Službeni glasnik BiH, broj 64/21

Na osnovu člana 4.2. i 4.8. Zakona o prijenosu, regulatoru i operateru sistema električne energije u Bosni i Hercegovini ("Službeni glasnik BiH", br. 7/02, 13/03, 76/09 i 1/11) i člana 36. Poslovnika o radu Državne regulatorne komisije za električnu energiju ("Službeni glasnik BiH", broj 2/05), na sjednici Državne regulatorne komisije za električnu energiju, održanoj 13. oktobra 2021. godine, donijeta je


ODLUKA


O IZMJENAMA I DOPUNI METODOLOGIJE ZA IZRADU TARIFA ZA USLUGE PRIJENOSA ELEKTRIČNE ENERGIJE, NEZAVISNOG OPERATORA SISTEMA I POMOĆNE USLUGE


Član 1.


U Metodologiji za izradu tarifa za usluge prijenosa električne energije, nezavisnog operatora sistema i pomoćne usluge - Prečišćeni tekst ("Službeni glasnik BiH", br. 93/11, 61/14 i 95/16), član 2. mijenja se i glasi:

"Član 2.

(Definicije)

ʻBalansiranjeʼ označava sve aktivnosti i procese, u svim vremenskim okvirima, putem kojih operatori sistema osiguravaju kontinuirano održavanje sistemske frekvencije unutar predefiniranog stabilnog opsega, te potrebni nivo rezerve s obzirom na zahtijevani kvalitet.

ʻBalansna energijaʼ je energija koju koristi operator sistema u svrhu balansiranja i koju isporučuje pružalac balansnih usluga.

ʻBalansna uslugaʼ je balansni (rezervirani) kapacitet ili balansna energija za balansiranje sistema.

ʻBalansni (rezervirani) kapacitetʼ znači kapacitet kojeg je pružalac balansnih usluga ugovorio da drži u rezervi za potrebe operatora sistema i za kojeg je obavezan dostavljati ponude za odgovarajuću količinu balansne energije za vrijeme trajanja ugovora.

ʻBalansno odgovorna stranaʼ je učesnik na tržištu koji je na osnovu ugovora o balansnoj odgovornosti preuzeo finansijsku odgovornost za debalans balansne grupe, i koji je kod NOSa registriran u tom svojstvu.

ʻBalansno tržišteʼ znači centralno tržište za nabavku i prodaju električne energije kojim rukovodi NOS u svrhu održavanja kontinuiranog balansa snabdijevanja i potražnje u realnom vremenu, kao i dodatni mehanizmi koje provodi NOS u svrhu osiguravanja snabdijevanja sistemskim uslugama.

ʻCijena debalansaʼ je cijena električne energije, pozitivna, nula ili negativna, po kojoj se finansijski poravnava ostvareni pozitivni, odnosno negativni debalans balansno odgovornih strana.

ʻDebalansʼ je razlika između izmjerenih veličina injektirane i preuzete električne energije i programa balansno odgovorne strane ili učesnika na tržištu, pri čemu se uzima u obzir i angažirana balansna energija.

ʻDERKʼ je Državna regulatorna komisija za električnu energiju.

ʻENTSO-Eʼ je Evropska mreža operatora prijenosnog sistema za električnu energiju.

ʻKorisnik sistemaʼ označava svako fizičko ili pravno lice koje snabdijeva ili je snabdjeveno posredstvom prijenosnog sistema.

ʻKupacʼ označava licencirane elektroenergetske subjekte (vlasnici licence za snabdijevanje, distribuciju ili proizvodnju električne energije) koji preuzimaju električnu energiju iz prijenosnog sistema.

ʻLista ekonomskog prvenstvaʼ je lista ponuda balansne energije sortirana po cijeni ponuda s ciljem njihove optimalne aktivacije.

ʻMrežni kodeksʼ označava pravila i procedure koje, između ostalog, reguliraju tehnička pitanja u vezi sa priključenjem na prijenosni sistem, pomoćnim uslugama, mjerenjem i dostavljanjem dnevnih rasporeda.

ʻNetransakcijska metodaʼ je metoda za obračunavanje korištenja usluga prijenosa električne energije pri čemu cijena ne zavisi od geografske lokacije korisnika, niti od broja transakcija u posmatranom periodu.

ʻNeželjeno odstupanjeʼ je razlika između ostvarene i planirane razmjene električne energije LFC područja.

ʻNOSʼ znači "Nezavisni operator sistema u Bosni i Hercegovini", Sarajevo.

