Neovisni operator sustava u Bosni i Hercegovini

TRINA PRAVILA

Sarajevo, lipanj 2006. godine

Trina pravila

Strana 2 od 30

KAZALO

I UVOD......................................................................................................................3 II DEFINICIJE ..........................................................................................................4 III KONVENCIJE.......................................................................................................7 IV IDENTIFIKACIJA FAZA IA I IB I PRIJELAZ NA FAZU II.........................7 V BALANSNO ODGOVORNE STRANE ............................................................10 VI DNEVNI RASPORED.........................................................................................11 VII IZJAVE O RASPOLOIVOSTI I OBAVJETENJA O UGOVORIMA .....12 VIII REGISTRACIJA BROJILA BOS......................................................................13 IX NABAVKA I NADOKNADA ZA POMONE USLUGE ...............................14 X UPRAVLJANJE OGRANIENJIMA ..............................................................21 XI NADOKNADA NENAMJERNIH ODSTUPANJA SA VANJSKIM

KONTROLNIM PODRUJIMA.......................................................................23 XII NADOKNADE I PORAVNANJA......................................................................25 XIII IZMJENE .............................................................................................................29 XIV RJEAVANE SPOROVA...................................................................................29 XV ODREDBE ZA NEPREDVIENE SITUACIJE..............................................29 XVI PRIJELAZNE I ZAVRNE ODREDBE...........................................................30

Trina pravila

Strana 3 od 30

TRINA PRAVILA Sukladno Zakonu o prijenosu, regulatoru i operatoru sustava elektrine energije u BiH, Zakonu o utemeljenju Neovisnog operatora sustava za prijenosni sustav u BiH, te Licenci Neovisnog operatora sustava u BiH, NOS BiH je obvezan predloiti Trina pravila DERK-u koji ih odobrava. Trina pravila trebaju omoguiti tranziciju od trenutnih procesa i tehnike opremljenosti svih uesnika na tritu ka razvijenijem trinom dizajnu, a u skladu sa tehnikim mogunostima uesnika na tritu.

I UVOD

lanak 1. Ciljevi trinih pravila

Trinim pravilima se ureuju odnosi izmeu NOS-a i uesnika na tritu elektrine energije. Trinim pravilima se definira sljedee: uesnici na elektroenergetskom tritu;

vrste i obim komercijalnih odnosa na tritu pomonih usluga i/ili balansnom tritu; vrste i obim aktivnosti uesnika na tritu, kao i njihova prava i obaveze. Trinim pravilima se takoer definira nain na koji NOS izvrava svoje obveze, u smislu: a) rukovoenja mehanizmom za balansiranje; b) administriranja u procesu pruanja i koritenja pomonih usluga, ukljuujui i

odgovarajui obraun na bazi kojeg e se vriti meusobne ispostave rauna izmeu uesnika za pomone usluge i balansiranje;

c) pripreme, modificiranje i primjene Trinih pravila; d) primjene komercijalnih mjerenja; e) komercijalnih odnosa uzrokovanih upravljanjem zaguenjima; f) interne raspodjele naknada meu uesnicima na tritu za nenamjerna odstupanja sa

vanjskim kontrolnim zonama; g) podnoenja izvjetaja DERK-u.

lanak 2. Primjena na uesnike na tritu

Uesnici na tritu su vlasnici validne licence koju je izdao FERK ili REERS za proizvodnju, snabdijevanje ili trgovinu elektrinom energijom ili meunarodni trgovci koji su vlasnici validne licence izdate od strane DERK-a. NOS e voditi registar trinih uesnika u skladu sa njihovim licencama. Uesnici na tritu su obvezni da potuju odredbe Trinih pravila u kojima su navedeni uvjeti za sudjelovanje na tritu.

Trina pravila

Strana 4 od 30

II DEFINICIJE

lanak 3. Definicije

Balansno trite Balansno trite je centralno trite za nabavku i prodaju elektrine energije kojim rukovodi NOS u svrhu odravanja kontinuiranog balansa snabdijevanja i potranje u realnom vremenu, kao i dodatni mehanizmi koje provodi NOS u svrhu osiguravanja snabdijevanja sustavnih usluga.

BOS (Balansno odgovorna strana)

Uesnik na tritu koji preuzima financijsku odgovornost za svoj neto debalans (balansiranje proizvodnje, potronje i razmjene) ili za neto debalanse grupe trinih uesnika, ukljuujui i nju.

Cijena debalansa Cijena koja je utvrena u lanku 52. prema kojoj se u toku faze Ib vre poravnanja internih BIH debalansa.

Constrained-off koliine

Razlika izmeu nominirane i proizvedene koliine elektrine energije proizvodne jedinice koja je dobila instrukciju da smanji svoju proizvodnju zbog zaguenja u odreenom dijelu prijenosnog sustava.

Constrained-on koliine

Dodatna koliina elektrine energije koju proizvede proizvodna jedinica koja je dobila instrukciju da poveava svoju proizvodnju zbog zaguenja u odreenom dijelu prijenosnog sustava.

DACF (Day Ahead Congestion Forecast-prognoza zaguenja za dan unaprijed)

Procedura upravljanja zaguenjem dan unaprijed, kao to je definirano u Mrenom kodeksu.

DERK Dravna regulatorna komisija za elektrinu energju koja je utemeljena u skladu s odredbama Zakona o prijenosu, regulatoru i operatoru sustava elektrine energije u Bosni i Hercegovini (Slubeni glasnik BiH, br. 7/02 i 13/03).

