanja oko 33.000 ha devastiranih i opustošenih zemljišta u okolini Bijeljine i Banje Luke. Pošumljavanjem navedenih područja topolom ostvaruje se sekvestracija CO2 oko 0,7 MtCO2 /god. u periodu od četiri godine. Tokom navedene 4 godine, prije prve sječe, ukupna sekvestracija CO2 iznosi oko 2,8 MtCO2, nakon čega prestaje sekvestracija i bilans CO2 ostaje oko nule.

Razmatranim scenarijem ostvaruje se širenje toplotnih sistema na naselja u blizini predviđenih toplotnih sistema, čime se uveliko zamjenjuju neefikasni individualni sistemi grijanja znatno efikasnijim toplotnim sistemima. Prelaskom s uglja na bio-masu koja se smatra „ugljo-neutralnim izvorom“ ostvaruju se manje emisije CO2. Takođe, pošumljavanjem opustošenih prostora povećava se sekvestracija CO2, naročito u prve četiri godine.

5.2.9 Regulatorni i institucionalni okvir

5.2.9.1 Nivo Bosne i Hercegovine

Institucije na državnom nivou imaju nadležnost nad prenosom električne energije. Prema odredbama Zakona o prenosu, regulatoru i operateru sistema električne energije u Bosni i Hercegovini:

Regulaciju vrši: Državna regulatorna komisija za električnu energiju,

Vođenje sistema vrši: nezavisni operater sistema,

Upravljanje prenosnom mrežom i sredstavima obavlja: „Elektroprenos Bosne i Hercegovine“,

Kreiranje politike obavlja: Ministarstvo spoljne trgovine i ekonomskih odnosa.

5.2.9.1.1 Državna regulatorna komisija za električnu energiju (DERK)

DERK ima nadležnost i odgovornost nad prenosom električne energije, operacijama prenosnog sistema,

međunarodnom trgovinom električnom energijom, kao i nad pitanjem proizvodnje, distribucije i snabdijevanja kupaca

električne energije u Brčko Distriktu Bosne i Hercegovine, u skladu sa međunarodnim normama i standardima Evropske

unije. DERK, kao dokumente strateškog karaktera odobrava Indikativni plan razvoja proizvodnje i Dugoročni plan

razvoja prenosne mreže u Bosni i Hercegovini, koji se izrađuju svake godine za desetogodišnji period. Indikativni plan

informiše sadašnje i buduće korisnike elektroenergetskog sistema o potrebama i postojećim projektima izgradnje novih

proizvodnih kapaciteta. Dugoročni plan definiše potrebna pojačanja postojećih i izgradnju novih objekata prenosne

mreže, obuhvatajući i problematiku novih prekograničnih vodova.

5.2.9.1.2 Nezavisni operater sistema u Bosni i Hercegovini (NOSBiH)

Zakonom o osnivanju nezavisnog operatera sistema u Bosni i Hercegovini uspostavljen je nezavisni operater sistema u

BiH (NOSBiH), čiji su nadležnost i funkcija da upravlja sistemom prenosa električne energije u Bosni i Hercegovini u svrhu obezbjeđivanja stalnog snabdijevanja električnom energijom po definisanim standardima kvaliteta. NOSBiH je neprofitna kompanija u vlasništvu entiteta Republike Srpske i Fedracije Bosne i Hercegovine koja svoju djelatnost obavlja na čitavoj teritoriji Bosne i Hercegovine.

NOSBiH je zabranjeno da se bavi na bilo koji način aktivnostima koje uključuju: proizvodnju, snabdijevanje, trgovinu ili distribuciju električne energije, ili bilo kojom drugom aktivnosti. Rad NOSBiH reguliše DERK.

5.2.9.1.3 Elektroprenos Bosne i Hercegovine

Parlamentarna skupština Bosne i Hercegovine je u martu 2002. godine usvojila Zakon o prenosu, regulatori i operateru

sistema električne energije u Bosni i Hercegovini, s ciljem da se stvore uslovi za neograničenu i slobodnu trgovinu, te

kontinuirano snabdijevanje električnom energijom. Zakonom o osnivanju kompanije za prenos električne energije 2004.

godine u Bosni i Hercegovini uspostavljen je „Elektroprenos Bosne i Hercegovine“ a.d. Banja Luka, kompanija za prenos

električne energije. Elektroprenos je nastao prenosom sredstava, obaveza i vlasničkih prava nad imovinom

neophodnom za prenos električne energije i djelatnosti koje se odnose na prenos, iz elektroprivrednih preduzeća u

| 77

Bosni i Hercegovini. Elektroprenos ima zakonski i prirodni monopol na tržištu, a njen rad reguliše DERK. Djelatnost

Elektroprenosa je prenos električne energije i sve djelatnosti u vezi s prenosom električne energije, koje uključuju, ali se

ne ograničavaju na prenos električne energije, održavanje, izgradnju i proširenje elektroprenosne mreže u Bosni i

Hercegovini. Ciljevi definisani Zakonom o osnivanju kompanije za prenos električne energije u Bosni i Hercegovini su:

osiguranje kontinuiranog snabdijevanja električnom energijom po definisanim standardima kvaliteta za dobrobit

građana Bosne i Hercegovine,

podrška stvaranju tržišta električne energije u Bosni i Hercegovini,

integracija tržišta u regionalno tržište električne energije,

regionalne razvojne aktivnosti u vezi s energijom.

5.2.9.2 Regulativa u Republici Srpskoj

Zakonom o energetici Republike Srpske, ključnim zakonskim propisom za oblast energetike, definisane su energetske djelatnosti. Između ostalih, energetske djelatnosti su i djelatnost proizvodnje električne energije, distribucija električne energije, snabdijevanje električnom energijom i trgovina električnom energijom. Zakon o električnoj energiji uspostavlja pravila za proizvodnju i distribuciju električne energije na prostoru Republike Srpske i domaće trgovine u ime Republike Srpske. Ovim zakonom osnovana je Regulatorna komisija za energetiku Republike Srpske (RERS), u cilju regulisanja monopolskog ponašanja i obezbjeđenja transparentnog i nediskriminacionog položaja svih učesnika na tržištu električne energije u Republici Srpskoj. U oblasti električne energije, RERS ima sljedeća ovlašćenja:

1) nadzor i regulisanje odnosa između proizvodnje, distribucije i kupaca električne energije, uključujući i trgovce električnom energijom,

2) propisivanje metodologije i kriterijuma za utvrđivanje korišćenja distributivne mreže i cijena snabdijevanja nekvalifikovanih kupaca električnom energijom i metodologije za utvrđivanje naknade za priključenje na distributivnu mrežu,

3) donošenje tarifnog sistema za prodaju električne energije i korišćenje distributivne mreže,

4) utvrđivanje tarifnih stavova za korisnike distributivnih sistema i tarifnih stavova za nekvalifikovane kupce,

5) izdavanje ili oduzimanje dozvola za proizvodnju, distribuciju i trgovinu električnom energijom,

6) donošenje opštih uslova za isporuku električne energije,

7) utvrđivanje cijena električne energije na pragu elektrane.

Energetski subjekt koji obavlja dvije ili više energetskih djelatnosti ili koji pored energetske djelatnosti obavlja i neku drugu djelatnost koja se ne smatra energetskom djelatnošću, dužan je da izvrši razdvajanje djelatnosti u skladu sa posebnim zakonom kojim se reguliše obavljanje te djelatnosti.

Energetski subjekti koji obavljaju djelatnost proizvodnje električne energije imaju pravo u svojim proizvodnim objektima koristiti izvore energije koje smatraju najpovoljnijim, uz poštovanje tehničkih karakteristika i uslova zaštite životne sredine, ugovarati isporuke i prodaju električne energije, te pristupiti prenosnoj mreži, sve u skladu sa uslovima propisanim zakonom, propisima i u dozvoli od RERS-a. Obaveze proizvođača električne energije su da poštuju uslove iz dozvole, posjeduju mjerni uređaj koji omogućava određivanje energije koja se predaje u odgovarajuću mrežu, pridržavaju se pravila djelovanja na tržištu električne energije i da zadovoljavaju i poštuju propisane tehničke i pogonske uslove, kao i uslove zaštite okoline i uticaja na životnu sredinu.

Distributivna mreža mora biti dostupna svim korisnicima na transparentan i nediskriminirajući način, u cilju nesmetanog funkcionisanja tržišta električne energije u Republici Srpskoj. Za rad, upravljanje, održavanje i razvoj distributivnog sistema odgovoran je operater distributivnog sistema (ODS). ODS je dužan omogućiti prenos električne energije kroz svoju mrežu, kao i distribuciju električne energije na osnovu zahtjeva korisnika mreže. ODS ima pravo i obavezu obavljati snabdijevanje korisnika sistema i kupaca električnom energijom na svom području djelovanja, ako je tako utvrđeno u dozvoli za obavljanje djelatnosti. Dužan je omogućiti pristup mreži proizvođačima električne energije i kvalifikovanim kupcima električne energije na nepristrasan način, prema principima regulisanog pristupa treće strane. Kada proizvođač električne energije i kupac namjeravaju zaključiti ugovor o isporuci, a nisu mogli dobiti pristup mreži, mogu izgraditi direktan vod, uz prethodno pribavljenu saglasnost RERS-a.

Snabdijevanje električnom energijom vrši se u skladu sa zakonom, opštim uslovima za isporuku električne energije, tarifnim sistemom za prodaju električne energije i ugovorom koji zaključuju snabdjevač i kupac.

Energetske djelatnosti proizvodnje električne energije za snabdijevanje tarifnih kupaca, distribucija električne energije i snabdijevanje tarifnih kupaca električnom energijom su od opšteg značaja i obavljaju se u okviru javne usluge. Kvalifikovani kupac može slobodno izabrati snabdjevača električne energije. Kvalifikovani kupac i snabdjevač koga on slobodno izabere ugovaraju količinu i cijenu električne energije. Nekvalifikovani (tarifni) kupci snabdijevaju se električnom energijom u sistemu obaveze javne usluge snabdijevanja po cijenama iz tarifnog sistema za prodaju električne energije. RERS određuje cijenu za javno snabdijevanje krajnjih kupaca električne energije iz kategorije potrošnje domaćinstva i malih kupaca (tarifni stavovi), u skladu sa Zakonom o električnoj energiji i Pravilnikom o tarifnoj metodologiji i tarifnom postupku. Proizvodnju, distribuciju i snabdijevanje električne energije u okviru javne usluge na teritoriji Republike Srpske vrši Mješoviti holding „Elektroprivreda Republike Srpske“ a. d. Trebinje (ERS), osnovana u skladu sa Zakonom o privrednim društvima Republike Srpske i Zakonom o javnim preduzećima Republike Srpske.

U skladu sa odredbama Zakona o električnoj energiji i Pravilnikom o snabdijevanju kvalifikovanih kupaca električnom energijom i postupku promjene snabdjevača, u Republici Srpskoj je od 1. januara 2015. godine tržište otvoreno. Krajnji kupci električne energije iz kategorije potrošnje domaćinstva i malih kupaca koji na tržištu nisu izabrali snabdjevača imaju pravo na snabdijevanje električnom energijom standardnog kvaliteta po ekonomski opravdanim, lako i jasno

| 78

usporedivim i transparentnim cijenama u okviru javnog snabdijevanja. Konkurencijski savjet Bosne i Hercegovine je u 2016. godini dao Mišljenje da tržište električne energije nije otvoreno za konkurenciju. Međutim, u 2017. godini, Konkurencijski savjet smatra da je stvoren formalno-pravni okvir za liberalizaciju tržišta, te da je tržište električne energije otvoreno za konkurenciju u segmentu proizvodnje električne energije i snabdijevanja električnom energijom kupaca II reda.

5.2.10 Strateške smjernice

Za period do 2035. godine potrebno je postaviti energetski okvir za razvoj sektora električne energije u Republici Srpskoj. U nastavku su navedeni strateški prioriteti i smjernice koje se odnose na razvoj tržišta i regulative. (Tabela 5.2.15) Regulatorne preporuke odnose se na poštovanje obaveza propisanih Direktivom 2009/72/EC, a to su i osnovne preporuke Energetske zajednice.

Tabela 5.2.15 Strateške smjernice za razvoj tržišta

Strateški prioritet Strateška smjernica

Trž

ište

i ž

ivo

tna s

red

ina

Restrukturiranje i transformacija elektroenergetskog sektora

Sveobuhvatna transformacija sektora električne energije kroz restrukturiranje ključnih subjekata i adekvatno tržišno uređenje u skladu sa Trećim energetskim paketom i zakonom koji će biti rezultat Zimskog paketa. Cilj je postići zrelu liberalizaciju tržišta koja će biti dodatan podsticaj elektroenergetskim subjektima za postizanje troškovne efikasnosti, čime će se osloboditi finansijski resursi za investicije u nove proizvode i usluge, tehnologije, znanja i kompetencije, kao i za cjenovnu konkurentnost. Krajnji cilj je povećanje vrijednosti za krajnje korisnike i stvaranje nove vrijednosti na tržištu.

Postizanje većeg učešća čišće energije u budućem proizvodnom miksu i potrošnji

Povećanje učešća obnovljivih izvora energije u instaliranoj snazi, ukupnoj proizvodnji i potrošnji električne energije u skladu sa preuzetim i budućim obavezama. Rast učešća OIE-a, uz doprinos tradicionalnih elektroprivreda stimulisaće se i kroz buduće modele podsticaja. Dinamiku tranzicije postaviti u okvirima mogućnosti sprovođenja.

Smanjenje emisija zagađujućih materija iz termoelektrana

Sprovesti mjere smanjenja emisija zagađujućih materija i dostizanja graničnih vrijednosti emisija (GVE) u skladu sa standardima EU i Akcionom planu za smanjenje emisija

Smanjenje emisija gasova staklene bašte iz termoelektrana

Sprovesti mjere s ciljem doprinosa Bosne i Hercegovine za smanjenje emisija gasova staklene bašte u skladu s INDC ciljevima

Plan investicija i razvoja proizvodnog portfelja kreirati u skladu sa potrebama sistema te ciljevima konkurentnosti

Tržišni subjekti treba da prilagode investicione planove tržišnoj utakmici i okolnostima, tražiti sinergije na nivou ukupnog elektroenergetskog miksa. Ambiciju cilja suficita potrebno je uskladiti sa tržišnim rizicima, ciljem konkurentnosti i čišćom energijom.

Dalje unapređenje tržišta veleprodaje i snabdijevanja el. Energije

Nastaviti sa aktivnostima dalje izgradnje kompetencija i transparentnosti veleprodaje kroz uspostavljanje aukcijskog načina nabavke i balansiranja el. energije, povezivanja i harmonizacije sistema tržišta veleprodaje sa okolnim zemljama, te dalje načine razvoja tržišta veleprodaje.

Konkurentnost cijena električne energije na pragu elektrana

Usmjeravanje subjekata prema tržišnim principima sa ciljem realne alokacije neefikasnosti i preuzimanja mandata za unapređenje.

Reg

ula

tiva

Restrukturiranje i modernizacija ODS-ova te pravno i funkcionalno razdvajanje djelatnosti distribucije i snabdijevanja

Usklađenje sa Trećim energetskim paketom kroz prevashodno donošenje primarnog zakonodavstva, a kasnije i podzakonskih akata i njihovo sprovođenje u praksi kako bi se što prije krenulo s aktivnostima razdvajanja djelatnosti distribucije i snabdijevanja. Dodatno, sugeriše se veći fokus na razvoj i kvalitet distribucije kroz različite mehanizme u sklopu metodologije formiranja tarifa za distributere

Deregulacija cijena električne energije javnih snabdjevača za kategorije domaćinstva, mala preduzeća i komercijalne kupca

Umjesto regulisanih cijena za javno snabdijevanje, potrebno je preći na tržišne cijene zbog dalje liberalizacije tržišta u praksi, ali pritom socijalne kategorije zaštiti posebnim programom.

Izrada programa zaštite ugroženih kupaca

Potrebna je izrada programa zaštite ugroženih kupaca, kojim bi se definisale aktivnosti koje se odnose na zaštitu ugroženih kupaca od isključenja električne energije, kao i zaštitu kupaca u udaljenim

| 79

područjima, te Programa pomoći za plaćanja računa za socijalno ugrožene kategorije.

5.3 Sektor uglja

5.3.1 Uvod

Sektor uglja predstavlja važan segment u sektoru energije i ekonomske strukture Bosne i Hercegovine te Republike Srpske. Od ukupnih energetskih potencijala zemlje, na ugalj otpada više od 90%

17, čime on trenutno predstavlja

dominantan energetski potencijal.

U Bosni i Hercegovini, trenutno je aktivno oko 14 značajnijih rudnika. Ključna ležišta18

uglja locirana su u bazenima: Tuzla (Kreka, Banovići, Đurđevik i Ugljevik), srednja Bosna (Kakanj, Breza, Zenica i Bila), Bugojno (Gračanica), Livno–Duvno (Tušnica), Gacko (Gacko) i Doboj – Banja Luka (Stanari), Rudnik „Kamengrad” u bazenu Kamengrad poslije rata nije značajnije aktiviran, a rudnik „Mostar” u bazenu Mostar je zatvoren.

Slika 5.3.1 Ilustrativni prikaz ključnih rudnika u Bosni i Hercegovini

Izvor: FMERI, analiza Projektnog tima, EIHP, Soluziona, EIBL, RIT, Studija energetskog sektora u Bosni i Hercegovini, 2008.

Na području Republike Srpske, rezerve lignita i mrkog uglja distribuisane su u nekoliko ključnih bazena: Gacko, Ugljevik, Stanari, Miljevina, Kotor Varoš, Lješljani i Ramići. Ostale lokacije, sa manjim rezervama, nisu u značajnijoj mjeri interesantne iz perspektive energetskog sektora ili su napuštene zbog nepovoljnih uslova eksploatacije

19.

U Republici Srpskoj, uz ostale, aktivno je pet značajnijih rudnika koji su dominantno u sklopu termoelektrana; ZP RITE „Ugljevik“, TP RITE „Gacko“, „Stanari“, Rudnik „Luke – Ugljevik“, Novi rudnik „Miljevina“.

Tabela 5.3.1 Osnovne informacije o ključnim rudnicima u Republici Srpskoj, 2015. godina

Rudnik Vlasnik Lokacija Tip uglja Način eksploatacije

ZP RiTE Ugljevik (Bogutovo selo i Ugljevik Istok 1)

ERS (65%), ostali (35%)

Ugljevik Mrki ugalj Površinska

ZP RiTE Gacko ERS (65%), ostali (35%)

Gacko Lignit Površinska

17 EIHP ,”Studija energetskog sektora u BIH” 2008 18 Podaci radne grupe FMERI, MIER 19

Energetska strategija Republike Srpske do 2030

| 80

Rudnik Stanari EFT Rudnik i TE

Stanari d.o.o. Stanari, Doboj Lignit Površinska

Novi rudnik mrkog uglja Miljevina

Pavgord d.o.o. Foča Miljevina,

Foča Mrki ugalj Površinska i jamska

Ostali1 Privatno Razna

Dominantno mrki ugalj

Površinska

Napomena: Ostali rudnici uključuju npr. Novi rudnik „Miljevina“,“Terex Kop“, Rudnik „Luke – Ugljevik“, itd. Izvor: Radna grupa Republike Srpske

ZP RiTE „Ugljevik“ i ZP RiTE „Gacko“ integrisani su sistemi rudnika i termoelektrana u većinskom vlasništvu „Elektroprivrede Republike Srpske“ (65%). Rudnik „Ugljevik“ ležište je mrkog uglja sa površinskom eksploatacijom, dok je u Rudniku „Gacko“ ležište lignita, sa takođe površinskim kopom. Uz „Gacko“, lignit se površinski eksploatiše i u Rudniku „Stanari“, koji je u privatnom vlasništvu.

Na ostalim lokalitetima, uključujući i Novi rudnik „Miljevina“, dominantan tip uglja je mrki ugalj.

5.3.2 Rezerve uglja

Prema postojećoj energetskoj strategiji Republike Srpske, ukupne bilansne rezerve uglja u Republici Srpskoj iznosile su 683 miliona tona, vanbilanse rezerve kretale su se oko 106 miliona tona, te potencijalne oko 175 miliona tona. Ukupne geološke rezerve iznosile su 814 miliona tona, a ekspolatacione 578 miliona tona

20. Lignit dominira u strukturi bilansnih

rezervi.

Tabela 5.3.2 Rezerve uglja u Republici Srpskoj, 2010. godina

Proizvodni kapacitet i vrsta uglja

REZERVE (000 t) Bilansne (A+B+C1)

Vanbilansne (A+B+C1)

Potencijalne (C2+D1+D2)

Ukupne geološke

Eksploatacione (A+B+C1)

Rudnik Ugljevik (M) 247.409 17.792 114.558 265.507 206.507 Rudnik Stanari (L) 82.559 34.668 9.596 126.823 73.271 Rudnik Gacko (L) 269.958 37.862 / 307.320 245.662 Rudnik Miljevina (M) 21.200 15.800 40.100 77.100 19.080 Kotor Varoš (M)* 16.410 1.359 Lješljani (M)* 8.843 195 10.000 Ramić (L)* 37.596 37.596 33.836,4

Ukupno lignit 390.113 72.530 9.596 471.739 352.769 Ukupno mrki ugalj 293.862 33.787 166.017 342.301 225.587 UKUPNO 683.975 106.317 175.613 814.040 578.356

Izvor: Plan razvoja energetike Republike Srpske do 2030, februar 2010. godine

U skladu sa dobijenim podacima za 2015. godinu, struktura rezervi za ključne aktivne rudnike u Republici Srpskoj ukazuje na 543 miliona tona bilansnih rezervi, 98 miliona tona vanbilansnih rezervi, 50 miliona tona potencijalnih rezervi i oko 750 miliona tona geoloških rezervi. Važno je napomenuti da Radna grupa Republike Srpske za 2015. godinu ne raspolaže podatkom o strukturi vanbilansnih rezervi po metodologiji A+B+C1, već unutar te kategorije sadrži samo C1.

Slika 5.3.2 Struktura rezervi aktivnih rudnika u Republici Srpskoj u milionima tona, 2015. godina

Izvor: Radna grupa Republike Srpske

20 *Рудници Котор Варош, Љешљани и Рамићи су у том тренутку истражени, и резерве угља доказане, али се на њима није обављала експлоатација

| 81

U ukupnoj strukturi bilansnih rezervi aktivnih rudnika Republike Srpske za 2015. godinu, lignit i mrki ugalj imaju jednako učešće, svaki po 50%.

| 82

Slika 5.3.3 Bilansne rezerve uglja ključnih rudnika u Republici Srpskoj u hiljadama tona, 2015. godina


Od ukupnih bilansnih rezervi uglja ključnih aktivnih rudnika, RiTE „Gacko“, Rudnik „Stanari“ i Novi rudnik „Ugljevik“ nose preko 80% bilansnih rezervi. Kada bi se količinama Novog rudnika „Ugljevik“ pridružile količine RiTE „Ugljevik Bogutovo Selo“ i „Ugljevik Istok 1“, tada bi to učešće bilo još veće.

Neravnomjernost istraženosti rezervi uglja po pojedinim ležištima može biti ograničavajući faktor u razvoju, te je potrebno stalno istraživanje u skladu sa zakonskom regulativom. Međutim, zbog ekonomike razvoja energetskog sektora, odluka o povećanju aktivnosti eksploatacije uglja na postojećim ili novim ležištima mora biti usko povezana sa strategijom razvoja segmenta termoelektrana u Republici Srpskoj.

5.3.3 Proizvodnja uglja i efikasnost rudnika

5.3.3.1 Proizvodnja

Kada posmatramo ključne rudnike u Republici Srpskoj, prosječna godišnja stopa rasta proizvodnje uglja u periodu 2000–2015. iznosila je 4,5% završno sa ostvarenom proizvodnjom od ~5,8 miliona tona u 2015. godini. Ako bi podatke iz 2015. normalizovali sa prosječnim ostvarenim proizvodnim količinama iz rudnika „Stanari“, tada dolazimo do godišnje proizvodnje od 6,76 miliona tona, što je i više nego dvostruko u odnosu na period iz 2000. godine. U posmatranom periodu, Rudnik „Gacko“ dominirao je najvećim količinama proizvodnje, dok je najveći porast proizvodnje došao upravo iz Rudnika „Stanari“.

Slika 5.3.4 Dinamika proizvodnje uglja iz ključnih rudnika u hiljadama tona, 2015. godina

| 83

Napomena: *Korekcija podataka iz 2015. za novi trend rada Rudnika „Stanari“. Struktura plasmana korigovana je za novi model rada Rudnika „Stanari“. Izvor: Radna grupa Republike Srpske, Studija energetskog sektora u Bosni i Hercegovini – Modul 8 Rudnici uglja

Uzevši u obzir podatke o plasmanu iz 2015. godine, kao i integrisani poslovni model rudnika i termoelektrana, možemo zaključiti da je skoro cijela proizvedena količina uglja u Republici Srpskoj (preko 95%) sirovina za termoelektrane, odnosno da je plasman obezbijeđen. Operativna povezanost, te blizina rudnika i termoelektrane svakako pozitivno utiče na poslovni rezultat rudnika, kao i na cijenu proizvodnje. U ovom slučaju, troškovi transporta i logistike nemaju značajniji negativan uticaj na profitabilnost rudnika. S druge strane, zbog izuzetno visoke povezanosti pojedinog rudnika sa termoelektranom, planovi proizvodnje i razvoja termoelektrane direktno utiču na poslovanje rudnika koji nemaju diversifikovanu strukturu kupaca.

Tabela 5.3.3 Korelacija rudnika i termoelektrana , 2015. godina

Rudnik Proizvodnja

(hilj. tona)

Plasman ključnom kupcu

Ključni kupac

RiTE

Gacko 2.532 99% TE Gacko

RiTE Ugljevik 2.030 97% TE Ugljevik

RU Stanari 1.260 36% JP EP BIH

RU Stanari (procjena '17. god)

2.200 98% TE Stanari

Izvor: Radna grupa Republike Srpske, analiza Projektnog tima, intervjui sa menadžmentom Rudnika „Stanari“.

5.3.3.2 Efikasnost i produktivnost rudnika

Uz rast ukupne proizvodnje od 72% u periodu 2005–2015, odnosno od 100% ako se uzme u obzir novi trend rada TE „Stanari“ od sredine 2016. godine, rastao je i ukupan broj zaposlenih u sektoru rudnika za 38%.

Slika 5.3.5 Kretanje proizvodnje uglja i broja zaposlenih u ključnim rudnicima, 2005–2015. godina

4,5%

2015

2.531,3

6.762,1

2.030,8

2015*

5.822,3

2.030,8

2.531,3

2000

3.001,8

1.186,5

1.763,5

51,8

1.260,2

2.200,0

RiTE UgljevikRiTE Gacko Rudnik Stanari

2%

98%

Ostalo

TE Sektor

Struktura plasmana (%)*

| 84

Napomena: *) Proizvodnja uglja, broj zaposlenih i produktivnost za 2015* korigovani su za novi trend rada Rudnika „Stanari“ prema podacima iz 2017. godine. Izvor: Radna grupa Republike Srpske, Studija energetskog sektora u Bosni i Hercegovini – Modul 8 Rudnici uglja, analiza Projektnog tima, intervjui sa menadžmentom rudnika.

Sporiji porast broja zaposlenih od ukupne proizvodnje doveo je do rasta produktivnosti sektora rudnika u Republici Srpskoj od 25%, odnosno 45% u periodu 2005–2015. godine.

Slika 5.3.6 Kretanje produktivnosti rada u rudnicima Republike Srpske vs EU, proizvedene tone po FTE, 2005–2015. godina

Napomena: podaci korigovani za odnos zaposlenih i FTE (ekvivalent punog radnog vremena) (1,05). EU podaci su iz 2012. za; Sloveniju, Njemačku, Bugarsku, Češku, Slovačku, Grčku, Rumunjju, Poljsku, Mađarsku. Proizvodnja uglja, broj zaposlenih i produktivnost za 2015.* korigovani su za novi trend rada Rudnika „Stanari“ prema podacima iz 2017. godine. Izvor: Radna grupa Republike Srpske, Studija energetskog sektora u Bosni i Hercegovini – Modul 8 Rudnici uglja, analiza Projektnog tima, intervjui sa menadžmentom rudnika.

Kada se podaci o stopi produktivnosti za 2015. godinu koriguju za novi trend rada Rudnika „Stanari“, tada porast produktivnosti u odnosu na 2005.godinu iznosi čak 45%. Prosječna produktivnost rudnika u Republici Srpskoj se kreće oko 3.144 tone/FTE, što je bolji rezultat od niže vrijednosti EU, ali i dalje 40% ispod medijana EU, a to upućuje da postoji značajan prostor za unapređenje.

Prema novijim podacima, na nivou pojedinačnih rudnika Rpublike Srpske vidimo značajna odstupanja u produktivnosti rada, iako su sva iznad nižih vrijednosti EU. Rudnik „Gacko“ je u 2015. godini imao produktivnost od oko 3,5 hiljade tona uglja po ekvivalentu punog radnog vremena (engl. FTE – full time equivalent). Višu produktivnost od njega ostvaruje Rudnik „Stanari“ (podaci označavaju trend rada u punom kapacitetu za 2017. godinu) sa preko 3,7 hiljada tona/FTE, dok je Rudnik „Ugljevik“ ostvario najlošiji rezultat sa ispod 2,4 hiljade tona/FTE. Prosjek rudnika Republike Srpske kretao se oko 3,14 hiljada tona/FTE. Medijan EU iznosi 4,4 hiljade tona/FTE.

1.642

2.258 2.258

+38%

+72% +100%

Broj zaposlenika u rudnikuProizvodnja uglja (t)

6.762.1355.822.293

3.388.042

2005

2015*

2015

4.416

1.626

3.144

2.707

2.167

2005 2015 2015*

+25%

EU medianEU niža vrijednost

+40%+45%

| 85

Slika 5.3.7 Poređenje produktivnosti i efikasnosti rada rudnika u Republici Srpskoj vs EU, 2015. godina

Napomena: Benchmark za EU je korigovan prema strukturi uglja (lignit i mrki ugalj). *Prosjek Republike Srpske korigovan za novi trend rada rudnika „Stanari“ nakon 2016. godine. Izvor: Radna grupa Republike Srpske, analiza Projektnog tima, intervjui sa menadžmentom rudnika.

U kontekstu cjenovne efikasnosti, prosječna proizvodna cijena uglja ključnih rudnika u Republici Srpskoj iznosila je 18,1 EUR/t, što je bolji rezultat od niže vrijednosti EU koja iznosi 21,4 EUR/t. Međutim, prosječni rezultat rudnika Republike Srpske i dalje je 26% manje cjenovno efikasan u odnosu na medijan EU sa prosječnom proizvodnom cijenom od 14,3 EUR/tona. U posmatranom periodu, najvišu cjenovnu efikasnost ostvario je Rudnik „Gacko“ (RiTE Gacko) sa postignutom proizvodnom cijenom od 16,6 EUR/t, dok je najlošiji rezultat imao Rudnik „Ugljevik“ (RiTE Ugljevik) sa 20 EUR/tona.

Cjenovna efikasnost rudnika, kao i sama produktivnost, zavisi o velikom broju faktora. Uz kaloričnu vrijednost uglja, ključni faktori su tehnološka opremljenost rudnika, tip kopa, blizina termoelektrane, te operativni model koji uveliko mogu uticati na poslovni rezultat. S obzirom na to da su produktivnost i efikasnost rudnika u Republici Srpskoj ispod medijana EU, potrebno je stvoriti okvir za dalju modernizaciju i povećanje efikasnosti sektora rudnika.

5.3.4 Scenariji razvoja sektora rudnika u Republici Srpskoj

Činjenica je da su rudnici, odnosno ugalj ključni prirodni resurs Republike Srpske. Upravo zbog toga, ugalj je danas dominantan energent u proizvodnji električne energije.

U 2016. godini, Republika Srpska je imala 51% instaliranih kapaciteta za proizvodnju električne energije iz termoelektrana na ugalj, odnosno oko 818 MW. Ukupna proizvodnja električne energije iz TE na ugalj u 2016. godini činila je oko 64% učešća u ukupnoj proizvodnji odnosno oko 4,8 TWh. Tip uglja – lignit iz Rudnika „Stanari“, te Rudnika „Gacko“ bio je ulazni energent za proizvodnju preko 3 TWh, dok je mrki ugalj iz Rudnika „Ugljevik“ pridonio proizvodnji od 1,75 TWh u 2016. godini. Za očekivat je malo veći porast potrošnje uglja s obzirom na to da je TE „Stanari“ ušla sredinom 2016. godine, stoga nije u potpunosti radila na planiranom nivou.