ʻOperator distributivnog sistemaʼ je elektroenergetski subjekat koji obavlja djelatnost distribucije električne energije i upravljanja distributivnim sistemom i odgovoran je za rad, održavanje i razvoj distributivnog sistema na određenom području, njegovo povezivanje sa drugim sistemima i osiguranje dugoročne sposobnosti sistema da ispuni potrebe za distribucijom električne energije.

ʻPomoćne uslugeʼ označavaju sve usluge koje NOS nabavlja od pružalaca pomoćnih usluga u svrhu pružanja sistemskih usluga, odnosno, u svrhu očuvanja sigurnog i pouzdanog rada elektroenergetskog sistema BiH te kontinuiranog i kvalitetnog snabdijevanja kupaca.

‘Poravnanje debalansa’ je mehanizam finansijskog poravnanja debalansa balansno odgovornih strana.

‘Potrebni prihod’ je onaj nivo prihoda koji je neophodan kako bi regulirana kompanija mogla da pruža potrebni nivo usluge i pri tome ostvaruje razuman povrat sredstava.

‘Prekogranični tokovi električne energije’ su oni tokovi kod kojih se koristi dio prijenosne mreže koji omogućava neposredno povezivanje sa mrežama susjednih zemalja, a odnose se na uvoz, izvoz i tranzit.

‘Prijenos električne energije’ znači transport električne energije preko visokonaponskog povezanog sistema za isporuku krajnjim korisnicima, distribucijama i susjednim elektroenergetskim sistemima.

‘Prijenosna kompanija’ znači "Elektroprijenos Bosne i Hercegovine", akcionarsko društvo Banja Luka.

‘Proizvođač’ je učesnik na tržištu, pravno lice koje posjeduje licencu za proizvodnju električne energije.

‘Pružalac balansnih usluga’ je učesnik na tržištu čiji su resursi kod NOSa registrirani za pružanje balansnih usluga.

‘Pružalac pomoćnih usluga’ je učesnik na tržištu čiji su resursi kod NOS-a registrirani za pružanje pomoćnih usluga.

‘Razmjena balansnih usluga’ je prekogranična razmjena balansnih rezervi ili balansne energije.

‘Regulacijski blok frekvencije i snage razmjene’ ili ‘LFC blok’ (Load Frequency Control Block) je dio sinhronog područja, koje se sastoji od jednog ili više LFC područja, sa mjernim mjestima na fizičkim interkonekcijama sa drugim LFC blokovima, kojim upravlja jedan ili više operatora sistema, unutar kojeg se vrši regulacija frekvencije i snage razmjene.

‘Regulacijsko područje frekvencije i snage razmjene’ ili ‘LFC područje’ (Load Frequency Control Area) je dio sinhronog područja, sa mjernim mjestima na fizičkim interkonekcijama sa drugim LFC područjima, kojim upravlja jedan operator sistema i unutar kojeg se vrši regulacija frekvencije i snage razmjene.

‘Regulatorna baza sredstava’ je vrijednost materijalnih i nematerijalnih sredstava koja su potrebna i koja se koriste za pružanje usluga u okviru regulirane djelatnosti.

‘Regulirana kompanija’ je pravno lice čija je djelatnost, u skladu sa zakonom, regulirana od strane DERK-a.

‘Rezerva za obnovu frekvencije’ (Frequency Restoration Reserve - FRR) je rezerva aktivne snage raspoloživa za vraćanje frekvencije na nominalnu vrijednost i vraćanje ravnoteže aktivne snage, te održavanje snage razmjene.

‘Rezerva za održavanje frekvencije’ (Frequency Containment Reserve - FCR) je rezerva aktivne snage raspoloživa za stabilizaciju frekvencije nakon pojave neravnoteže aktivne snage u sistemu.

‘Sistemske usluge’ znače sve usluge koje pruža NOS kako bi se osigurao pouzdan i efikasan transport električne energije u prijenosnom sistemu, riješili prekidi u transportu električne energije i održavao i ponovo uspostavio balans energije u prijenosnom sistemu.

‘Snabdjevač’ je učesnik na tržištu, pravno lice koje posjeduje licencu za snabdijevanje električnom energijom.

‘Tarifa’ je cijena koju regulirana kompanija zaračunava korisnicima svojih usluga.

‘Tarifni period’ je period u kome tarifa koju odobri DERK ostaje nepromijenjena i koji uobičajeno traje kalendarsku godinu, ali može biti i u dužem i kraćem trajanju.

‘Testna godina’ je prethodna ili naredna kalendarska godina koja prethodi ili slijedi nakon podnošenja zahtjeva za odobrenje tarifa i za koju regulirana kompanija osigurava informacije i podatke koji su potrebni za određivanje tarifa.

‘Transfer balansnog kapaciteta (rezerve)’ je prijenos obaveza za balansni kapacitet (rezervu) sa inicijalno ugovorenog na drugog pružaoca balansnih usluga.