Dnevni raspored Raspored na satnom temelju ukupne proizvodnje/kupovine i potronje/prodaje koji dostavlja svaka BOS NOS-u svakog dana.

Elektroenergetski sustav BiH

Svi elementi elektro-energetskog sustava BIH za proizvodnju, prijenos i distribuciju elekrine energije.

Elektroprivreda (EP) Bilo koje poduzee od nie navedenih: - Elektroprivreda Republike Srpske AD Trebinje (ukljuujui

njene licencirane dijelove); - Javno preduzee Elektroprivreda Bosne i Hercegovine d.d.

Sarajevo; - Javno poduzee Elektroprivreda Hrvatske zajednice

HercegBosne d.d Mostar. Faza I Prijelazno razdoblje u tijeku kojeg se primjenjuju Trina pravila.

Sastoji se od dva podrazdoblja: faze Ia i faze Ib. Faza Ia Razdoblje koje poinje stupanjem Trinih pravila na snagu i traje

sve dok NOS u saradnji sa Prijenosnom kompanijom ne uspostavi sustav daljinskog oitanja svih brojila na svim tokama razmjene

Trina pravila

Strana 5 od 30

prijenosne mree sa jedinicama proizvodnje, potroaima i drugim TSO.

Faza Ib Razdoblje koje poinje odmah po zavretku faze Ia i traje do poetka Faze II..

Faza II Period koji poinje po zavretku prijelazne faze I u skladu sa lankom 10.

FERK Regulatorna komisija za elektrinu energiju u Federaciji Bosne i Hercegovine koja je utemeljena u skladu sa odredbama Zakona o elektrinoj energiji Federacije Bosne i Hercegovine (Slubene novine FBiH, br. 41/02, 24/05 i 38/05).

Gate Closure (krajnji rok za dostavu Dnevnog rasporeda)

Vrijeme nakon kojeg se od uesnika na tritu nee prihvatati Dnevni raspored ili renominacije. U Mrenom kodeksu je definiran toan raspored.

Greka kontrolnog podruja (ACE):

Trenutna razlika izmeu izmjerene ukupne vrijednosti snage i predvienog regulacijskog programa (zbir programa razmjene i kompenzacionog programa razmjene) kontrolnog podruja, uzimajui u obzir efekat regulacije frekvencije.

Izjave o raspoloivosti

Dnevne prijave koje podnose proizvoai u vezi sa statusom raspoloivosti njihovih proizvodnih jedinica u skladu sa Sporazumom o pomonim uslugama.

Povjerenstvo za rjeavanje sporova

Povjerensrtvo koje e utemeljiti NOS u cilju rjeavanja sporova.

Kontrolni blok Sastoji se od jednog ili vie kontrolnih podruja koje rade skupa u funkciji sekundarne regulacije, u odnosu sa drugim kontrolnim blokovima sinhrone regije kojoj pripada.

Kontrolno podruje Dio UCTE interkonektiranog sustava, upravljan od strane jedinstvenog operatora sustava, sa fizikim optereenjem i proizvodnim jedinicama povezanim unutar kontrolnog podruja. BIH je jedno kontrolno podruje.

Korekcijski program Mjesena procedura koju primjenjuje NOS za korekciju razlika izmeu mjerenja u stvarnom vremenu i komercijalnog mjerenja.

Kvalificirani kupac Kupac koji ispunjava uvjete i kriterije propisane aktima nadlene regulatorne komisije za elektrinu energiju i koji je slobodan kupovati elektrinu energiju od snabdjevaa po vlastitom izboru.

Mehanizam za balansiranje

Zbir pravila kao to je to opisano u ovim Trinim pravilima i Mrenom kodeksu kojim se definiraju uloge i odgovornosti pruatelja pomonih usluga i BOS-ova prema NOS-u u smislu odravanja sustava u balansu, i uloga NOS-a u primjeni pravila poravnanja i izdavanja rauna za usluge balansiranja.

Mreni kodeks Pravila i procedure koje reguliraju tehnika pitanja u vezi sa povezivanjem na prijenosni sustav, koritenje i rad sa prijenosnim sustavom, ukljuujui i odredbe kojima se opisuju postojee okolnosti prema kojima se mogu preduzeti hitne mjere korekcije u sluaju prekida dostave, te kada i ko moe poduzeti takvu mjeru

Trina pravila

Strana 6 od 30

Nekvalificirani (tarifni) kupac

Kupac koji se snabdijeva elektrinom energijom na reguliran nain i prema reguliranim cijenama (tarifama).

Nenamjerna odstupanja

Razlika izmeu stvarne razmjene energije i planiranog programa razmjene izmeu regulacijskih podruja ili BOS.

Obavijest o ugovoru Sve informacije koje nisu financijske prirode, a koje svaki trini uesnik dostavlja NOS-u u vezi sa svakim bilateralnim ugovorom koji je zakljuio u skladu sa lankom 17.

Temeljna BOS EP koja preuzima odgovornost za balansiranje prema uesnicima na tritu koji se ne registriraju kod BOS-a po svom izboru.

Razdoblje evidentiranja

Razdoblje od sedam dana od svakog ponedjeljka u 00:00 sati do nedjelje u 24:00 sata u kojem se evidentiraju nenamjerna odstupanja svake BOS. Odstupanja se evidentiraju za svaki tarifno razdoblje i akumulirana odstupanja iz prethodnih razdoblja se dodaju na nenamjerna odstupanja za razdoblje evidentiranja.