Nastavno na globalne i evropske trendove u elektroenergetici, te obaveze u skladu sa EU Direktivama, i ovaj dokument obrađuje alternativne opcije razvoja proizvodnog portfelja, od kojih se neke određenom dinamikom odmiču od proizvodnje električne energije na (dominantno) fosilna goriva. Budući da su rudnici Republike Srpske integrisani sa termoelektranama, i visokopovezani u kontekstu plasmana, obim njihovih poslovnih aktivnosti direktno će zavisiti o izabranoj strategiji razvoja proizvodnog portfelja.

Prije daljih analiza, važno je još jednom napomenuti da buduće izabrane strategije i politike razvoja proizvodnog miksa Republike Srpske mogu, ali ne moraju, slijediti neki od navedenih scenarija, odnosno mogu isto tako pronaći svoj put u kombinaciji. Poredeći četiri potencijalne opcije razvoja proizvodnog portfelja:

a) scenario radnih grupa entiteta ili entitetski scenario,

b) scenario prema indikativnom planu razvoja,

c) scenario prema troškovno optimizovanom indikativnom planu razvoja,

d) blago obnovljivom scenariju sa energetskom efikasnošću,

vidljivo je da među njima samo jedna opcija konstanto smanjuje potrebu za proizvodnjom uglja kao energenta u proizvodnji električne energije, dok ostale tri, različitim stopama povećavaju potrebu za tim.

5.3.4.1 Scenario Radnih grupa entiteta

| 86

Scenario radnih grupa entiteta bazira se na ulaznim informacijama koje je predložila i potvrdila Radna grupa Republike Srpske. Više detalja o pretpostavkama može se iščitati u poglavljima električne energije i proizvodnog miksa. U skladu sa navedenim scenariom, u periodu od 2016. do 2035. godine u Republici Srpskoj se predviđa značajno povećanje instalirane snage termoelektrana sa 818 MW u 2016. godini na 1.492 MW u 2025. i 2035. godini.

Takav razvoj sektora termoelektrana doveo bi do potencijalne proizvodnje električne energije iz uglja na nivoe od 9,5 TWh u periodu od 2025. do 2035. godine, što je otprilike dvostruki porast u odnosu na proizvodnju TE na ugalj iz 2016. godine. Važno je napomenuti da scenario u kojem navedena instalirana snaga generiše toliku proizvodnju podrazumijeva i plasman cijele količine proizvedene električne energije, gdje se javlja pitanje profitabilnosti i rizika takve pretpostavke. Upravo zbog toga je napravljena podvarijanta ovog scenarija, gdje se iz navedene instalirane snage ograničava ukupna proizvodnja na maksimalno 70% iznosa iznad domaće potrošnje kao indikativna simulacija moguće tržišne realnosti.

U prvoj varijanti ovog scenarija, bez izvoznog ograničenja, agresivan rast instalirane snage i proizvodnje električne energije iz uglja doveo bi do prosječne godišnje stope rasta (CAGR) potrošnje uglja u TE od 3,4%. Takve stope rasta, u periodu od 2016. do 2035. godine bi dovele do maksimalne potrošnje uglja od oko 12,1 miliona tona, koja bi započela oko 2024. godine, dok bi prosječna godišnja potrošnja uglja u 16-godišnjem periodu bila oko 10,3 miliona tona.

Druga varijanta ovog scenarija, sa izvoznim ograničenjem, podrazumijeva istu strukturu instalirane snage, međutim, nižu proizvodnju kao posljedicu potencijalno otežanog plasmana električne energije. Pod tim pretpostavkama, potražnja za ugljem je značajnije niža nego u scenariju bez izvoznog ograničenja. Međutim, i dalje ostvaruje blagi porast od prosječno 0,6% godišnje u periodu od 2016. do 2035. godine. Maksimalna vrijednost potrošnje uglja u navedenom scenariju iznosila bi 7,1 milion tona, minimalna 5,8 miliona tona, dok bi prosječna iznosila 6,5 miliona tona.

5.3.4.2 Scenario prema Indikativnom planu razvoja

Scenario prema Indikativnom planu razvoja bazira se na dokumentu „Indikativni plan razvoja proizvodnje 2017–2026“, uz projekcije do 2035. godine na osnovu analize projektnog tima. Više detalja o pretpostavkama i logici scenarija može se iščitati u poglavljima električne energije i proizvodnog miksa. U skladu sa navedenim scenariom, u periodu od 2016. do 2035. godine u Republici Srpskoj predviđa se značajno povećanje instalirane snage termoelektrana sa 818 MW u 2016. godini na 1.418 MW u 2025, te na 1.142 MW 2035. godini.

Takav razvoj sektora termoelektrana doveo bi do potencijalne proizvodnje električne energije iz uglja na nivo od 8,1 TWh u periodu od 2030. do 2035. godine, a to je otprilike 70% porast u odnosu na proizvodnju iz TE na ugalj iz 2016. godine. U kontekstu potražnje za ugljem, ovaj scenario predviđa prosječni godišnji porast potrošnje uglja za termoelektrane od 2,1% CAGR, što bi dovelo do maksimalne potrošnje uglja od 9,8 miliona tona oko 2030. godine, te prosječe godišnje potrošnje od 8,4 miliona tona u periodu od 2016. do 2035. godine. Nakon 2019. godine, potražnja, odnosno proizvodnja uglja bi u svakoj godini bila viša u odnosu na 2016. godinu.

| 87

Slika 5.3.8 Scenariji proizvodnje iz TE i implikacija na potrebu za proizvodnjom uglja – Republika Srpska, 2016–2035. godine

Izvor: analiza Projektnog tima, World Bank, BIH Power Sector Note, 2016, Finansijski i operativni pokazatelji rudnika, Radna grupa Republike Srpske

| 88

5.3.4.3 Scenario prema troškovno optimizovanom indikativnom planu razvoja

Scenario prema troškovno optimizovanom indikativnom planu razvoja oslanja se na dokument „Indikativni plan razvoja proizvodnje 2017–2026“, uz projekcije do 2035. godine na osnovu analize projektnog tima i dokument Svjetske banke „Power Sector Note“. Više detalja o pretpostavkama i logici scenarija može se iščitati u poglavljima električne energije i proizvodnog miksa. U skladu sa navedenim scenariom, u periodu od 2016. do 2035. godine u Republici Srpskoj predviđa se povećanje instalirane snage termoelektrana sa 818 MW u 2016. godini na 1.118 MW u 2025, a nakon tog perioda korekcija prema 842 MW u 2035. godini, kada sve veću ulogu imaju svi oblici obnovljivih izvora energije.

Takav razvoj sektora termoelektrana doveo bi do potencijalne proizvodnje električne energije iz uglja na nivoe nešto malo ispod 8 TWh oko 2028. godine, a to predstavlja i maksimalnu proizvodnju iz TE u posmatranom periodu. U tom periodu očekivala bi se i maksimalna potražnja za ugljem od 9,8 miliona tona. Krećući se prema 2035. godini, proizvodnja iz TE bi se spustila prema 6,7 TWh, što bi iziskivalo oko 7,9 miliona tona proizvodnje uglja, što ujedno predstavlja i vrlo sličnu vrijednost u odnosu prosječnu godišnju potrošnju uglja od 7,8 miliona tona u posmatranom periodu. Upoređujući period od 2016. do 2035. godine, prosječna godišnja stopa porasta potrošnje uglja iznosila bi 1,2%.

5.3.4.4 Blago obnovljivi scenario sa EE

Blago obnovljivi scenario razvoja proizvodnog miksa sa energetskom efikasnošću predstavlja najznačajniji pomak od današnje strukture instaliranih kapaciteta i proizvodnje električne energije u Republici Srpskoj. Više detalja o pretpostavkama i logici scenarija može se detaljnije iščitati u poglavljima električne energije i proizvodnog miksa. U skladu sa navedenim scenariom, u periodu od 2016. do 2035. godine u Republici Srpskoj predviđa se smanjenje instalirane snage termoelektrana sa 818 MW u 2016. i 2025. godini na 542 MW u 2035. godini, u kojoj dominiraju HE sa 58% učešća (1.200 MW), i drugi OIE s 15% učešća (314 MW). Takav razvoj doveo bi do pada proizvodnje iz TE s 4,8 TWh u 2016. godini na 3,4 TWh u 2035. godini.

Takav razvoj sektora TE jedini konstantno smanjuje potrebu za ugljem do 2035. godine, koja bi padala prosječnom stopom od 2,5% godišnje, iako ugalj i dalje ostaje vrlo važan u cjelokupnom miksu. U ovom scenariju prosječna potražnja za ugljem iznosi 5,4 miliona tona, što je niže od proizvedene količine uglja u 2016. godini. Minimalna potreba za ugljem javila bi se u periodu od 2030. do 2035. godine i iznosila bi oko 3,9 miliona tona.

5.3.5 Kumulativni efekti indikativnih scenarija razvoja TE sektora

U zavisnosti od strategije razvoja proizvodnog miksa, ukupna proizvodnja uglja u Republici Srpskoj od 2016. do 2035. godine može biti viša ili niža u odnosu na scenario u kojem bi se sektor razvijao prema Indikativnom planu. Današnji scenario predviđa ukupnu kumulativnu potrebu za ugljem u periodu od 2016. do 2035. godine od oko 168 miliona tona, dok je očekivana vrijednost potrebe za ugljem u blago obnovljivom scenariju oko 108 miliona tona. U scenariju radnih grupa entiteta, kumulativna potreba za ugljem iznosila bi preko 200 miliona tona, a to je 22% više od IP scenarija. U slučaju konvergencije budućih politika prema blago obnovljivom scenariju razvoja energetskog sektora, u periodu od 2016. do 2035. godine može se očekivati i preko 36% niža kumulativna potrošnja uglja u odnosu na IP plan razvoja TE sektora iz 2016. godine. U scenariju optimizacije broja/lokacija rudarskih operacija, potrebno je staviti fokus i na uređenje pitanja eksproprijacije zemljišta, kao i obavezu rekultivacije, za šta će biti potrebno uspostaviti adekvatne fondove.

Slika 5.3.9 Procjena kumulativne potrebe za ugljem, u zavisnosti od scenarija razvoja sektora termoelektrana u Republici Srpskoj u milionima tona, 2016–2035. godine

| 89

Izvor: analiza Projektog tima, WB - BIH Power Sector Note, 2016, Finansijski i operativni pokazatelji rudnika, Radna grupa Republike Srpske



U sektoru uglja na državnom nivou, aktivnosti vrši MSTEO, u okviru svojih nadležnosti za obavljanje poslova i zadataka iz nadležnosti Bosne i Hercegovine koji se odnose na definisanje politike, osnovnih principa, koordinisanje djelatnosti i usklađivanje planova entitetskih tijela vlasti i institucija na međunarodnom planu u području energetike, kao i u oblasti koncesija kada se koncesiono dobro prostire na području oba entiteta.


Oblast rudnog blaga i mineralnih sirovina regulisana je na entitetskom nivou. Oblast istraživanja i eksploatacije mineralnih sirovina u Republici Srpskoj normirana je Zakonom o rudarstvu i Zakonom o geološkim istraživanjima. U proceduri su novi Zakon o rudarstvu i izmjene i dopune Zakona o geološkim istraživanjima. Dodjeljivanje prava korišćenja mineralnih sirovina, te određivanje naknade vrši se u skladu sa Zakonom o koncesijama Republike Srpske i podzakonskim aktima iz oblasti koncesija.

Zakonom o rudarstvu uređuju se uslovi i način eksploatacije rudnog bogatstva u zemlji i na njenoj površini, riječnom i jezerskom dnu ili ispod njega, izgradnja, korišćenje i održavanje rudarskih objekata, rudarski projekti, rudarska geodetska mjerenja i planovi, mjere zaštite, nadzor i druga pitanja koja se odnose na korišćenje mineralnih sirovina na teritoriji Republike Srpske. Rudnim blagom smatraju se sve organske i neorganske mineralne sirovine. Prema Zakonu o geološkim istraživanjima, geološka istraživanja su istraživanja i ispitivanja koja se izvode radi upoznavanja sastava, razvoja i građe zemljine kore, izrade geoloških karata, pronalaženja i utvrđivanja količina i kvaliteta mineralnih sirovina i ekonomskih efekata njihovog korišćenja, utvrđivanja geoloških karakteristika tla i stijena za izgradnju objekata i sanaciju terena, identifikacije, proučavanja i zaštite objekata geonasljeđa, planiranja prostora, zaštite i unapređivanja životne sredine na principima održivog razvoja, izrada i revizija geološke dokumentacije i poslova stručnog nadzora. MIER vrši upravne i stručne poslove u oblasti rudarstva i geoloških istraživanja. Republički zavod za geološka istraživanja nadležan je za istraživačke i stručno-analitičke poslove iz oblasti geoloških istraživanja (izrađuje plansku dokumentaciju i geološke karte, vodi banku jezgra istražnih bušotina), te sprovodi osnovna geološka istraživanja koja su od opšteg interesa za Republiku Srpsku.

Za istraživanje i eksploataciju mineralnih sirovina dodjeljuje se koncesija. Licence i rješenja za vršenje geoloških istraživanja izdaje MIER.

| 90


Tabela 5.3.4 Strateške smjernice za razvoj elektroenergetskog sektora


Trž

ište

Transformacija termosektora kao preduslov za dalju optimizaciju poslovanja rudnika uglja

Prioritet je definisati i izabrati jasan smjer razvoja proizvodnog miksa, odnosno uloge TE sektora za period do 2035. godine. U skladu sa tom strategijom potrebno je raditi na transformaciji rudnika i proizvodnje uglja za potrebe rada termoelektrana.

Stvaranje institucionalnog okvira koji će podsticati stalno unapređenje rudnika uglja

Stvaranje institucionalnog okvira kroz postavljanje jasnih i mjerljivih ciljeva, kao i dinamike unapređenja poslovnih rezultata rudnika. Postavljanje vremenske dinamike za pokretanje i sprovođenje programa unapređenja efikasnosti (kasnije obaveza privrednog sektora).

Podsticanje inicijativa stalnog upravljanja promjenom, unapređenja korporativne kulture, ulaganja u znanja i vještine zaposlenih u sektoru rudnika.

Izrada i sprovođenje programa transformacije sektora rudnika uglja

Potrebno je stalno raditi na daljem razvoju i transformaciji sektora uglja u Republici Srpskoj koji treba biti prilagođen razvoju TE sektora. Dodatno, potrebno je odabrati optimalnu dinamiku restrukturiranja, uzevši u obzir socijalnu komponentu i veliki broj zaposlenih u sektoru rudnika.Uz troškovne mjere, potrebno je alocirati sredstva za nužnu modernizaciju i ulaganje u tehnologiju, a to će omogućiti rast produktivnosti i konkurentniju proizvodnu cijenu. Investicijska sredstva treba da budu alocirana na najperspektivnije rudnike, gdje će nova tehnologija i ekonomija obima imati najznačajniji efekt na produktivnost i proizvodnu cijenu

U skladu s time, rudnici trebaju prilagoditi investicione planove s ciljem što efikasnije alokacije sadašnjih i budućih sredstava koji će nastati kao posljedica sveobuhvatnog restrukturiranja.

Reg

ula

tiva

Ažuriranje i usaglašavanje relevantnog zakona i regulative sa ciljem stvaranja institucionalnog okvira u skladu sa dobrim industrijskim praksama

Stalno ažurirati i usaglašavati rudarsko-geološki i druge povezane zakone i regulative u skladu sa dobrim praksama i standardima, uključujući i strategiju postojećih/razvoja novih ležišta sa prostornim strategijama i planovima.

5.4 Obnovljivi izvori energije

5.4.1 Uvod

Obnovljivim izvorima energije (OIE) smatraju se hidroenergija, solarna energija, energija vjetra, energija bio-mase, geotermalna energija i energija talasa/plime i oseke. Pažljivo iskorišćavanje tih obnovljivih resursa sve je više na agendi globalnih i evropskih ekonomija i to se vidi kroz dinamiku, kao i promjene u strukturi učešća OIE-a u globalnoj proizvodnji i bruto finalnoj potrošnji. Uz sve veću dostupnost tehnologije, ključnu ulogu u popularizaciji OIE-a imaju energetske politike i zakoni koji nedvosmisleno podstiču taj trend.

U skladu sa Direktivom o obnovljivoj energiji (2009/28/EZ), do 2020. godine u Evropskoj uniji učešće obnovljivih izvora energije u potrošnji mora biti 20%. Dugoročno gledano, ciljevi učešća OIE-a u potrošnji energije do 2040. godine u Evropskoj uniji sežu i preko 50% (Slika 5.4.1).

Slika 5.4.1 Ciljevi učešća OIE-a u Evropskoj uniji, 2040. godina

| 91

Izvor: IEA – World Energy Outlook 2016.

Kada govorimo o segmentu električne energije i grijanja, Republika Srpska već danas ima solidno učešće OIE-a u bruto finalnoj potrošnji u odnosu na zemlje EU. Razlog tome su hidroenergetski potencijali u segmentu električne energije, kao i korišćenje bio-mase u segmentu grijanja.

Prema najnovijem izvještaju iz 2017. godine, „Cost-competitive renewable power generation: Potential across South East Europe“, od strane IRENA-e (eng. International renewable energy agency), u Bosni i Hercegovini postoji značajan tehnički potencijal obnovljivih izvora energije, što se svakako odnosi i na Republiku Srpsku. Stoga će dalja eksploatacija obnovljivih izvora energije u budućnosti uveliko zavisiti od pada cijena pojedinih tehnologija, podsticajnih mehanizama, administrativnih barijera prilikom dobijanja dozvola i slično.

Iako Republika Srpska ima dobru poziciju iz perspektive samih prirodnih resursa, u okviru daljeg strateškog planiranja potrebno je uraditi dodatne aktivnosti da bi se ažurirali podaci o potencijalu njihovog daljeg iskorišćavanja, naročito u segmentu hidroenergije.

5.4.2 Učešće energije iz OIE u bruto finalnoj potrošnji

Na osnovu Odluke o implementaciji Direktive 2009/28/EZ, utvrđen je obavezujući cilj od 40% učešća OIE-a u ukupnoj finalnoj potrošnji do 2020. za cijelu Bosnu i Hercegovinu. U skladu s tim, i za Republiku Srpsku je određen cilj učešća OIE-a u finalnoj potrošnji da bi se ispunio onaj na državnom nivou. U Republici Srpskoj je u maju 2014. donesen Akcioni plan Republike Srpske za korišćenje obnovljivih izvora energije. Prema Akcionom planu, Republika Srpska za cilj ima postizanje 48% učešća OIE-a u bruto finalnoj potrošnji, odnosno 778,4 ktoe, u 2020. godini. Ciljevi za povećanje učešća OIE-a u bruto finalnoj potrošnji spušteni su na tri ključna sektora:

električna energija,

grijanje i hlađenje,

transport.

Postizanju zadanog cilja u 2020. godini najviše bi trebalo da pridonese sektor grijanja i hlađenja, sa otprilike 52% ukupno potrošene energije iz OIE-a, i sektor električne energije sa 43% učešća. Očekuje se da će učešće sektora transporta biti oko 5% (Slika 5.4.2).

Slika 5.4.2 Doprinos sektora za učešće OIE-a u finalnoj potrošnji energije u Republici Srpskoj, 2020. godina

Izvor: Akcioni plan Republike Srpske za korišćenje OIE-a

Akcionim planom procijenjene su putanje kretanja učešća OIE-a u ukupnoj finalnoj potrošnji. Za 2017. godinu to učešće iznosi 44,8%, za 2018. 45,5%, za 2019. 46,5%, a za 2020. godinu iznosi 48%.

| 92

Na entitetskom nivou potrebno je pratiti napredak u promovisanju korišćenja OIE-a, u kontekstu učešća i stvarne potrošnje OIE-a po sektorima, te doprinosa svake tehnologije pojedinom sektoru. Rezultati stvarnog korišćenja obnovljivih izvora energije u bruto finalnoj potrošnji u 2014. i 2015. godini pokazuju da je realizacija za 1,3 postotna poena ispod plana. Za 2014. godinu plan je bio ostvariti učešće od 43,8% (606,7 ktoe), a ostvareno je učešće od 42,5% (563,2 ktoe). Za 2015. cilj je bio 44,2% (624,7 ktoe), ali ostvareno učešće je iznosilo 42,9%, tj. 568,5 ktoe (Slika 5.4.3).

Slika 5.4.3 Plan i realizacija korišćenja OIE-a u finalnoj potrošnji u ktoe, 2014. i 2015. godine

Izvor: Akcioni plan Republike Srpske za korišćenje OIE-a, Izvještaj o napretku Ugovornih strana u skladu sa Direktivom 2009/28/EZ

5.4.2.1 Sektor električne energije

Kako bi se ostvario ukupni cilj vezan za učešće OIE-a u ukupnoj finalnoj potrošnji, za sektor električne energije su date projekcije kretanja učešća OIE-a u finalnoj potrošnji, te su, takođe, i praćeni rezultati ostvareni u 2015. godini. U sektoru električne energije, plan je povećati učešće OIE-a u 2020. godini za 129 ktoe – 1.500,3 GWh u odnosu na 2009. godinu, što znači da je postavljen cilj učešća OIE-a u bruto finalnoj potrošnji sektora od 84,6%. Planirano relativno učešće OIE-a za 2015. godinu iznosilo je 63,9% (225,2 ktoe – 2.619,1 GWh). Gledajući stvarnu realizaciju, relativno učešće je za 9 postotnih poena veće od planiranog i iznosi 72,9%, što je ekvivalent količini od 334,8 ktoe – 3.905,4 GWh (Slika 5.4.4).

Slika 5.4.4 Dinamika OIE-a u finalnoj potrošnji sektora električne energije i realizacija u ktoe, 2010–2020. godine


OIE tehnologije koje imaju doprinos finalnoj potrošnji sektora električne energije su hidroenergija, vjetar, bio-masa i solarna energija. Planirano je da će u 2015. godini najveći doprinos imati hidroenergija sa 95,3% (220,6 ktoe – 2.565,6 GWh) od ukupne količine OIE energije, zatim vjetar sa 3,8% (8,7 ktoe – 101,2 GWh), te bio-masa i solarna energija sa 0,8% (1,7 ktoe – 19,8 GWh) i 0,1% (0,3 ktoe – 3,5 GWh). Ostvareni doprinosi u 2015. godini su, za sve tehnologije, ispod planiranih. Doprinos hidroenergije je otprilike 14%, a solarne energije otprilike 67% ispod planiranog. Vjetar i bio-masa nisu uopšte bili korišćeni. Za 2020. godinu su postavljeni ciljevi za hidroenergiju u iznosu od 312,1 ktoe – 3.629,7 GWh (93,3%), za vjetar u iznosu od 17,2 ktoe – 200 GWh (5,1%), bio-masu u iznosu od 4,9 ktoe – 57 GWh (1,5%), te za solarnu energiju u iznosu od 0,4 ktoe – 4,7 GWh (0,15), (Tabela 5.4.1).

Prema viziji do 2035. godine, doprinos svake pojedine tehnologije će se povećati. Najveći doprinos ukupnom učešću OIE-a i dalje će imati hidroelektrane, no njihovo relativno učešće će se smanjiti zbog povećanja učešća ostalih obnovljivih izvora energije, i pretpostavka je da će on iznositi ~91,4%. Povećanje učešća vjetra, s planiranih 5,1% na procijenjenih ~6,2%, planira se ostvariti gradnjom nekoliko vjetroelektrana ukupne snage do 148 MW. Da bi se ostvario procijenjeni doprinos bio-mase, koji iznosi ~ 1,9%, potrebno je podsticati korišćenje čvrste bio-mase u kogenracionim postrojenjima. S obzirom na to da će solarna energija postati konkurentnija na tržištu, do 2035. godine se očekuje blagi porast učešća te vrste energije u OIE-u i tada bi iznosio otprilike 0,5% (Tabela 5.4.1).

Tabela 5.4.1 Doprinos tehnologija OIE-a u finalnoj potrošnji u sektoru električne energije

| 93

Napomena: Odnosi se na prosjek svih scenarija bez kogeneracionog scenarija Izvor: Akcioni plan Republike Srpske za korišćenje OIE-a, Izvještaj o napretku Ugovornih strana u skladu sa Direktivom 2009/28/EZ, analiza Projektnog tima

5.4.2.2 Podsticanje proizvodnje iz OIE-a

Gledajući s aspekta dobijanja podsticaja, u obnovljive izvore se ubrajaju samo hidroelektrane snage do 10 MW, kao i svi ostali ranije navedeni izvori (vjetroelektrane, solarne elektrane i elektrane na bio-masu / bio-gas), te se upravo najviše planira stimulisati izgradnja malih hiroelektrana. Prema Akcionom planu, do 2020. godine bi u Republici Srpskoj trebalo da bude instalirano 235 MW u kapacitetima koji ulaze u sistem podsticaja. Najveće učešće imaće hidroelektrane i vjetroelektrane. Prema tome, u 2020. bi se iz navedenih kapaciteta proizvelo 837 GWh električne energije. S obzirom na različite scenarije razvoja proizvodnog miksa do 2035. godine, iznosi instalirane snage i proizvodnje iz OIE-a se razlikuju. Prema entitetskom scenariju, u 2035. bi iznos instalirane snage iz OIE-a iznosio 342 MW. Trenutno u Republici Srpskoj nema priključenih vjetroelektrana, ali s obzirom na potencijal i mogućnosti, planira se izgradnja 148 MW u novim kapacitetima do 2035. godine, te bi se tada iz vjetroelektrana proizvodilo oko 390 GWh godišnje. Ukupna proizvodnja prema ovom scenariju bi tada iznosila 1.160 GWh.

Upoređujući entitetski scenario, u kojem se najviše promoviše korišćenje obnovljivih izvora, sa medijanom svih scenarija, iznosi instalirane snage i proizvodnje u 2035. godini se ne bi previše razlikovali (Slika 5.4.5 i Slika 5.4.6).

| 94

Slika 5.4.5 Iznos instalirane snage OIE-a u Republici Srpskoj u postojećim i novim kapacitetima u sistemu podsticaja u MW, 2015–2035. godine

Napomena: Izbor projekata za realizaciju ciljane snage OIE-a je predmet daljih odluka studija isplativosti i uticaja na okolinu (npr. uticaj na kontrolu poplava, uticaj na okolinu i zdravlje, itd.). Izvor: Radna grupa Republike Srpske, Proizvodnji portfelj Republike Srpske 2015–2035. Slika 5.4.6 Iznos proizvodnje po pojedinom izvoru OIE-a u sistemu podsticaja u GWh, 2015–2035. godine

Izvor: Radna grupa Republike Srpske, Proizvodni portfelj Republike Srpske 2015–2035.

S obzirom na postojeći sistem podsticaja, potrebno je obezbijediti određene naknade za podsticanje proizvodnje iz obnovljivih izvora energije. Ukupna planirana sredstva za naknade za OIE sastoje se od sredstava za premije, troškova rada operatera prenosnog sistema, troškova balansiranja i troškova Fonda za zaštitu životne sredine i energetsku efikasnost. U skladu sa Zakonom u obnovljivim izvorima energije, planirane naknade se nadoknađuju iz sredstava prikupljenih kroz naknadu za OIE. Visine premija se razlikuju zavisno od pojedinih tehnologija, dok je sama naknada za OIE jedinstvena i plaćaju je svi kupci po utrošenom kWh.

| 95

Za 2017. godinu planirana su sredstva u iznosu od 8,2 miliona evra. Napravljena je procjena rasta troškova naknada za entitetski scenario, s obzirom na to da je u njemu pretpostavljen najagresivniji rast OIE-a, kako bi se vidio krajnji pritisak na cijene. U tom slučaju, ukupni troškovi naknada u 2035. godini bili bi 67,7 miliona evra. Taj će se iznos, u zavisnosti od strategije razvoja portfelja i ciljevima preuzetim iz EU, naknadno moći korigovati (Slika 5.4.7).

Slika 5.4.7 Procjena rasta planiranih troškova naknada za OIE u milionima EUR, 2017–2035. godine

Napomena: Procjena napravljena prema scenariju radne grupe entiteta. Izvor: analiza Projektnog tima.

Troškove naknada za OIE snose krajnji potrošači putem računa za električnu energiju, na koji se dodaje jedinična naknada za OIE. U 2017. godini, ta jedinična naknada iznosi 0,0022 EUR/kWh (0,0044 KM/kWh). Napravljena je procjena prema kojoj bi se iznos pojedinične naknade, do 2035. godine, mogao povećati na 0,013 EUR/kWh (0,025 KM/kWh). U tom slučaju bi, samo zbog porasta iznosa naknada, došlo do rasta cijene za krajnjeg korisnika od 14,8%, pod pretpostavkom da ostale stavke računa za električnu energiju ostanu nepromijenjene (trošak električne energije, mrežarina i PDV), (Slika 5.4.8).

Slika 5.4.8 Uticaj planiranih OIE naknada na krajnju cijenu električne energije u EUR/kWh, 2017–2035. godine

Napomena: Procjena napravljena prema scenariju radne grupe entiteta. Svrha je indikativna procjena budućih pritiska naknada za OIE na cijenu električne energije u scenariju nepromijenjenog iznosa naknada ("ceteris paribus"). Izvor: analiza Projektnog tima.

Spomenute procjene napravljene su kako bi se, uzimajući u obzir određene pretpostavke poput količine proizvodnje iz OIE-a, sredstava za premije i troškove rada operatera, balansiranja i Fonda za zaštitu životne sredine i energetsku efikasnost, pokazalo da će se stvarati dodatni pritisak na krajnje cijene električne energije. Iz tog je razloga, potrebno periodično revidiranje sistema modela podsticaja proizvodnje iz OIE-a, po uzoru na ostale zemlje Evrope. Ukoliko se ostvari planirano povećanje BDP-a od 3% godišnje, rast životnog standarda bi nadmašio trenutno procijenjeno povećanje krajnje cijene energije.

U nastavku je prikazan regulatorni okvir za podsticanje obnovljivih izvora energije u Republici Srpskoj (Tabela 5.4.2).

Tabela 5.4.2 Regulatorni okvir za podsticanje OIE-a u Republici Srpskoj

Republika Srpska

Model podsticaja

OIE-a Feed-in tarifa

Premije – u sistem podsticaja ulaze oni proizvođači koji proizvode električnu energiju za

| 96

svoje potrebe ili ju prodaju na tržištu.

Neto mjerenje – za male proizvođače do 50 kW.

Procedura za feed-in tarife

Proizvođač OIE-a mora dobiti Sertifikat obnovljivih izvora energije i Odluku o pravu na

podsticaje od strane Regulatorne komisije za energetiku Repubike Srpske (RERS).

„Operater sistema podsticaja“ i proizvođač OIE-a sklapaju Ugovor o obaveznom

otkupu po garantovanoj cijeni.

Tehnologije

Tehnologije koje ulaze u sistem feed-in tarifa

U zavisnosti od tehnologije, ograničenja kapaciteta su do 1 MW (SE, bio-gas), do

10 MW (VE, geotermalna, bio-masa, HE).

Tehnologije koje ulaze u sistem premija

Preko 10 MW (VE),

Preko 30 MW (kogenracija na bio-masu).

Spajanje na mrežu Proizvođači OIE-a imaju prioritet spajanja na mrežu.

Izvor: Res-legal, rers.ba - Rulebook on Incentives for Generation EE from RES and efficient cogeneration, Radna grupa Republike Srpske

Trenutno se u Republici Srpskoj proizvodnja podstiče putem „feed-in“ tarifa i sistema premija. Proizvođači koji su ušli u model podsticanja putem „feed-in“ tarife imaju garantovanu tarifu tokom određenog broja godina. Ovim se modelom isključuje cjenovni rizik novih proizvođača i smanjuje njihov trošak kapitala, ali se i isključuje proizvođač od aktivnog učestvovanja na tržištu, s obzirom na to da Operater ima obavezu kupovine proizvedene energije. U premijskom modelu proizvođači, takođe, imaju garantovanu premiju tokom 15 godina. Ovim modelom proizvođač je obavezan da nađe kupca na tržištu, te se na taj način podstiče kupovina energije iz obnovljivih izvora.