‘Tranzit’ označava transport električne energije s ciljem ispunjavanja ugovora koji se odnose na trgovinu električnom energijom, kada niti jedna strana tog sporazuma ne kupuje, niti proizvodi tu električnu energiju u Bosni i Hercegovini.

‘Tržišna pravila’ znače poslovni kodeks koji sadrži pravila i procedure balansnog tržišta kao i komercijalne uvjete za konekciju, korištenje i rad prijenosnog sistema.

‘Učesnik na tržištu’ je vlasnik licence koja se odnosi na elektroenergetsku djelatnost i koju je izdao nadležni regulator u Bosni i Hercegovini.

‘Zamjenska rezerva’ (Replacement Reserve - RR) je rezerva aktivne snage raspoloživa za ponovno uspostavljnje ili održavanje potrebnog nivoa rezerve za obnovu frekvencije, kao priprema za nove neravnoteže aktivne snage u sistemu, uključujući generatorsku rezervu."

Član 2.


Član 3. mijenja se i glasi:


"Član 3.

(Skraćenice)

AD - vrijednost akumulirane amortizacije stalnih sredstava

CAS - troškovi nabavke pomoćnih usluga

CD - troškovi amortizacije

CGA - vrijednost besplatno preuzetih sredstava

CL - troškovi nabavke električne energije za pokrivanje gubitaka u prijenosnom sistemu

CO&M - troškovi rada i održavanja

CPenSec - vrijednost naknade za neosiguravanje kapaciteta sekundarne regulacije

CPenTer - vrijednost naknade za neosiguravanje kapaciteta tercijarne regulacije

CPrimCap - troškovi nabavke kapaciteta primarne regulacije

CSecCap - troškovi nabavke kapaciteta sekundarne regulacije

CSysOTH - ostali troškovi koji se odnose na sistemsku uslugu

CTerCap - troškovi nabavke kapaciteta tercijarne regulacije

DI (%) - troškovi obaveza (duga)

DP - vrijednost obaveza (duga), vrijednost obaveza iz bilansa stanja

EP - vrijednost kapitala, vrijednost kapitala iz bilansa stanja

GA - besplatno preuzeta sredstva

k - odnos potrebnog prihoda tarifne komponente za energiju i ukupnog potrebnog prihoda

kMaxTerEnDow - cjenovni koeficijent granične cijene balansne energije tercijarne regulacije nadolje

kMaxTerEnUp - cjenovni koeficijent granične cijene balansne energije tercijarne regulacije nagore

kPenSecCap - koeficijent naknade za neosigurani kapacitet sekundarne regulacije

kPenTerCap - koeficijent naknade za neosigurani kapacitet tercijarne regulacije

kR - cjenovni koeficijent prekomjerno preuzete reaktivne energije iz prijenosnog sistema

kRG - koeficijent naknade za rad proizvođača u kapacitivnom režimu

kSecCap - cjenovni koeficijent kapaciteta sekundarne regulacije

kTerCap - cjenovni koeficijent kapaciteta tercijarne rezerve

KM - konvertibilna marka

kvarh - jedinica za reaktivnu energiju (1 kvarh = 1000 varh)

kW - jedinica za aktivnu snagu (1 kW = 1000 W)

kWh - jedinica za aktivnu energiju

pBaseSecCap - osnovna (bazna) cijena kapaciteta sekundarne regulacije

PC - vršno opterećenje koje se mjeri kod kupaca i predstavlja godišnju sumu svih mjesečnih maksimalnih snaga izmjerenih kod kupaca

PFalSec - iznos neosiguranog kapaciteta sekundarne regulacije

pG - prijenosna mrežarina koju plaćaju proizvođači

pISO G - tarifa za rad nezavisnog operatora sistema koju plaćaju proizvođači

pISO L - tarifa za rad nezavisnog operatora sistema koju plaćaju kupci

pL - cijena električne energije za pokrivanje gubitaka u prijenosnom sistemu

pLC - dio prijenosne mrežarine koji plaćaju kupci, a odnosi se na kapacitet (snagu)

pLE - dio prijenosne mrežarine koji plaćaju kupci, a odnosi se na energiju

pMR - referentna cijena električne energije na tržištu

pMaxSecCap - granična cijena kapaciteta sekundarne regulacije

pMaxSecCapMont - granična mjesečna cijena kapaciteta sekundarne regulacije

pMaxSecCapYear - granična godišnja cijena kapaciteta sekundarne regulacije

pMaxTerCapUp - granična cijena kapaciteta tercijarne regulacije nagore

pMaxTerCapDow - granična cijena kapaciteta tercijarne regulacije nadolje

pMaxTerEnUp - granična cijena energije tercijarne regulacije nagore

pMaxTerEnDow - granična cijena energije tercijarne regulacije nadolje

pPenSecCap - cijena naknade za neosigurani kapacitet sekundarne regulacije

pR - cijena prekomjerno preuzete reaktivne energije koju kupci preuzimaju iz prijenosnog sistema