Razdoblje kompenzacije

Razdoblje od sedam dana (etvrtak u 00:00 sati do srijede u 24:00 sata) koji poinje 3 dana nakon zavretka zadnjeg razdoblja evidentiranja. Nenamjerna odstupanja svake BOS-e e se nadoknaditi putem programa kompenzacije izraunatog od strane NOS-a za svaki tarifni period. Program kompenzacije e se provesti u toku perioda kompenzacije.

Razdoblje poravnanja

Razdoblje od jednog sata koji se koristi za izraunavanje poravnanja debalansa.

Kupac U sluaju prijenosne mree, distributer ili direktno prikljueni krajnji korisnik. U sluaju distributivne mree, krajnji korisnik povezan s tom distributivnom mreom.

Prijenosna mrea Elementi elektroenergetskog sustava koji su u vlasnitvu Prijenosne kompanije ili su u funkciji prijenosa elektrine energije.

Program kompenzacije

Nadoknada za nenamjerna odstupanja vri se izvozom/uvozom iz UCTE meusobno povezanog sustava u tijeku razdoblja kompenzacije i to putem programa konstantne snage za vrijeme istih tarifnih perioda u kojima su odstupanja nastala.

Program razmjene Ukupna planirana razmjena energije jedne BOS ili kontrolnog podruja.

Proizvoa Kompanija koja posjeduje licencu za proizvodnju elektrine energije.

Pruatelj pomonih usluga

Svi subjekti u elektroenergetskom sektoru koje imaju tehniku sposobnost pruanja pomonih usluga, proizvoai i/ili kupci, u skladu sa relevantnim uvjetima navedenim u Mrenom kodeksu.

REERS Regulatorna komisija za elektrinu energiju Republike Srpske koja je utemeljena prema odredbama Zakona o elektrinoj energiji Republike Srpske (Slubeni glasnik RS, 66/02, 29/03, 86/03 i 111/04).

Regulacijski program

Ukupni program razmjene kontrolnog podruja ili BOS-a, ukljuujui program razmjene i program kompenzacije.

Renominacije Modifikacije Dnevnog rasporeda dostavljenih poslije gate closure

Trina pravila

Strana 7 od 30

prema odgovarajuoj proceduri utvrenoj u Mrenom kodeksu. Sporazum o pomonim uslugama

Sporazum o pomonim uslugama je godinji sporazum izmeu pruatelja pomonih usluga, korisnika pomonih usluga i NOS-a, u kojem se definiraju precizne koliine i vrste rezervi Proizvoaa koje e NOS angairati prema definiranim kriterijima.

Tarifno razdoblje Vremenski interval utvren u sporazumu UCTE u toku kojeg se nenamjernim odstupanjima daje ista vrijednost za poravnanje putem nadoknade u nature.Vidi takoer UCTE Handbook Scheduling and Accounting Policy and Appendix.

Tehniko povjerenstvo

Povjerenstvo koji je utemeljio NOS u skladu sa Zakonom o utemeljenju neovisnog operatora sustava za prijenosni sustav u Bosni i Hercegovini (Slubeni Glasnik BiH 35/04).

Trini uesnici Fizike ili pravne osobe, imatelji validne licence za proizvodnju, snabdijevanje ili trgovinu elektrinom energijom.

Ugovor o odgovornosti za balansiranje

Regulirani standardni ugovor potpisan izmeu trinih uesnika i njihovih odgovarajuih BOS koji regulira njihove zajednike odgovornosti vezane za debalanse.

III KONVENCIJE

lanak 4. Vrijeme

Osim ukoliko nije drugaije odreeno, vrijeme se biljei na poetku npr. sat 1 je razdoblje poravnanja koji poinje u 00:00:01 sati do 01:00:00. Svako vrijeme je prikazano prema srednjeeuropskom vremenu (CET).

lanak 5. Valuta

Plaanja se vre u domaoj valuti, odnosno u konvertibilnim markama (KM).

lanak 6. Obraunska jedinica

Proizvodnja, potronja, prijem i isporuka elektrine energije se mjeri i obraunava u kWh. Proizvodnja, potronja, prijem i isporuka reaktivne elektrine energije se mjeri i obraunava u kVArh. Snaga se mjeri i obraunava u kW.

IV IDENTIFIKACIJA FAZA IA I IB I PRIJELAZ NA FAZU II

lanak 7. Otvaranje trita kroz faze

Trina pravila

Strana 8 od 30

S obzirom na postojee uvjete u BiH i injenicu da e se postepeno osiguravati tehniki uvjeti za funkcioniranje konkurentnog trita, ova trina pravila su dizajnirana za razdoblje do sticanja uvjeta za prelazak na fazu II. Faza I se sastoji od dvije faze; faza Ia i faza Ib. Faza Ia poinje kada ova Trina pravila stupe na snagu i traje sve dok se ne uspostavi sustav za daljinsko oitavanje brojila na svim tokama razmjene prijenosne mree, sa jedinicama proizvodnje, potroaima izravno prikljuenim na prijenosnu mreu, distributerima i drugim TSO i obraunska baza podataka na satnom nivou. Faza Ib poinje odmah nakon zavretka faze Ia i traje sve dok se ne steknu uvjeti definisani lanom 10, a to e pratiti i odgovarajue izmjene Trinih pravila.

lanak 8. Faza Ia

U toku faze Ia trite e djelovati na temelju sljedeih pravila: A- Konkretna EP (ukljuujui njene licencirane dijelove) u svom podruju isporuuje

elektrinu energiju svim nekvalificiranim kupcima. B- Kvalificirani kupci imaju pravo slobodnog izbora da li e ostati pod reguliranim tarifnim

reimom i biti snabdijevani elektrinom energijom od strane odreene EP u tom podruju, ili izabrati bilo kojeg snabdjevaa unutar BiH, odnosno kako se definira Odlukom o otvaranju trita.