Većina zemalja Jugoistočne Evrope takođe koristi „feed-in“ sistem kao sistem podsticaja za proizvodnju iz obnovljivih izvora energije. Nakon dostizanja zadovoljavajućeg nivoa OIE-a u sistemu podsticaja, trebalo bi razmotriti prelazak na drugačije podsticajne mehanizme koji su prilagođeniji ciljevima. Jedan od mogućih mehanizama podsticaja je sistem kvota gdje je snabdjevač obavezan kupiti određenu količinu obnovljive energije. Na taj način stvara se tržište među proizvođačima i snabdjevačima na kojem se trguje energijom ili „zelenim sertifikatima“. Evropske zemlje imaju različite modele podsticaja proizvodnje iz OIE-a (

Slika 5.4.9). 2013. godine je EU najavila potpunu reorganizaciju podsticaja koje su države članice smjele ponuditi sektoru obnovljivih izvora energije, pri čemu se prednost daje podsticajnim premijama i, već navedenom, sistemu kvota, umjesto uobičajenom podsticaju „feed-in“ tarifama.

| 97

Slika 5.4.9 Modeli podsticaja u evropskim zemljama

Izvor: SEERMAP, DIA-CORE, Fraunhofer, ECOFYS, European Commission

5.4.2.3 Upravljanje tržištem OIE za elelektričnu energiju

U Bosni i Hercegovini je 2016. godine došlo do uspostavljanja balansnog tržišta putem tendera, te trenutno tržištem rukovodi Nezavisni operater sistema u Bosni Hercegovini (NOSBiH). U Bosni i Hercegovini postoji 17 registrovanih balansno- odgovornih strana, od kojih je 8 bilo aktivno tokom 2016. godine. Za Republiku Srpsku je trenutno karakteristično da svi povlašćeni proizvođači iz OIE-a pripadaju balansnoj grupi koju vodi „Elektroprivreda Republike Srpske“.

Elektrane na obnovljive izvore, uključujući i vjetroelektrane, u Republici Srpskoj uvijek imaju prednost u dispečiranju, te imaju obavezu plaćanja pretjeranog debalansa iznad 500 kW, kao i plaćanja 25% troškova balansiranja. S obzirom na to da se očekuje porast OIE-a, za očekivati je da će dolaziti do većeg debalansa u EES. Do debalansa prvenstveno dolazi zbog drastičnog povećanja instaliranih kapaciteta u vjetroelektranama. Glavni problem proizvodnje energije iz vjetroelektrana je nemogućnost precizne prognoze proizvodnje. U slučaju da je proizvodnja vjetra iznad prognoze, VE plaća nisku cijenu debalansa, dok u suprotnom slučaju VE plaćaju visoku cijenu debalansa.

Kao što je već spomenuto, trenutnim je Zakonom i podzakonskim aktima definisano da svi proizvođači koji koriste OIE i ulaze u sistem podsticaja pripadaju određenoj balansnoj grupi te odgovornost za njih preuzima OSP. Tržišnim pravilima je definisana balansno odgovorna strana, kao i balansna grupa. S obzirom na mogućnost pojave debalansa u EES, Republika Srpska je usvojila mehanizam obračuna debalansa i snošenje troškova nastalih zbog istog. Takođe, s ciljem minimalizovanja problema pojave debalansa, u Republici Srpskoj su već pripremljeni softveri koji se odnose na preciznu prognozu dnevne proizvodnje, naročito iz solarnih i vjetroelektrana.

U narednom periodu, potrebno je nastaviti pratiti evropske trendove kroz nove podsticajne mehanizme i modalitete proizvodnje električne energije, ali isto tako i prodaje el. energije iz OIE-a.

Kao dodatak, navedeni su primjeri kako se električnom energijom iz OIE-a trguje u izabranim evropskim zemljama gdje je operater tržišta ili TSO zadužen za vođenje OIE balanse grupe i energije balansiranja iz OIE-a (Tabela 5.4.3).

| 98

Tabela 5.4.3 Tok načina prodaje el. energije iz OIE-a u izabrani zemljama

Tijek razvoja kanala prodaje

Slovenija

Operater tržišta BORZEN → upravnik eko-bilansne grupe i energije uravnoteženja za OIE 2010 – nestandardni proizvod na aukcijama (uz balansiranje) + berza el. energije (BSP) 2011 - 2015. – standardni proizvod, aukcije i berza el. energije 2016. bilansnu grupu kupuje

GEN-I, a 2017. ju kupuje HEP

Austrija

Operater EE APCS, u sklopu OeMAG → upravnik eko-bilansne grupe i energije uravnoteženja za OIE

2003 - 2006. – voditelji eko-bilansne grupe odgovorni za kupnju, subvencioniranje i alociranje el. energije

2006 - danas – OeMAG (APCS) alocira el. energiju direktno aktivnim snabdjevačima u zavisnosti od njihovog tržišnog učešća

Mađarska

TSO MAVIR → upravnik eko-bilansne grupe i energije uravnoteženja za OIE 2008 – snabdjevači preuzimaju el. energiju iz OIE-a u skladu sa svojim tržišnim učešćem 2014 – novi kanal prodaje HUPH, razlika između planiranih dnevnih količina OIE i bazne

energije se prodaje na berzi el. energije 2016 – sva energija iz OIE-a nudi se preko HUPH-a

Italija Operater tržišta GSE → upravnik eko-bilansne grupe i energije uravnoteženja za OIE 2008 – nadalje – GSE malim proizvođačima nudi kupovinu energije iz OIE-a koju prodaje na

unutardnevnom ili dan-unaprijed tržištu na berzi el. energije Izvor: BORZEN, HROTE, MAVIR, Res-legal, APG, GSE, Europex, analiza Projektnog tima

5.4.2.4 Sektor grijanja i hlađenja

Kao i za prethodni sektor, za sektor grijanja i hlađenja date su projekcije kretanja učešća OIE-a u finalnoj potrošnji. Za grijanje i hlađenje postavljen je cilj učešća OIE-a od 87,8%, čime se predviđa povećanje učešća OIE-a na 401,6 ktoe u 2020. godini. Planirano učešće za 2015. godinu iznosilo je 89,1%, odnosno 399,5 ktoe energije iz OIE-a. Realizacija u 2015. godini je za 1,6 postotnih poena ispod plana, što znači da je ostvareno učešća OIE-a od 87,5%, tj. 359,8 ktoe (Slika 5.4.10).

Slika 5.4.10 Dinamika OIE-a u finalnoj potrošnji sektora grijanja i hlađenja i realizacija u ktoe, 2010–2020. godine


Za grijanje i hlađenje se velikom većinom koristi bio-masa (danas ogrjevno drvo), te u manjoj mjeri solarna energija. U 2015. godini, planiran je najveći doprinos iz bio-mase – 372,6 ktoe (99,9%), dok je za solarne elektrane taj iznos bio 0,37 ktoe. Gledajući stvarni doprinos, sva energija potrošena za grijanje i hlađenje proizašla je samo iz bio-mase, te je iznosila 359,9 ktoe. Planirana struktura goriva u 2020. godini se ne razlikuje previše od današnje strukture. I dalje se najveći doprinos očekuje od bio-mase, u iznosu od 406,1 ktoe, što će činiti 99,7% ukupne potrošnje, i od geotermalne energije u iznosu od 1,05 ktoe (Tabela 5.4.4).

Do 2035. potrebno je povećati apsolutni doprinos svake tehnologije (bio-masa, geotermalna, solarna i ostale tehnologije). Iako će bio-masa i dalje biti glavno gorivo, sa procijenjenim učešćem ~ od 95% do 98%, u zavisnosti od scenarija, potrebno je promijeniti strukturu korišćene bio-mase. Tako se očekuje smanjenje potrošnje ogrjevnog drveta, a povećanje korišćenja peleta, kao i šumskog i poljoprivrednog otpada. U kogeneracionom obnovljivom scenariju potrebno je staviti naglasak na sisteme daljinskog grijanja (SDG). Da bi se to ostvarilo potrebno je poboljšati regulative koje se odnose na sektor šumarstva, kao i na to da se povežu industrije. Geotermalni potencijal u Republici Srpskoj je velik, no do danas gotovo da i nije istražen, te se koristi samo u balneološke svrhe. S obzirom na to da se očekuje povećanje učešća geotermalne energije za grijanje na ~0,5%, u narednim godinama potrebno je detaljnije istražiti te komercijalizovati geotermalni potencijal Republike Srpske. Učešće solarne energije je, do 2035. godine, procijenjeno na ~ 1% do 4%, u zavisnosti od scenarija. Njihova široka upotreba, prvenstveno za grijanje u domaćinstvima, očekuje se zbog stalnog pada cijena solarnih panela. S obzirom na rapidan razvoj tehnologija, te pada njihove cijene na globalnom nivou, za očekivati je kako će se do 2035. godine na tržištu pojaviti nove komercijalne tehnologije koji će se koristiti za

| 99

grijanje i/ili hlađenje kao i iskorišćavanje otpada za proizvodnju toplotne energije („waste to energy“) i da će one imati otprilike 0,5% učešća u ukupnoj finalnoj potrošnji sektora (Tabela 5.4.4).

Tabela 5.4.4 Doprinos tehnologija OIE-a u finalnoj potrošnji u sektoru grijanja i hlađenja

Napomena: 1) Odnosi se na kogeneracioni obnovljivi scenario sa većim učešćem daljinskih toplotnih sistema na bio-masu, 2) Odnosi se na scenario jačeg razvoja decentralizovane energije i mikrosolara na domaćinstvima (podsticaji za PV i pad cijena tehnologije). Izvor: Akcioni plan Republike Srpske za korišćenje OIE-a, Izvještaj o napretku Ugovornih strana u skladu sa Direktivom 2009/28/EZ, analiza Projektnog tima

5.4.2.5 Sektor transporta

U sektoru transporta do sada uopšte nisu korišćeni obnovljivi izvori energije. Prema Akcionom planu, učešće obnovljivih izvora u finalnoj potrošnji u transportu se do 2020. godine mora povećati na 10%, tj. u apsolutnom iznosu mora iznositi 42 ktoe (Slika 5.4.11).

Slika 5.4.11 Dinamika OIE-a u finalnoj potrošnji sektora transporta i realizacija u ktoe, 2010–2020. godine


Svih 42 ktoe obnovljive energije planiranih u 2020. godini proizvešće se iz bio-goriva, od toga 38 ktoe (90,5%) iz bio-dizela, a ostatak od 4 ktoe (9,5%) iz bio-etanola.

Prema procjenama doprinosa bio-goriva u 2035. godini, od ~ 77 % do 82% činiće bio-dizel, a ~ 8% do 13% bio-etanol, s time da će se apsolutni doprinosi u finalnoj potrošnji povećati. Samo povećanje bio-goriva će, među ostalim, i znatno uticati na smanjenje emisija CO2. Osim bio-goriva, do 2035. očekuje se i povećanje korišćenja električne energije iz obnovljivih izvora, čije je učešće u OIE transportu procijenjeno na ~ 5% do 15%. S obzirom na globalne trendove, u Republici Srpskoj se očekuje popularizacija i podsticanje kupovine električnih automobila. Uz to, očekuje se i izgradnja električnih punionica automobila, koje bi se, osim za domaće automobile, koristile i prilikom međunarodnog drumskog saobraćaja. Evropski trend ukazuje na rast društvene odgovornosti preduzeća, poput željeznica, koja kupuju zelenu energiju. Kao što je i ranije spomenuto, s obzirom na vrlo brz razvoj tehnologije, očekuje se pojava novih komercijalnih tehnologija i u sektoru transporta, čije bi učešće do 2035. moglo iznositi ~ 0,3% (Tabela 5.4.5).

Tabela 5.4.5 Doprinos tehnologija OIE-a u finalnoj potrošnji u sektoru transporta

| 100

Napomena: Intervali zavise o penetraciji električnih vozila i baterijskih sistema u domaćinstva, decentralizovane energije i PV modula, kao i od stepena korišćenja OIE-a za napajanje električnih prevoznih sredstava (tramvaji, željeznice itd.) Izvor: Akcioni plan Republike Srpske za korišćenje OIE-a, Izvještaj o napretku Ugovornih strana u skladu sa Direktivom 2009/28/EZ, analiza Projektnog tima

5.4.2.6 Mjere za postizanje ciljeva

Postojećim Akcionim planom definisano je nekoliko mjera kojima se planira povećati korišćenje energije iz obnovljivih izvora i na taj način ostvariti postavljene indikativne ciljeve:

1. Definisanje količine podsticane energije iz obnovljivih izvora,

2. Povećanje proizvodnje energije iz OIE-a → izgradnja energetskih objekata koji nisu predmet koncesije,

3. Regulisanje i upravljanje otpadom,

4. Donošenje zakona o bio-gorivima u transportu Republike Srpske,

5. Uspostavljanje sistema podsticaja proizvodnje bio-goriva.



Savjet ministara Bosne i Hercegovine usvojio je Akcioni plan za korišćenje obnovljive energije u Bosni i Hercegovini (Akcioni plan OIE BiH) u martu 2016. godine. Akcioni plan OIE Bosne i Hercegovine baziran je na ranije usvojenim entitetskim akcionim planovima za korišćenje obnovljivih izvora energije. Akcioni planovi enetiteta i države izrađeni su na obrascu propisanom Odlukom Evropske komisije o utvrđivanju obrasca za nacionalne akcione planove za obnovljivu energiju u skladu sa Direktivom 2009/28/EZ. Takođe, Akcioni plan OIE Bosne i Hercegovine sadrži parametre koji se odnose na Brčko Distrikt Bosne i Hercegovine, ali koji do sad nisu bili predmet usvajanja Vlade Brčko Distrikta Bosne i Hercegovine. Akcioni plan Bosne i Hercegovine usklađuje se sa strateškim i planskim dokumentima Republike Srpske, Federacije Bosne i Hercegovine i Brčko Distrikta Bosne i Hercegovine. Akcioni plan OIE Bosne i Hercegovine definiše pregled potrošnje energije iz OIE u referentnoj 2009. godini i u periodu od 2010. do 2020. godine, uključujući:

planiranu ukupnu finalnu potrošnju energije iz OIE-a u grijanju i hlađenju, električnoj energiji i transportu,

uzimajući u obzir učinke energetske efikasnosti i energetske štednje, izraženo u kilotonama ekvivalentne nafte

(ktoe),

planirano učešće OIE-a u ukupnoj finalnoj potrošnji energije iz OIE-a u grijanju i hlađenju, električnoj energiji i

transportu izraženo u procentima,

učešće obnovljive energije svakog sektora u krajnjoj potrošnji energije,

učešće obnovljive energije u transportu,

procjenu ukupnog učešća (instaliranih kapaciteta ukupne proizvodnje električne energije) koji se očekuje od

svake tehnologije za obnovljivu energiju,

maksimalni nivo instalirane snage privilegovanih proizvođača za svaku tehnologiju (u daljem tekstu: dinamičke

kvote),

politiku i mjere za promociju i podsticanje korišćenja energije iz OIE-a, u skladu sa propisima iz oblasti

konkurencije i državne pomoći,

zajedničke mjere ministarstava i institucija.

| 101

Energetska statistika je u fazi razvoja i još nije u potpunosti funkcionalna da bi se obezbijedili dovoljni podaci za

praćenje i ažuriranje dešavanja u sektoru OIE-a u Bosni i Hercegovini. MSTEO izvještaja Energetsku zajednicu o

realizaciji Akcionog plana OIE Bosne i Hercegovine, shodno entitetskim izvještajima o realizaciji akcionih planova, te

izvještaju o sprovođenju mjera koje se sprovode na državnom nivou.


Akcioni plan za korišćenje obnovljivih izvora energije Republike Srpske (Akcioni plan OIE RS) određuje politike, mjere i obavezujuće ciljeve o učešću energije iz OIE-a u ukupnoj finalnoj potrošnji električne energije, energije za grijanje i/ili hlađenje i energije za transport, uvažavajući efekte regulatornih mjera koje se odnose na unapređenje energetske efikasnosti i uštede energije kod krajnjih kupaca, kao i drugih mjera u svrhu ispunjenja postavljenih ciljeva. Zakonom o energetici Republike Srpske propisano je da je korišćenje obnovljivih izvora energije i efikasne kogeneracije od opšteg interesa za Republiku Srpsku.

Zakon o obnovljivim izvorima energije i efikasnoj kogeneraciji Republike Srpske, kao krovni zakon za oblast OIE-a, uređuje planiranje i podsticanje proizvodnje i potrošnje energije iz obnovljivih izvora i u efikasnoj kogeneraciji, tehnologije za korišćenje obnovljivih izvora energije, mjere podsticaja za proizvodnju električne energije korišćenjem obnovljivih izvora energije i u efikasnoj kogeneraciji, sprovođenje sistema podsticanja proizvodnje energije i izgradnja postrojenja za proizvodnju električne energije iz obnovljivih izvora energije. Zakonom je propisano da će se za obavljanje administrativno-finansijskih i drugih operativnih poslova sistema podsticaja proizvodnje energije iz obnovljivih izvora i u efikasnoj kogeneraciji biti osnovan Operater sistema podsticanja. Do osnivanja Operatera sistema podsticanja, ove poslove će obavljati ERS. ERS je obavezna da vodi odvojene računovodstvene evidencije i poseban namjenski račun za kupoprodaju električne energije proizvedene iz obnovljivih izvora i u efikasnoj kogeneraciji za koju se ostvaruje pravo na podsticaj. Operater sistema podsticaja i proizvođač zaključuju ugovor o obaveznom otkupu po garantovanoj cijeni. Modeli podsticaja u Republici Srpskoj su „feed-in“ tarifa, premije i neto mjerenje. Proizvođači energije iz OIE-a imaju pravo prioritetnog spajanja na mrežu.

RERS obavlja regulatorne djelatnosti u oblasti OIE-a. RERS je donijela Pravilnik o podsticanju proizvodnje električne energije iz obnovljivih izvora i u efikasnoj kogeneraciji („Službeni glasnik Republike Srpske“, br. 114/13, 88/14 i 43/16), kojim su propisani uslovi i postupak za ostvarivanje prava na podsticaj, način provjere raspoloživih kapaciteta i količina električne energije za podsticanje, metodologija za utvrđivanje garantovane otkupne cijene električne energije i premije, izračunavanje i naplata naknade za obnovljive izvore i efikasnu kogeneraciju, način utvrđivanja troškova rada Operatera sistema i druga pitanja. RERS je donijela Odluku o visini garantovanih otkupnih cijena i premija za električnu energiju proizvedenu iz obnovljivih izvora ili u efikasnoj kogeneraciji Republike Srpske („Službeni glasnik Republike Srpske“, br. 128/11, 116/13, 88/14 i 43/16) i Odluku o visini naknade za podsticanje proizvodnje električne energije iz obnovljivih izvora i u efikasnoj kogeneraciji Republike Srpske („Službeni glasnik Republike Srpske“, br. 128/11, 116/13, 4/15, 15/16 i 9/17), koje se primjenjuju od 2012. godine. Odlukom o visini garantovanih cijena utvrđene su garantovane otkupne cijene i premije, te se primjenjuje kod izdavanja rješenja o pravu na podsticaj i kod zaključivanja kupoprodajnog ugovora sa Operaterom sistema podsticaja. Odlukom o visini naknade za podsticanje određuje se naknada kojom se obezbjeđuju sredstva za isplatu premija proizvođačima električne energije koji ostvaruju pravo na obavezan otkup po garantovanoj otkupnoj cijeni, pravo na premiju, sredstva potrebna za funkcionisanje Operatera i sredstva namijenjena Fondu za zaštitu životne sredine i energetske efikasnosti. Naknada se zaračunava svakom krajnjem kupcu u Republici Srpskoj u iznosu koji je jednak proizvodu jedinične naknade i preuzete aktivne električne energije i iskazuje se kao posebna stavka na računu kupca. RERS je donijela i Pravilnik o izdavanju sertifikata za proizvodna postrojenja koja proizvode električnu energiju koristeći obnovljive izvore energije ili u efikasnoj kogeneraciji Republike Srpske („Službeni glasnik Republike Srpske“, broj: 112/13). Tim pravilnikom propisani su kriterijumi za izdavanje sertifikata, postupak izdavanja, sadržaj sertifikata, njihovo produženje, prenos, poništavanje i oduzimanje. Pravilnikom o izdavanju garancija o porijeklu električne energije („Službeni glasnik Republike Srpske“, broj: 1/14) RERS uređuje sadržaj garancije, uslova i postupak izdavanja, prenos i poništavanje garancije o porijeklu električne energije.

Naprijed navedeni zakon i regulativa odnose se na podsticanje korišćenja OIE-a u proizvodnji električne energije. Međutim, korišćenje OIE-a u sektoru transporta i grijanja i hlađenja i dalje ostaje bez normiranja, te se u tom smislu i daju regulatorne smjernice u tabeli strateških smjernica.


S obzirom na to da su ranije navedene mjere preuzete iz Akcionog plana, koji je definisan za period do 2020. godine, potrebno je postaviti energetski okvir strategije za sektor obnovljivih izvora energije u Republici Srpskoj. U nastavku su navedeni strateški prioriteti i smjernice za razvoj sektora OIE-a do 2035. godine (Tabela 5.4.6).

Tabela 5.4.6 Strateške smjernice


i re

gu

lati

va Povećanje učešća OIE-a u proizvodnji

električne energije, uz adekvatnu organizaciju sistema

Sistemsko planiranje povećanja proizvodnje iz ostalih obnovljivih izvora energije, uzimajući u obzir raspoložive potencijale kroz izradu novih akcionih planova za period nakon 2020. godine

Dalji razvoj organizacije tržišta i holističkog upravljanja električnom

| 102

energijom i balansiranjem iz OIE-a s obzirom na očekivano veće učešće u proizvodnom miksu u budućem periodu.

Stalne revizije iznosa naknada, kao i razmatranje novih modela podsticaja od 2020. godine koji bi napravili manji pritisak na krajnje potrošače.

Povećanje učešća OIE-a u finalnoj potrošnji u sektorima električne energije i grijanja i hlađenja

Trenutno nije normirana upotreba minimalnih nivoa energije iz OIE-a prilikom izgradnje novih ili renoviranja postojećih objekata. Ne postoje propisi o primjeni kogeneracije. Nisu propisane mjere u cilju povećanja učešća OIE-a u finalnoj potrošnji u sektorima grijanja i hlađenja. Po ovim pitanjima postoji neusklađenost sa Direktivom 2009/28/EC, stoga je njihovo normiranje neophodno.

Propisivanje upotrebe minimalnih nivoa energije iz OIE-a prilikom izgradnje novih ili renoviranja postojećih objekata, te donošenje propisa kojima će se uređivati primjena kogeneracije.

Postizanje cilja od 10% učešća OIE-a u proizvodnji energije u transportu u 2020. godini, i nastavak promocije korišćenja bio-goriva do 2035. godine

Ne postoje propisi kojim bi se regulisala upotreba bio-goriva, a Akcionim planom postavljen je cilj od 10% učešća OIE-a u proizvodnji energije u transportu u 2020. godini, ali isto tako kako bi se nastavila promovisati upotreba OIE-a u transportu i nakon 2020. godine. Da bi se dostigao ovaj cilj, potrebno je normirati upotrebu bio-goriva.

Donošenje propisa kojim bi se normirala upotreba goriva i utvrdili kriterijumi za održivost za pogonska bio-goriva i druga tekuća bio-goriva, kako bi se ispunili ciljevi iz Akcionog plana i ispravno transponovali zahtjevi iz Direktive 2009/28/EC

5.5 Sektor nafte i naftnih derivata

5.5.1 Struktura naftnog tržišta u Republici Srpskoj

Republika Srpska trenutno nema domaću proizvodnju sirove nafte i prirodnog gasa, ali se ulaganja u geološka istraživanja ponovo sprovode od 2011. godine. „Jadran Naftagas“ (66% vlasništva NIS i 34% NjeftegaziInKor a.d.) posjeduje prava za istraživanje i eksploataciju na čitavom području Republike Srpske, ali komercijalno isplative rezerve sirove nafte još uvijek nisu otkrivene. Uvozna sirova nafta prerađuje se u Rafineriji „Brod“ i Rafineriji ulja „Modriča“, koje pripadaju „Optima grupi“ (100% vlasnik NjeftegazInKor a.d.). Naftni derivati prerađeni u navedenim rafinerijama većinom se plasiraju na domaće tržište, gdje sačinjavaju više od 90% učešća u veleprodaji. Maloprodajnu mrežu naftnih derivata karakteriše veliki broj malih privatnika, sa manje od pet benzinskih stanica u vlasništvu, koji sačinjavaju oko 75% tržišta. Potrošnja naftnih derivata najveća je u sektoru transporta gdje se najviše troše benzin i dizel (Slika 5.5.1).

Slika 5.5.1 Struktura naftnog tržišta Republike Srpske, 2015. godina (procjena)

| 103

Napomena: 1) Procjena na osnovu količine uvoza i ukupne potrošnje derivata u Republici Srpskoj, 2) Postotak je odnos broja benzinskih stanica određene firme i ukupnog broja stanica Izvor: WoodMackenzie BiH downstream oil long-term outlook 2016, Bilans nafte i derivata nafte 2015, Trgovina na malo tečnim gorivima Republike Srpske

5.5.2 Istraživanje i proizvodnja ugljen-dioksida

U regiji u kojoj se nalazi Republika Srpska, proizvodnja ugljen-dioksida sprovodi se već dugi niz godina, naročito u Panonskom bazenu na područjima Hrvatske i Mađarske. Zbog zrelosti proizvodnih područja u Hrvatskoj i Mađarskoj, proizvodnja je u padu, ali je i dalje najviša u regiji (Tabela 5.5.1). Sudeći prema prisutnosti nafte u regiji, u strukturama sličnim onima koje obuhvataju dio Republike Srpske, potencijal za postojanje rezervi nafte postoji.

U svijetu postoje različiti pravni modeli i ugovori koji definišu odnos između naftnih kompanija i države tokom svih faza procesa proizvodnje sirove nafte. Najvažnije je definisati način raspodjele prihoda od proizvodnje sirove nafte i definisati kako će troškovi biti tretirani. Države biraju vrstu pravnog modela prema kojem će biti konkurentne za privlačenje investicija u naftni sektor i prema kojem će maksimizirati dobit od proizvodnje sirove nafte. Na primjer, kada se uporedi opis pravnog modela Hrvatske i Mađarske (Tabela 5.5.1) s Crnom Gorom, uočava se da su uslovi povoljniji u Crnoj Gori, koja pokušava privući investicije u istraživanje i proizvodnju nafte i gasa, a nema potvrđene rezerve i proizvodnju, dok Hrvatska i Mađarska ostvaruju veću dobit od proizvodnje. Republika Srpska u tome pogledu nema definisane naknade za eksploataciju nafte i gasa, te će u svrhu konkurentnosti, pregovarati direktno sa investitorom kroz ugovor o koncesiji.

Tabela 5.5.1 Proizvodnja ugljen-dioksida i pravni modeli u regiji

Država/ entitet

Pravni Model

Opis Proizvodnja

ugljen-dioksida (kboe/dan)

Mađarska Royalty2

Koncesionar je dužan platiti naknadu za istraživanje i proizvodnju ugljen-dioksida u zavisnosti od površine istražnog/proizvodnog područja i 16% vrijednost proizvedenih ugljen-dioksida.

40,9

Hrvatska PSA

1+

Royalty2

Naknada za istraživanje i eksploataciju nafte i gasa u Hrvatskoj sastoji se od godišnje novčane naknade utvrđene u zavisnosti od površine istražnog/eksploatacionog područja, naknade od 10% vrijednost proizvedenih ugljen-dioksida, i podjele proizvedenih količina ugljen-dioksida gdje državi pripada od 10% do 25%.

37,6

Srbija Royalty2

Naknada za geološka istraživanja određuje se po kilometru kvadratnom istražnog prostora. Naknada za eksploataciju nafte i gasa iznosi 8% tržišne cijene eksploatisane sirovine.

31.7

Crna Gora PSA1

Koncesionar je dužan platiti naknadu po kilometru kvadratnom istražnog/proizvodnog područja i iznos učešća proizvodnje u rasponu od 5% do 12% u zavisnosti od količine dnevne proizvodnje za naftu i 2% za gas

0

| 104

Albanija PSA

1+

Royalty2

U Albaniji, operater je dužan prepustiti dio proizvodnje državi u odnosu dogovorenom u ugovoru i dužan je platiti naknadu od 10% vrijednosti prodanih ugljen-dioksida.

25

BIH – entitet FBIH

PSA1+

Royalty2

Potencijalni investitori ulaze u direktne pregovore sa Federacijom Bosne i Hercegovine i saglasno utvrđuju naknade u fazi istraživanja i eksploatacije na osnovu zakonom postavljenih okvira.

0

BIH - entitet RS

PSA1+

Royalty2

Iznos rudne rente je fiksan i utvrđen zakonom, dok se PSA ugovorom saglasno definiše stopa naknade na osnovu zakonom postavljenih okvira.

0

Napomena: 1) Production sharing agreement (PSA): Operater snosi sve troškove istraživanja i proizvodnje i prema ugovoru sklopljenim s državom ili nacionalnom naftnom kompanijom pripada mu dio proizvodnje ugljen-dioksida, 2) Royalty: Operater snosi prava na istraživanje i proizvodnju uz plaćanje određene godišnje naknade i poreza na prihod ostvarenog od prodaje sirove nafte. Izvor: Albania's regulatory and fiscal hydrocarbon regime, Crna Gora Ministarstvo ekonomije, Uredba o naknadi za istraživanje i eksploataciju ugljen-dioksida, Zakon o naknadama za korišćenje javnih dobara, naturalgasworld.com, tradingeconomics.com, molgroup.info, nis.eu

Geološka istraživanja su se sprovodila dugi niz godina na području Bosne i Hercegovine, ali rezerve nikada nisu utvrđene. Najznačajniji istraživački radovi na području Republike Srpske sprovedeni su u sklopu projekta „Sjeverna Bosna“ koji je trajao od 1974. do 1991. godine. Projektom je zahvaćeno područje jugozapadnog dijela Panonskog bazena u kojem su države poput Hrvatske i Mađarske već našle komercijalne rezerve sirove nafte, što potvrđuje perspektivnost ovoga područja. Projekt „Sjeverne Bosne“ je dijelom obuhvatao teritoriju Republike Srpske (Slika 5.5.2) na kojemu je i napravljena procjena potencijalnih rezervi nafte (Tabela 5.5.2).

Slika 5.5.2 Područje projekta Sjeverna Bosna


Tabela 5.5.2 Potencijalne rezerve sirove nafte i gasa na području Sjeverne Bosne

Područje

Potencijalne rezerve (mil. bbl)

Potencijalne rezerve (mil. t)

Bosanski Šamac 64,5 9,2

Orašje 42,5 – 108,4 6,1 – 15,5

Tuzla 99,8 14,3

2

3

1

| 105

Lopare 83,2 11,9

Izvor: ESSBIH knjiga A; Prvi rezultati istraživanja nis.rs (2012) ; Joint venture with NIS spuds first exploration well in BiH gazprom-neft.net (2013)

Geološka istraživanja nastavljena su 2011. godine kada je kompanija „Jadran Naftagas“ dobila prava za istraživanje na području cijele Republike Srpske, što uključuje i dio dinaridskog područja. Dogovoreno je minimalno ulaganje u istraživanje od 40,7 miliona dolara kroz tri godine. Tokom navedene tri godine rezerve nisu potvrđene, pa je 2015. postignuto produženje prava na istraživanje do 2019. godine. Tokom istraživanja reinterpretirani su stari seizmički podaci i testirane su stare bušotine. Neke od bušotina pokazale su postojanje nafte i gasa, ali samo u tragovima. Izvedena su nova 2D i 3D seizmička istraživanja u svrhu pronalaska struktura povoljnih za postojanje ugljen-dioksida. Takođe, u 2013. izbušena je nova bušotina kod naselja Obudovac u Posavini koja je pokazala prisustvo ugljen-dioksida, ali rezerve nisu utvrđene. Područje se pokazalo perspektivno, ali potrebna su dalja ulaganja u istraživačke radove.

4

| 106

5.5.3 Potrošnja naftnih derivata

Poređenjem strukture finalne potrošnje naftnih derivata po derivatu (Slika 5.5.3) i finalne potrošnje naftnih derivata po sektoru (Slika 5.5.4), primjećuje se da Republika Srpska prati trend regije, te se najviše troše dizel i benzin, što je posljedica najveće potrošnje u sektoru transporta od 62%. Republika Srpska, u poređenju sa regijom, ima najveće učešće potrošnje naftnih derivata u domaćinstvima, gdje se koristi lož-ulje za ogrjev. U skladu sa tim, dizel i lož-ulje imaju učešće od 68% u ukupnoj strukturi finalne potrošnje.