preakt - cijena preuzete reaktivne energije koju proizvođači preuzimaju iz prijenosnog sistema

pSC - cijena energije sekundarne regulacije

pSecEnDow - cijena energije sekundarne regulacije nadolje

pSecEnUp - cijena energije sekundarne regulacije nagore

pSys - tarifa za sistemske usluge

pTercCap - cijena kapaciteta tercijarne regulacije

pTerEnDow - cijena energije tercijarne regulacije nadolje

pTerEnUp - cijena energije tercijarne regulacije nagore

PV - nabavna vrijednost stalnih sredstava

RAB - regulatorna baza sredstava

ROA - povrat (prinos) na sredstva

ROE (%) - povrat na vlasnički kapital

RRG - dio potrebnog prihoda koji se odnosi na mrežarine koje plaćaju proizvođači

RRISO - potrebni prihod za obavljanje regulirane djelatnosti (usluga) NOS-a

RRISO G - dio potrebnog prihoda nezavisnog operatora sistema koji se odnosi na tarifu koju plaćaju proizvođači

RRISO L - dio potrebnog prihoda nezavisnog operatora sistema koji se odnosi na tarifu koju plaćaju kupci

RISO OTH - ostali prihodi koji se odnose na rad nezavisnog operatora sistema

RTR OTH - ostali prihodi koji se odnose na usluge prijenosa električne energije uključujući prihod ostvaren od prekogranične trgovine

RRL - dio potrebnog prihoda koji se odnosi na mrežarine koje plaćaju kupci

RRTR - potrebni prihod za obavljanje regulirane djelatnosti (usluge) Prijenosne kompanije

S - razlika cijena energije sekundarne regulacije nagore i nadolje

T (%) - efektivna porezna stopa na dobit, važeća za tarifni period

TC - vrijednost pasive iz bilansa stanja

WC - aktivna električna energija koju preuzimaju kupci

WG - aktivna električna energija koju u prijenosni sistem injektiraju proizvođači priključeni na prijenosni sistem

WACC - ponderirani prosječni troškovi kapitala

WC - vrijednost radnog kapitala".

Član 3.


Član 5. mijenja se i glasi:


"Član 5.

(Vrste tarifa)

Tarife koje donosi DERK su prijenosna mrežarina, tarifa za rad nezavisnog operatora sistema, tarifa za sistemsku uslugu i tarife za pomoćne usluge."

Član 4.


U članu 16. stav (3) mijenja se i glasi:

"(3) Potrebni prihod za obavljanje regulirane djelatnosti se izračunava na osnovu sljedećeg izraza:

RRTR = CO&M ( CD ( (RAB ( WACC) ( RTR OTH

gdje je:

CO&M - troškovi rada i održavanja

CD - troškovi amortizacije

RAB - regulatorna baza sredstava

WACC - ponderirani prosječni troškovi kapitala

RTR OTH - ostali prihodi koji se odnose na usluge prijenosa električne energije uključujući prihod ostvaren od prekogranične trgovine."

Član 5.


U članu 23. stav (2) mijenja se i glasi:

"(2) Potrebni prihod za obavljanje regulirane djelatnosti se izračunava na osnovu sljedećeg izraza:

RRISO = CO&M ( CD ( RISO OTH

gdje je:

CO&M - troškovi rada i održavanja

CD - troškovi amortizacije

RISO OTH - ostali prihodi koji se odnose na rad nezavisnog operatora sistema."

Član 6.


Član 26. mijenja se i glasi:


"Član 26.

(Tarife za pomoćne i sistemsku uslugu)

(1) Tarife za pomoćne i sistemsku uslugu će biti dizajnirane tako da pokriju troškove nabavke pomoćnih usluga. NOS nabavlja pomoćne usluge putem javnih ponuda.

(2) Pomoćne usluge mogu isporučivati svi subjekti u elektroenergetskom sektoru koji imaju mogućnost da osiguraju ove usluge. NOS će obavljati nabavku pomoćnih usluga kroz transakcije sa davaocima tih usluga, a vršiće isporuku sistemskih usluga u cilju optimalnog upravljanja prijenosnim sistemom. NOS je obavezan da napravi procjenu potrebnog obima svih pomoćnih usluga na godišnjem nivou i da utvrdi finansijski iznos za svaku pojedinačnu uslugu na godišnjem nivou, kao i ukupni finansijski iznos svih potrebnih pomoćnih usluga i iznos tarife za sistemsku uslugu.