C- NOS je nadlean za programiranje i instruiranje pomonih usluga. Pruatelji tih usluga su kompenzirani prema reguliranoj metodologiji koju je utvrdio DERK i prema reguliranim cijenama koje izdaju FERK i REERS.

D- Tri Elektroprivrede u BIH su jedini uesnici koji su ovlateni da postanu BOS u toku faze Ia.

E- Svaka Elektroprivreda je: a) odgovorna prema pruateljima pomonih usluga u smislu financijskih obveza u ime

svih nekvalificiranih kupaca koje snabdijeva elektrinom energijom i kvalificiranih kupaca za koje je odgovorna kao BOS.

b) pruatelj pomonih usluga preko svojih vlastitih jedinica proizvodnje, u skladu sa tehnikim uvjetima utvrenim u Mrenom kodeksu (Kodeks Operativnog planiranja).

c) BOS za sve nekvalificirane i kvalificirane kupce na svojoj teritoriji na kojoj prua usluge.

d) snabdjeva na teritoriji na kojoj prua usluge svim nekvalificiranim kupcima i onim kvalificiranim kupcima koji odlue ostati u reguliranom tarifnom reimu.

F- Mjesene korekcije izmjerene razmjene od svake EP se obraunavaju na temelju oitavanja komercijalnih brojila. NOS e obraunati mjeseni program korekcije u cilju korigiranja svih razlika akumuliranih u toku mjeseca, izmeu mjesenih oitavanja brojila i akumuliranih oitavanja brojila u stvarnom vremenu,

G- Nadoknada za nenamjerna odstupanja u BIH kontrolnom podruju se sprovodi u skladu sa UCTE dogovorenim procedurama.

H- Troak kapaciteta anairanih za sekundarnu regulaciju kontrolnog podruja se nadoknauje svakom pruatelju (EP) po reguliranim cijenama. Elektroprivrede e snositi ove trokove u skladu sa metodologijom izloenom u Trinim pravilima. Svaki neto iznos energije koja je injektovana/apsorbirana u sekundarnoj regulaciji se nadoknauje u

Trina pravila

Strana 9 od 30

naturi preko tjednog kompenzacijskog programa svake elektroprivrede prema susjednim operatorima sustava.

I- Trokovi rezerviranog kapaciteta i proizvedene energije za tercijarnu regulaciju se nadoknauju svakom pruatelju (EP) po reguliranim cijenama. Elektroprivrede e snositi ove trokove u skladu sa metodologijom izloenom u Trinim pravilima. NOS daje naloge onim elektroprivredama iji su kapaciteti rezervirani za tercijarnu rezervu da poveaju proizvodnju, a na nain i prema rasporedu definiranom u Sporazumu o pomonim uslugama. Elektroprivrede zbog kojih se angaira tercijarna rezerva trebaju platiti elektroprivredama koje proizvode tu energiju po reguliranim cijenama. Nalozi za aktiviranje tercijarne rezerve se smatraju renominacijom i ne smatraju se nenamjernim odstupanjima.

J- Kvalificiranim kupcima nije dozvoljeno da mijenjaju BOS u toku ove faze. K- Kvalificirani kupci e zakljuiti Ugovor o odgovornosti za balansiranje sa BOS, koji

odreuje njihove meusobne obveze u vezi sa njihovim debalansima.

lanak 9. Faza Ib

Odluku o poetku faze Ib donosi DERK na prijedlog NOS-a, nakon ispunjavanja odgovarajuih tehnikih uvjeta. U toku faze Ib trite djeluje na temelju sljedeih pravila: A- Odreena EP (ukljuujui njene licencirane dijelove) u svojim podrujima isporuuje

elektrinu energiju svim nekvalificiranim kupcima. B- Kvalificirani kupci imaju pravo slobodnog izbora da li e ostati pod reguliranim tarifnim

reimom i biti snabdijevani od strane odreene EP ili e izabrati bilo kojeg snabdjevaa, odnosno prema odredbama Odluke o obimu, uvjetima i vremenskom rasporedu otvaranja trita elektrine energije u BiH.

C- NOS je nadlean za programiranje i instruiranja pomonih usluga. Pruatelji tih usluga su kompenzirani prema reguliranoj metodologiji koju je utvrdio DERK, i prema reguliranim cijenama koje izdaju FERK i REERS.

D- Tri Elektroprivede BIH sustava su jedini uesnici koji su ovlateni da postanu BOS u toku faze Ib.

E- Svaka Elektroprivreda je: a) odgovorna prema pruateljima pomonih usluga u smislu financijskih obveza u ime svih

nekvalificiranih kupaca koje snabdijeva elektrinom energijom i kvalificiranih kupaca za koje je odgovorna kao BOS;

b) pruatelj pomonih usluga preko svojih vlastitih jedinica proizvodnje, u skladu sa tehnikim uvjetima utvrenim u Mrenom kodeksu (Kodeks Operativnog planiranja);

c) BOS za sve nekvalificirane i one kvalificirane kupce koji je odaberu kao BOS; d) snabdjeva na teritoriji na kojoj prua usluge svim nekvalificiranim kupcima i onim

kvalificiranim kupcima koji odlue ostati pod reguliranim tarifnim reimom.