Slika 5.5.3 Finalna potrošnja naftnih derivata po derivatu u kt,2014/ 2015. godina

Napomena: 1) Podaci iz 2014. godine Izvor: Republički zavod za statistiku Republike Srpske – Bilans nafte i derivata nafte 2015, Bilans naftnih derivata 2015. Federacije Bosne i Hercegovine, analiza Projektnog tima Slika 5.5.4 Finalna potrošnja naftnih derivata po sektoru u kt, 2014/2015. godina

Napomena: 1) Podaci iz 2014. godine Izvor: Republički zavod za statistiku Republike Srpske – Bilans nafte i derivata nafte 2015, Bilans naftnih derivata 2015. Federacije Bosne i Hercegovine, analiza Projektnog tima

| 107

U ukupnoj potrošnji naftnih derivata podijeljenoj po derivatu i po sektoru najdominantniju ulogu imaju dizel i lož-ulje (Slika 5.5.5), i to u sektoru transporta i u domaćinstvima. Potrebno je napomenuti da je zakonom zabranjena upotreba lož-ulja u transportu, te da je potrošnja lož-ulja najzastupljenija u domaćinstvima i koristi se za ogrjev, dok se dizel koristi u sektoru transporta za pogon motornih vozila. LPG (eng. liquified petroleum gas – tečni naftni gas) relativno je malo zastupljen u odnosu na ostale derivate i najviše se troši u sektoru transporta. U energetskom sektoru i domaćinstvima je otprilike podjednako zastupljen, u industriji se relativno malo koristi, dok se za proizvodnju energije uopšte ne koristi. Benzin se gotovo isključivo koristi u sektoru transporta za pogon motornih vozila. Mazut se najviše koristi u energetskom sektoru, zatim kao utrošak za proizvodnju energije, nešto manje u industriji i najmanje u domaćinstvima i ostalim sektorima. Ostali derivati, poput maziva, bitumena i drugih teških frakcija ugljovodika, koriste se u energetskom sektoru i ostalim industrijama poput građevinarstva i poljoprivrede.

Slika 5.5.5 Ukupna potrošnja naftnih derivata po sektoru u Republici Srpskoj u kt, 2015. godina

Napomena: 1) U transportu je zakonom zabranjena upotreba lož-ulja u transportu Izvori: Republick zavod za statistiku - Bilans nafte i derivata nafte 2015

Potrošnja naftnih derivata u Republici Srpskoj u periodu od 2010. do 2016. godine bila je na približno istim nivoima (Slika 5.5.6). Najveća potražnja za naftnim derivatima je bila u 2014. godini, prvenstveno jer se u toj godini značajno povećala potražnja za dizelom i lož-uljem. Najveći pad u potražnji je ostvario mazut od -16,4%, dok je LPG ostvario rast od prosječno 4,5% godišnje. Zbog povećanja ukupnog broja pređenih kilometara drumskim putem u Republici Srpskoj, očekuje se dalji rast potražnje dizela i rast potražnje benzina.

| 108

Slika 5.5.6 Godišnja potražnja naftnih derivata u Republici Srpskoj u kt /god, 2000–2015. godine

Izvor: Republički zavod za statistiku Republike Srpske – Bilans naftnih derivata, 2015.

Republika Srpska je neto izvoznik naftnih derivata, ali u periodu od 2012. do 2015. izvoz se značajno smanjio u odnosu na uvoz. U navedenom periodu izvoz se smanjivao prosječnom godišnjom stopom od 23,2%, a uvoz prosječnom stopom od 7,7% godišnje. To je uzrokovalo značajan pad neto izvoza, s prosječnim godišnjim padom od 28,9% (Slika 5.5.7).

Slika 5.5.7 Uvoz i izvoz naftnih derivata u Republici Srpskoj u kt /god, 2012 –2015. godine

Izvor: Energetski bilans Republike Srpske, plan za 2016. godinu

5.5.4 Prerada naftnih derivata

Širu regiju odlikuje snažna prekapacitiranost prerade kao i dobra povezanost sa tržištima na Mediteranu. Potrošnja derivata u zemljama regije iznosi otprilike 28 miliona tona godišnje (Slika 5.5.8), a ukupni kapacitet proizvodnje naftnih derivata prikazanih rafinerija iznosi 39,5 miliona tona godišnje, zbog čega veći dio prikazanih rafinerija radi sa smanjenim kapacitetom. Kapacitet prerade rafinerije u Brodu iznosi 4,2 miliona tona godišnje, ali zbog oštećenja tokom rata i manjka ulaganja u obnovu i modernizaciju, rafinerija preradi tek oko 900 hiljada tona sirove nafte godišnje. Derivati proizvedeni u Rafineriji Brod se većim dijelom plasiraju na tržište Republike Srpske i dijelom na tržište Federacije Bosne

| 109

i Hercegovine. Sirova nafta koja se prerađuje u rafineriji uvozi se iz Rusije preko terminala Omišalj koji se nalazi u Hrvatskoj. Sirova nafta se transportuje naftovodom Adria kojim upravlja JANAF (Jadranski naftovod).

Slika 5.5.8 Kapacitet prerade sirove nafte rafinerija u regiji u milionima tona/god

Izvor: molgroup.info, omv.com, rafinerija.com, port-ploce.hr

U odnosu na rafinerije u regiji, Rafinerija „Brod“ proizvodi relativno visok stepen teških derivata. Učešće proizvodnje lož-ulja i ostalih teških derivata je, prema našim procjenama i internim bazama podataka oko 47% ukupne prerade, što je više od rafinerija u regiji i od prosjeka rafinerija na Mediteranu. Rafinerije nafte sa većom kompleksnošću proizvode više lakih derivata koji postižu višu cijenu na tržištu. Ulaganjem u modernizaciju Rafinerije „Brod“, povećala bi se dodata vrijednost proizvodima, a to bi rezultovalo većim prihodima.

Slika 5.5.9 Analiza proizvodnje derivata u rafinerijama prema posljednjim podacima o proizvodnji

Napomena: 1) Podaci su za 2015. godinu, 2) Podaci su za 2016. godinu, 3) Podaci su za 2014. godinu Izvori: Regulatorna komisija za energetiku Republike Srpske Izvještaj o radu 2015, mol. info, godišnji izvještaji kompanija, RS Bilans nafte i derivata nafte 2015, analiza Projektnog tima

U periodu od 2011. do 2015. godine u Rafineriji „Brod“ ostvaren je prosječni pad prerade sirove nafte od 5,21% godišnje (Slika 5.5.10). Smanjene rafinerijske marže zbog visokih cijena nafte do 2014. godine su imale uticaj na poslovanje rafinerije, a to se odrazilo i na količinu prerade. Nastavak pada prerade nakon 2014. godine, kada su rafinerijske marže na globalnom nivou porasle zbog pada cijene nafte, ukazuje na otežane uslove poslovanja i nedovoljnu kompleksnost rafinerije.

RijekaHrvatska Sisak

Hrvatska

BratislavaSlovačkaSchwechat

Austrija

DunaMađarska

BrodBosna i

Herzegovina

PančevoSrbija

Ljubljana

Graz

Zagreb

Luka Ploče

Pečuh

Podlugovi

Beograd

6.1

4.52.2

8.1

4.84.2

Rafinerija

# Kapacitet rafinerije

Luka

JANAF

9.6

| 110

Slika 5.5.10 Proizvodnja derivata u Rafineriji Brod u hiljadama t/g, 2011–2015. godine

Izvor: Regulatorna komisija za energetiku Republike Srpske Izvještaj o Radu 2015

Sertifikati koji ukazuju na kvalitet benzina i dizela, a posjeduje ih rafinerija, su BMB 95, BMB 98 i evro-dizel koji odgovaraju kvalitetu EVRO IV i evro-dizel 10 ppm (parts per million) koji odgovara kvalitetu EVRO V. Kvaliteta goriva koju proizvodi Rafinerija „Brod“ u skladu je sa trenutnim propisima Federacije Bosne i Hercegovine i Republike Srpske, koji se odnose na proizvodnju i uvoz derivata. Vlada Republike Srpske je 2007. godine dozvolila proizvodnju goriva EVRO IV kvaliteta do 2010, ali ono se još uvijek proizvodi. Od 31. decembra 2010. godine, goriva kvaliteta EVRO IV ne mogu se plasirati na EEA tržište. Za potpunu proizvodnju derivata kvaliteta EVRO V, te poboljšanje ekonomike prerade, potrebna su dodatna ulaganja u modernizaciju i povećanje kompleksnosti Rafinerije „Brod“.

Slika 5.5.11 Proizvodnja derivata u Rafineriji Brod, 2015. godina

Izvor: Regulatorna komisija za energetiku Republike Srpske Izvještaj o Radu 2015

5.5.5 Program obaveznih rezervi naftnih derivata

Prema EU direktivi 2009/119/EC, Bosna i Hercegovina i Republika Srpska mora uskladiti zakone i regulative kojima će se obezbijediti kreiranje i održavanje obaveznih rezervi nafte i derivata nafte. Rezerve nafte i derivata nafte moraju biti veće od prosječne količine 90-dnevnog uvoza ili prosječne 61-dnevne potrošnje. Potrebne rezerve nafte i naftnih derivata prema direktivi EU iznose oko 490.000 m

3 u 2016. godini. Bosna i Hercegovina ukupno ima oko 800.000 m

3

skladišnog prostora za sirovu naftu i derivate, od čega se oko 530.000 m3 nalazi u Rafineriji nafte „Brod“, oko 113.000

m3 na terminalima Bihać, Blažuj, Mostar i Živinice, te 82.000 m

3 u luci Ploče kojima upravlja „Operater – Terminali

Federacije”.

Kreiranje obaveznih rezervi nafte i naftnih derivata u Republici Srpskoj definisano je Zakonom o nafti i derivatima nafte, prema kojem je određeno da će Vlada odrediti potrebne količine nafte i derivata nafte, organizovati kreiranje rezervi i

| 111

njihovo zanavljanje i obezbijediti skladišne kapacitete. U 2012. godini određeno je da su JP „Robne rezerve Republike Srpske“ nadležne za formiranje, čuvanje i obnavljanje obaveznih zaliha derivata nafte. Nakon kreiranja potrebnog regulatornog okvira, Republika Srpska će stvoriti preduslove za sprovođenje navedene direktive. Republika Srpska još uvijek nije pokrenula program stvaranja zaliha nafte i derivata nafte.

Slika 5.5.12 Kapaciteti skladišta za sirovu naftu i derivate u Bosni i Hercegovini u m3

Izvor: Zakon o Nafti i naftnim derivatima Republike Srpske, Energy Community Emergency oil stocks in the energy community level

Uz postojeće skladišne kapacitete (Slika 5.5.12), Rafinerija „Brod“, takođe, posjeduje skladišta za sirovu naftu kapaciteta 163.000 m

3 i skladišta za proizvode kojima je potrebna dalja prerada kapaciteta 122.863 m

3. Dio

skladišnih kapaciteta je oštećen tokom rata, a dio ne zadovoljava bezbjednosne standarde EU, te je potrebna modernizacija (Tabela 5.5.3). Obnova i modernizacija skladišnih kapaciteta nije sprovedena.

Tabela 5.5.3 Skladišni kapaciteti za naftne derivate u Republici Srpskoj

Skladište Proizvod Kapacitet (m3)

Rafinerija Brod1

LPG 3,241

Benzin 31,272

Dizel 80,279

Plavi dizel (gas oil) 4,705

Lož-ulje 47,735

Drugo 79,475

Vrbanja - 20,900

Brezičani - 17,600

Banja Luka (Krajinapetrol a. d.)

- 4,600

Vardište–Višegrad - 3,500

Ukupno - 293,307 Napomena: 1) Rafinerija „Brod“ takođe posjeduje skladišta za sirovu naftu kapaciteta 163,000 m3 i skladišta za proizvode kojima je potrebna dalja prerada kapaciteta 122,863 m3 Izvor: Energy Community Emergency oil stocks in the energy community level

Kako bi se uspostavio potpuni sistem upravljanja obaveznim rezervama u Republici Srpskoj, nužno je ispuniti osnovne pretpostavke (Slika 5.5.13), koje je u narednom periodu potrebno staviti u jasan vremenski plan, te ih razraditi za potrebe sprovođenja.

Slika 5.5.13 Osnovne pretpostavke za uspostavljanje programa obaveznih rezervi

| 112


| 113

5.5.6 Tržište maloprodaje naftnih derivata

Maloprodajno tržište u Republici Srpskoj je vrlo fragmentisano i njime dominira veliki broj malih privatnika, što je rezultat poslijeratne liberalizacije uvoza naftnih derivata na tržište. Nakon što je Vlada Republike Srpske 2007. godine „Neftegazinkoru“ prodala većinsko učešće u Rafineriji „Brod“, Rafineriji ulja „Modriča“ i maloprodajnom lancu „Petrol Banja Luka“, maloprodajni lanac „Nestro“ postaje dominantan igrač na tržištu maloprodaje naftnih derivata u Republici Srpskoj. „Nestro“ trenutno posjeduje 86 benzinskih pumpi, od čega je 74 u Republici Srpskoj. U 2012. godini „Gazprom“ je preuzeo benzinske pumpe od austrijske kompanije „OMV“ i tako ušao na tržište Bosne i Hercegovine.

Slika 5.5.14 Broj benzinskih pumpi u Bosni i Hercegovini, procjena za 2016. godinu

Izvor: holdina.ba, energopetrol.ba, moi.info, nespetrol.com, gazprom-petrol.ba, analiza Projektnog tima

Tabela 5.5.4 Glavne kompanije u maloprodaji u Republici Srpskoj

Kompanije Komentar

Nestro • Dio „Optima grupe” koji je u vlasništvu Rafinerije „Brod“. • Posjeduje 74 benzinske pumpe u Republici Srpskoj

Petrol BH Oil Company

• 100% vlasnik „Petrol“ d. d. Ljubljana. • Posjeduje 9 benzinskih pumpi u Republici Srpskoj.

Gazprom • „Gazprom“ koji ima 56% učešća u „NIS-u“ posjeduje pet pumpi u

Republici Srpskoj

Izvor: mol.info, nestropetrol.com, gazprom-petrol.ba

U Bosni i Hercegovini dominiraju mali privatni preduzetnici sa relativno niskim nivoima prodaje. Tržište je liberalizovano, pa se cijene naftnih derivata formiraju slobodno. U Bosni i Hercegovini 75% benzinskih pumpi je u vlasništvu malih privatnika, ali njihovo tržišno učešće je samo 67% (Slika 5.5.15) što ukazuje na neefikasnost i slabo poslovanje većeg broja benzinskih pumpi u privatnom vlasništvu. Tržište maloprodaje naftnih derivata u Bosni i Hercegovini više je fragmentisano nego tržišta u regiji, gdje „top 5“ kompanija ima značajno više učešće tržišta (Slika 5.5.16). Zbog vrlo fragmentisanog tržišta naftnih derivata, smanjena su ulaganja u modernizaciju benzinskih pumpi, koja se odnose na povećanje sigurnosti i smanjenja uticaja na životnu sredinu.

| 114

Slika 5.5.15 Tržišna učešća glavnih maloprodajnih kompanija u Bosni i Hercegovini u %, 2011–2015. godine (procjena)

Slika 5.5.16 Poređenje strukture maloprodajnog tržišta u regiji u %, 2015. godina

Izvor: WoodMackenzie review downstream, Austrija, Hrvatska, Srbija i Bosna i Hercegovina (2016)

Fragmentisanost tržišta utiče na produktivnost malih privatnih kompanija, koja je vrlo niska. Produktivnost distributivne mreže računa se kao odnos prodatih količina derivata nafte i broja benzinskih pumpi. Količina prodatih derivata utvrđuje se prema ukupnoj prodatoj količini naftnih derivata i tržišnom učešću kompanije. Najveću produktivnost imaju kompanije s većim tržišnim učešćima na nivou Bosne i Hercegovine. Prema procjeni izvještaja „WoodMackenzie BiH downstream oil long-term outlook 2016“, produktivnost većih igrača u maloprodaji se kreće od 1,0 do 2,0 (odnos količine prodanih derivata i broja benzinskih stanica). Za male privatnike uprkos velikom učešću na tržištu, produktivnost je znatno manja i kreće se ispod nivoa od 1,0.


5.5.7.1 Istraživanje i proizvodnja

Oblast istraživanja i eksploatacije mineralnih sirovina u Republici Srpskoj normirana je Zakonom o rudarstvu i Zakonom o geološkim istraživanjima. U proceduri su novi Zakon o rudarstvu i izmjene i dopune Zakona o geološkim istraživanjima. Dodjeljivanje prava korišćenja mineralnih sirovina, te određivanje naknade vrši se u skladu sa Zakonom o koncesijama Republike Srpske

i pod zakonskim aktima iz oblasti koncesija. Dodjeljivanje koncesije za koncesiono dobro

koje se prostire na području obaju entiteta vrši se u skladu sa Zakonom o koncesijama Bosne i Hercegovine.

Slika 5.5.17 Pravni okvir za eksploataciju i istraživanje ugljen-dioksida u Republici Srpskoj

| 115

Napomena: 1) U proceduri je novi Zakon o rudarstvu, 2) U proceduri su izmjene i dopune ovog zakona Izvor: MIER

Zakonom o rudarstvu uređuju se uslovi i način eksploatacije rudnog bogatstva u zemlji i na njenoj površini, riječnom i jezerskom dnu ili ispod njega, izgradnja, korišćenje i održavanje rudarskih objekata, rudarski projekti, rudarska geodetska mjerenja i planovi, mjere zaštite, nadzor i druga pitanja koja se odnose na korišćenje mineralnih sirovina na teritoriji Republike Srpske. Rudnim blagom smatraju se sve organske i neorganske mineralne sirovine. Eksploatacijom mineralnih sirovina smatra se i izvođenje radova na pripremi, obogaćivanju i oplemenjivanju mineralnih sirovina, a u eksploataciji nafte i zemnih gasova i radovi na separaciji nafte i gasa, pripremi nafte i gasa na eksploatacionom polju za transport i uskladištenje, izdvajanje prirodnih tečnih gasova (etan, propan, butan i prirodni gasolin) u degasolinažama i sličnim postrojenjima, kao i transport ovih sirovina sabirnim naftovodima i gasovodima na eksploatacionom polju.

Prema Zakonu o geološkim istraživanjima, geološka istraživanja su istraživanja i ispitivanja koja se izvode radi upoznavanja sastava, razvoja i građe zemljine kore, izrade geoloških karata, pronalaženja i utvrđivanja količina i kvaliteta mineralnih sirovina i ekonomskih efekata njihovog korišćenja, utvrđivanja geoloških karakteristika tla i stijena za izgradnju objekata i sanaciju terena, identifikacije, proučavanja i zaštite objekata geonasljeđa, planiranja prostora, zaštite i unapređivanja životne sredine na principima održivog razvoja, izrada i revizija geološke dokumentacije i poslova stručnog nadzora. MIER vrši upravne i stručne poslove u oblasti rudarstva i geoloških istraživanja. Republički zavod za geološka istraživanja nadležan je za istraživačke i stručno-analitičke poslove iz oblasti geoloških istraživanja (izrađuje plansku dokumentaciju i geološke karte, vodi banku jezgra istražnih bušotina), te sprovodi osnovna geološka istraživanja koja su od opšteg interesa za Republiku Srpsku.

Konkurentne stope rudne rente i transparentan sistem naplate naknada nužan je za podsticanje investicija u istraživanje u Republici Srpskoj. Za istraživanje i eksploataciju mineralnih sirovina dodjeljuje se koncesija. Licence i rješenja za vršenje geoloških istraživanja izdaje MIER. Prema Pravilniku o visini koncesione naknade i bankarskim garancijama u oblasti elektroenergetike, energenata, rudarstva i geologije („Službeni glasnik Republike Srpske“, broj 67/14), u oblasti energenata (nafta i gas) jednokratna naknada iznosi 0,5% od vrijednosti planirane investicije, a koncesiona naknada iznosi 3,6% od ukupnih prihoda ostvarenih obavljanjem koncesione djelatnosti. Visina koncesione naknade određuje se ugovorom o koncesiji, a u skladu sa metodologijom propisanom Pravilnikom. Republika Srpska mora održavati rudnu rentu dovoljno niskom da bi privukla investicije, ali istovremeno dovoljno visokom da obezbijedi priliv sredstava u budžet. Rudna renta u Republici Srpskoj je znatno niža u poređenju sa zemljama u regiji, a to ju čini konkurentnom za ulaganje u istraživanje i proizvodnju nafte (Slika 5.5.18).

Slika 5.5.18 Maksimalne stope rudne rente ili ekvivalentne naknade u %

Izvor: Pravilnik o visini koncesione naknade i bankarskim garancijama u oblasti elektroenergetike, energenata, rudarstva i geologije, Zakon o rudarstvu Republike Srpske

5.5.7.2 Prerada, tržište i obavezne rezerve nafte i naftnih derivata

| 116

Zakonom o nafti i derivatima nafte uređuju se djelatnosti u oblasti nafte i derivata nafte, njihovo regulisanje, funkcionisanje tržišta nafte i derivata nafte, uslovi za kvalitetno i bezbjedno snabdijevanje kupaca nafte i derivata nafte, te formiranje i održavanje operativnih i obaveznih rezervi derivata nafte. RERS postupa kao regulator za regulisanje energetskih djelatnosti proizvodnje derivata nafte, transport nafte naftovodima, transport derivata nafte produktovodima i skladištenje nafte i derivate nafte. U tom smislu, RERS je nadležna za:

1. utvrđivanje metodologije za obračun troškova transporta nafte naftovodima i transporta derivata nafte produktovodima,

2. donošenje tarifnog sistema za obračun cijene za korišćenje naftovoda, odnosno produktovoda, 3. odobravanje cijene za korišćenje naftovoda, odnosno produktovoda, 4. utvrđivanje kriterijuma i propisivanje uslova za dobijanje, izmjenu, dopunu i oduzimanje dozvole za obavljanje

djelatnosti, rješavanje u postupku za dobijanje, izmjenu, dopunu i oduzimanje dozvole za obavljanje djelatnosti u oblasti nafte i derivata nafte i vođenje registra izdatih i privremeno ili trajno oduzetih dozvola za obavljanje djelatnosti u oblasti nafte i derivata nafte,

5. rješavanje u drugom stepenu po žalbi, 6. nadzor nad obavljanjem djelatnosti za koje izdaje dozvole u oblasti nafte i derivata nafte u skladu sa Zakonom o

nafti i derivatima nafte i principima utvrđenim u ovom zakonu, uključujući praćenje primjene tarifnih sistema i metodologija za pristup i korišćenje naftovoda, odnosno produktovoda.

Cijene derivata nafte formiraju se slobodno, prema tržišnim uslovima. Energetski subjekti koji obavljaju djelatnost trgovine na veliko naftom i derivatima nafte i trgovine na malo derivatima nafte, obavezni su Ministarstvu trgovine i turizma i MIER-u dostavljati podatke o uvozu i trgovini nafte i derivata nafte koji se odnose na količinu, porijeklo, cijenu i kvalitet. Derivati nafte koji se uvoze, proizvode i stavljaju u prodaju moraju zadovoljavati uslove utvrđene Odlukom o kvalitetu tečnih naftnih goriva u Bosni i Hercegovini.

MIER nadzire i preduzima aktivnosti u svrhu bezbjednog, redovnog i kvalitetnog snabdijevanja derivatima nafte. Na prijedlog MIER-a, Vlada Republike Srpske može donijeti plan intervencije u sektoru nafte i derivata nafte, u slučaju izuzetnih situacija i poremećaja na tržištu, neočekivanog ili neprekidnog nedostatka derivata nafte, velikih prirodnih nepogoda, tehnoloških katastrofa ili neočekivanog i visokog rasta cijena nafte i derivata nafte na svjetskom tržištu. Zbog toga je Zakonom o nafti i derivatima nafte propisana obaveza formiranja obaveznih rezervi derivata nafte radi obezbjeđivanja sigurnosti snabdijevanja u Republici Srpskoj. Izmjenama Zakona o nafti i derivatima nafte, propisano je da formiranje, čuvanje i obnavljanje obaveznih rezervi derivata nafte obavlja Javno preduzeće “Robne rezerve Republike Srpske” a.d. Banja Luka. Nije utvrđena metodologija o računanju količine obaveznih zaliha. U Republici Srpskoj nije normiran način uspostavljanja, finasiranja i održavanja obaveznih zaliha derivata nafte, niti postoje obavezne rezerve još uvijek.

Savjet ministara Bosne i Hercegovine donosi Odluku o kvalitetu tečnih naftnih goriva („Službeni glasnik Bosne i Hercegovine”, br. 27/02, 28/04, 16/05, 14/06, 22/07, 101/08, 71/09, 58/10 i 73/10). Odlukom o kvalitetu tečnih naftnih derivata propisuju se uslovi kvaliteta koje moraju ispunjavati tečna naftna goriva koja se na teritoriji Bosne i Heregovine koriste u motorima sa unutrašnjim sagorijevanjem, kao i tečna goriva namijenjena za sagorijevanje radi neposredne proizvodnje toplotne eneregije, te propisuju standardi kojima se određuju fizičko-hemijske osobine tečnih naftnih goriva, granične vrijednosti osnovnih karakteristika tih goriva, metode po kojima se vrši ispitivanje tih karakteristika, način označavanja i dokazivanja da je kvalitet goriva usklađen sa zahtjevima iz Odluke, kao i monitoring i način ovlašćivanja tijela koja će provjeravati usklađenost i zahtjeve za njihovu kompletnost. Odluka je obavezujuća na čitavoj teritoriji Bosne i Hercegovine. U momentu izrade ovog dokumenta, radilo se na izradi nove Odluke.


S obzirom na trenutno stanje u sektorima prerade, veleprodaje, skladištenja i maloprodaje nafte i naftnih derivata definisane su strateške smjernice strategije (Tabela 5.5.5).

Tabela 5.5.5 Strateške smjernice strategije za sektore prerade, veleprodaje, skladištenja i maloprodaje naftnih derivata u RS


Trž

ište

Povećati stepen istraživanja naftnih potencijala u Republici Srpskoj

Nastaviti sa procesom harmonizacije i usklađivanja procesa istraživanja i proizvodnje nafte s ciljem podržavanja investicijskih procesa i stimulisanje investicijskih aktivnosti potencijalnih ulagača.

Izrada podsticajnog okvira u smjeru modernizacije rafinerije Brod, a s ciljem osiguranja kvaliteta snabdijevanih derivata

U partnerskoj saradnji s vlasnikom rafinerije Brod definisati ključne ciljeve i dinamiku daljih investicijskih aktivnosti u modernizaciju rafinerije (npr. hidrokreking). Cilj je osigurati povećanje kvaliteta prerađenih derivata koje, te smanjiti negativan uticaj na životnu sredinu i zdravlje.

Aktivna kontrola kvaliteta derivata koji se prodaju na vrlo fragmentiranom

Dalje unapređenje kapaciteta i mehanizama kontrole kvaliteta naftnih derivata koji se prodaju kroz fragmentisanu maloprodajnu

| 117

maloprodajnom tržištu mrežu. Aktivno upravljanje prostornim planovima s ciljem kontrole dalje fragmentacije mreže.

Obezbjeđivanje skladišnih kapaciteta i izrada sistema naplate

Sprovesti analizu stanja postojećih skladišnih kapaciteta, utvrditi potrebna ulaganja u obnovu i izgradnju novih kapaciteta i izraditi sistem finansiranja strateških rezervi.

Re

gu

lati

va

Optimizovati iznos naknade za eksploataciju

Komparativno niska naknada u odnosu na zemlje u regionu – razmotriti povećanje naknade kako bi se u okvirima i dalje konkurentnih naknada za eksploataciju obezbijedio snažniji priliv sredstava u budžet.

Uspostaviti zakonodavni okvir za obavezne zalihe nafte i naftnih derivata

Radi sigurnosti snabdijevanja naftom i poštovanja preuzetih obaveza, potrebno je čim prije izraditi zakonodavni okvir za čuvanje obaveznih naftnih rezervi.

5.6 Sektor gasa

5.6.1 Stanje i trendovi u sektoru gasa za širu regiju

Prirodni gas kao energent u bruto domaćoj potrošnji zauzimao je nizak nivo učešća u ukupnoj potrošnji za Republiku Srpsku iznoseći ~1% u 2016. godini, dok je u ostalim zemljama u regiji iznosio ~10% do 30%. Jedan od razloga je činjenica da u Republici Srpskoj, između ostalog, nema instaliranih TE kapaciteta na gas u proizvodnom miksu, a koje u praksi predstavljaju veće potrošače. Za zemlje, koje u svom proizvodnom miksu sadrže termoelektrane na gas (npr. Austrija 20% i Mađarska 50%), učešće gasa je posljedično značajno veće u bruto domaćoj potrošnji.

Slika 5.6.1 Učešće gasa u bruto domaćoj potrošnji energenata u mtoe, 2015. godina1

Slika 5.6.2 Učešće gasa u instaliranoj snazi proizvodnog miksa u GW, 2015. godini1

Napomena: 1) Za Republiku Srpsku, bruto domaća proizvodnja je izračunata iz Energetskog bilansa RS za 2016. godinu, dok se instalirani kapaciteti odnose na 2016. prema podacima RERS Izvještaja o radu

Napomena: 1) Za Republiku Srpsku, bruto domaća proizvodnja je izračunata iz Energetskog bilansa RS za 2016. godinu, dok se instalirani kapaciteti odnose na 2016. prema podacima RERS Izvještaja o radu

Izvor: Eurostat 2015, Energetski Bilans Republike Srpske 2016. godina

Izvor: ENTSOE Statistical Factsheet 2015, RERS Izvještaj o radu

U kontekstu potrebe za gasom (Slika 5.6.3), za zemlje u regiji karakteristično je da namiruju većinu potražnje putem uvoza, koji iznosi 73% od ukupnih potreba, tj. 51 milijardu m

3 godišnje. Najveće učešće sopstvene proizvodnje ostvaruje

Rumunija u iznosu od 79% potreba za gasom, dok su ostale zemlje koje imaju sopstvenu proizvodnju veću od 15% Hrvatska, Mađarska i Austrija. Republika Srpska nema sopstvenu proizvodnju i potpuno je zavisna o uvozu kako bi se

| 118

namirile godišnje potrebe od ~0,05 milijarde m3. Prema projekcijama ENTSO-G (Slika 5.6.4), potražnja će do 2035.

godine porasti na ~59 milijardi m3 godišnje za zemlje u regiji

21, ali uz dalji rast uvoza po prosječnoj godišnjoj stopi rasta

od 1,7% i padom proizvodnje od -3,3% godišnje. Posljedično, treba očekivati nastavak povećanja uvoza do 2035, koji će činiti 87% ukupnih potreba za prirodnim gasom.

Slika 5.6.3 Snabdijevanje gasom na proširenom tržištu, po zemljama i izvoru u milijardama m3 (bcm), 2017. godina

Slika 5.6.4 Razvoj snabdijevanja gasom na proširenom tržištu, po izvoru u milijardama m3 (bcm), 2017 - 2035. godina

Izvor: ENTSO-G TYNDP 2017 (Blue Transition Scenario) Izvor: ENTSO-G TYNDP 2017 (Blue Transition Scenario)

Trenutno se većina uvoza za širu regiju doprema iz ruskih izvora, koji čine ~73% ukupnog uvoza (Slika 5.6.5). Ruski gas se doprema preko Ukrajine, a zatim tranzitnim pravcima kroz Mađarsku i Slovačku. Iz navedenog je vidljivo kako je regija tradicionalno veoma zavisna o gasu iz jednog izvora. Navedena činjenica naročito ide u prilog zemljama koje nemaju sopstvenu proizvodnju i skladišta gasa, poput Bosne i Hercegovine koja namiruje 100% potreba iz uvoza iz Rusije.

Slika 5.6.5 Izvori gasa na proširenom tržištu (% od ukupnog uvoza, procjena), 2014. godina

21

Односи се на Босну и Херцеговину, Хрватску, Србију, Словенију, Мађарску, Аустрију, Словачку, Чешку, Бугарску и Румунију.

| 119

Napomena: Niska vrijednost ruskog gasa za Slovačku odražava pad uvoza sa Lanzhot interkonekcije u 2013. godini Izvor: IEA Gas Trade Flows 2014, ENTSOG 2015, Eurostat 2014, Gazprom Export Report 2014

S obzirom na veliku zavisnost šire regije o jednom izvoru gasa, te događaje prekida isporuke gasa Rusije preko Ukrajine, zbog političkih pitanja u zadnjih desetak godina (2006, 2009. i 2014. godina), EU je sprovela evropski stres test

22 za snabdijevanje gasom. Rezultati stres testa ukazali su da bi nestašica gasa iznosila minimalno 60% potražnje u

zemljama istočne Evrope23

. Takođe, prema rezultatima testa, učešće nepodmirene potražnje za gasom za Bosnu i Hercegovinu, te Makedoniju iznosio bi više od 80%. Slična situacija je i za ostatak zemalja, gdje bi nepodmirena potražnja za gasom u, na primjer, Srbiji i Bugarskoj iznosila 60% do 80% (Slika 5.6.6).