(3) Pomoćne usluge su:

- regulacija frekvencije i aktivne snage;

- regulacija napona i reaktivne snage;

- mogućnost pokretanja elektrana bez vanjskog napajanja;

- pokrivanje gubitaka električne energije u prijenosnom sistemu;

- eliminiranje debalansa (odstupanja).

(4) Pomoćne usluge koje se odnose na regulaciju frekvencije i aktivne snage nazivaju se balansne usluge i one obuhvataju:

- održavanje frekvencije (Frequency Containment Reserve - FCR) (primarna regulacija);

- obnova frekvencije (Frequency Restoration Reserve - FRR) koja može biti:

1) automatska obnova frekvencije (aFRR) (sekundarna regulacija);

2) ručna obnova frekvencije (mFRR) (tercijarna regulacija);

- zamjenska rezerva (Replacement Reserve - RR).

(5) Sve troškove vezane za nabavku pomoćnih usluga i prihode od pružanja sistemske usluge NOS će voditi i obračunavati odvojeno od troškova koji se priznaju u okviru tarife za rad nezavisnog operatora sistema.

(6) Izuzetno, u slučaju nemogućnosti nabavke pomoćnih usluga putem javnih ponuda, nedostajući dio pomoćnih usluga će se nabavljati na regulirani način. U tom slučaju NOS za svaku pomoćnu uslugu određuje nedostajući obim i subjekte koji pružaju uslugu sa pripadajućim količinama. Cijene po kojima se osiguravaju nedostajuće količine jednake su prosječnim ponderiranim cijenama prihvaćenih ponuda u postupcima javne nabavke navedenih usluga. Informacija o nabavci pomoćnih usluga za svaki mjesec dostavlja se DERK-u."

Član 7.


Član 27. mijenja se i glasi:


"Član 27.

(Održavanje frekvencije - FCR (primarna regulacija))

(1) Potrebni kapacitet NOS osigurava na tržištu putem javnih ponuda. Proces nabavke je definiran Procedurama za pomoćne usluge koje izrađuje NOS.

(2) Postupak za nabavku rezerve održavanja frekvencije realizira se na godišnjem nivou. U slučaju nemogućnosti nabavke cjelokupnog potrebnog obima rezerve na godišnjem nivou, organizira se nabavka na mjesečnom nivou.

(3) U slučaju da potrebni kapacitet nije osiguran u tržišnoj proceduri nabavke, NOS će potrebni nivo rezerve održavanja frekvencije rasporediti na pružaoce balansnih usluga koji imaju objekte registrirane za pružanje usluge, vodeći računa o raspoloživosti proizvodnih jedinica tokom cijelog perioda u kojem je potrebno pružati uslugu.

(4) U slučaju aktiviranja usluge održavanja frekvencije svaki pružalac usluge ima pravo na finansijsku naknadu za energiju. Naknada za energiju je proporcionalna aktiviranoj energiji i cijeni energije za održavanje frekvencije na nivou sinhrone oblasti Kontinentalna Evropa, prema Okvirnom sporazumu za sinhrono područje Regionalne grupe Kontinentalna Evropa (Synchronous Area Framework Agreement - SAFA).

(5) Metodologiju određivanja aktivirane energije i cijene aktivirane energije, obračun kao i tehničke pojedinosti koje se odnose na pružanje ove usluge NOS će definirati u Procedurama za pomoćne usluge."

Član 8.


Član 28a. mijenja se i glasi:

"Član 28a.

(Automatska obnova frekvencije aFRR (sekundarna regulacija) - energija)

(1) Svi pružaoci koji su ugovorili osiguravanje rezerve automatske obnove frekvencije aFRR su obavezni da dostave ponude za isporuku balansne energije u skladu sa kapacitetima koje su ugovorili.

(2) Ponude za balansnu energiju sekundarne regulacije dostavljaju se u skladu sa Pravilnikom o radu tržišta balansne energije koji izrađuje NOS.

(3) Za dostavljanje ponuda za energiju aFRR mogu se uvesti dodatna ograničenja u smislu simetričnog opsega regulacije, broja ponuda jednog pružaoca balansnih usluga i razlike u cijenama energije za pozitivni i negativni aFRR, što će biti definirano u Pravilniku o radu dnevnog tržišta balansne energije kojeg izrađuje NOS. Automatska ili ručna aktivacija ponuda vrši se prema listi ekonomskog prvenstva (Merit Order List - MOL), pri čemu se aktiviraju najpovoljnije ponude. Povoljnija ponuda u slučaju pozitivne balansne energije je ponuda sa nižom, dok je povoljnija ponuda u slučaju negativne balansne energije ponuda sa višom cijenom.