Trina pravila

Strana 10 od 30

F- Debalans svake BOS-e se mjeri svakog sata i poravnanje se vri u financijskom smislu. G- Kvalificirani kupci mogu izabrati bilo koju elektroprivredu kao njihovu BOS. H- Nadoknada za nenamjerna odstupanja BiH kontrolnog podruja se sprovodi u skladu sa

dogovorenim procedurama UCTE-a. I- Trokovi kapaciteta angairanog za sekundarnu regulaciju se nadoknauje svakom

pruatelju (EP) po reguliranim cijenama. Elektroprivrede e snositi ove trokove u skladu sa metodologijom izloenom u Trinim pravilima. Svaki neto iznos energije koja je injektovana/apsorbirana prema sekundarnoj regulaciji se nadoknauje u finansijskom smislu preko poravnanja debalansa.

J- Trokovi kapaciteta rezerviranog za tercijarnu regulaciju se nadoknauju svakom pruatelju (EP) po utvrenim cijenama. Elektroprivrede e snositi ove trokove u skladu sa metodologijom izloenom u Trinim pravilima. Koliina energije koja je proizvedena u tercijarnoj regulaciji tretira se kao debalans i plaaju je BOS izvan balansa, po utvrenim cijenama debalansa.

K- Kvalificirani kupci e zakljuiti Ugovor o odgovornosti za balansiranje sa BOS, koji odreuje njihove zajednike obveze u vezi sa njihovim debalansima.

lanak 10. Prijelaz na fazu II

Faza II poinje kada budu ispunjeni svi uvjeti, odnosno: kada sve elektroprivrede naprave pravno razdvajanje po djelatnostima (unbundling)u

skladu sa akcijskim planovima za prestrukturiranje elektroenergetskog sektora u BiH; kada se uspostavi odgovarajua tehnika infrastruktura u punom obimu (daljinsko

oitavanje brojila na mjestima razgranienja).

V BALANSNO ODGOVORNE STRANE

lanak 11. Identifikacija BOS

Svaki uesnik na tritu e se registrirati kod BOS i ta BOS e ga zastupati. U toku faze I svaka EP e biti BOS i nijedan drugi uesnik na tritu ne moe biti BOS.

lanak 12. Procedura registracije BOS-a kod NOS-a

Po primjeni Trinih pravila, BOS e se registrirati kod NOS-a i dostaviti mu listu trinih uesnika koje predstavlja. BOS e redovno aurirati listu trinih uesnika koje predstavlja i dostavljati je NOS-u. NOS e kontrolirati da li su svi trini uesnici predstavljeni od strane BOS. U toku faze Ia svaka EP e biti BOS za sve svoje nekvalificirane kupce i one kvalificirane kupce unutar teritorije na kojoj ta elektroprivreda prua svoje usluge. U toku faze Ib kvalificirani kupci mogu izabrati bilo koju EP kao njihovu BOS.

Trina pravila

Strana 11 od 30

Osnovna BOS za kvalificiranog kupca koji se ne registrira kod BOS prema svom izboru bie EP koja je bila snabdjeva tog kvalificiranog kupca na dan uspostave Prijenosne kompanije.

lanak 13. Obveze i prava uesnika na tritu registriranih kod BOS

Uesnici na tritu koji su obvezni registrirati se kod BOS e potpisati Standardni ugovor o odgovornosti za balansiranje ija forma e biti odobrena od strane DERK-a, kojim se reguliraju uvjeti za alokaciju trokova balansiranja i trokova pruanja pomonih usluga unutar grupe trinih uesnika koje predstavlja BOS i utvruju prava i obveze dvije strane. Uesnici na tritu se ne mogu registrirati kod druge BOS u toku te godine.

VI DNEVNI RASPORED

lanak 14. Dnevni raspored BOS-a

Svaki BOS e dostaviti NOS-u Dnevni raspored u skladu sa procesom planiranja dan unaprijed kao to je to utvreno u Mrenom kodeksu (Kodeks operativnog planiranja). NOS e odrediti format Dnevnog rasporeda.

Dnevni raspored svake BOS e biti dvadesetetverosatni raspored koji mora biti izbalansiran za svu proizvodnju/kupovinu i potronju/prodaju energije za svako razdoblje poravnanja, ukljuujui i gubitke. Dnevni raspored obuhvaa raspored transakcija svih strana za koje BOS ima odgovornost za balansiranje, ukljuujui iznose po satu za: proizvodnju hidroelektrana; proizvodnju termoelektrana po agregatima; uvezene koliine za kvalificirane kupce; program izvoza/uvoza u/iz vanjskih sustava; zahtjeve na bazi procjene zaguenja u mrei u skladu sa odgovarajuim procedurama iz

Mrenog kodeksa; ukupnu potronju krajnjih kupaca; planirane programe razmjene sa drugim BOS i/ili trgovcima; proizvodnju i potronju pumpno-akumulacione hidro-elektrane ; i obavezu pokrivanja gubitaka koji su procijenjeni u skladu sa odgovarajuim procedurama

Mrenog kodeksa.