Slika 5.6.6 Rezultati evropskog stres testa za snabdijevanje gasom i ključne aktivnosti oko EU sigurnosti snabdijevanja

1) Šestomjesečni prekid ruskog gasa pod prosječnim zimskim uslovima i dvosedmičnim zahlađenjem, nekooperativni scenario Izvor: Oxford Institute for Energy Studies, Reuters, European Commission - Energy - Infrastructure, European Commission "Stress Tests Communication“ 2014

5.6.2 Struktura tržišta gasa u Bosni i Hercegovini i Republici Srpskoj

Republika Srpska nema vlastitih resursa prirodnog gasa, pa se ukupno snabdijevanje zasniva isključivo na uvozu ovog energenta iz jednog izvora i sa jednim transportnim pravcem (Slika 5.6.7), iz Ruske Federacije, preko Ukrajine, Mađarske i Srbije (Beregovo–Horgoš–Zvornik). U Zvorniku se nalazi primopredajna mjerna stanica za Republiku

22 Република Српска је учествовала на изради Извјештаја о стрес тесту 2014. године. 23

Односи се на шестомјесечни прекид руског гаса под просјечним зимским условима и двоседмичним захлађењем, некооперативни сценарио.

| 120

Srpsku. Republika Srpska koristi gasovod prečnika 16 inch-a, koji granicu prelazi kod Šepka, zatim prolazi pravcem Zvornik–Kladanj–Sarajevo. Gasovod je u zajedničkom vlasništvu „Gas Prometa“ a.d. Istočno Sarajevo – Pale (22 km od granice sa Srbijom do Zvornika), te „Sarajevo-gasa“ d.o.o Lukavica (40 km između Zvornika i Kladnja). Osnovne karakteristike transportnog sistema za prirodni gas su: dužina gasovoda 62 km, presjek gasovoda 406,4 mm, projektovani pritisak 50 bara i projektovani kapacitet 1 milijardu m

3 godišnje. Dozvolu za obavljanje djelatnosti

upravljanja sistemom za transport prirodnog gasa ima „Gas Promet“ a.d. Istočno Sarajevo – Pale. Dozvolu za obavljanje djelatnosti transporta prirodnog gasa „Gas Promet“ Istočno Sarajevo – Pale i „Sarajevo-gas“, a.d. Istočno Sarajevo. Postojeći gasovod, izgrađen 1979. godine, karakteriše zastarjelost i velika opterećenost tokom zimskih perioda kada je potrošnja gasa najveća. Stoga je u budućem periodu potrebno aktivno upravljati imovinom (infrastrukturom) kroz koordinisano i redovno sprovođenje potrebnih modernizacija, rekonstrukcija, izgradnji i održavanja, u skladu sa potrebama sistema.

Na veleprodajnom tržištu aktivno djeluju „Gas Res“, preduzeće za gasne projekte koje je osnovala Vlada Republike Srpske Odlukom na osnovu Zakona o javnim preduzećima (članak 2) i Zakona o privrednim društvima (čl. 7. i 101), a koji je potpisao ugovor sa „Gazpromom“ o snabdijevanju Republike Srpske gasom. „Sarajevo-gas“ Istočno Sarajevo, osim transporta, obavlja djelatnosti distribucije i snabdijevanja, što nije u skladu s Trećim energetskim paketom, ali uz napomenu na mogućnost izuzeća jer ima manje od 100.000 kupaca. „Sarajevo-gas“ Istočno Sarajevo snabdijeva, uz potrošnju od 3,1 miliona m

3 u 2015 i 2016. godini. „Zvornik stan“ je integrisan subjekt za distribuciju i snabdijevanje na

teritoriji opštine Zvornik, koji u svom sastavu ima i toplanu u gradu Zvorniku, uz ostvarenu potrošnju od 2,5 mil. m3 u

2015. i 2,6 mil. m3

u 2016. godini. U narednom periodu očekuje se gasifikacija grada Bijeljine preko privrednog društva „Bijeljina-gas“, a nakon povezivanja transporta i distribucije. Na tržištu Republike Srpske još su registrovani za djelatnost trgovine i snabdijevanja prirodnim gasom „CNG Energy“ i „Energy Prime RS“. U terminima potrošnje, učešće Republike Srpske u ukupnoj potrošnji Bosne i Hercegovine iznosilo je ~20% u 2015. godini, od kojih 88% čini industrija (prvenstveno „Alumina“), dok je učešće potrošnje gasa za 2016. godinu iznosilo 27,6%

24 u Republici Srpskoj.

Slika 5.6.7 Struktura tržišta gasa u Bosni i Hercegovini i Republici Srpskoj, 2014. i 2015. godine

Napomena: 1) Odnosi se na tržišno učešće pokrivanja gasovodne mreže za transport; 2) Odnosi se na ukupnu potrošnju gasa za 2015. godinu Izvor: RERS Izvještaj o radu 2015, „BH-Gas“, Federalni zavod za statistiku – bilans prirodnog gasa 2015, Energetski planski bilans Republike Srpske za 2016.

U periodu od 2010. do 2016, potrošnja gasa u Republici Srpskoj iznosila je ~ 24 miliona do 70 miliona m3

godišnje (Slika 5.6.8). Potrošnju karakteriše velika volatilnost industrijskih kupaca koji su godinama imali najveće učešće u ukupnoj potrošnji od 80% do 90% u posmatranom periodu. Potrošnja gasa u domaćinstvima Republike Srpske iznosila je 2 miliona do 2,3 miliona m

3 godišnje, uz blagi trend opadanja od prosječno -1,4% godišnje. Treba očekivati da će trend

rasta u domaćinstvima, nakon 2017. godine, porasti s obzirom na gasifikaciju grada Bijeljine nakon izgradnje i povezivanja sa transportnim sistemom. Ostale kategorije kupaca (toplane i ostali potrošači) takođe su zabilježili opadajući trend unutar perioda od 2010. do 2016. godine, no gledajući apsolutni nivo, navedene promjene nisu značajne ako se posmatraju na nivou ukupne potrošnje gasa. Rast potrošnje gasa u budućnosti značajno će zavisiti o izgradnji planiranih gasovoda, ali i tržišnim uslovima, tj. cijenama gasa.

Slika 5.6.8 Potrošnja gasa u Republici Srpskoj u milionima m3(mcm), 2010–2016. godine

24

Гас промет – ОТС

| 121

Izvor: Republički zavod za statistiku - bilans prirodnog gasa 2014 i 2015, Energetski bilans Republike Srpske 2016

Na nivou Bosne i Hercegovine, trend potrošnje gasa bio je negativan u periodu od 2010. do 2015. godine (Slika 5.6.9), uz prosječnu godišnju stopu -2,3%. U apsolutnim vrijednostima, potrošnja se kretala između ~0,19 milijardi do 0,28 milijardi m

3, koja je prvenstveno oscilirala zbog energetskog sektora (toplane) i industrijskog sektora. U industrijskom

sektoru najveći potrošači gasa su vezani za proizvodnju obojenih metala (35% do 55% industrijske potrošnje), te željeza i čelika (32% do 42% industrijske potrošnje) u posmatranom periodu.

Slika 5.6.9 Ukupna potrošnja gasa u Bosni i Hercegovini, po kategorijama u milijardama m3 (bcm), 2010–2015. godine

Izvor: Agencija za statistiku Bosne i Hercegovine – Statistika energije gas 2010 - 2015.

Kao što je i ranije spomenuto, uvoz gasa u Bosnu i Hercegovinu, te Republiku Srpsku namiruje se iz ruskih izvora, tj. preko „Gazproma“, gdje je ukupna uvezena količina gasa u periodu 2010, do 2016. godine za Republiku Srpsku iznosila 320 miliona m

3 (Slika 5.6.10). Na veleprodajnom tržištu u Republici Srpskoj djeluje preduzeće „Gas Res“ od 2015.

godine. Za period 07/2015. do 12/2016. isporučeno je 106 miliona m3 gasa u Republiku Srpski od strane „Gas Resa“.

„Gas Res“ sklapa godišnje ugovore sa „Gazpromom“, te se radi na potpisivanju i dugoročnog ugovora.

Slika 5.6.10 Snabdijevanje gasom u Republci Srpskoj u milionima m3 (mcm), 2010–2016. godine

| 122

Izvor: Republički zavod za statistiku – bilans prirodnog gasa 2014. i 2015, Energetski bilans RS 2016, analiza Projektnog tima

U 2016. godini je došlo do pada cijena prirodnog gasa u Republici Srpskoj, za kupce privrednih društava koja se bave, između ostalog, i snabijevanjem prirodnim gasom – „Sarajevo Gas“ a.d. Istočno Sarajevo i A.D. „Zvornik Stan“ Zvornik. Struktura prosječne cijene prirodnog gasa za krajnjeg kupca je sljedeća: nabavka gasa i snabdijevanje, mreža i PDV. Ukupne cijene za domaćinstva su se kretale između 0,47 EUR/cm

3 do 0,59 EUR/cm

3. U 2016. godini cijene su pale na

0,37 EUR/cm3 za Sarajevo Gas, dok su za Zvornik Stan pale na 0,41 EUR/cm

3 (Slika 5.6.11 i Slika 5.6.12). Privredno

društvo Sarajevo Gas prirodnim gasom, osim domaćinstava, snabdijeva i komercijalne kupce i industriju. U periodu od 2010. do 2015. godine su cijene za komercijalne kupce i industriju bile jednake, te su kao i za domaćinstvo doživile značajan pad u 2016. godini. Tako je postotno smanjenje u 2016. godini u odnosu na 2015. godinu iznosilo od -23% za domaćinstva i komercijalne kupce, te -22% za industriju. Za Zvornik Stan koji je snabdijevao samo domaćinstva, smanjenje cijena u 2016. godini u odnosu na 2015. godinu je iznosilo -25%. Glavni uzrok smanjenja cijene je smanjenje nabavne cijene prirodnog gasa i to je posljedica promjene berzanske cijene nafte po kojoj se indeksira cijena gasa. S obzirom na to da je cijena jedan od najbitnijih faktora, potrebno je i dalje stvarati uslove, te aktivno upravljati cijenama prirodnog gasa u narednom periodu radi povećanja važnosti njegove uloge u privredi Republike Srpske.

Slika 5.6.11 Cijene prirodnog gasa u Republici Srpskoj za Sarajevo Gas Istočno Sarajevo u EUR/cm3, 2010–2016. godine

Napomena: 1) U dostupnim izvještajima nema podataka o cijenama prirodnog gasa u 2010. godini. 2) Na računu za krajnjeg kupca se obračunava i naknada za „mjerno mjesto“ od 1,523 EUR (3 KM). Izvor: RERS godišnji izvještaj 2010-2016, analiza Projektnog tima

Slika 5.6.12 Cijene prirodnog gasa u Republici Srpskoj za Zvornik Stan u EUR/cm3, 2010–2016. godine

| 123

Izvor: RERS godišnji izvještaj 2010-2016, analiza Projektnog tima

Ako posmatramo i cijene gasa u Bosni i Hercegovini, one su godinama bile značajno više u odnosu na cijene za širu regiju. Posljedično, može se reći kako je tržište gasa značajno opredijeljeno činjenicom da se isto zasniva na jednom ulazu prirodnog gasa na kraju sistema, što podrazumijeva značajno učešće transportnih troškova kroz treće zemlje. Nadalje, u unutrašnjem transportu postoji podjela između entitetskih operatera sistema sa nejedinstvenim pristupom u određivanju tarifa. Kako nabavne i prodajne cijene gasa uveliko zavise o tarifama koje se primjenjuju kroz treće zemlje, ali i na unutrašnjem transportu, potrebna je veća saradnja regulatornih tijela i operatera transportnih sistema te dalja harmonizacija regulatornog okvira prema Trećem energetskom paketu, a sve u cilju dobijanja tržišno prihvatljivih cijena gasa.

Prema dinamici kretanja cijena gasa u Bosni i Hercegovini za industriju (Slika 5.6.13), vidljivo je kako se cijena bez PDV-a, poreza i ostalih nameta kretala od 27 do 44 EUR/MWh posmatranom periodu. U 2016. je, korekcijom veleprodavača u Bosni i Hercegovini, došlo do značajnog pada cijena korigovanih za paritet kupovne moći (eng. PPP – Purchase Power Parity) od -34% u odnosu na 2015, gdje je cijena konvergirala ostatku regije. Kao i za industriju, slična dinamika kretanja cijena gasa prisutna je i za domaćinstva, ali uz manju razliku cijena u odnosu na ostale zemlje. Ukupna cijena za domaćinstva u Bosni i Hercegovni se kretala između 36 EUR/MWh i 53 EUR/MWh i pratila je dinamiku s ostalim zemljama (Slika 5.6.14). Ako se cijena za kužanstva svede na isti životni standard s ostalim zemljama, ona je istorijski bila viša u projektu, međutim, značajan pad cijena u 2016. sveo je cijene na praktički iste cijene kao i u ostatku regije. Slika 5.6.13 Cijene gasa za industriju za Bosnu i Hercegovinu i proširenu regiju, bez PDV-a, poreza i nameta u EUR/MWh i PPP/MWh, 2010–2016. godine

Slika 5.6.14 Cijena gasa za domaćinstva u Bosni i Hercegovini i proširenoj regiji, sa PDV-om i ostalim nametima u EUR/MWh i PPP/MWh, 2010–2016. godine

Napomena: Za industriju je uzeta kategorija kupaca I3: 10.000 GJ < potrošnja < 100.000 GJ, 1) Obuhvaćene zemlje u regiji su Hrvatska, Srbija, Slovenija, Mađarska, Austrija, Češka, Slovačka, Bugarska i Rumunija Izvor: Eurostat

Napomena: Za domaćinstva je uzeta kategorija D2: 20 GJ < potrošnja < 200 GJ ,1) Obuhvaćene zemlje u regiji su Hrvatska, Srbija, Slovenija, Mađarska, Austrija, Češka, Slovačka, Bugarska i Rumunija Izvor: Eurostat

Ako se posmatraju cijene u Bosni i Hercegovini za 2016. godinu, vidljivo je da su cijene gasa u Bosni i Hercegovini, od ~27 EUR/MWh, na sličnim nivoima kao i kod ostalih razvijenijih zemalja u regiji poput, Austrije, Češke, Mađarske i Slovenije, a čije su cijene u intervalu ~25 EUR/MWh do 29 EUR/MWh. Međutim, s obzirom na korekciju za životni

| 124

standard pojedine zemlje, cijene su veće u odnosu na ostatak regije, izuzevši Srbiju koja ima najveće cijene za industriju (Slika 5.6.15). Situacija za domaćinstva je povoljnija gdje cijena iznosi 36 EUR/MWh, a za ostale zemlje u rangu ~35 EUR/MWh do 68 EUR/MWh. Poređenjem cijena za paritet kupovne moći, Bosna i Hercegovina (77 PPP/MWh) je pozicionirana u gornji rang zemalja po visini cijena, no one su i dalje puno povoljnije za Bosnu i Hercegovinu u odnosu na ranije godine (Slika 5.6.16). Slika 5.6.15 Cijene gasa za industriju za Bosnu i Hercegovinu i proširenu regiju, bez PDV-a, poreza i nameta u EUR/MWh i PPP/MWh, 2016. godina

Slika 5.6.16 Cijena gasa za domaćinstva u Bosni i Hercegovini i proširenoj regiji, sa PDV-om i ostalim nametima u EUR/MWh i PPP/MWh, 2016. godina

Napomena: Za industriju je uzeta kategorija kupaca I3: 10.000 GJ < potrošnja < 100.000 GJ Izvor: Eurostat

Napomena: Za domaćinstva je uzeta kategorija D2: 20 GJ < potrošnja < 200 GJ Izvor: Eurostat

5.6.3 Razvoj gasovodne infrastrukture u regiji i Republici Srpskoj

Primaran razvoj za Republiku Srpsku je povezivanje novom interkonekcijom na gasovodni sistem Srbije, te izgradnja magistralnog gasovoda prema Banjoj Luci (i dalje) u narednih 10 do 15 godina. Uzimajući u obzir geopolitička zbivanja i promjene, postoje mogućnosti da se statusi pojedinih projekata promijene. U skladu s time, iako je Južni tok otkazan 2014. godine, u 2017. godini su obnovljeni pregovori o izgradnji gasovoda Južni tok. Osim navedene najvažnije trase za Republiku Srpsku, Jadransko-jonski gasovod (IAP) i LNG terminal za regasifikaciju u Hrvatskoj trenutno predstavljaju prekogranične projekte relevantne za Bosnu i Hercegovinu, te potencijalno moguće i za Republiku Srpsku ali na nižem fokusu kod razvoja. Puštanje LNG terminala u Hrvatskoj i izgradnju evakuacionih gasovoda treba, prema procjenama, očekivati u skorijem periodu. IAPprojekt, kao planirani krak Trans-jadranskog gasovoda (TAP), predstavlja vrlo perspektivnu opciju gasifikacije Albanije, Crne Gore, Hrvatske, te Bosne i Hercegovine (dominantno FBIH). Uz planirani magistralnim gasovod Republike Srpske sa Srbijom, navedeni prekogranični projekti bi omogućili za Republiku Srpsku pristup gasa iz više pravaca za zadovoljenje buduće potražnje, te sigurnosti snabdijevanja. Razumijevanje opcija za diversifikaciju dobavljanja gasa i pravaca, te eventualno sprovođenje takvih projekata važno je u kontekstu pregovaračke pozicije i postizanja cjenovne konkurentnosti kako za krajnje korisnike (domaćinstva), tako i za industriju kojoj to može značiti za veliku ulogu u konkurentnosti. Moguće interkonekcije sa Hrvatskom treba posmatrati kao dvosmjerne, a ne isključivo uvozne u Republiku Srpsku.

Slika 5.6.17 Potencijalni dobavni prekogranični pravci gasa za diversifikaciju portfelja

| 125

Napomena: 1) 25. 8. 2016 potpisan je Memorandum o razumijevanju (engl. MOU) zajedničke inicijative za IAP između kompanije „Socar“ iz Azerbejdžana, te Hrvatske, Albanije, Bosne i Hercegovine i Crne Gore Izvor: TANAP, TAP, LNG Croatia, IEA, Turkish Stream, World Bank, Natural Gas World

Slika 5.6.18 Gasovodi u Republici Srpskoj (trenutno stanje i plan)

Izvor: ENTSO-G TYNDP 2017, Radna grupa Republike Srpske, analiza Projektnog tima Slika 5.6.19 Planirana trasa gasifikacije Gornjeg Podrinja (primjer)


Tabela 5.6.1 Dinamika i fokus izgradnje gasovodnih projekata u Republici Srpskoj

Projekat gasovodne Period puštanja u rad Fokus

| 126

Izvor: Radna grupa Republike Srpske, analiza Projektnog tima

Kratkoročno gledajući, najveći fokus za Republiku Srpsku je povezivanje distributivnog sistema grada Bijeljine s transportnim sistemom gasa koji je u toku (planiran završetak do kraja 2017. g), nastavkom gasovoda prema Brčko Distriktu BiH i Ugljeviku. Nadalje, u srednjem i dugom roku, projektom nove interkonekcije sa Srbijom bi se povezali gradovi Banja Luka i Brod, uz povezivanje i ostalih područja uz glavnu trasu gasovoda, kao i odvajanje kraka prema Doboju i Zenici. Kao najniži fokus je opcija povezivanja sa Hrvatskom (gradovi Gradiška i Brod). Za jug Republike Srpske postoji potencijalna opcija gasifikacije grada Trebinje, ukoliko postoji tržišna opravdanost nakon izgradnje projekta IAP, čime bi se gas doveo i na jug teritorija Republike Srpske. Republika Srpska u narednom perodu planira i trase gasovoda za regiju gornje Podrinje (planirana dužina gasovoda je ~150 km raznih prečnika). Prilikom planiranja novih gasovodnih pravaca, potrebne su izmjene i dopune Prostornog plana Republike Srpske do 2025. godine.



Na nivou Bosne i Hercegovine trenutno ne postoji regulativa koja reguliše sektor gasa. Neophodno je ispuniti bar minimalne zahtjeve iz Trećeg energetskog paketa, te definisanje regulatornih ovlašćenja za sektor gasa.

5.6.4.2 Regulatorni okvir u Republici Srpskoj

Zakonom o gasu uređuje se način organizovanja, regulacija i funkcionisanje prirodnog gasa, uslovi za uredno, kvalitetno i sigurno snabdijevanje kupaca prirodnim gasom, način obavljanja djelatnosti proizvodnje, transporta, distribucije, snabdijevanja i skladištenja prirodnog gasa i trgovina na teritoriji Republike Srpske. Sve navedene djelatnosti, osim trgovine prirodnim gasom, smatraju se regulisanim djelatnostima od opšteg interesa. U Republici Srpskoj je početkom 2018. godine stupio na snagu novi Zakon o gasu.

RERS ima sljedeće regulatorne nadležnosti u sektoru gasa:

1. Utvrđivanje metodologije za obračunavanje troškova proizvodnje, transporta, distribucije, skladištenja i snabdijevanja prirodnim gasom;

2. Utvrđivanje metodologije za obračunavanje troškova priključenja na mrežu;

3. Donošenje tarifnog sistema za obračunavanje cijena za korišćenje sistema za proizvodnju, transport, distribuciju, skladištenje prirodnog gasa i tarifni sistem za obračun cijena prirodnog gasa za snabdijevanje tarifnih kupaca;

4. Utvrđivanje kriterijuma i propisivanje uslova za dobijanje, izmjenu i oduzimanje dozvola za obavljanje djelatnosti, kao i rješavanje, u postupku za dobijanja, izmjena i oduzimanja dozvola za obavljanje djelatnosti u sektoru prirodnog gasa;

5. Rješavanje po žalbi na rješenja operatera transportnog i distributivnog sistema u postupcima davanja odobrenja za korišćenje mreže i odobrenja za priključenje na mrežu;

6. Utvrđivanje minimalne godišnje potrošnje prirodnog gasa kojom se stiče status kvalifikovanog kupca i utvrđuje status i vođenje registra kvalifikovanih kupaca prirodnog gasa;

7. Davanje saglasnosti na pravila rada operatera sistema i na opšte uslove snabdijevanja prirodnim gasom;

8. Davanje saglasnosti energetskim subjektima na cijene usluga i cijene snabdijevanja prirodnim gasom.

Operater transportnog sistema u Republici Srpskoj je „Gas-Promet“. U slučaju kada je transport gasa djelatnost integrisanog energetskog subjekta, operater transportnog sistema dužan je da računovodstveno razdvoji djelatnosti

infrastrukture Do 2020. Do 2025. Do 2030. Do 2035.

Gasifikacija Bijeljine ● Nova interkonekcija sa Srbijom u oblasti Bijeljine (Novo Selo)

●

Magistralni gasovod (Bijeljina – Banja Luka – dalje) ●

Gasifikacija gornjeg Podrinja ◑ Gasifikacija Trebinja iz IAP-a Povezivanje sa Hrvatskom (Gradiška i Brod)

| 127

transporta gasa od ostalih djelatnosti i ne smije da ostvaruje međusobno subvencionisanje djelatnosti koje se obavljaju u okviru ovakvog energetskog subjekta. Ista pravila primjenjuju se i kod djelatnosti skladištenja i distribucije gasa.

Cijene gasa su regulisane samo za javno snabdijevanje za kategoriju domaćinstva. Cijene se određuju na osnovu tržišne cijene prirodnog gasa, te zadovoljavaju sve kriterijume koji se odnose na regulaciju.

Operater transportnog, distributivnog sistema i skladišta dužan je da omogući pristup treće strane svakom licu koje zahtijeva pristup sistemu, bez diskriminacije, u skladu sa tehničkim mogućnostima i u zavisnosti od stepena opterećenosti transportne ili distributivne mreže ili skladišta. Cijene pristupa i korišćenja sistema su regulisane i javne. Cijene utvrđuje operater transportnog, odnosno distributivnog sistema ili skladišta na osnovu metodologije i tarifnog sistema na koje daje saglasnost RERS.

Novi objekti u sklopu gasne infrastrukture mogu se graditi u skladu sa Zakonom o koncesijama i Zakonom o prostornom uređenju i građenju. Na zahtjev investitora, RERS može ovakvu infrastrukturu izuzeti iz pravila o regulisanom pristupu treće strane i regulisanim cijenama za pristup i korišćenje ove infrastrukture, uz ispunjavanje propisanih uslova i o tome obavještava ministarstvo nadležno za oblast energetike.

Kvalifikovani kupci kupuju gas na slobodnom tržištu. Prema Zakonu o gasu, tržište gasa je otvoreno od 1. januara 2015. godine.

Kako bi se obezbijedio jasniji smjer razvoja gasnog biznisa, te holistički način upravljanja i regulisanja tržišta, potrebno je dalje usklađivati institucionalan i zakonodavni okvir Republike Srpske u skladu sa EU praksama (Tabela 5.6.2).

Tabela 5.6.2 Institucionalni i zakonodavni okvir za tržište gasa u Republici Srpskoj (izbor)

Područje Komentar

Regulacija tržišta prirodnog gasa

Regulator u Republici Srpskoj, RERS je, između ostalog, nadležan i za

segment gasa

Potrebno nastaviti aktivnosti usklađenja u skladu sa Trećim energetskim

paketom

Izvršiti razdvajanje djelatnosti

distribucije od djelatnosti

snabdijevanja gasom

Iako „Sarajevo gas“ ima dozvolu za transport gdje upravljanje

transportnim sistemom obavlja druga tvrtka, trenutno nije izvršio

razdvajanje distribucije i snabdijevanja u skladu sa Trećim energetskim

paketom

U narednom periodu potrebno je izvršiti razdvajanje djelatnosti

distribucije i snabdijevanja za gas uz mogućnost izuzeća kad ima manje

od 100.000 kupaca

Nastavak otvaranja tržišta gasa

Pravno i regulatorno, tržište gasa je otvoreno (veleprodaja i

snabdijevanje) u Republici Srpskoj od 1. janura 2015. g. Međutim, zbog

trenutnih tržišnih okolnosti, određeni elementi liberalizacije tržišta se u

ovom trenu ne sprovode u praksi

Na snazi je regulisan pristup treće strane infrastrukturi

Potrebno je sprovoditi dalje mjere unapređenja tarifne politike

Izvor: Regulatorna komisija za energetiku Republike Srpske, Energy Community Annual Implementation Report 2016, MIER


U nastavku je dat sažetak strateških smjernica, koje su razrađene u skladu sa trenutnim stanjem u oblasti gasa za Republiku Srpsku. Potrebna je dalje sprovođenje zakonodavno-pravnog okvira u skladu sa praksama EU na nivou Republike Srpske, ali i Bosne i Hercegovine (uz saradnju s Federacijom Bosne i Hercegovine). Dodatno, potrebni su novi gasovodni pravci uz dalju integraciju transportnih sistema i gasifikaciju Republike Srpske, kako bi se povećala važnost prirodnog gasa kao energenta u privredi.

Tabela 5.6.3 Sažetak strateških smjernica za Republiku Srpsku u oblasti gasa


Trž

ište

Izgradnja nove infrastrukture u kontekstu sigurnosti snabdijevanja, dvosmjernog transporta i diversifikacije

Potrebna je izgradnja novih dobavnih gasovoda s obzirom na to da se uvoz prirodnog gasa u Bosnu i Hercegovinu odvija iz jednog transportnog pravca na relativno malo tržište. Prioritet izgradnje Republike Srpske je interkonekcija sa Republikom Srbijom, pa zatim potencijalno dvosmjerni gasovod sa Hrvatskom u niskom fokusu, a sve sa ciljem diversifikacije izvora i pravaca radi obezbjeđenja sigurnosti snabdijevanja, i povećanje važnosti prirodnog gasa kao energenta za domaćinstva i industriju. Dodatno, potrebno je obezbjeđenje neprekidnog kapaciteta za OTS u skladu sa Trećim

| 128

energetskim paketom.

Modernizacija i adekvatno održavanje postojeće infrastrukture u kontekstu sigurnosti snabdijevanja

Postojeći gasovod, izgrađen 1979. godine, karakteriše zastarjelost i velika opterećenost tokom zimskih perioda kada je potrošnja gasa najveća. Stoga je u budućem periodu potrebno aktivno upravljati imovinom (infrastrukturom) kroz koordinisano sprovođenje potrebnih modernizacija, rekonstrukcija, izgradnji i održavanja, u skladu sa potrebama sistema. Navedenim metodama, u skladu sa Direktivom 2012/27/EU, treba da je cilj i stalno povećanje energetske efikasnosti

Upravljanje cjenovnom konkurentnosti gasa i nastavak konvergencije prema cijenama u regionu

Cijena gasa je u posljednjem periodu ostvarila pozitivan trend pada, te konvergirala prema cijenama sa regionalnih tržišta pojavom konkurencije u oblasti trgovanja. Iako je učešće gasa u ukupnoj potrošnji relativno nisko, zbog osjetljive ekonomske situacije, potrebno je nastaviti aktivno upravljati cijenama gasa kroz unapređenje efikasnosti tržišnih subjekata, podizanjem konkurencije u oblasti trgovanja, te razmatranje opcija diversifikacije i izgradnja kompetencija trgovanja na berzama sa većim fokusom na kratkoročne ugovore i spot tržišta. Cijene korišćenja transportnog i distribucijskog sistema u Republici Srpskoj su definisane. Međutim, potrebno je obezbjeđenje istovjetnih cjenovnih uslova za snabdjevače u oba entiteta

Reg

ula

tiva

Harmonizacija regulatornog okvira u skladu sa obavezama iz Ugovora o osnivanju Energetske zajednice u pogledu gasa

Potreban je nastavak reformi u sektoru gasa u skladu sa Trećim energetskim paketom donošenjem odgovarajućih zakona i regulative na nivou Republike Srpske, Federacije BIH, kao i na nivou Bosne i Hercegovine

Razdvajanje djelatnosti distribucije od snabdijevanja u skladu sa EU praksama

Razdvajanje djelatnosti transporta i distribucije od snabdijevanja (nadzor regulatornog tijela) u skladu sa odredbama Trećeg energetskog paketa zbog dalje liberalizacije tržišta i podsticanja konkurencije.

Nastavak otvaranja tržišta gasa

Pravno i regulatorno, tržište gasa je otvoreno (veleprodaja i snabdijevanje) u Republici Srpskoj od 1. januara 2015. godine prema važećem Zakonu o gasu, ali će nastavak aktivnosti biti dalje sproveden i sprovođenjem odredaba novog Zakona o gasu.

5.7 Toplifikacija

Javna usluga daljinskog grijanja u Republici Srpskoj dostupna je isključivo u urbanim područjima, ili ponekad samo u određenim dijelovima urbanih sredina (Slika 5.7.1). Na sistem daljinskog grijanja spojeno je oko 40.000 stanova, ukupne površine oko 2,3 miliona m

2 i 460.000 m

2 poslovnih prostora, koji se snabdijevaju toplotnom energijom iz 12 toplana

organizovanih kao javna preduzeća.

Slika 5.7.1 Lokacija toplifikacionih sistema u Republici Srpskoj

| 129

Izvor: Energetski bilans Republike Srpske Plan za 2016. godinu, ESSBIH Modul 9 Daljinsko grijanje 2008, analiza Projektnog tima

5.7.1 Potrošnja i proizvodnja toplotne energije

Toplotna energija u Republici Srpskoj uglavnom se koristi u domaćinstvima, koja sačinjavaju oko 76% finalne potrošnje toplotne energije (Slika 5.7.2). Toplotna energija se isključivo isporučuje za grijanje prostora i nema snabdijevanja potrošnom toplom vodom. Trend smanjenja potrošnje toplotne energije predvođen je smanjenjem potrošnje u domaćinstvima, do kojeg prvenstveno dolazi zbog visokih cijena grijanja, nesigurnosti snabdijevanja i zastarjelih instalacija. Iz tih razloga, sve više domaćinstava prelazi na druge izvore grijanja. U Republici Srpskoj, postrojenja za proizvodnju toplotne energije su 25 ili više godina stara, te će uskoro dostići predviđeni radni vijek. Zbog starosti, efikasnost sistema je loša i, u pojedinim slučajevima, gubici toplotne energije dosežu čak 60%. Prema planu energetskog bilansa Republike Srpske za 2016. godinu, predviđeni gubici u prenosu i distribuciji toplotne energije su 15,7% (Slika 5.7.3). Posljednjih 20 godina modernizacija sistema nije sprovedena, već su napravljeni samo nužni zahvati. Zbog lošeg poslovanja, otežana su adekvatna ulaganja u modernizaciju i razvoj mreže od strane toplana.