(4) Do ispunjenja tehničkih preduvjeta za aktivaciju i obračun aFRR prema listi MOL, aktivacija aFRR se može vršiti proporcionalno opsegu aFRR pojedinih pružalaca balansnih usluga.

(5) Uz odgovarajuće obrazloženje NOS može odstupiti od aktivacije prema listi MOL, u situacijama kada je ugrožena sigurnost elektroenergetskog sistema. Sekundarna energija se aktivira proporcionalno ugovorenom kapacitetu. Energija sekundarne regulacije se pružaocima plaća po ponuđenim cijenama.

(6) Razlika između ponuđene cijene energije za sekundarnu regulaciju nagore pSecEnUp i cijene energije za sekundarnu regulaciju nadolje pSecEnDow u određenom satu je unutar reguliranog opsega, odnosno manja je ili jednaka maksimalnoj vrijednosti ove razlike S (€/MWh):

pSecEnUp ( pSecEnDow ≤ S.

(7) Vrijednost veličine S određuje DERK."

Član 9.


Član 28b. mijenja se i glasi:

"Član 28b.

(Ručna obnova frekvencije mFRR (tercijarna regulacija) - kapacitet)

(1) NOS određuje obim potrebne rezerve ručne obnove frekvencije mFRR u LFC području BiH, za svaki kalendarski mjesec u godini, uzimajući u obzir i postojeće aranžmane o zajedničkoj rezervi u LFC bloku Slovenija - Hrvatska - Bosna i Hercegovina i druge aranžmane na nivou ENTSO-E.

(2) NOS određuje posebno obim potrebne rezerve mFRR nagore i obim potrebne rezerve mFRR nadolje.

(3) NOS osigurava rezervu nabavkom ove usluge na tržištu putem javnih ponuda. NOS je dužan da sa pružaocima usluga napravi ugovore u kojima će biti preciziran obim usluga sa detaljnim energetskim i finansijskim veličinama i ostalim potrebnim podacima.

(4) Postupak za nabavku rezerve mFRR se realizira na godišnjem nivou i na mjesečnom nivou.

(5) U slučaju nemogućnosti nabavke cjelokupnog potrebnog obima rezerve na godišnjem nivou, organiziraju se nabavke nedostajućih vrijednosti rezerve na mjesečnom nivou.

(6) NOS rangira sve podnijete ponude prema cijeni, i vrši izbor najpovoljnijih ponuda rezerve (ili sve ponuđene količine ukoliko su ponuđene količine manje od potrebnih količina).

(7) Cijena rezerve ručne obnove frekvencije pTercCap je jednaka ponuđenoj cijeni rezerve koja je izabrana u procesu nabavke.

(8) U cilju zaštite tržišnog mehanizma definira se granična cijena rezerve ručne obnove frekvencije nagore kao:

pMaxTerCapUp= kTerCap ( pTerCap; 1,1 ≤ kTerCap ≤ 1,5

i granična cijena rezerve ručne obnove frekvencije nadolje kao:

pMaxTerCapDow= 0,25 ( kTerCap ( pTerCap; 1,1 ≤ kTerCap ≤ 1,5.

(9) Granične cijene iz stava (8) ovog člana i osnovne ulazne parametre za njihovo određivanje donosi DERK."

Član 10.


Član 28c. mijenja se i glasi:

"Član 28c.

(Ručna obnova frekvencije mFRR (tercijarna regulacija) - energija)

(1) Koristeći dnevno tržište balansne energije NOS nabavlja potrebnu balansnu energiju kako bi u realnom vremenu bio u stanju da korigira odstupanja od balansa snaga i referentne vrijednosti frekvencije u LFC području BiH.

(2) NOS je odgovoran za organiziranje i administriranje dnevnog tržišta balansne energije, a DERK vrši nadzor nad radom ovog tržišta.

(3) Na dnevnom tržištu balansne energije se prikupljaju ponude za balansnu energiju i to posebno za pozitivnu balansnu energiju (energiju regulacije nagore) i za negativnu balansnu energiju (energiju regulacije nadolje).

(4) Dostavljanje ponuda za energiju mFRR-a vrši se prema odredbama Pravilnika o radu dnevnog tržišta balansne energije.

(5) Cijena balansne energije mFRR nagore pTerEnUp i balansne energije mFRR nadolje pTerEnDow je ograničena u cilju zašite tržišnog nadmetanja. Granična cijena balansne energije mFRR nagore jednaka je umnošku vrijednosti referentne cijene električne energije na tržištu pMR i koeficijenta kMaxTerEnUp:

pMaxTerEnUp = kMaxTerEnUp ( pMR.