Zbir:

a) nominiranih nivoa svih termo proizvodnih jedinica i hidroelektrana za koje je BOS balansno odgovorana, ukljuujui bilo koje constrained on/off koliine,

b) nominirane koliine energije koje uvozi BOS,

Trina pravila

Strana 12 od 30

c) nominirane koliine energije koje e uvesti kvalificirani kupci za koje je BOS ima balansnu odgovornost,

d) kupovina energije od drugih licenciranih subjekata unutar BiH, e) kupovina energije od strane kvalificiranih kupaca za koje BOS ima balansnu

odgovornost, f) sve constrained-off koliine,

e, za svaki period poravnanja za dan za koji je dostavljen Dnevni raspored od BOS, biti jednak zbiru:

a) nominiranog nivoa potronje svih tarifnih kupaca BOS, b) nominiranog nivoa potronje onih kvalificiranih kupaca za koje BOS ima balansnu

odgovornost, c) nominiranih nivoa potronje bilo koje pumpno-akumulacione hidro-elektrane za koje

BOS ima balansnu odgovornost, d) nominiranih koliina energije koje e BOS izvesti, e) prodaja energije drugim licenciranim subjektima unutar BiH, f) prodaja energije kvalificiranim kupcima osim onih za koje BOS ima balansnu

odgovornost, g) nominirani nivo obveza gubitka BOS, h) sve constrained-on koliine.

lanak 15. Renominacije

Nakon to NOS obavijesti BOS o odobrenju Dnevnog rasporeda, BOS moe dostaviti revidirane izbalansirane rasporede (renominacije) nakon gate closure u skladu sa procedurom definiranom u Mrenom kodeksu.

VII IZJAVE O RASPOLOIVOSTI I OBAVJETENJA O UGOVORIMA lanak 16.

Izjave o rasploivosti Svaka EP e, na satnoj osnovi u okviru Dnevnog rasporeda, obavjetavati NOS o raspoloivosti svake svoje proizvodne jedinice koja je Sporazumom o pomonim uslugama predviena za pruanje pomonih usluga.

lanak 17. Procedura obavijesti o ugovoru

Svaki trini uesnik je odgovoran za podnoenje NOS-u svih nekomercijalnih informacija koje su u ovom tekstu nazivaju obavjetenjem o ugovoru, u vezi sa svakim sklopljenim bilateralnim ugovorom.

Trina pravila

Strana 13 od 30

Obavijesti o ugovoru dostavljene od strane uesnika na tritu vezanih za iste transakcije se moraju podudarati tj. energetske koliine prodate trinom uesniku moraju biti iste kao energetske koliine kupljene od strane uesnika na tritu. Svi trgovci e podnijeti izbalansirane ugovore tj. energetske koliine koje su kupljene moraju se tano podudarati sa energetskim koliinama koje trgovac prodaje. NOS e unakrsno provjeriti obavijesti o ugovoru dostavljene od strane trinih uesnika i nominacije dostavljene od strane BOS i u sluaju neusklaenosti zahtjevati e ispravke.

lanak 18. Potrebni podaci za obavjetenja o ugovorima

Uesnici na tritu e obavijestiti NOS o svojim ugovorima, pri emu e za svaki ugovor identificirati sljedee: Identifikacija ugovorenih strana (Naziv kompanija, EIC kodovi, ...); Take prijema/isporuke; Trajanje ugovora; Ugovorene koliine i odgovarajui satni programi. Navedeni zahtjevi se odnose na sve bilateralne ugovore ukljuujui ugovore za izvoz/uvoz. Striktna povjerljivost se odnosi na obavjetenja o ugovorima i nijedna komercijalna informacija se ne treba dostavljati NOS-u. NOS e odrediti format za obavjetenja o ugovorima.

lanak 19. Raspored obavjetenja o ugovorima

Obavjetenja o ugovoru se mogu dostaviti najranije godinu dana prije perioda poravnanja u kojem ugovor poinje i moe se aurirati do perioda gate closure za renominacije koje dostavi BOS, u skladu sa Mrenim kodeksom (6.5.).

VIII REGISTRACIJA BROJILA BOS

lanak 20. Registracija brojila BOS

Svaka BOS, nakon to dostavi obavjetenje NOS-u u vezi sa kompletnom listom jedinica za proizvodnju, kao i o kvalificiranimm i nekvalificiranim kupcima za koje ima balansnu odgovornost, NOS-u dostavlja i listu brojila, koja je potvrena od strane Prijenosne kompanije, koja su povezana sa svakim njenim lanom ili grupi toaka prikljuka njenih lanova, u skladu sa Mrenim kodeksom (Kodeks mjerenja). NOS e registrirati pod svakom BOS sva relevantna obraunska brojila ija e oitavanja osigurati podatke za poravnanje svih energetskih transakcija i debalansa odgovorajue BOS u skladu sa Mrenim kodeksom (Kodeks mjerenja).

Trina pravila

Strana 14 od 30

IX NABAVKA I NADOKNADA ZA POMONE USLUGE

lanak 21. Pomone usluge

Prema Tarifnoj metodologiji pomone usluge su: 1. reguliranje frekvencije i aktivne snage primarna, sekundarna i tercijerna rezerva; 2. reguliranje napona i reaktivne snage; 3. black start(pokretanje elektrane baz vanjskog napajanja); 4. prekomjerno preuzimanje reaktivne energije; 5. balansiranje nenamjernih odstupanja; 6. pokrivanje tehnikih gubitaka elektrine energije na prijenosnoj mrei.