Izvor: Bilans toplotne energije Republike Srpske 2015, Energetski bilans Republike Srpske - Plan za 2016. godinu

U Republici Srpskoj toplotna energija se najvećim dijelom proizvodi u toplanama, oko 94%, a ostatak u TE „Ugljevik“ (Slika 5.7.4). Zbog nedostupnosti gasa u većem dijelu Republike Srpske, primarni energenti koji se koriste u sektoru toplotne energije su mazut i ugalj (Slika 5.7.5), u posljednje vrijeme i biomasu. Mazut je najzastupljenije, sa učešćem u proizvodnji toplotne energije od 42%, ali se njegova potrošnja, od 2011. do 2015. godine smanjivala prosječnom godišnjom stopom od -10,4%. Ugalj je drugi najzastupljeniji energent u sektoru toplotne energije, sa učešćem od 31%, te se u periodu od 2011. do 2015. godine zadržao otprilike isti nivo proizvodnje toplotne energije iz tog energenta. Veliko povećanje proizvodnje toplotne energije iz biomase zabilježeno je u istom periodu, kao posljedica puštanja u rad nove toplane u Prijedoru, i to s prosječnom godišnjom stopom rasta od 31.2%, te nakon 2015. godine toplana u Gradišci i Banja Luci. Prirodni gas je relativno malo zastupljen, sa učešćem od 4%, te se koristi samo u Zvorniku. Međutim, za očekivati je povećanje potrošnje prirodnog gasa u sektoru toplotne energije nakon gasifikacije Bijeljine, i u slučaju realizacije projekta gasifikacije sjevernog dijela Republike Srpske, kojim bi se doveo gas u sve veće gradove na tome području.

Slika 5.7.2 Trend finalne potrošnje toplotne energije u TJ, 2011–2015. godine

Slika 5.7.3 Potrošnja toplotne energije , 2015. godina

| 130

Slika 5.7.4 Proizvodnja toplotne energije u TJ, 2011–2015. godine

Slika 5.7.5 Proizvodnja toplotne energije po energentu u TJ, 2011–2015. godine

Izvor: Bilans toplotne energije Republike Srpske 2015. Izvor: Bilans toplotne energije Republike Srpske 2015.

5.7.2 Toplane u Republici Srpskoj

Toplane su u javnom vlasništvu i nalaze se u većim urbanim sredinama (Tabela 5.7.1). U većim gradovima, poput Banje Luke, najzastupljeniji energenti su mazut i ugalj, dok je u manjim sredinama glavni energent bio-masa, prvenstveno zbog dostupnosti i ekonomske isplativosti. Ratna zbivanja ostavila su veliku štetu na mnogim toplifikacionim sistemima, primarno zbog prouzročenih dugova koji su uz oštećenja i starosti instalacija glavni razlozi teškog oporavka toplana. U Republici Srpskoj ne postoje sistemi daljinskog hlađenja, te njihova instalacija i primjena, za sada, nije izvjesna.

Tabela 5.7.1 Pregled toplana u Republici Srpskoj

Naziv preduzeća Grad

Vlasništvo Proizvodnja

energije

Većinski

javno

Većinski privatno

Glavni energent

„EKO toplana“ a.d. Banja Luka

Banja Luka Mazut Bio-masa

„Gradska Toplana“ ODJP Doboj Ugalj (lignit)

JP „Gradska Toplana“ Pale Bio-masa (70%),

Ugalj (30%)

„Centralna Toplana“ Prijedor Mazut Drvo

JODP „Toplane-INS“ Istočno Sarajevo

Sarajevo Mazut

JP „Gradska toplana“ Brod Brod LUT-Mazut

„IEE“ PJ „Toplana“ Gradiška Bio-masa

JP „Nova toplana“ Sokolac Bio-masa

JP „Gradsko grijanje“ Čelinac Ugalj

| 131

JP „Gradska toplana“ Bijeljina Ugalj

„Zvornik stan“ a. d. Zvornik Prirodni gas

Izvor: veb stranice preduzeća, ESSBIH Modul 9 Daljinsko grijanje 2008

Cijene daljinskog grijanja za fizičke osobe u Republici Srpskoj su u rangu sa gradovima u regiji (Slika 5.7.6), te je najzastupljeniji način plaćanja paušalno prema površini prostora. Cijene se uglavnom utvrđuju na lokalnom nivou i ne zasnivaju se na stvarnoj cijeni proizvodnje i isporuke toplotne energije, zbog čega većina toplana prima podsticaje od lokalnih vlasti. Osnovni razlozi lošeg poslovanja toplana, uprkos prihvatljivoj cijeni grijanja su:

starost i niska efikasnost proizvodnih kapaciteta,

starost i veliki gubici u toplotnim mrežama,

poteškoće u mjerenju, obračunu i naplati isporučene toplotne energije kod pojedinih subjekata,

visoke cijene energenata (uglja, mazuta i prirodnog gasa),

težak ekonomski položaj preduzeća zbog kojega obnova infrastrukture nije moguća.

Slika 5.7.6 Prosječna cijena grijanja za domaćinstva u EUR/m2, 2016. godina

Napomena: 1) Izračunato prema prosječnom računu za grijanje stana od 50 m2, 2) Sve cijene su svedene na ekvivalentnu cijenu za 12 mjeseci fakturisanja sa uključenim PDV-om Izvori: bltoplana.com, toplanapd.com, zvanične informacije dobijene putem telefonskog intervjua (podaci za 2016. godinu)

5.7.3 Scenariji razvoja sistema daljinskog grijanja

Okviri strateških opcija za toplifikaciju razrađeni su u skladu sa scenarijima razvoja sektora termoelektrana i energetske efikasnosti (Slika 5.7.7). Kao ulazni parametri, za definisanje opcija razvoja sistema daljinskog grijanja u pojedinim gradovima, u obzir su uzete sugestije i vizije Radne grupe Republike Srpske, scenario razvoja proizvodnog miksa električne energije i potreba za toplifikacijom u većim gradovima. Strateške opcije za realizaciju razvoja daljinskog grijanja uzimaju u obzir korišćenje otpadne toplotne energije iz termoelektrane na ugalj, kogeneraciju toplotne i električne energije, korišćenje toplovodnih kotlova i ostale metode i tehnologije koje bi poboljšale uslugu, energetsku efikasnost, poslovanje i druge faktore ključne za razvoj toplifikacije. U kontekstu razvoja sistema daljinskih grijanja u EU, danas je tržišno učešće sistema daljinskog grijanja 12%. Cilj je na nivou EU povećati tržišno učešće na 30% do 2030. godine, te do 2050. godine na 50%.

Slika 5.7.7 Pretpostavke razvoja scenarija za toplifikaciju

| 132


5.7.3.1 Banja Luka

Postojeći toplifikacioni sistem Banje Luke nije dugoročno održiv u sadašnjim okolnostima. Toplotna energija se u Banjoj Luci proizvodi iz toplovodnog kotla na lmazut i dva kotla po 6 MW na biomasu. Korišćenje mazuta kao osnovnog goriva onemogućava korišćenje niskotemperaturnog i fleksibilnog sistema distribucije toplote zbog povećane koncentracije sumpora i azotnih oksida (NOx) u izduvnim gasovima. Unapređenja koja se mogu postići boljim upravljanjem distribucijom toplote nisu dovoljna da obezbijede konkurentnu cijenu grijanja.

Slika 5.7.8 Banja Luka – korišćenje toplotne energije po blokovima u skladu sa scenarijima za el. energiju


Dvije opcije razvoja toplifikacionog sistema u Banjoj Luci predstavljene su kroz četiri scenarija oslanjajući se na razvoj proizvodnog miksa za električnu energiju (Slika 5.7.8). Entitetski i IP scenariji uključuju izgradnju sistema više kondenzatnih kotlova na bio-masu ili u slučaju gasifikacije sjevernog dijela Republike Srpske, postoji mogućnost izgradnje gasnog postrojenja za kogeneraciju toplotne i električne energije (engl. CCGT – combined cycle gas turbine). Imajući u vidu napredak tehnologije i evoluciju finansijskog tržišta u pravcu obnovljivih izvora energije, može se pretpostaviti da ovakav objekat na bio-masu treba smatrati potencijalnim rješenjem.

Potencijalnu izgradnju TE-TO Banja Luka na gas moguće je očekivati nakon minimalno deset godina, s obzirom na plan izgradnje gasovoda prema Banjoj Luci do 2025. ili do 2030. godine

25. Druga opcija, prema troškovno optimizovanom IP

scenariju i blago obnovljivom scenariju, uključuje izgradnju termoelektrane-toplane (TE-TO) na bio-masu sa pripadajućim fleksibilnim toplotnim modulom. U obje opcije podrazumijeva se unapređenje energetske efikasnosti distributivnih sistema primjenom alata za upravljanje distributivnim toplifikacionim sistemima, čime se postojeći toplifikacioni sistem prevodi u niskotemperaturni sistem sa regulacijom protoka. Razvitak toplifikacije u Banjoj Luci

25 Опција гаса у склопу производње ел. енергије у Републици Српској није експлицитно дефинисана с обзиром на то да је услов изградња гасоводне инфраструктуре до Бање Луке која је тренутно у нижој фази зрелости.

| 133

podrazumijeva uvođenje mogućnosti snabdijevanja potrošača sanitarnom vodom i širenje toplovodne mreže na čitavo područje Banja Luka – Laktaši, čime bi se povećalo tržište i poboljšalo poslovanje toplana.

5.7.3.2 Bijeljina

U Bijeljini uslugu daljinskog grijanja obavlja JP „Gradska toplana Bijeljina“ koja kao glavni energent koristi ugalj. S obzirom na povezivanje Bijeljine na transportni sistem za gas (planirano puštanje u rad krajem 2017. godine), omogućilo bi se korišćenje gasa kao energenta za grijanje. Plan gasifikacije grada je u završnoj fazi, te je uključen u sve scenarije razvoja proizvodnog miksa (Slika 5.7.9). Kao dodatna opcija razvoja novog toplifikacionog sistema za šire područje Bijeljine, postoji potencijalna mogućnost korišćenja otpadne toplote iz TE „Ugljevik“.

Podrazumijeva se razvoj niskotemperaturnog sistema distribucije toplotne energije koji će biti razvijen u skladu sa modernim standardima za upravljanje distribucijom toplote. U navedenom sistemu predviđa se snabdijevanje svih potrošača sanitarnom toplom vodom čime se povećava efikasnost i tržište. Dodatno, u okolini Bijeljine postoji perspektivnost korišćenja geotermalne energije koja se može iskoristiti kao izvor toplotne energije za pojedine dijelove grada. Zbog manjka istraživanja, komercijalni potencijal geotermalne energije na području Bijeljine nije poznat. Prema tome, potrebno je sprovesti istraživanja geotermalnih resursa na tom području.

Slika 5.7.9 Bijeljina – korišćenje toplotne energije po blokovima u skladu sa scenarijima za el. energiju


5.7.3.3 Prijedor i Doboj

Grijanje u Prijedoru i Doboju obezbijeđeno je izgrađenim novim postrojenjima. Konkretno, u gradu Prijedoru izgrađeno je kogeneraciono (CHP) postrojenje na bio-masu, dok je u gradu Doboju modernizovan toplovodni kotao na ugalj koji ima koncesionu obavezu sa TE „Stanari“ za korišćenje uglja. Navedena rješenja su adekvatna u narednom periodu i ne očekuje se potreba za dodatnim opcijama za zadovoljenje konzumenata toplotne energije.

5.7.4 Ostali toplifikacioni sistemi

5.7.4.1 Mali samostalni toplifikacioni sistemi

Toplifikacioni sistemi, izuzev prethodno opisanih sistema u velikim gradovima, spadaju pod male samostalne toplifikacione sisteme (Tabela 5.7.2). Cilj za sve sisteme, pa tako i male samostalne toplifikacione sisteme, je da se u narednom periodu razvije napredni sistem upravljanja distribucijom toplotne energije, pripreme ili ostvare prelazi na niskotemperaturne sisteme distribucije i omogući isporuka sanitarne tople vode. S obzirom na to da većina kućanstava koristi električnu energiju za pripremu tople vode, uspješnom realizacijom isporuke sanitarne tople vode značajno bi se umanjila potrošnja električne energije.

Za razvoj malih samostalnih toplifikacionih sistema (Tabela 5.7.2), lokalni izvori geotermalne energije ili bio-mase mogu se smatrati dovoljnim. Ovi sistemi ne suočavaju se sa konkurencijom većih i efikasnijih potrošača bio-mase ni u jednom scenariju.

Tabela 5.7.2 Odabrani prikaz razvoja malih samostalnih toplifikacionih sistema

Toplifikacioni sistem Predviđeni razvoj

Brod Prelazak na kondenzacioni kotao na bio-masu i niskotemperaturni režim

| 134

Čelinac

Istočno Sarajevo

Pale

Sokolac

Derventa Zadržavanje postojećeg rješenja kotla na biomasu i niskotemperaturni

režim Gradiška

Zvornik Zadržavanje postojećeg rješenja uz moguć prelaz na kondezacioni gasni

kotao i niskotemperaturni režim


5.7.4.2 Individualno grijanje

Raspoloživi podaci ukazuju da većina stanovništva koristi individualne sisteme grijanja, od kojih su najzastupljeniji sistemi na bio-masu i ugalj. Isto tako, u većim gradovima poput Banje Luke dolazi do napuštanja toplifikacionih sistema u korist individualnih rješenja. Individualne sisteme karakteriše mali broj efikasnih sistema poput kondenzacionih kotlova na pelet, akumulatora toplote i integrisanih sistema za proizvodnju sanitarne tople vode.

Potrebno je smanjiti energetsko siromaštvo uzrokovano širokom zastupljenosti neefikasnih individualnih sistema koje obilježava neefikasno i skupo korišćenje ogrjevnog drveta, korišćenje uglja u individualnim ventilisanim ložištima u naseljenom području i problem unutrašnjeg i urbanog zagađenja. U svrhu smanjenja energetskog siromaštva, potrebno je promovisati korišćenje sistema daljinskog grijanja kroz smanjenje cijene usluge i širenje toplifikacione mreže, kao i podsticati povećanje energetske efikasnosti individualnih sistema grijanja. U narednih 10 godina potrebno je bar udvostručiti prosječnu efikasnost individualnih sistema grijanja na čvrsta i gasovita goriva primjenom kondenzacionih kotlova, kaljenih peći i peći sa integrisanim skladištenjem toplote, kao i proizvodnjom sanitarne tople vode. Takođe, gdje god je moguće, treba razmotriti primjenu solarne energije, toplotnih pumpi i geotermalnih izvora. Ipak, očekuje se da će ruralna područja u najvećem dijelu zadržati individualno grijanje na ogrjevno drvo.



Toplifikacioni sektor regulisan je na entitetskom nivou, te na državnom nivou ne postoji regulativa koja uređuje ovaj sektor. MSTEO vrši aktivnosti u okviru svojih nadležnosti za obavljanje poslova i zadataka iz nadležnosti Bosne i Hercegovine koji se odnose na definisanje politike, osnovnih principa, koordinisanje djelatnosti i usklađivanje planova entitetskih tijela vlasti i institucija na međunarodnom planu u području energetike, kao i u oblasti koncesija kada se koncesiono dobro prostire na području obaju entiteta.


Prema Zakonu o energetici, sektor toplotne energije je energetska djelatnost. Međutim, djelatnost u sektoru toplotne energije obavljaju komunalna preduzeća u skladu sa Zakonom o komunalnim djelatnostima i Zakonom o održavanju zgrada.

Zakon o komunalnim djelatnostima obavezuje jedinice lokalne samouprave i davaoce komunalnih usluga da primjenjuju dugoročne mjere koje se odnose na smanjenje energije, te da se za obavljanje komunalnih djelatnosti prelazi na korišćenje energije iz obnovljivih izvora, stvaranje uslova za energetski efikasno korišćenje zgrada i smanjenje uticaja na životnu sredinu. To podrazumjeva korišćenje novih tehnologija koje kao primarnu energiju koriste energiju iz obnovljivih izvora te obaveznu ugradnju mjernih uređaja isporučene energije za svaki posebni dio zgrade za nove zgrade, a kod rekonstrukcije postojećih zgrada da se mjerenje obezbijedi na što manjem nivou, u skladu sa tehničkim mogućnpostima i ekonomskoj isplativosti.

Takođe predviđa se korištenje novih tehnologija i inteligentnih sistema mjerenja i upravljanja zgradom te stimulisanje daljinskog grijanja ili hlađenja. Izmjenama i dopunama Zakona o komunalnim djelatnostima iz 2017. godine stvaraju se zakonski uslovi da lokalna zajednica za svoje područje može razdvojiti djelatnost proizvodnje toplotne energije ni djelatnost distribucije toplotne energije, te ove poslove povjeriti različitim preduzećima. Ova mogućnost je bitna radi unapređenja i boljeg organizovanja ove komunalne djelatnosti, ciojeneći da je do sada te poslove po pravilu moglo obavljati samo jedno javno preduzeće koje je osnivala jedinica lokalne samouprave, a sada se otvara mogućnost angažovanja i više preduzeća ili privrednih društava koja će moći pružiti svoje usluge za navedenu djelatnost.

Zakon o javno-privatnom partnerstvu u Republici Srpskoj daje okvir za ostvarivanje saradnje između privatnih investitora i lokalnih zajednica za realizaciju infrastrukturnih projekata radi obezbjeđenja finansiranja u cilju izgradnje, sanacije, rekonstrukcije, upravljanja ili održavanja infrastrukture, pružanja usluga i izgradnje objekata, a u svrhu zadovoljavanja javnih potreba. Stoga bi se i potencijalne investicije u infrastrukturu daljinskog grijanja mogle realizovati na osnovu ovog zakona.


| 135

S obzirom na trenutno stanje u toplifikacionom sektoru, definisane su strateške smjernice Strategije za sektor toplotne energije u domenu tržišta i regulative (Tabela 5.7.3)

Tabela 5.7.3 Strateške smjernice za sektor toplotne energije


Trž

ište

Proširenje i unapređenje sektora toplotne energije kroz sisteme daljinskog grijanja

Planiranje i modernizacija infrastrukture za razvoj sistema daljinskog grijanja i uvođenja sanitarne tople vode iz sistema grijanja (korišćenje toplifikacionih sistema u industrijskim procesima) što bi povećalo tržište

Izrada studija izvodljivosti optimalnih opcija za sisteme daljinskog grijanja

Budući razvoj sektora toplotne energije potrebno je graditi na bazi optimalnih tehno-ekonomskih odluka. Međutim, potrebno je imati u vidu i osnovne potrebe za rješavanjem pitanja grijanja za domaćinstva i druge potrošače. Razmotriti modele razvoja toplotne mreže i ekspanzije sistema daljinskog grijanja.

Izrada sveobuhvatne analize potencijala za primjenu VUK i efikasnih sistema daljinskih grijanja i hlađenja, te utvrđivanje konkretnih mjera i ulaganja u skladu sa zahtjevima Direktive za energetsku efikasnost (rok je 30.11.2018)

Sprovođenje mjera energetske efikasnosti u skladu sa EU Direktivom 2012/27/EU

Optimizovati sistem mjerenja i naplate potrošnje i odnosa prema korisnicima. Definisati mjere i postaviti implementacioni okvir za racionalizaciju gubitaka (gubici i do 60%) i jedinične potrošnje toplotne energije kroz mjere energetske efikasnosti na strani proizvodnje toplotne energije i na strani potrošača.

Reg

ula

tiva

Usvajanje zakona u vezi sa sektorom toplotne energije

Nastaviti zakonsko i podzakonsko uređivanje na entitetskom nivou kojim bi se dodatno uredio sektor toplotne energije, naročito segment daljinskog grijanja, kako bi se normativno uredila pitanja: proizvodnje, distribucije, snabdijevanja toplotnom energijom, politike tarifiranja i odnosa snabdjevača i potrošača toplote.

5.8 Energetska efikasnost

5.8.1 Evropske direktive i akcioni planovi

Energetska efikasnost dobila je ulogu kao jedan od važnijih elemenata modernih energetskih sektora te inicijativa energetskih politika država članica Evropske unije. Za Republiku Srpsku, te Bosnu i Hercegovinu u potpunosti, energetska efikasnost dobija na sve većem značaju, stoga je u narednom periodu potrebno donijeti set odluka i mjera kojima bi se, ne samo transponovale obavezujuće direktive EU prema Ugovoru o Energetskoj zajednici, već i u punoj mjeri omogućila implementacija istih.

Slika 5.8.1 Direktive u vezi sa energetskom efikasnosti

| 136

Izvor: EUR-lex

Direktiva 2012/27/EU o energetskoj efikasnosti je uvedena u okvir Ugovora o uspostavi Energetske zajednice u oktobru 2015. godine i od tada je ona obavezujuća za Bosnu i Hercegovinu. Rok za implementaciju je 15. oktobar 2017. godine. Transpozicija nove Direktive se očekuje u vidu izmjena postojećeg Zakona o energetskoj efikasnosti, te dopunama sekundarnog zakona.

Direktiva 2012/27/EU uvodi pojam granične potrošnje (eng. cap consumption) izražen u primarnoj i finalnoj energiji, postavljajući limit na nivou zemalja Energetske zajednice. Naime, pored očekivanih ušteda u finalnoj energiji, prema ovoj direktivi očekuju se uštede na strani primarne energije u transformaciji, prenosu i distribuciji, te se promoviše kogeneracija i efikasni sistemi daljinskog grijanja. To znači promjenu načina planiranja, kao i uključivanje čitavog energetskog sektora u fazu pripreme, implementacije i monitoringa predloženih programa i planiranih mjera.

Evropska komisija je postavila cilj smanjenja potrošnje primarne i finalne energije u iznosu od 20% do 2020. godine u odnosu na procijenjenu potrošnju te on iznosi 187 Mtoe za primarnu energiju, a 133 Mtoe izraženo u finalnoj energiji. Prilikom računanja ciljeva korišćen je PRIMES model. Bitno je naglasiti da je cilj zajednički za sve zemlje na nivou Energetske zajednice.

Zemlje članice, pa tako i Republika Srpska, dužne su analizirati svoju predviđenu potrošnju u primarnoj i finalnoj energiji, te usvojiti programe i planove kako bi ostale u predviđenim okvirima potrošnje. U Republici Srpskoj krajem 2017. godine usvojena izmjena Akcionog plana prema prijedlogu Sekretarijata Energetske zajednice

Tri ključna člana nove direktive (Slika 5.8.2) na koje se trebaju vezati kvantifikovani ciljevi su sljedeći:

Član 3 – odnosi se na indikativni cilj svake zemlje izražen u potrošnji primarne ili finalne energije u 2020. godini, uštedama primarne ili finalne energije ili indikatorima energetske intenzivnosti.

Član 4. – odnosi se na dugoročnu strategiju obnove zgrada zavisno od utvrđenog troškovno efikasnog pristupa obnovama zavisno o vrsti zgrade i klimatskoj zoni, te potsticanje troškovno efikasnih velikih radova obnove zgrada, uključujući postupne velike radove obnove i dr.

Član 5 – odnosi se na obnovu zgrada uprave/javnih zgrada.

Član 7 – odnosi se na obligacione šeme i/ili alternativne mjere te kvantifikovane potrebne uštede koje se očekuju već od početka 2017. godine.

Slika 5.8.2 Vremenski plan za ključna 3 člana Direktive 2012/27/EU

| 137

Izvor: analiza Projektnog tima, Direktiva 2012/27/EU

Slika 5.8.3 Vremenski plan za druge izabrane članove Direktive 2012/27/EU

Izvor: analiza Projektnog tima, Direktiva 2012/27/EU

5.8.2 Ključni strateški elementi

Ključni elementi strategije za energetsku efikasnost predloženi su po uzoru na dugoročnu viziju EU zemalja i to tako, da, prije svega, odgovore stvarnim potencijalnim interesima Republike Srpske, te da zahtjevi Direktive 2012/27/EU budu zadovoljeni.

Dugoročna strategija u oblasti energetske efikasnosti ima tri ključna elementa (Slika 5.8.4):

Uštede u finalnoj potrošnji.

Uštede u procesu transformacije, prenosa i distribucije električne energije, gasa i toplote.

Stvaranje uslova za visoko efikasnu kogeneraciju i promociju i ekspanziju efikasnih sistema daljinskog grijanja.

Osim navedenih elemenata, bitno je poboljšati zakonski i regulatorni okvir za energetsku efikasnost, definisati finansijske mjere i institucionalni okvir za implementaciju, kao i sprovoditi informativne kampanje i razne treninge i osposobljavanja.

| 138

Slika 5.8.4 Ključni elementi dugoročne strategije energetske efikasnosti


5.8.3 Finalna potrošnja

Uštede u finalnoj potrošnji su i dalje u fokusu, ako se razgovara o kratkoročnim i dugoročnim cijevima. Pozivajući se na član 7 nove direktive o energetskoj efikasnosti, svaka zemlja je dužna implementirati projekte na strani finalne potrošnje, proporcionalno ukupnoj prodaji finalnim kupcima, izuzimajući sektor transporta.

5.8.3.1 Postojeće stanje

Podaci o postojećim indikativnim ciljevima za uštede preuzeti su iz Akcionog plana energetske efikasnosti Republike Srpske do 2018. godine, koji je zvanično usvojen od Vlade Republike Srpske u decembru 2013. godine. Prema trenutno važećoj Direktivi 2006/32/EC, Republika Srpska je preuzela cilj za ostvarenje ušteda do 2018. godine u iznosu od 9% od prosječne finalne potrošnje energije za period 2006 - 2010. te on iznosi 3,77 PJ. Ukupni cilj podijeljen je na četiri sektorska cilja za:

stambeni sektor,

sektor usluga,

industriju,

transport.

Bitno je naglasiti da je zvanična implementacija Akcionog plana praktično počela tek u 2014. godini. Do sada je praćena realizacija kontrolnih ciljeva koji su postavljeni za 2015. godinu (Slika 5.8.5). Postignute uštede u stambenom sektoru su na zadovoljavajućem nivou, s obzirom na to da prevazilaze postavljene ciljeve za 2015. godinu. U sektoru usluga uštede takođe znatno premašuju planom definisane ciljeve, za čak 300%, jednako kao i u sektoru transporta. Međutim, uštede u industrijskom sektoru su na vrlo niskom nivou, čak 98% ispod plana.

| 139

Slika 5.8.5 Sektorski ciljevi i uštede u PJ, 2015. godina

Izvor: Akcioni plan energetske efikasnosti Republike Srpske do 2018, analiza Projektnog tima

Imajući u vidu ostvarene rezultate, u novom akcionom planu predložena je preraspodjela ciljeva među sektorima do 2018. godine, pri čemu ukupni cilj za uštede od 3,77 PJ ostaje isti. Zbog toga što su u sektoru industrije ostvarene značajno manje uštede od planiranih, postavljen je manji cilj do 2018. godine. Posljedično, kako su u sektoru usluga ostvarene dosta veće uštede od planiranih, i cilj je u ovom sektoru povećan.

Slika 5.8.6 Stari i novi sektorski ciljevi u PJ do 2018. godine

Izvor: Akcioni plan energetske efikasnosti Republike Srpske do 2018. godine, analiza Projektnog tima

5.8.3.2 Planirane uštede

Republika Srpska ima veliki potencijal za ostvarenje ušteda, naročito u sektoru zgradarstva, koji ima 52% učešća u ukupnoj finalnoj potrošnji. Kao prvi korak potrebno je napraviti pouzdanu bazu podataka o postojećem stanju stambenog fonda u Republici Srpskoj, te pripremiti troškovno-optimalnu metodologiju za sve kategorije zgrada. Faktor koji u stambenom sektoru predstavlja najveću kočnicu je činjenica da je u sektoru domaćinstva dominantno sobno grijanje, gdje se kao energent koristi ogrjevno drvo. Iz tog razloga, potrebno je izraditi Dugoročnu strategiju za obnovu zgrada, koja je ujedno i sastavni član člana 4 nove direktive, koja se priprema na osnovu postojećeg inventara zgrada, troškovno-optimalne metodologije, i uz analizu svih primjenjivih mjera. U sklopu programa, prijedlog je da se iskoriste raspoloživi podaci i rezultati dokumenta Tipologija stambenih zgrada Bosne i Hercegovine i Troškovno optimalne analize stambenih objekata u BiH sa testiranjem novih klimatskih podataka za stambene i nestambene objekte i onda razmotre sljedeće opcije:

definisanje troškovno-optimalnih tipova referentnih zgrada pomoću novih meteoroloških podataka

Termalna sanacija objekata sa sobnim grijanjem i snižavanje njihovih energetskih potreba;

Razvođenje i instalacija centralizovanog sistema grijanja u ovim objektima (radijatori i cijevna mreža);

Priključak na novi sistem daljinskog grijanja.

Član 7 nove direktive postavlja kvantifikovane ciljeve za uštede u finalnoj potrošnji energije, bez obzira na to hoće li se kao instrument implementacije koristiti obligacione šeme ili alternativni pristup. Iznos očekivanih ušteda bazira se na srednjoj vrijednosti godišnje prodate energije krajnjim kupcima, u periodu od tri godine prije 1. 1. 2016. Prvi Paragraf člana 7 dozvoljava da se izdvoji sektor transporta, čime se smanjuje osnova za postizanje ciljeva.

Za Republiku Srpsku planirano je da se u prve dvije godine implementacije (2017. i 2018. godina) ostvaruju uštede od 0,5%, a u druge dvije godine implementacije (2019. i 2020. godina) učešće se povećava na 0,7%. U skladu s tim, do 2020. godine očekuju se ukupne uštede od 4,61 PJ.

| 140

Za Republiku Srpsku je, na osnovu energetskog bilansa iz 2015. godine, napravljena preliminarna procjena za očekivane uštede za period od 2020. godine nadalje, po uzoru na zemlje EU. U periodu 2020 - 2035. očekuje se godišnja ušteda od 1,5%, što na godišnjem nivou iznosi 1,69 PJ, pri čemu se ovih 1,5% odnosi na potrošnju u baznoj godini korišćenu za ciljeve člana 7. Na ovaj način, predviđeno smanjenje finalne potrošnje u 2035. godini u odnosu na BAU (eng. business as usual) scenario iznosilo bi 9,67 PJ u odnosu na referentnu 2010. godinu.

Slika 5.8.7 Planirane uštede u finalnoj potrošnji u PJ do 2035. godine


Koristeći podatke iz APEE za Republiku Srpsku, procijenjene investicije za postizanje cilja u trogodišnjem periodu 2016 - 2018. iznose 316 miliona KM, odnosno nešto više od 160 miliona EUR. Takođe, u okviru Akcionog plana u dijelu koji se odnosi na obligacione šeme, jedinična investicija po ušteđenom kWh procijenjena je na 0,781 KM/kWh (0,4 EUR/kWh). Uvažavajući ovu procjenu iz zvaničnog dokumenta te projektujući ovaj odnos investicija po ušteđenom kWh energije, proizlazi da je u periodu 2021 - 2035. godine potrebno za očekivane uštede investirati 73,2 miliona KM (37,4 miliona EUR) na godišnjem nivou, čime dolazimo do značajnih iznosa koje bi trebalo investirati u energetsku efikasnost. To znači da je, ako se želi ostvariti postavljeni cilj do 2035. godine, potrebno investirati ukupno 1,1 milijardu KM (oko 560 miliona EUR).

Pri analizi ostvarenih ušteda u okviru prvog akcionog plana već je rečeno da u sektoru industrije nisu ostvarene predviđene uštede energije. Upravo zato, potrebno je intenzivirati programe i projekte namijenjene industriji kroz postojeći i naredne akcione planove. Imajući u vidu činjenicu da su projekti energetske efikasnosti u industriji, a što je pokazalo iskustvo iz regiona, značajno povoljniji sa stanovišta finansijske isplativosti, onda je i razumljivo zašto se u okviru ove strategije fokus stavlja na energetsku efikasnost u tom sektoru.

I u sektoru transporta su, u skladu s regulacionim i prostornim planom, te mjerama navedenim u akcionom planu, predložene određene mjere i programi za postizanje ušteda (Tabela 5.8.1).

| 141

Tabela 5.8.1 Predloženi programi za postizanje ušteda u finalnoj potrošnji

Područje Mjere/programi za poboljšanje energetske efikasnosti

Zgradarstvo

Obnova zgrada centralne uprave/javnih zgrada.

Implementacija Dugoročne strategije obnove stambenog sektora.

Obnova javnih zgrada, uz pomoć donatora i projekata tehničke pomoći.

Uvođenje energetskog menadžmenta u javne zgrade.

Industrija

Povećanje energetske efikasnosti industrijskih procesa (zamjena goriva, optimizacija sagorijevanja, frekventna regulacija pumpi, kompresora i ventilatora, zamjena starih i predimenzioniranih pumpi i dr).

Promocija kogeneracije.

Uvođenje energetskog menadžmenta u industrijska postrojenja.

Obavezni energetski pregledi velikih potrošača (preko 10 GWh godišnje).

Promocija uvođenja energetskog menadžmenta u mala i srednja preduzeća.