(6) Granična cijena balansne energije tercijarne regulacije nadolje pMaxTerEnDow jednaka je negativnom umnošku vrijednosti referentne cijene električne energije na tržištu pMR i koeficijenta kMaxTerEnDow:

pMaxTerEnDow = - kMaxTerEnDow ( pMR.

(7) Granične cijene balansne energije mFRR i vrijednosti koeficijenata kMaxTerEnUp i kMaxTerEnDow donosi DERK."

Član 11.


Član 28d. mijenja se i glasi:

"Član 28d.

(Tarifa za sistemsku uslugu)

(1) Tarifa za sistemsku uslugu pSys služi za pokrivanje troškova nabavke rezerve za održavanje frekvencije CPrimCap, rezerve za automatsku obnovu frekvencije CSecCap, rezerve za ručnu obnovu frekvencije CTerCap, zamjenske rezerve CRR, te troškova nabavke električne energije za pokrivanje gubitaka u prijenosnom sistemu CL i ostalih troškova koji se odnose na sistemsku uslugu CSysOTH.

(2) Tarifa za sistemsku uslugu iznosi:

pSys = (CPrimCap ( CSecCap ( CTerCap ( CRR ( CL ( CSysOTH) / WC

gdje je:

WC - aktivna električna energija koju preuzimaju kupci (kWh).

(3) NOS dostavlja fakture za sistemsku uslugu svim licenciranim subjektima koji preuzimaju električnu energiju iz prijenosnog sistema.

(4) Troškove nabavke rezerve za održavanje frekvencije, rezerve za obnovu frekvencije, zamjenske rezerve, električne energije za pokrivanje gubitaka u prijenosnom sistemu i ostalih troškova koji se odnose na sistemsku uslugu NOS utvrđuje na godišnjem nivou, nakon obavljenog postupka nabavke ovih usluga. U slučaju nepotpune nabavke, za potrebe određivanja tarife za sistemske usluge može se koristiti procjena ukupnih godišnjih troškova.

(5) Tarifu za sistemsku uslugu određuje DERK jednom godišnje, i podešava je po potrebi."

Član 12.


Član 29. mijenja se i glasi:


"Član 29.

(Regulacija napona i reaktivne snage)

(1) Proizvodne jedinice priključene na prijenosni sistem na vlastiti trošak održavaju napon u propisanim granicama u skladu sa Mrežnim kodeksom i svojim pogonskim dijagramom.

(2) Izuzetno od odredbe stava (1) ovog člana, u situaciji povišenih napona u prijenosnom sistemu, DERK može propisati naknadu koja se plaća proizvodnim jedinicama za rad u kapacitivnom (podpobudnom) režimu, kada proizvođači preuzimaju reaktivnu energiju iz prijenosnog sistema i na taj način smanjuju prisutni suficit reaktivne snage i energije.

(3) Naknada iz stava (2) ovog člana propisuje se na osnovu analize rada elektroprijenosnog sistema koju, na vlastitu inicijativu ili na zahtjev DERK-a, obavlja NOS i pokazatelja da takav režim rada proizvodnih jedinica značajno doprinosi dovođenju napona u 400 kV i 220 kV čvorištima u granice propisane Mrežnim kodeksom.

(4) Naknada za rad proizvođača u kapacitivnom režimu je proporcionalna količini preuzete reaktivne energije i cijene za preuzetu reaktivnu energiju iz prijenosnog sistema preakt (KM/Mvarh) koja predstavlja umnožak koeficijenta kRG i referentne cijene električne energije na tržištu pMR:

preakt = kRG ( pMR; kRG ≥ 0

gdje je kRG koeficijent naknade za rad proizvođača u kapacitivnom režimu.

(5) Naknadu iz stava (4) ovog člana i ulazne parametre za njeno određivanje donosi DERK."

Član 13.


Član 31. mijenja se i glasi:


"Član 31.

(Troškovi gubitaka u prijenosnom sistemu)

(1) Proračun opravdanih troškova, nastalih usljed gubitaka električne energije u prijenosnom sistemu, zasniva se na godišnjim količinama prenesene energije u skladu sa članom 10. ove Metodologije.

(2) NOS osigurava energiju za pokrivanje gubitaka u prijenosnom sistemu nabavkom na tržištu putem javnih ponuda. NOS je dužan da sa pružaocima ove usluge napravi ugovore.

(3) NOS nabavlja energiju za pokrivanje gubitaka na mjesečnom nivou, a u zavisnosti od procjene situacije na tržištu električne energije, te u cilju optimiziranja nabavke sa aspekta cijena i količina, opredjeljuje se za godišnje, polugodišnje, tromjesečne ili mjesečne postupke nabavke, vodeći se najboljom praksom.