U Mrenom kodeksu (7.2.25.) se utvruje obveza elektroprivreda u BiH (u toku Faze I) da u godinjoj bilaci elektrine energije naznae tehnike mogunosti svojih agregata za pruanje pomonih usluga po mjesecima. U nadlenosti DERK-a je tarifna metodologija za pomone usluge, a FERK i REERS izdaju regulirane cijene za proizvodne jedinice (cijenu kapaciteta i cijenu energije). U godinjoj bilanci elektrine energije, NOS e procijeniti potrebne koliine svih pomonih usluga za narednu godinu i financijski iznos za pruanje svake pojedinane usluge na godinjoj osnovi, te dati procjenu ukupnog financijskog iznosa za pruanje svih pomonih usluga. NOS e godinje, na bazi informacija dobivenih od elektroprivreda i reguliranih cijena izraivati Listu proizvodnih jedinica za pruanje pomonih usluga koju e odobravati DERK. Ukoliko elektroprivrede ne dostave potrebne podatke za pruanje pomonih usluga, NOS e elaborirati trenutnu situaciju i predloiti DERK-u nain osiguranja pomonih usluga.

lanak 22. Primarna regulacija

Proizvodne jedinice e osigurati primarnu regulaciju frekvencije i snage o svom troku, u skladu sa tehnikim uvjetima koji su utvreni u Mrenom kodeksu (7.2.18. 7.2.21.).

lanak 23. Odredbe o sekundarnoj regulaciji u Sporazumu o pomonim uslugama

Sporazum o pomonim uslugama e, za svaku elektranu sa Liste proizvodnih jedinica za pruanje pomonih usluga (za sekundarnu regulaciju), sadravati : - obim ponuene rezervne snage u MW;

Trina pravila

Strana 15 od 30

- gradijent poveanja/pada snage u MW/min; - reguliranu cijenu kapaciteta u KM/MW-mjeseno, i; - procjenjenu ukupnu godinju koliinu usluge u KM, na osnovu bilansa.

lanak 24. Uvjeti sustava za sekundarnu rezervu

Metodologija raunanja zahtjeva elektro-energetskog sustava za sekundarnu rezervu u MW za mjesec m (ZSSRm), kao funkcije najveeg optereenja sustava (maksimalna satna potronja), definirana je u Mrenom kodeksu (7.2.23.), a godinja bilanca e sadravati mjesene proraune ZSSRm. ZSSRm = Zahtjev elektro-energetskog sustava za sekundarnom rezervom (MW) u

mjesecu m.

lanak 25. Odabir kapaciteta za sekundarnu regulaciju od strane NOS-a

Na temelju Liste proizvodnih jedinica za pruanje pomonih usluga koji se odnose na automatsku sekundarnu regulaciju i koje su elektroprivrede dostavile u skladu sa lankom 21., te prorauna i oekivane raspoloivosti jedinica za relevantan mjesec iz godinje bilance, NOS e odabrati elektrane (proizvodne jedinice) koje su potrebne za ispunjenje uvjeta opisanih u lanku 24. Kriterij za odabir je kriva reguliranih cijena kapaciteta proizvodnih jedinica (merritt order). Ako Proizvoa ima namjeru pruati uslugu automatske sekundarne regulacije sa elektrane koja nije odabrana za vrenje sekundarne regulacije (Mreni kodeks 7.2.26.) u konkretnom razdoblju, to e biti mogue pod sljedeim uvjetima: Elektrana iz koje e se isporuivati energija mora biti na Listi proizvodnih jedinica za

pruanje pomonih usluga za vrenje sekundarne regulacije u konkretnom mjesecu. U svakom satu NOS mora znati koja(e) elektrana(e) prua(ju) tu uslugu kako bi se mogao

vriti praenje kvaliteta i obraun sekundarne regulacije. Elektroprivreda e dobiti naknadu u skladu sa cijenom odabrane elektrane (proizvodne

jedinice) za konkretno razdoblje, a ne one koja e isporuivati energiju. lanak 26.

Uee svake EP u trokovima sekundarne rezerve Uee svake EP u ukupnom troku osiguranja sekundarne rezerve BIH e biti jednako procentualnom iznosu sekundarne rezerve koju bi svaka EP trebala osigurati da bi zadovoljila optereenje svih potroaa za koje je balansno odgovorna u ukupnom iznosu. Obveza za pokrivanje trokova EP i za sekundarnu rezervu (OPTSREPi) izraena u postotcima, rauna se na sljedei nain:

=

= 3

1i

SREPi

SREPi

EPi

R

ROPTSR (%);

gdje je:

Trina pravila

Strana 16 od 30

SREPiR = Potreba EP i za sekundarnom rezervom u MW za vrno optereenje

potroaa u razmatranom razdoblju za koje je EP i balansno odgovorna u sluaju da radi u izoliranom reimu. Potreba se rauna prema metodologiji koja je definirana u Mrenom kodeksu (7.2.23).

lanak 27. Nadoknada pruateljima kapaciteta sekundarne rezerve

Svaki Proizvoa ija proizvodna jedinica bude odabrana za osiguranje sekundarne rezerve e dobiti odgovarajuu nadoknadu u skladu sa reguliranom cijenom kapaciteta odabrane jedinice koju izdaju odgovarajui entitetski regulatori. Nadoknada se odnosi samo na one sate u kojima je kvalitet regulacije bio na odgovarajuem nivou. Obraun kvaliteta sekundarne regulacije vi NOS. U sluaju da je usluga sekundarne regulacije pruana sa elektrane koja nije odabrana za vrenje usluge, nain obrauna e ostati isti, s tim da e se koristiti cijena odabrane jedinice (najjeftinija). Nadoknada za kapacitet sekundarne rezerve jedinice g u toku mjeseca m (NKSRgm) u KM/mjeseno e se raunati kao:

NKSRgm = RKSRgm * CMKgm * FKm ; gdje je: RKSRgm = Rasploivi kapacitet sekundarne rezerve jedinice g u toku mjeseca m

(MW) CMKgm = Cijena mjesenog kapaciteta za jedinicu g koju izda odgovarajui

entitetski regulator (KM/MW-mjeseno) FKm = Faktor kvaliteta (0 FKm 1) koji oznaava dio sati u toku mjeseca m u

kojim je osigurana kvalitetna sekundarna regulacija. Rauna se na nain da se broj sati u kojima je regulacija bila kvalitetna podijeli sa ukupnim brojem sati u konkretnom mjesecu.