Transport

Infrastrukturne mjere na putnoj mreži sa efektima uštede energije (izgradnja zaobilaznica i kružnih tokova, unapređenje sistema saobraćajne signalizacije, poboljšanje infrastrukture javnog prevoza i dr).

Zamjena starih vozila energetski efikasnim vozilima u javnom i teretnom transportu.

5.8.4 Transformacija, prenos i distribucija

Nova direktiva adresira energetsku efikasnost na sve učesnike energetskog lanca, pa se tako mjere koje su planirane i implementirane na strani transformacije, prenosa i distribucije stavljaju pod isti krov sa uštedama finalne potrošnje prilikom izvještavanja o postignutim rezultatima.

Isto tako, važno je naglasiti da novi pristup nalaže postizanje ušteda izraženih u primarnoj i finalnoj energiji kako bi se potrošnja održala ispod predviđenih graničnih vrijednosti. Ono što se želi postići je, svakako, integralno planiranje u čitavom energetskom lancu, od proizvodnje, preko prenosa i distribucije, pa sve do krajnjih potrošača. S obzirom na to da su akcioni planovi za energetsku efikasnost do sada rađeni po Direktivi o energetskim uslugama 2006/32/EC, nisu bile predviđene mjere efikasnosti na strani primarne energije. Postojeći akcioni plan za Republiku Srpsku adresira neke od mogućih mjera na strani ušteda primarne energije, a u sljedećem akcionom planu, koji se treba pripremiti do 30. 04. 2019, biće potrebno prijaviti ostvarene i adresirati planirane mjere ušteda u primarnoj energiji. Pored ušteda primarne energije, koje dolaze kao rezultat intervencija na strani finalne potrošnje, važno je naglasiti da Republika Srpska već ostvaruje izvjesne uštede u primarnoj energiji koje su nastale puštanjem u pogon nove TE „Stanari“.

5.8.4.1 Planirane uštede u transformaciji

Po energetskom bilansu za 2016. godinu, učešće termoelektrana u ukupnoj proizvodnji električne energije iznosio je 65,4% (4.742 GWh). Prema NOSBiH izvještaju, specifična potrošnja blokova u TE „Gacko“ iznosi 11.520 kJ/kWh, TE „Ugljevik“ 11.470 kJ/kWh i u TE „Stanari“ 9.500 kJ/kWh, iz čega slijedi da je srednja efikasnost elektrana (eta) 33,6%

26.

Treba naglasiti da je u sklopu scenarija radnih grupa entiteta u proizvodnom miksu planirana izgradnja novog bloka u TE „Gacko“, kapaciteta 350 MW, čijim bi se potencijalnim ulaskom napravile dodatne uštede u potrošnji primarne energije.

Dugoročni cilj u 2035. godini je postići od 35 % do 40% prosječne efikasnosti blokova. Za proračun planiranih ušteda napravljena su 3 scenarija:

S1 – efikasnost elektrana 35% (specifična potrošnja od 10.286 kJ/kWh),

S2 – efikasnost elektrana 38% (specifična potrošnja od 9.474 kJ/kWh),

S3 – efikasnost elektrana 40% (specifična potrošnja od 9.000 kJ/kWh).

Takođe, u proračunu su uzete u obzir srednje vrijednosti procijenjene potrošnje do 2035. godine na prenosnoj mreži, sa i bez mjera energetske efikasnosti:

srednja vrijednost potrošnje bez EE – 4.655 GWh,

srednja vrijednost potrošnje sa EE – 4.431 GWh.

Podizanjem srednjeg stepena efikasnosti termoelektrana, na strani primarne energije, generišu se uštede planirane na strani finalne potrošnje u periodu do 2035. godine.

Tabela 5.8.2 Planirane uštede na strani transformacije do 2035. godine

Scenario Uštede (PJ)

26

Као основа за даљни прорачун узета је „ета“ без ТЕ „Станари“, и износи 31,3%

| 142

Procjena potrošnje bez mjera EE Procjena potrošnje sa mjerama EE

S1 3,68 3,51

S2 6,16 5,86

S3 7,66 7,23


5.8.4.2 Planirane uštede u prenosu i distribuciji

Prenosna mreža nivoom razvoja i izgrađenosti ispunjava sve trenutne potrebe EES-a Bosne i Hercegovine. Gubici u prenosnoj mreži, o kojima je više riječi bilo u poglavlju o elektroenergetskom sektoru, su zadovoljavajući te su na nivou gubitaka razvijenih evropskih sistema. Stoga se eksplicitno nisu radile i planirane uštede za samu prenosnu mrežu. Međutim, u narednom periodu sugeriše se nastavak praćenja budućih trendova za smanjenjem gubitaka u prenosnoj mreži kroz dalji razvoj IT sistema, modernizaciju mreže, uvođenje metoda rada pod visokim naponom, itd.

U Republici Srpskoj postoji trend konstantnog smanjenja distributivnih gubitaka (Slika 5.8.8). Ovaj trend smanjenja distributivnih gubitaka dolazi kao zajednički rezultat brojnih regulatornih i tehničkih mjera i aktivnosti realizovanih u Republici Srpskoj u proteklom periodu, koje se mogu svrstati u sljedeće dvije glavne kategorije:

1. Unapređenje postojećih i donošenje novih zakonskih i podzakonskih akata u sektorima prenosa i distribucije električne energije, u cilju usklađivanja regulative Republike Srpske sa zakonom EU;

2. Planiranje i realizacija investicionih programa i radova na prenosnoj i distributivnoj mreži EES-a.

Količine električne energije potrebne za pokrivanje distributivnih gubitaka na godišnjem nivou, bilansom za 2017. godinu su planirane u iznosu od 415,99 GWh, što čini 11,2% bruto distributivne potrošnje, bez potrošnje na naponskom nivou 110 kV. Smanjivanje distributivnih gubitaka je dugotrajan i kompleksan proces, za koji je potreban visok nivo uređenosti na svim organizacionim i tehničkim nivoima u distributivnim kompanijama.

Slika 5.8.8 Distributivni gubici električne energije, 2010 - 2017. godina

Napomena: 1) Podaci iz rebalansa za 2016. godinu, 2) Podaci uzeti iz bilansa za 2017. godinu Izvor: RERS, Radna grupa Republike Srpske

U distributivnoj mreži, tehnički i komercijalni gubici predstavljaju jedan od najvećih problema operatera distributivne mreže te je iz tog razloga i njihovo smanjenje jedan od strateških ciljeva elektroenergetskog sektora.

Cilj je svesti distributivne gubitke na 9% u 2020. godini te na 6,5% u 2035. godini. Uzimajući u obzir navedene ciljeve, napravljena je procjena potencijalnih ušteda (Tabela 5.8.3). Za proračun su u obzir uzete srednje vrijednosti procijenjene potrošnje do 2035. godine na distributivnoj mreži, sa i bez mjera energetske efikasnosti:

srednja vrijednost potrošnje bez EE – 3.621 GWh,

srednja vrijednost potrošnje sa EE – 3.396 GWh.

Tabela 5.8.3 Planirane uštede na strani distribucije

Cilj Uštede (PJ)

Procjena potrošnje bez mjera EE Procjena potrošnje sa mjerama EE

9% do 2020. 0,35

(97 GWh) 0,33

(91 GWh)

6,5% do 2035. 0,68

(187,6 GWh) 0,63

(175,9 GWh)

| 143


Ovi ciljevi postižu se realizacijom brojnih tehničkih investicionih mjera, kao i raznim aktivnostima i programima, poput uvođenja sistema nagrađivanja i kažnjavanja distributivnih kompanija za postizanje ciljeva i izrade programa operatera distributivnog sistema, u cilju smanjenja gubitaka, te nadzor sprovođenja mjera i efekata od strane regulatorne komisije.

Tabela 5.8.4 Instrumenti za postizanje ciljeva u distributivnoj mreži

Vrsta gubitaka Mjere, aktivnosti i programi

Tehnički

Stalna modernizacija – zamjena pojedinih uređaja novim i savremenijim uređajima, koji doprinose pouzdanijem pogonu distributivne mreže, kvalitetnijem napajanju

Prelazak na pogonski napon 20 kV

Ugradnja novih transformatorskih stanica u postojeću mrežu radi skraćivanja NN mreže

Automatizacija i daljinsko upravljanje mrežom

Komercijalni

Rekonstrukcija priključaka

Uvođenje multifunkcionalnih brojila s mogućnošću registracije neovlašćenog pristupa i djelovanja na brojilo

Elektronsko daljinsko očitavanje i mjerenje potrošnje


5.8.5 Sistemi daljinskog grijanja

5.8.5.1 Trenutno stanje

Prema podacima preuzetim iz energetskog bilansa za 2016. godinu, daljinskim grijanjem se u Republici Srpskoj grije oko 40 hiljada stanova ukupne površine 2,3 miliona m

2, te 460 hiljada m

2 poslovnog prostora. Nema sistema za

pripremu tople vode i isporuka toplote vrši se samo za grijanje.

Prema propisima Republike Srpske, proizvodnja i isporuka toplotne energije smatra se komunalnom djelatnosti od posebnog javnog interesa za čije obavljanje je nadležna jedinica lokalne samouprave koja, prema Zakonu o komunalnim djelatnostima, osniva javno komunalno preduzeće. Članom 5 ovog zakona obavezane su jedinice lokalne samouprave, davaoci komunalnih usluga i korisnici komunalnih usluga da primjenjuju dugoročne mjere koje se odnose na energetsku efikasnost, odnosno da smanjuju količinu energije i da prelaze na energiju iz obnovljivih izvora, te da obezbjede mjerenja isporučene energije i usluga, kao i ugradnju inteligentnih sistema mjerenja u zgradama.

Kao primarno gorivo koristi se mazut, koji je najzastupljeniji sa učešćem od oko 42%, ugalj, prirodni gas te drvni otpad i drvo. Trenutno u Republici Srpskoj postoji 12 toplana ukupne snage 386,7 MW: Banja Luka, Prijedor, Doboj, Zvornik, Gradiška, Brod, Istočno Sarajevo, Čelinac, Bijeljina, Pale, Derventa i Sokolac. Pored ovih toplana, u sistem snabdijevanja uključena je i TE „Ugljevik“, koja obezbjeđuje toplotnu energiju za potrebe Ugljevika.

Osnovni problemi u radu sektora daljinskog grijanja su sljedeći:

niska efikasnost i loše održavanje proizvodnih kapaciteta,

loše stanje i gubici toplovodnih mreža,

poteškoće u mjerenju, obračunu i naplati isporučene toplote,

niske prodajne cijene i težak ekonomski položaj distributivnih preduzeća.

U Republici Srpskoj se u dosadašnjem periodu problematika grijanja rješava samo na lokalnom nivou, u pojedinačnim opštinama i gradovima. Primjera radi, do sada su urađene studije za grijanje u Banjoj Luci, za daljinsko grijanje u Gradišci i Prijedoru, za daljinsko grijanje i kogeneraciju u Sokocu, te studije za toplifikaciju gradskog područja opština Tešanj i Bijeljine. Na osnovu urađenih studija, realizovalo se nekoliko projekata izgradnje novih postrojenja za grijanje. Još uvijek ne postoji odgovarajući zakonski okvir koji bi bio usklađen sa zahtjevima EU zakona u ovoj oblasti, te je to jedan od prioriteta za rješavanje.

5.8.5.2 Razvoj sistema daljinskog grijanja Prema članu 14 nove direktive, svaka zemlja obavezna je napraviti sveobuhvatnu analizu na svojoj teritoriji u svrhu promocije efikasne kogeneracije, uzimajući u obzir troškovno optimalna rješenja za daljinsko grijanje. Na nivou EU, tržišno učešće sistema daljinskog grijanja iznosi 12%. Cilj je povećati tržišno učešće na 30% do 2030. godine, te do 2050. godine na 50%. Ovaj strateški put zacrtan je u dvije faze:

1. Povećanje energetske efikasnosti:

o Povećanje učešća daljinskog grijanja, prvo na 30%, a zatim na 50%;

| 144

o Povećanje učešća kogenerativnih postrojenja (CHP);

o Povećanje učešća trigeneracije (CCHP).

2. Korišćenje otpadne toplote i obnovljivih izvora energije:

o Otpadna toplota iz industrijskih postrojenja;

o Spalionice otpada;

o Korišćenje geotermalne energije;

o Korišćenje solarne energije iz velikih postrojenja;

o Korišćenje šumskog i poljoprivrednog ostatka u vidu bio-mase.

Bitno je napomenuti da će tržišno učešće sistema daljinskog grijanja u Republici Srpskoj biti značajno manji od vizije razvijenih zemalja EU. Ipak, dugoročno gledano je to, zbog potencijala kojim Republika Srpska raspolaže, prihvatljiva perspektiva. U ovom segmentu strateški ciljevi Republike Srpske su promocija i ekspanzija sistema daljinskog grijanja, gdje je god to moguće i ekonomski isplativo, na bio-masu ili otpadnu toplotu iz postojećih industrijskih pogona. Što se postojećih sistema daljinskog grijanja tiče, svakako postoji potencijal za ostvarivanje ušteda prije svega u prenosnoj i distributivnoj mreži, koji bi nakon donošenja zakonskog okvira koji uređuje ovu oblast, trebalo da se bazira na sljedećim elementima:

rekonstrukcija postojećih kotlova na mazut i zamjena mazuta bio-masom,

sanacija dotrajale prenosne i distributivne mreže, te zamjena sa fleksibilnim predizolovanim ciljevima,

automatska regulacija na podstanicama,

optimizacija rada podstanica (klizanje prema vanjskoj temperaturi),

hidrauličko balansiranje distributivne mreže (regulatori diferencijalnog pritiska) i pumpe sa frekventnom regulacijom,

usmjeravanje programa za obnovu zgrada na grupu zgrada vezanih za jednu podstanicu.

Za sada nisu izvršene procjene porasta učešća sistema daljinskog grijanja, te je sljedeći korak izrada studija da bi se mogla napraviti detaljnija procjena. Tek tada će se steći uslovi da se, na osnovu odgovarajuće ekonomske analize, utvrdi kakav porast SDG-a je dugoročno troškovno optimalan za Republiku Srpsku.

5.8.6 Međusektorske mjere

Međusektorske mjere, koje predstavljaju ključ za uspješno sprovođenje strategije, programa i akcionih planova za energetsku efikasnost, obuhvataju izmjenu i nadogradnju postojećeg zakonskog okvira, izvore finansiranja, treninge i osposobljavanje inženjera, tehničara i montera, te promociju i ciljane info kampanje za različite ciljne grupe. Dodatno, međusektorske mjere moraju podstaći ekonomske aktivnosti povezanih industrijskih grana, kao i stvaranje „zelenih radnih mjesta“.

5.8.6.1 Zakonski i regulatorni okvir

Kako bi se omogućila primjena Strategije u ključnim segmentima, te izvršilo usklađivanje sa novom direktivom, potrebno je izvršiti izmjene zakonskog okvira, u kontekstu primarnog i sekundarnog zakona (Tabela 5.8.5).

Tabela 5.8.5 Smjernice za izmjenu zakonskog okvira u Republici Srpskoj

Smjernica Opis

Usklađivanje primarnog zakona

Usklađivanje postojećeg Zakona o energetskoj efikasnosti sa zahtjevima nove direktive, te izrada Zakona o toplotnoj energiji ili (opciono) izmjena Zakona o komunalnim djelatnostima sa razradom dijela koji se odnosi na toplotnu energiju.

Usklađivanje sekundarnog zakona

Izrada pravilnika i metodologije za energetske preglede velikih potrošača.

Izrada pravilnika o mjerenju i verifikaciji (metodologija).

Uvođenje „feed-in“ tarifa za efikasne sisteme daljinskog grijanja u postojeći pravilnik.

Dopuna podzakonskih akata kod izgradnje novih TE postrojenja i SDG-a snage veće od 20 MW, uz obaveznu studiju isplativosti.

Izrada pravilnika i metodologija za ESCO tržište


5.8.6.2 Promocija, treninzi i osposobljavanje

Promocija predstavlja jedan od važnijih segmenata politike energetske efikasnosti, koji je u zadnje vrijeme pokazao značajne rezultate, o čemu se više govori u akcionom planu. U tom smislu akcioni plan, koji je u pripremi predlaže

| 145

uvođenje informativnih javnih kampanja o energetskoj efikasnosti kako bi se podigla svijest građana, te pružile osnovne informacije o značaju energetske efikasnosti, i podigao nivo motivacije za sprovođenje aktivnosti i postizanje ušteda.

Prema akcionom planu u pripremi, primjeri prioritetnih tema obuke su sljedeći:

energetske karakteristike zgrada i najbolje tehnologije za povećanje EE vanjskog omotača zgrade, sistemi vodosnabdijevanja i javne rasvjete, efikasne kogeneracije i trigeneracije,

proizvodnja i primjena energije iz OIE-a u raznim sektorima finalne potrošnje,

uvođenje i sprovođenje energetskog menadžmenta u zgradama javne i komercijalne namjene, u sistemima komunalnih usluga, industrijskim postrojenjima i tehnološkim procesima,

ekonomija energetske efikasnosti, analiza troškova i efekata mjera EE,

urbanističko planiranje u funkciji EE transporta,

nova platforma za monitoring i verifikaciju ušteda energije (MVP),

kriterijumi EE u javnim nabavkama – zakonske obaveze i dobre prakse,

Savremene metode projektovanja i regulacije niskotemperaturnih sistema za grijanje, napredna automatska regulacija KGH sistema, itd.

Tabela 5.8.6 Smjernice za poboljšanje edukacije i komunikacije

Smjernica Opis

Uvođenje informativnih javnih kampanja i edukacija o EE

Promocija dobre prakse u finalnoj potrošnji, sistemima daljinskog grijanja i kogeneraciji.

Edukacija inženjera i montera za planiranje i projektovanje efikasnih sistema, ekonomskih analitičara, servisera, i dr.

Uvođenje curriculuma o energetskoj efikasnosti i energetskom menadžmentu.


Energetska efikasnost predstavlja širok spektar prilika, kako iz konteksta ušteda u potrošnji električne energije, tako i u podsticanju privredne aktivnosti u drugim povezanim granama. Uz adekvatne finansijske modele i kapacitete, implementacija dobrih praksi u segmentu energetske efikasnosti može pozitivno uticati i na radna mjesta što je posebno važno za ekonomiju Republike Srpske. Tipična radna mjesta koja se podstiču i otvaraju kroz implementaciju raznih programa i inicijativa energetske efikasnosti su: lokalni industrijski eksperti, arhitekti, građevinci, inženjeri, lokalni kooperanti i proizvođači građevinskog materijala, itd. Dodatno, za mjere energetske efikasnosti u segmentu primarne potrošnje – zgradarstva, potrebno je aktivirati, među ostalima, i lokalne potencijale u proizvodnji održivih materijala poput drva, vune, gline, itd. koji se mogu koristiti kao sirovine u mjerama energetske efikasnosti.

5.8.6.3 Finansijski instrumenti i institucionalni okvir

Finansiranje projekata energetske efikasnosti predstavlja ključ uspješne implementacije i nerijetko je najveća barijera za uspješno sprovođenje mjera. Jedan od instrumenata koji se predlaže u novoj Direktivi su i obligacione šeme koje nameću distributerima i/ili snabdjevačima energije obaveze implementacije projekata energetske efikasnosti u svim sektorima krajnje potrošnje, proporcionalno njihovom volumenu prodaje na tržištu. Takođe, nova direktiva ostavlja mogućnost implementacije obligacionih šema, alternativnih mjera ili njihovu kombinaciju. Za uspjeh obligacionih šema i/ili drugih mjera finansiranja ključno je postaviti adekvatne mehanizme njihovog sprovođenja. U kontekstu nadzora nad implementacijom mjera energetske efikasnosti, dobre prakse ukazuju na uvođenje procedura sertificiranja i audita koje trebaju provoditi ovlaštena tijela i institucije.

Tabela 5.8.7 Smjernice za razvoj finansijskog okvira

Smjernica Opis

Razvoj finansijskog okvira s ciljem finansiranja projekata

energetske efikasnosti

Jačanje Fonda za zaštitu životne sredine i njihove uloge u implementaciji programa i mjera energetske efikasnosti, revolving fonda, javnih ESCO kompanija uz modele otkupa potraživanja od privatnih ESCO kompanija.

Uvođenje obligacionih šema i, u skladu s tim, pronalaženje optimalnog miksa obligacionih šema i alternativnih mjera.

Korišćenje međunarodnih fondova za finansiranje – IDA, WeBDEFF, GGF.




| 146

Na nivou Bosne i Hercegovine intenzivno se sprovode aktivnosti ka usvajanju Akcionog plana energetske efikasnosti, što je obaveza iz Ugovora o osnivanju Energetske zajednice. Akcioni plan energetske efikasnosti u Bosni i Hercegovini trebao bi reflektovati ciljeve postavljene entitetskim akcionim planovima.

5.8.7.2 Regulatorni okvir u Republici Srpskoj

Vlada Republike Srpske je donijela Akcioni plan energetske efikasnosti Republike Srpske 2013 - 2018, u skladu sa Zakonom o energetskoj efikasnosti. Ovaj akcioni plan baziran je na Direktivi 2006/32/EC o energetskoj efikasnosti kod finalne potrošnje energije i energetskim uslugama, Direktivi 2010/30/EU o označavanju proizvoda koji koriste energiju i Direktivi 2010/31/EU o energetskim karakteristikama zgrada. Trenutno je u izradi novi Akcioni plan energetske efikasnosti u Republici Srpskoj.

Zakonski okvir za sektor energetske efikasnosti čine tri krovna zakona, a to su Zakon o energetskoj efikasnosti, Zakon o uređenju prostora i građenja i Zakon o energetici Republike Srpske.

Ministarstvo za prostorno uređenje, građevinarstvo i ekologiju odgovorno je za implementaciju Direktive 2010/31/EU koja se odnosi na energetske performanse zgrada, te u skladu s tim, donosi relevantne zakonske i podzakonske akte u formi pravilnika koji regulišu ovu oblast. Ovo ministarstvo usklađuje Zakon o uređenju prostora i građenju, koji između ostalog propisuje obaveze koje se odnose na energetske karakteristike zgrada, energetske preglede zgrada, te energetsku sertifikaciju zgrada. Prilikom građenja novih zgrada ili prilikom veće rekonstrukcije postojećih zgrada, propisuje se obavezna ugradnja mjernih uređaja komunalnih proizvoda za svakog pojedinačnog etažnog vlasnika za sve nove zgrade, a kod postojećih zgrada da se obezbijedi, prilikom vršenja veće rekonstrukcije – ako to tehničke karakteristike zgrade dozvoljavaju i kada je to ekonomski prihvatljivo ili da se obezbijedi najmanje mjerni uređaj za mjerenje na nivou zgrade kao cjeline. Propisuje se stimulisanje korišćenja daljinskog sistema grijanja ili hlađenja zgrade koji se u potpunosti ili djelimično zasniva na energiji iz obnovljivih izvora energije. Nameće se obaveza javnom sektoru koji koristi zgrade sa korisnom površinom većom od 500 m

2 uvođenje sistema energetskog menadžmenta u skladu s

odredbama propisa koji se odnose na energetsku efikasnost. U Republici Srpskoj je donijet set pravilnika kojima se zadovoljavaju zahtjevi Direktive 2010/31/EU, i to: Pravilnik o minimalnim zahtjevima za energetske karakteristike zgrada („Službeni glasnik Republike Srpske”, broj 30/15), Pravilnik o metodologiji za izračunavanje energetskih karakteristika zgrada („Službeni glasnik Republike Srpske”, broj 30/15) i Pravilnik o vršenju energetskog pregleda zgrada i izdavanju energetskog sertifikata („Službeni glasnik Republike Srpske”, broj 30/15).

Fond za zaštitu životne sredine i energetsku efikasnost Republike Srpske (Fond) obavlja sljedeće djelatnosti u sektoru energetske efikasnosti:

1. učestvuje u sprovođenju postupka za izbor i finansiranje ili sufinansiranje projekata koji se odnose na smanjenje ukupne potrošnje energije u zgradama, a koja se za te namjere izdvajaju prema posebnim propisima kao i iz donacija, grantova ili kreditnim zaduženjima Republie Srpske,

2. uspostavlja i vodi baze podataka o energetskoj efikasnosti zgrada i izdatim energetskim sertifikatima,

3. sprovodi nezavisnu kontrolu izdatih sertifikata,

4. predlaže projekte energetske efikasnosti u javnom sektoru,

5. vrši promociju mjera energetske efikasnosti te informiše i podstiče interes javnosti o značaju i ciljevima energetske efikasnosti.

MIER je odgovorno za kreiranje politike u oblasti energetske efikasnosti. Zakon o energetskoj efikasnosti definiše energetsku uslugu koja obuhvata aktivnosti i radnje koje dovode do mjerljivog ili procjenljivog poboljšanja energetske efikasnosti zgrada i drugih objekata, tehničkih sistema i proizvodnih procesa, odnosno ušteda energije koje se mogu izraziti u novcu primjenom energetski efikasne tehnologije, odnosno postupaka kojima se postižu uštede energije. Energetsku uslugu pruža privredno društvo za energetske usluge (engl. Energy Service Company – ESCO) ili drugo pravno lice, tj. davalac energetske usluge, na osnovu ugovora o energetskoj usluzi. Ponuda energetskih usluga obavezno sadrži podatke o davaocu energetske usluge, mjere za poboljšanje energetske efikasnosti, cijene, mehanizme finansiranja, model ugovora i druge informacije. Zakon takođe definiše strukturu ugovora o energetskom učinku, prema kojem naručilac i davalac energetske usluge zaključuju ugovor u pisanoj formi. Ostavljena je mogućnost da troškove pružanja energetske usluge mogu snositi naručilac energetske usluge, davalac ili treća strana. Vrijednost investicije za pružanje energetske usluge koju je uložio davalac energetske usluge otplaćuje se od ušteda energije ostvarenih u odnosu na potrošnju energije prije davanja energetske usluge, u potpunosti ili djelimično, iz sopstvenih izvora ili kroz finansiranje treće strane. Davalac energetske usluge ili treća strana preuzima u potpunosti ili djelimično finansijski, tehnički i komercijalni rizik pri pružanju energetske usluge u skladu sa zaključenim ugovorom o energetskoj usluzi.

Zakon o energetskoj efikasnosti propisuje obavezu uspostavljanja energetskog menadžmenta u javnim zgradama i velikim potrošačima sa korisnom površinom većom od 500 m

2.

Operateri distributivnog sistema, distributeri energije i snabdjevači energije ne smiju ometati pružanje energetskih usluga ili drugih mjera za poboljšanje energetske efikasnosti. Oni su, takođe, dužni da ponude energetske usluge po konkurentskim cijenama svojim krajnjim kupcima, direktno ili posredstvom drugih davalaca energetskih usluga. U slučaju da ne ponude ovu uslugu, dužni su da uplate ekvivalentan iznos u Fond, u skladu sa metodologijom propisanom Pravilnikom o metodologiji procjene troškova ponude energetskih usluga („Službeni glasnik Republike Srpske”, broj 28/14). Snabdjevači energije imaju obavezu da na ispostavljenim računima za energiju jasno naznače ukupni trošak za

| 147

energiju, trenutne cijene i stvarnu potrošnju energije u obračunskom periodu i poređenje sadašnje potrošnje energije krajnjeg kupca sa potrošnjom u istom periodu prethodne godine, po mogućnosti u grafičkoj formi.


Za period do 2035. godine potrebno je postaviti okvir ključnih mjera za postizanje ušteda na strani finalne potrošnje i transformacije, te za promociju sistema daljinskog grijanja.

Tabela 5.8.8 Strateške smjernice


Fin

aln

a p

otr

oš

nja

Unapređenje energetske efikasnosti u segmentu zgradarstva kao krajnjem potrošaču

Izrada baze podataka o postojećem stanju stambenih zgrada.

Izrada programa za dugoročnu obnovu zgrada i priprema

troškovno-optimalne metodologije za sve kategorije zgrada.

Sanacija zgrada centralne Vlade i javnih zgrada, u skladu sa zahtjevima člana 5 nove Direktive, te implementacija dugoročne strategije obnove stambenih zgrada u Republici Srpskoj.

Povećanje ostvarenih ušteda u sektoru industrije na godišnjem nivou, sa ciljem dostizanja zadanog cilja

Povećanje energetske efikasnosti industrijskih procesa i obnova pogona (komprimisani vazduh, kotlovi, ložišta, rashladni sistemi…).

Promovisanje kogeneracije na bio-masu.

Implementacija obaveza velikih potrošača, uvođenje energetskog menadžmenta.

Povećanje energetske efikasnosti vozila svih kategorija

Kreiranje programa podrške za zamjenu starih vozila energetski efikasnijim vozilima.

Rekonstrukcija i poboljšanje infrastrukture za korišćenje javnog sektora.

Tra

ns

form

acij

a, p

ren

os i

dis

trib

uc

ija Novi zamjenski blokovi

termoelektrana Planiranje i izvještavanje o postignutim uštedama potrošnje primarne energije novih blokova.

Smanjenje tehničkih i komercijalnih gubitaka u distributivnoj i prenosnoj mreži

Nastavak programa smanjenja netehničkih gubitaka uz stalni nadzor sprovođenja mjera za postizanje ciljeva, uspostavljenih za svako distributivno područje.

Sistematski prelazak sa 10 kV na 20 kV naponski nivo.

Instalacija TS i redizajn mreže.

Izrada studije o instalaciji mjerača AMR i postavljanje cilja do 2035. godine (prijedlog – 90%).

Adekvatna modernizacija infrastrukture, uvođenje standardnih industrijskih IT rješenja, uvođenje metoda rada pod visokim naponom itd.

Procjena potencijala za povećanje energetske efikasnosti infrastrukture za gas i el. energiju u skladu sa zahtjevima Direktive za energetsku efikasnost (rok implementacije 9/2018).

SD

G

Ekspanzija SDG i uređivanje zakonske oblasti

Izrada toplotnih mapa za gradove i opštine u Republici Srpskoj.

Uređivanje zakonskog okvira koji će stimulisati promociju SDG-a (75% kogeneracija, 50% OIE, 50% otpadna toplota ili kombinacija).

Međ

usek

tors

ke

mje

re Uvođenje informativnih

kampanja i edukacija o EE

Promocija dobre prakse u finalnoj potrošnji, sistemima daljinskog grijanja i kogeneraciji, edukacija inženjera i montera za planiranje i projektovanje efikasnih sistema, ekonomskih analitičara, servisera i drugo, te uvođenje plana o energetskoj efikasnosti i energetskom menadžmentu.

Podsticanje „zelenih“ radnih mjesta i ekonomskih aktivnosti

Pokretanje mjera energetske efikasnosti bi pozitivno uticalo na povećanje broja radnih mjesta i ekonomske aktivnosti u povezanim industrijama poput građevinarstva, arhitekture, proizvodnje građevinskog materijala, proizvodnje sirovina itd.

Razvoj finansijskog okvira za projekte energetske efikasnosti

Jačanje Fonda za zaštitu životne sredine, stvaranje pogodnog okruženja za rast ESCO tržišta i kompanija, te uvođenje optimalnog modela obligacionih šema uz korišćenje ostalih međunarodnih fondova za finansiranje.