(4) Prosječna cijena električne energije koja se dobije godišnjom nabavkom električne energije za pokrivanje gubitaka u prijenosnom sistemu je referentna cijena električne energije na tržištu pMR. Ova cijena se može koristiti kao referentna u cilju određivanja drugih cijena propisanih Metodologijom."

Član 14.


Član 32. mijenja se i glasi:


"Član 32.

(Prekomjerno preuzeta reaktivna energija)

(1) Prekomjerno preuzeta reaktivna energija je pozitivna razlika između izmjerene reaktivne energije i reaktivne energije koja odgovara faktoru snage cos φ = 0,95 induktivno, odnosno to je reaktivna energija koja prelazi 33% preuzete aktivne energije.

(2) NOS obračunava prekomjerno preuzetu reaktivnu energiju iz prijenosnog sistema na osnovu mjesečnih izmjerenih količina kod kupaca priključenih na prijenosni sistem, te izrađuje mjesečni izvještaj.

(3) DERK određuje cijenu prekomjerno preuzete reaktivne energije iz prijenosnog sistema uzimajući u obzir stanje naponskih prilika u elektroenergetskom sistemu.

(4) Cijena prekomjerno preuzete reaktivne energije sa prijenosne mreže pR je jednaka umnošku vrijednosti referentne cijene električne energije na tržištu pMR i koeficijenta kR:

pR = kR ( pMR; kR ≥ 0.

(5) Cijenu iz stava (4) ovog člana i ulazne parametre za njeno određivanje donosi DERK."

Član 15.


Član 33. mijenja se i glasi:


"Član 33.

(Odstupanja balansno odgovornih strana od dnevnog rasporeda i odstupanje LFC područja BiH)

(1) Obračun odstupanja balansno odgovornih strana od dnevnog rasporeda u energetskom i finansijskom smislu obavlja NOS u skladu sa Tržišnim pravilima.

(2) Balansno odgovorna strana, kojoj pripada tržišni učesnik sa kojim je NOS zaključio ugovor o nabavci energije za pokrivanje gubitaka u prijenosnom sistemu, obavezna je platiti troškove odstupanja u skladu sa odredbama iz stava (1) ovog člana.

(3) Balansno odgovorna strana, kojoj pripada tržišni učesnik sa kojim je operator distributivnog sistema zaključio ugovor o nabavci energije za pokrivanje gubitaka u distributivnom sistemu, obavezna je platiti troškove odstupanja u skladu sa odredbama stava (1) ovog člana.

(4) Obračun i poravnanje odstupanja LFC područja BiH sprovodi NOS sa drugim operatorima prijenosnog sistema Regionalne grupe Kontinentalna Evropa u skladu sa Aneksom 3. Okvirnog sporazuma za sinhrono područje Regionalne grupe Kontinentalna Evropa (SAFA), koji se odnosi na obračun i poravnanje."

Član 16.


Iza člana 35a. dodaje se novi član 35b. koji glasi:

"Član 35b.

(Obaveze Nezavisnog operatora sistema)

Za sve obaveze navedene u ovoj Metodologiji Nezavisni operator sistema će razviti procedure kako bi osigurao nesmetano i pravovremeno odvijanje aktivnosti u svojoj nadležnosti. Ove procedure se odnose na izračunavanje obima potreba pomoćnih usluga u regulacijskom području BiH, nabavku pomoćnih usluga na tržištu, provjere ispravnosti tehničkih mogućnosti pružalaca, funkcioniranje balansnog tržišta, definiranje kvaliteta pruženih usluga, odgovarajuće sankcije za nepružanje usluga, obračun i izvještavanje."

Član 17.
(Utvrđivanje prečišćenog teksta)

Zadužuje se sekretar u DERK-u da utvrdi novi prečišćeni tekst Metodologije za izradu tarifa za usluge prijenosa električne energije, nezavisnog operatora sistema i pomoćne usluge.

Član 18.
(Prelazna odredba)

Tarifni postupci pokrenuti prije donošenja ove Odluke okončat će se u skladu sa ranije važećim pravilima.

Član 19.
(Stupanje na snagu)

Ova Odluka stupa na snagu osmog dana od dana objave u "Službenom glasniku BiH".

Broj 04-28-5-210-18/21
13. oktobra 2021. godine
Tuzla


Predsjedavajuća Komisije
Branislava Milekić, s. r.

Pretplatnici imaju dodatne pogodnosti. Ukoliko ste već pretplatnik, prijavite se! Ukoliko niste pretplatnik, registrirajte se!