Reg

ula

tiva Usklađivanje zakona u

Republici Srpskoj sa zahtjevima iz nove Direktive 2012/27/EU o energetskoj efikasnosti

Postojeći zakonodavni okvir kojim se uređuje sektor energetske efikasnosti u Republici Srpskoj nije u potpunosti usklađen sa zahtjevima iz nove Direktive, pa je potrebno izvršiti usklađivanje primarnog i sekundarnog zakona.

| 149

Spisak skraćenica

10G Desetogodišnji

AMR Automatic meter reading (inteligentni mjerni sistemi)

APOEF Akcioni plan Federacije Bosne i Hercegovine za korišćenje OIE-a

BAU Business as usual (nastavak dosadašnje prakse)

bbl Barrel (barel)

bcm Billion cubic meters (milijarda metara kubnih)

BD BIH Brčko Distrikt Bosne i Hercegovine

BDP Bruto domaći proizvod

BHAS Agencija za statistiku Bosne i Hercegovine

BIH Bosna i Hercegovina

BTM Behind the meter (usluge iza brojila)

BTU British thermal unit

CAGR Compounf annual growth rate (složena godišnja stopa rasta)

CAPEX Capital expenditure (kapitalni izdaci)

CCGT Combined cycle gas turbine

CEE Central East Europe

CHP Combined heat and power

CO2 Ugljen-dioksid

DERK Državna regulatorna komisija za električnu energiju

DFID Department for international development (Kancelarija za međunarodni razvoj Vlade V. Britanije)

DG Daljinsko grijanje

DSO Operater distributivnog sistema

DSU Direktna strana ulaganja

DV Dalekovod

EE Energetska efikasnost

EEA European Economic Area (evropski privredni prostor)

EED Direktiva o energetskoj efikasnosti

EEO šema Obligaciona šema za energetsku efikasnost

ES Energetska strategija

EES Elektroenergetski sistem

EEX European Energy Exchange

EMS Elektromreža Srbije

ENTSO-E European network of transmission system operators for electricity

ENTSO-G European network of transmission system operators for gas

Enz/EZ Energetska zajednica

EP BIH Elektroprivreda Bosne i Hercegovine

EP HZHB Elektroprivreda Hrvatske zajednice Herceg Bosne

ERS Elektroprivreda Republike Srpske

ESCO Energy Service Company

ETS Emission trading system (sistem trgovanja emisijama)

EU Evropska unija

EUR Evro

EUR/PC Evro po stanovniku

EV Električna vozila

FBIH Federacija Bosne i Hercegovine

FERK Regulatorna komisija za energiju u Federaciji Bosne i Hercegovine

FMERI Federalno ministarstvo energije, rudarstva i industrije

FTE Full time equivavalent (ekvivalent punog radnog vremena)

GW Gigavat

GWh Gigavat sat

HE Hidroelektrana

IAP Ionian Adriatic Pipeline (Jonsko-jadranski gasovod)

| 150

IBRD International Bank for Reconstruction and Development (Međunarodna banka za obnovu i razvoj)

IEA International Energy Agency (Međunarodna agencija za energiju)

INDC Intended Nationally Determined Contributions

IPA Instrument for Pre-accession Assistance

ISO Independent system operator (nezavisni operater sistema)

IT Informaciona tehnologija

ITO Independent transmission operator (nezavisni operater prenosa)

JIE Jugoistočna Evropa

JP Javno preduzeće

JPP Javno privatno partnerstvo

KGH Klimatizacija, grijanje, hlađenje

KM Konvertibilna marka

KPI Key Performance Indicators (ključni pokazatelji uspješnosti)

kt Kilotona

ktoe Kilotona ekvivalentne nafte

kV Kilovolt

kW Kilovat

kWh Kilovat sat

LCOE Levelised cost of electricity

LNG Liquefied natural gas (tečni prirodni gas)

m2 Kvadratni metar

mcm Milion metara kubnih

MHE Mala hidroelektrana

MIER Ministarstvo industrije, energetike i rudarstva

mil Milion

mlrd Milijarda

MSTEO Ministarstvo spoljne trgovine i ekonomskih odnosa

Mtoe Megatona ekvivalentne nafte

MW Megavat

MWe Megavat električne energije

MWh Megavat sat

MWt Megavat toplotne energije

n/a Not available (nije dostupno)

NE Nuklerna elektrana

NERP National Emission Reduction Plan (Nacionalni plan smanjenja emisija)

NN Niski napon

NOSBiH Nezavisni operater sistema u Bosni i Hercegovini

NOx Azotni oksidi

O&M Operation and maintenence (upravljanje i održavanje)

ODS Operater distributivnog sistema

OECD Organization for Economic Cooperation and Development

OIE Obnovljivi izvori energije

OIEiEK Obnovljivi izvori energije i efikasna kogeneracija

OPEX Operating expenses (operativni troškovi)

OPS Operater prenosnog sistema

OU Ownership unbundling (vlasničko razdvajanje)

p.p. Postotni poen

PECI Project of energy community interest

PJ Petadžul

PMI Project of mutual interest

PPP Purchasing power parity (paritet kupovne moći)

PSA Production sharing agreement (Ugovor o podjeli proizvodnje)

PV Solarni panel

R&D Research and development (istraživanje i razvoj)

| 151

RERS Regulatorna komisija za energetiku Republike Srpske

RiTE Rudnik i termoelektrana

RMU Rudnik mrkog uglja

RS Republika Srpska

SAIDI System average interruption duration index (prosječno trajanje prekida napajanja u minutama po kupcu)

SAIFI System average interruption frequency index (prosječan broj prekida napajanja po kupcu)

SCGT Simple cycle gas turbine

SDG Sistemi daljinskog grijanja

SE

SEA

Solarna elektrana

Strategic Environmental Assessment (Strateška procjena uticaja na životnu sredinu)

SEE South East Europe

SN Srednji napon

SO2 Sumpor-dioksid

t Tona

TE Termoelektrana

TE-TO Termoelektrana-toplana

hilj. hiljada

TJ Teradžul

TS Tona ekvivalentne nafte

TS Trafostanica

TSO Operater prenosnog sistema

TWh Teravat sat

UNFCC United Nations Framework Convention on Climate Change

US$/USD Američki dolar

USAID US Agency for International Development

VE Vjetroelektrana

VEK Visokoefikasna kogeneracija

VN Visoki napon

VUK Visokoefikasna kogeneracija

WACC Weighted Average Cost of Capital (ponderirani prosječni trošak kapitala)

WB World Bank (Svjetska banka)

WBIF World Western Balkans Investment Bank (Svjetska banka)

ZP Zavisno preduzeće

| 152

Popis slika

Slika 1.3.1 Životni ciklus strateškog planiranja ........................................................................................................................................ 6 Slika 1.3.2 Presjek ključnih segmenata energetskog tržišta i lanca vrijednosti ........................................................................................ 6 Slika 2.2.1 Ilustrativan prikaz strateških prioriteta Republike Srpske ....................................................................................................... 9 Slika 3.2.1 Istorijsko kretanje i procjena stope rasta BDP-a u milijardama EUR u Bosni i Hercegovini i Republici Srpskoj, 2010–2035. godine .................................................................................................................................................................................................. 11 Slika 3.2.2 Komparativna analiza BDP-a i BDP-a po stanovniku, 2010–2015. godine ........................................................................... 12 Slika 3.2.3 Kretanje stope nezaposlenosti u hiljadama stanovnika, 2010–2015. godine ........................................................................ 12 Slika 3.2.4 Prosječna godišnja direktna strana ulaganja u milionima EUR, 2010–2015. godine ............................................................ 13 Slika 3.2.5 Struktura zemalja koje su ulagale u Bosnu i Hercegovinu, 2015. godina ............................................................................. 14 Slika 3.2.6 Rang po lakoći poslovanja, 2016. godina ............................................................................................................................ 14 Slika 4.1.1 Struktura globalne potražnje za primarnom energijom, 2015–2040. godine ......................................................................... 16 Slika 4.1.2 Globalna struktura proizvodnog miksa, 2015–2040. godine ................................................................................................. 17 Slika 4.1.3 Proizvodnja električne energije po regijama u Evropi u TWh, 2012–2015. godine ............................................................... 17 Slika 4.1.4 Projekcija kretanja strukture proizvodnog miksa proizvodnje u Evropi, 2010–2040. godine ................................................. 18 Slika 4.1.5 Evropske energetske politike (primjer) ................................................................................................................................. 18 Slika 4.1.6 Ilustrativan prikaz razvoja evropske energetske infrastrukture ............................................................................................. 20 Slika 4.1.7 Proizvodnja iz OIE-a i učešće u ukupnoj proizvodnji u TWh, 2012–2015. godine................................................................. 21 Slika 4.1.8 Projekcije instalirane snage OIE-a u Evropi u GW, 2025–2030. godine ............................................................................... 21 Slika 4.1.9 Troškovi ulaganja u hiljadama EUR/kW, 2015–2025. godine ............................................................................................... 23 Slika 4.1.10 Prosječna cijena proizvodnje električne energije u EUR/kWh, 2015–2025. godine ............................................................ 23 Slika 4.1.11 Kretanje cijena EE na različitim evropskim berzama u EUR/MWh, 2008–2015. godine ..................................................... 23 Slika 4.1.12 Krajnja cijena EE za domaćinstva u Evropi u EURcent/kWh, 2012–2015. godine .............................................................. 24 Slika 4.1.13 Promjena poslovnih modela i strukture prihoda ................................................................................................................. 25 Slika 4.1.14 Ilustrativan prikaz trendova u domenu investicionih odluka elektroprivreda........................................................................ 26 Slika 4.1.15 Ilustrativni primjer restrukturiranja elektroprivrede i promjene fokusa u poslovnim modelima ............................................. 27 Slika 4.1.16 Ilustrativni prikaz potencijala različitih poslovnih modela .................................................................................................... 27 Slika 4.1.17 Prilagođavanje mrežnih kompanija .................................................................................................................................... 28 Slika 4.2.1 Dnevne spot cijene Brenta u US$/ bbl, januar 2006. – avgust 2016. godine ........................................................................ 29 Slika 4.2.2 Globalna potražnja za naftom i godišnja stopa rasta, 1966–2015. godine ............................................................................ 29 Slika 4.2.3 Prognoza kretanja cijena Brenta u US$/bbl, 2004–2040. godine ......................................................................................... 30 Slika 4.2.4 Prosječna mjesečna cijena gasa na izabranim tržištima u US$/mmBTU, januar 2009. – avgust 2016. godine ..................... 31 Slika 4.2.5 Tržišna dinamika koja oblikuje tržište gasa .......................................................................................................................... 32 Slika 4.2.6 NWE Rafinerijske marže u US$/bbl, januar 2013. – avgust 2016. godine ............................................................................ 33 Slika 4.2.7 Globalni bilans proizvodnje i potražnje naftnih derivata u mil. bbl/d, 2012–2016. godine...................................................... 34 Slika 4.2.8 Količine naftnih derivata u skladištima u zemljama OECD-a u mil. bbl, 2012–2016. godine ................................................. 34 Slika 4.2.9 Potražnja za naftnim derivatima u kt, 2010–2030. godine .................................................................................................... 34 Slika 4.2.10 Kapacitet prerade u Evropi, 2004–2015. godine ................................................................................................................ 34 Slika 4.2.11 Globalni Upstream CAPEX po regijama u US$, 2010–2017. godine .................................................................................. 35 Slika 4.2.12 Razlika u CAPEX-u, 2014. i 2016. godina. ........................................................................................................................ 35 Slika 4.2.13 Globalni rast potražnje za energentima u mil. t, 1990–2040. godine .................................................................................. 35 Slika 4.2.14 Globalna ulaganja u čistu energiju u US$, 2004–2015. godine .......................................................................................... 35 Slika 5.2.1 Struktura tržišta el. energije u Bosni i Hercegovini, uz osvrt na Republiku Srpsku, 2016. godina ......................................... 44 Slika 5.2.2 Ostvarene bilansne veličine el. energije u zemljama regije u TWh, prosječno za period 2010–2015. godine ....................... 45 Slika 5.2.3 Proizvodni miks domaće proizvodnje el. energije u zemljama regije u TWh, prosječno za period 2010–2015. godine ......... 45 Slika 5.2.4 Ostvarene bilansne veličine za el. energiju u Bosni i Hercegovini u TWh, 2010–2016. godine ............................................ 46 Slika 5.2.5 Potrošnja el. energije u Bosni i Hercegovini, po područjima, u TWh, 2010–2016. godine .................................................... 46 Slika 5.2.6 Proizvodnja električne energije u Bosni i Hercegovini, po izvoru u TWh, 2010–2016. godine .............................................. 48 Slika 5.2.7 Proizvodnja električne energije u Bosni i Hercegovini, po subjektima u TWh, 2010–2016. godine ....................................... 48 Slika 5.2.8 Instalirani kapaciteti u Republici Srpskoj, po izvoru u MW, 2010–2016. godine ................................................................... 48 Slika 5.2.9 Proizvodnja i potrošnja el. energije u Republici Srpskoj u TWh, 2010–2016. godine ............................................................ 49 Slika 5.2.10 Prekogranična trgovina električne energije po granicama, uključujući i registrovani tranzit u Bosni i Hercegovini u TWh, 2010–2016. godine ............................................................................................................................................................................... 50 Slika 5.2.11 Količine na berzi za „dan unaprijed“ u GWh, 1. mart – 1. april 2016. godine ...................................................................... 50 Slika 5.2.12 Smjernice razvoja veleprodajnog tržišta ............................................................................................................................ 51 Slika 5.2.13 Pregled modela razdvajanja TSO-a za električnu energiju ................................................................................................. 51 Slika 5.2.14 Prikaz trenutnog stanja i planiranih interkonektivnih vodova prenosne mreže Bosne i Hercegovine sa susjednim zemljama ............................................................................................................................................................................................................. 53 Slika 5.2.15 Gubici u prenosnoj mreži u %, 2014–2016. godine ............................................................................................................ 53 Slika 5.2.16 Raspoloživa energija u prenosnoj mreži u GWh, 2014–2016. godine ................................................................................ 53 Slika 5.2.17 SAIFI pokazatelj na prenosnoj mreži u broju prekida po kupcu, 2014–2016. godine .......................................................... 53 Slika 5.2.18 SAIDI pokazatelj u minutama, 2014 -2016. godina ............................................................................................................ 53 Slika 5.2.19 Potencijalne promjene u metodologiji tarifiranja ................................................................................................................. 55 Slika 5.2.20 Indikativni SAIDI i SAIFI pokazatelji ................................................................................................................................... 56 Slika 5.2.21 Poređenje distributivnih gubitaka u Bosni i Hercegovini s ostalim zemljama, 2015. godina ................................................ 57 Slika 5.2.22 Implikacije digitalnih mreža na strateško pozicioniranje na tržištu ...................................................................................... 57 Slika 5.2.23 Prosječna cijena električne energije u elektroprivredama u EUR/MWh, 2016. godina ........................................................ 58 Slika 5.2.24 Cijene električne energije za industriju u široj regiji, bez PDV-a i nameta u PPP i EUR/MWh, 2010–2016. godine ............ 59 Slika 5.2.25 Cijene električne energije za domaćinstva u široj regiji, ukupna cijena u PPP i EUR/MWh, 2010–2016. godina ................ 59 Slika 5.2.26 Cijene električne energije za industriju u široj regiji, bez PDV-a i nameta u PPP i EUR/MWh, 2016. godina ...................... 59 Slika 5.2.27 Cijene električne energije za domaćinstva u široj regiji, ukupna cijena u PPP i EUR/MWh, 2016. godina .......................... 59 Slika 5.2.28 Strateške smjernice ........................................................................................................................................................... 60 Slika 5.2.29 Ilustrativan prikaz Republike Srpske u sklopu energetske trileme danas ........................................................................... 61 Slika 5.2.30 Stvarna cijena proizvodnje elektrana u EUR/MWh, 2015. godina ...................................................................................... 63 Slika 5.2.31 Stvarna cijena proizvodnje elektrana uz CO2 naknade u EUR/MWh, 2015. godina ............................................................ 63 Slika 5.2.32 Procjena kretanja potrošnje električne energije, sa i bez EE, u TWh, 2017–2035. godine.................................................. 64

| 153

Slika 5.2.33 Razvoj kapaciteta u regiji i konkurentnost proizvodnog miksa u izvozu .............................................................................. 65 Slika 5.2.34 Instalirani kapacitet po tehnologiji u Republici Srpskoj u MW, 2016–2035. godine (entitetski scenario) ............................. 68 Slika 5.2.35 Kretanje proizvodnje električne energije bez izvoznog limita u TWh, 2016–2035. godine (entitetski scenario) ................... 69 Slika 5.2.36 Kretanje proizvodnje električne energije sa izvoznim limitom u TWh, 2016–2035. godine (entitetski scenario) .................. 69 Slika 5.2.37 Instalirani kapaciteti po tehnologiji u MW, 2016–2035. godine (IP scenario) ...................................................................... 70 Slika 5.2.38 Kretanje proizvodnje električne energije u TWh, 2016–2035. godine (IP scenario) ............................................................ 70 Slika 5.2.39 Instalirani kapaciteti po tehnologiji u MW, 2016–2035. godine (troškovno optimizovan IP scenario) .................................. 71 Slika 5.2.40 Kretanje proizvodnje električne energije u TWh, 2016–2035. godine (troškovno optimizovan IP scenario) ........................ 71 Slika 5.2.41 Instalirani kapaciteti po tehnologiji u MW, 2016–2035. godine (blaži obnovljivi scenario sa EE)......................................... 72 Slika 5.2.42 Kretanje proizvodnje električne energije u TWh, 2016–2035. godine (blaži obnovljivi scenario sa EE) .............................. 73 Slika 5.3.1 Ilustrativni prikaz ključnih rudnika u Bosni i Hercegovini ...................................................................................................... 79 Slika 5.3.2 Struktura rezervi aktivnih rudnika u Republici Srpskoj u milionima tona, 2015. godina ......................................................... 80 Slika 5.3.3 Bilansne rezerve uglja ključnih rudnika u Republici Srpskoj u hiljadama tona, 2015. godina ................................................ 82 Slika 5.3.4 Dinamika proizvodnje uglja iz ključnih rudnika u hiljadama tona, 2015. godina .................................................................... 82 Slika 5.3.5 Kretanje proizvodnje uglja i broja zaposlenih u ključnim rudnicima, 2005–2015. godine ...................................................... 83 Slika 5.3.6 Kretanje produktivnosti rada u rudnicima Republike Srpske vs EU, proizvedene tone po FTE, 2005–2015. godine ............. 84 Slika 5.3.7 Poređenje produktivnosti i efikasnosti rada rudnika u Republici Srpskoj vs EU, 2015. godina .............................................. 85 Slika 5.3.8 Scenariji proizvodnje iz TE i implikacija na potrebu za proizvodnjom uglja – Republika Srpska, 2016–2035. godine ........... 87 Slika 5.3.9 Procjena kumulativne potrebe za ugljem, u zavisnosti od scenarija razvoja sektora termoelektrana u Republici Srpskoj u milionima tona, 2016–2035. godine ...................................................................................................................................................... 88 Slika 5.4.1 Ciljevi učešća OIE-a u Evropskoj uniji, 2040. godina ........................................................................................................... 90 Slika 5.4.2 Doprinos sektora za učešće OIE-a u finalnoj potrošnji energije u Republici Srpskoj, 2020. godina ...................................... 91 Slika 5.4.3 Plan i realizacija korišćenja OIE-a u finalnoj potrošnji u ktoe, 2014. i 2015. godina .............................................................. 92 Slika 5.4.4 Dinamika OIE-a u finalnoj potrošnji sektora električne energije i realizacija u ktoe, 2010–2020. godine ............................... 92 Slika 5.4.5 Iznos instalirane snage OIE-a u Republici Srpskoj u postojećim i novim kapacitetima u sistemu podsticaja u MW, 2015–2035. godine ......................................................................................................................................................................................... 94 Slika 5.4.6 Iznos proizvodnje po pojedinom izvoru OIE-a u sistemu podsticaja u GWh, 2015–2035. godine ......................................... 94 Slika 5.4.7 Procjena rasta planiranih troškova naknada za OIE u milionima EUR, 2017–2035. godine ................................................. 95 Slika 5.4.8 Uticaj planiranih OIE naknada na krajnju cijenu električne energije u EUR/kWh, 2017–2035. godine .................................. 95 Slika 5.4.9 Modeli podsticaja u evropskim zemljama ............................................................................................................................. 96 Slika 5.4.10 Dinamika OIE-a u finalnoj potrošnji sektora grijanja i hlađenja i realizacija u ktoe, 2010–2020. godine .............................. 98 Slika 5.4.11 Dinamika OIE-a u finalnoj potrošnji sektora transporta i realizacija u ktoe, 2010–2020. godine.......................................... 99 Slika 5.5.1 Struktura naftnog tržišta Republike Srpske, 2015. godina (procjena) ................................................................................. 102 Slika 5.5.2 Područje projekta Sjeverna Bosna..................................................................................................................................... 104 Slika 5.5.3 Finalna potrošnja naftnih derivata po derivatu u kt,2014/ 2015. godina .............................................................................. 106 Slika 5.5.4 Finalna potrošnja naftnih derivata po sektoru u kt, 2014/2015. godina ............................................................................... 106 Slika 5.5.5 Ukupna potrošnja naftnih derivata po sektoru u Republici Srpskoj u kt, 2015. godina ........................................................ 107 Slika 5.5.6 Godišnja potražnja naftnih derivata u Republici Srpskoj u kt /god, 2000–2015. godine ...................................................... 108 Slika 5.5.7 Uvoz i izvoz naftnih derivata u Republici Srpskoj u kt /god, 2012–2015. godine ................................................................ 108 Slika 5.5.8 Kapacitet prerade sirove nafte rafinerija u regiji u milionima tona/god ................................................................................ 109 Slika 5.5.9 Analiza proizvodnje derivata u rafinerijama prema posljednjim podacima o proizvodnji ..................................................... 109 Slika 5.5.10 Proizvodnja derivata u Rafineriji Brod u hiljadama t/g, 2011–2015. godine ...................................................................... 110 Slika 5.5.11 Proizvodnja derivata u Rafineriji Brod, 2015. godina ........................................................................................................ 110 Slika 5.5.12 Kapaciteti skladišta za sirovu naftu i derivate u Bosni i Hercegovini u m3 ......................................................................... 111 Slika 5.5.13 Osnovne pretpostavke za uspostavljanje programa obaveznih rezervi ............................................................................ 111 Slika 5.5.14 Broj benzinskih pumpi u Bosni i Hercegovini, procjena za 2016. godinu .......................................................................... 113 Slika 5.5.15 Tržišna učešća glavnih maloprodajnih kompanija u Bosni i Hercegovini u %, 2011–2015. godine (procjena) .................. 114 Slika 5.5.16 Poređenje strukture maloprodajnog tržišta u regiji u %, 2015. godina .............................................................................. 114 Slika 5.5.17 Pravni okvir za eksploataciju i istraživanje ugljen-dioksida u Republici Srpskoj ................................................................ 114 Slika 5.5.18 Maksimalne stope rudne rente ili ekvivalentne naknade u % ........................................................................................... 115 Slika 5.6.1 Učešće gasa u bruto domaćoj potrošnji energenata u mtoe, 2015. godina1 ....................................................................... 117 Slika 5.6.2 Učešće gasa u instaliranoj snazi proizvodnog miksa u GW, 2015. godini1 ......................................................................... 117 Slika 5.6.3 Snabdijevanje gasom na proširenom tržištu, po zemljama i izvoru u milijardama m3 (bcm), 2017. godina......................... 118 Slika 5.6.4 Razvoj snabdijevanja gasom na proširenom tržištu, po izvoru u milijardama m3 (bcm), 2017–2035. godine ..................... 118 Slika 5.6.5 Izvori gasa na proširenom tržištu (% od ukupnog uvoza, procjena), 2014. godina ............................................................. 118 Slika 5.6.6 Rezultati evropskog stres testa za snabdijevanje gasom i ključne aktivnosti oko EU sigurnosti snabdijevanja ................... 119 Slika 5.6.7 Struktura tržišta gasa u Bosni i Hercegovini i Republici Srpskoj, 2014. i 2015. godina ....................................................... 120 Slika 5.6.8 Potrošnja gasa u Republici Srpskoj u milionima m3(mcm), 2010–2016. godine ................................................................. 120 Slika 5.6.9 Ukupna potrošnja gasa u Bosni i Hercegovini, po kategorijama u milijardama m3 (bcm), 2010–2015. godine ................... 121 Slika 5.6.10 Snabdijevanje gasom u Republci Srpskoj u milionima m3 (mcm), 2010–2016. godine ..................................................... 121 Slika 5.6.11 Cijene prirodnog gasa u Republici Srpskoj za Sarajevo Gas Istočno Sarajevo u EUR/cm3, 2010–2016. godine ............. 122 Slika 5.6.12 Cijene prirodnog gasa u Republici Srpskoj za Zvornik Stan u EUR/cm3, 2010–2016. godine ........................................... 122 Slika 5.6.13 Cijene gasa za industriju za Bosnu i Hercegovinu i proširenu regiju, bez PDV-a, poreza i nameta u EUR/MWh i PPP/MWh, 2010–2016. godine ............................................................................................................................................................................. 123 Slika 5.6.14 Cijena gasa za domaćinstva u Bosni i Hercegovini i proširenoj regiji, sa PDV-om i ostalim nametima u EUR/MWh i PPP/MWh, 2010–2016. godine ........................................................................................................................................................... 123 Slika 5.6.15 Cijene gasa za industriju za Bosnu i Hercegovinu i proširenu regiju, bez PDV-a, poreza i nameta u EUR/MWh i PPP/MWh, 2016. godina ....................................................................................................................................................................................... 124 Slika 5.6.16 Cijena gasa za domaćinstva u Bosni i Hercegovini i proširenoj regiji, sa PDV-om i ostalim nametima u EUR/MWh i PPP/MWh, 2016. godina..................................................................................................................................................................... 124 Slika 5.6.17 Potencijalni dobavni prekogranični pravci gasa za diversifikaciju portfelja ....................................................................... 124 Slika 5.6.18 Gasovodi u Republici Srpskoj (trenutno stanje i plan) ...................................................................................................... 125 Slika 5.6.19 Planirana trasa gasifikacije Gornjeg Podrinja (primjer)..................................................................................................... 125 Slika 5.7.1 Lokacija toplifikacionih sistema u Republici Srpskoj ........................................................................................................... 128 Slika 5.7.2 Trend finalne potrošnje toplotne energije u TJ, 2011–2015. godine ................................................................................... 129 Slika 5.7.3 Potrošnja toplotne energije, 2015. godina .......................................................................................................................... 129 Slika 5.7.4 Proizvodnja toplotne energije u TJ, 2011–2015. godine..................................................................................................... 130 Slika 5.7.5 Proizvodnja toplotne energije po energentu u TJ, 2011–2015. godine ............................................................................... 130

| 154

Slika 5.7.6 Prosječna cijena grijanja za domaćinstva u EUR/m2, 2016. godina ................................................................................... 131 Slika 5.7.7 Pretpostavke razvoja scenarija za toplifikaciju ................................................................................................................... 131 Slika 5.7.8 Banja Luka – korišćenje toplotne energije po blokovima u skladu sa scenarijima za el. energiju ....................................... 132 Slika 5.7.9 Bijeljina – korišćenje toplotne energije po blokovima u skladu sa scenarijima za el. energiju ............................................. 133 Slika 5.8.1 Direktive u vezi sa energetskom efikasnosti ...................................................................................................................... 135 Slika 5.8.2 Vremenski plan za ključna 3 člana Direktive 2012/27/EU .................................................................................................. 136 Slika 5.8.3 Vremenski plan za druge izabrane članove Direktive 2012/27/EU ..................................................................................... 137 Slika 5.8.4 Ključni elementi dugoročne strategije energetske efikasnosti ............................................................................................ 138 Slika 5.8.5 Sektorski ciljevi i uštede u PJ, 2015. godina ...................................................................................................................... 139 Slika 5.8.6 Stari i novi sektorski ciljevi u PJ do 2018. godine ............................................................................................................... 139 Slika 5.8.7 Planirane uštede u finalnoj potrošnji u PJ do 2035. godine ................................................................................................ 140 Slika 5.8.8 Distributivni gubici električne energije, 2010–2017. godine ................................................................................................ 142

| 155

Popis tabela

Tabela 3.1.1 Osnovne informacije ........................................................................................................................................................ 11 Tabela 3.2.1 Presjek postojećeg stanja i smjernica za smanjenje barijera za ulaganje ......................................................................... 15 Tabela 4.2.1 Poslovni modeli naftnih kompanija ................................................................................................................................... 36 Tabela 4.2.2 Primjeri promjene modela ................................................................................................................................................ 36 Tabela 5.1.1 Obavezujuće direktive i uredbe za Bosnu i Hercegovinu .................................................................................................. 39 Tabela 5.2.1 Pregled postojećih proizvodnih objekata po subjektima bez malih i ostalih elektrana u Republici Srpskoj, 2016. godina .. 49 Tabela 5.2.2 Planirane interkonekcije prenosne mreže Bosne i Hercegovine ....................................................................................... 52 Tabela 5.2.3 Status izdvajanja elektrodistributivne djelatnosti u Republici Srpskoj ................................................................................ 54 Tabela 5.2.4 Indikativno poređenje ključnih karakteristika regulatornih modela ..................................................................................... 55 Tabela 5.2.5 Ilustrativna vizija strateških ciljeva u Republici Srpskoj ..................................................................................................... 61 Tabela 5.2.6 Ciljevi Bosne i Hercegovine prema EU ciljevima do 2020. i 2030. godine ......................................................................... 62 Tabela 5.2.7 Ciljevi Republike Srpske prema EU energetskoj strategiji do 2020. godine ....................................................................... 63 Tabela 5.2.8 Dekomisija postojećih termoelektrana na ugalj ili na gas .................................................................................................. 66 Tabela 5.2.9 Puštanje u rad novih termoelektrana na ugalj ili na gas u skladu sa scenarijima............................................................... 66 Tabela 5.2.10 Kriterijum i kvalitativan sažetak scenarija razvoja proizvodnog miksa električne energije Republike Srpske ................... 67 Tabela 5.2.11 Ključni efekti scenarija razvoja proizvodnog miksa električne energije, 2016–2035. godine ............................................ 73 Tabela 5.2.12 Popis potencijalnih novih većih objekata u Republici Srpskoj ......................................................................................... 74 Tabela 5.2.13 Potrebni tehnički parametri za optimalni portfelj termoelektrana-toplana (indikativno) ..................................................... 75 Tabela 5.2.14 Predviđena proizvodnja električne i toplotne energije ..................................................................................................... 75 Tabela 5.2.15 Strateške smjernice za razvoj tržišta .............................................................................................................................. 78 Tabela 5.3.1 Osnovne informacije o ključnim rudnicima u Republici Srpskoj, 2015. godina................................................................... 79 Tabela 5.3.2 Rezerve uglja u Republici Srpskoj, 2010. godina .............................................................................................................. 80 Tabela 5.3.3 Korelacija rudnika i termoelektrana, 2015. godina ............................................................................................................ 83 Tabela 5.3.4 Strateške smjernice za razvoj elektroenergetskog sektora ............................................................................................... 90 Tabela 5.4.1 Doprinos tehnologija OIE-a u finalnoj potrošnji u sektoru električne energije .................................................................... 92 Tabela 5.4.2 Regulatorni okvir za podsticanje OIE-a u Republici Srpskoj.............................................................................................. 95 Tabela 5.4.3 Tok načina prodaje el. energije iz OIE-a u izabrani zemljama ........................................................................................... 97 Tabela 5.4.4 Doprinos tehnologija OIE-a u finalnoj potrošnji u sektoru grijanja i hlađenja ..................................................................... 98 Tabela 5.4.5 Doprinos tehnologija OIE-a u finalnoj potrošnji u sektoru transporta ................................................................................. 99 Tabela 5.4.6 Strateške smjernice ........................................................................................................................................................ 101 Tabela 5.5.1 Proizvodnja ugljen-dioksida i pravni modeli u regiji ......................................................................................................... 103 Tabela 5.5.2 Potencijalne rezerve sirove nafte i gasa na području Sjeverne Bosne ............................................................................ 104 Tabela 5.5.3 Skladišni kapaciteti za naftne derivate u Republici Srpskoj ............................................................................................. 111 Tabela 5.5.4 Glavne kompanije u maloprodaji u Republici Srpskoj ..................................................................................................... 113 Tabela 5.5.5 Strateške smjernice strategije za sektore prerade, veleprodaje, skladištenja i maloprodaje naftnih derivata u RS .......... 116 Tabela 5.6.1 Dinamika i fokus izgradnje gasovodnih projekata u Republici Srpskoj ............................................................................ 125 Tabela 5.6.2 Institucionalni i zakonodavni okvir za tržište gasa u Republici Srpskoj (izbor) ................................................................. 127 Tabela 5.6.3 Sažetak strateških smjernica za Republiku Srpsku u oblasti gasa .................................................................................. 127 Tabela 5.7.1 Pregled toplana u Republici Srpskoj ............................................................................................................................... 130 Tabela 5.7.2 Odabrani prikaz razvoja malih samostalnih toplifikacionih sistema ................................................................................. 133 Tabela 5.7.3 Strateške smjernice za sektor toplotne energije.............................................................................................................. 135 Tabela 5.8.1 Predloženi programi za postizanje ušteda u finalnoj potrošnji ......................................................................................... 141 Tabela 5.8.2 Planirane uštede na strani transformacije do 2035. godine............................................................................................. 141 Tabela 5.8.3 Planirane uštede na strani distribucije ............................................................................................................................ 142 Tabela 5.8.4 Instrumenti za postizanje ciljeva u distributivnoj mreži .................................................................................................... 143 Tabela 5.8.5 Smjernice za izmjenu zakonskog okvira u Repubici Srpskoj ........................................................................................... 144 Tabela 5.8.6 Smjernice za poboljšanje edukacije i komunikacije ......................................................................................................... 145 Tabela 5.8.7 Smjernice za razvoj finansijskog okvira .......................................................................................................................... 145 Tabela 5.8.8 Strateške smjernice ........................................................................................................................................................ 147

strategija razvoja energetike republike srpske do …...s obzirom na to da je od usvajanja aktuelne...

Documents