Kriteriji za kvalitet osiguranja sekundarne regulacije su definirani u Sporazumu o pomonim uslugama. NOS e mjeseno izraivati izvjetaje o radu sekundarne regulacije.

lanak 28. Raspodjela trokova kapaciteta sekundarne rezerve

Svaka EP (Proizvoa) koja je vlasnik proizvodnih jedinica koje osiguravaju kapacitete za sekundarnu rezervu dobivati e mjesenu naknadu za svoj doprinos u osiguranju kapaciteta za sekundarnu rezervu (vidi lan 27.) jednak zbiru NKSRgm u toku mjeseca m. Istovremeno e se svaka EP, koja je odgovorna za financijsku obvezu svojih potroaa prema pruateljima pomonih usluga, teretiti mjeseno za iznos koji je jednak procentualnom iznosu OPTSREPi u ukupnom troku osiguranja (vidi lanak 26) kapaciteta sekundarne rezerve u toku konkretnog mjeseca. Ukupan troak osiguranja kapaciteta sekundarne rezerve u toku mjeseca NKSRgm rauna se kao zbir relevantnih trokova svih proizvodnih jedinica koje odabere NOS u mjesecu m za pruanje takvih usluga. Zbog gore navedenog, svaka EP e imati neto iznos koji e platiti ili primiti. Elektroprivrede e meusobno izdavati raune u skladu sa obraunom NOS-a.

Trina pravila

Strana 17 od 30

lanak 29. Energija po osnovu sekundarne regulacije u toku faze Ia

U toku faze Ia financijski e se nadoknaivati samo kapacitet sekundarne rezerve. Sve neto koliine energije (pozitivne ili negativne) osigurane za sekundarnu regulaciju e biti ukljuene u program kompenzacije svake EP prema vanjskim operatorima sustava za naredno razdoblje nadoknade.

lanak 30. Nadoknada energije po osnovu sekundarne regulacije u toku faze Ib

U toku faze Ib nadoknada energije koja je proizvedena za sekundarnu regulaciju e se osigurati putem mehanizma poravnanja debalansa (vidi lan 51.).

lanak 31. Odredbe o tercijarnoj rezervi u Sporazumu o pomonim uslugama

Sporazum o pomonim uslugama e, za svaku elektranu sa Liste proizvodnih jedinica za pruanje pomonih usluga (za tercijernu regulaciju), sadravati sljedee: obim ponuene rezervne snage u MW; gradijent poveanja snage u MW/min od 0 do maksimalne snage; reguliranu cijenu kapaciteta u KM/MW-mjeseno, i; ukupnu procjenjenu godinju koliinu usluge u KM, na temelju bilance elektrine

energije.

lanak 32. Zahtjevi sustava za tercijarnu rezervu i kriteriji za aktiviranje

Metodologija izraunavanja zahtjeva sustava za tercijarnu rezervu u MW za mjesec m (ZSTRm), definirana je u Mrenom kodeksu (7.2.30.) i godinja bilaca e sadravati mjesene proraune ZSTRm. Mreni kodeks takoer sadri kriterije za aktiviranje tercijarnih rezervi kao to su: definicija dogaaja koji su izazvali aktiviranje tercijarnih rezervi; redoslijed aktiviranja jedinica tercijarne rezerve.

lanak 33. Osiguranje kapaciteta tercijarne rezerve od strane NOS-a

Na temelju Liste proizvodnih jedinica za pruanje pomonih usluga koji vre tercijernu regulaciju i koje su elektroprivrede dostavile u skladu sa lankom 21., te prorauna i oekivane raspoloivosti jedinica za relevantan mjesec iz bilance elektrine energije, NOS e odabrati proizvodne jedinice koje su potrebne da bi se ispunio zahtjev koji je opisan u lanku 32. Kriterij za odabir je kriva cijene kapaciteta proizvodnih jedinica (merritt order).

Trina pravila

Strana 18 od 30

Ako Proizvoa eli isporuiti tercijernu energiju iz elektrane koja nije izabrana za vrenje tercijerne regulacije u konkretnom razdoblju, to e biti mogue pod sljedeim uvjetima: Elektrana iz koje e se isporuivati energija mora biti na Listi proizvodnih jedinica za

pruanje pomonih usluga za vrenje tercijerne regulacije u konkretnom mjesecu. NOS mora potvrditi prihvatljivost promjene sa aspekta sigurnosti sustava. Proizvoa e dobiti naknadu u skladu sa cijenom odabrane proizvodne jedinice za

konkretno razdoblje, a ne one koja e isporuivati energiju.

lanak 34. Uee u trokovima tercijarne rezerve svake EP

Uee svake EP u ukupnom troku osiguranja kapaciteta tercijerne rezerve e biti rapodjeljeno prema procentualnom ueu svake EP u bruto potronji u protekloj godini.. Obveza za pokrivanje trokova EP i za kapacitet tercijarne rezerve (OPTTREPi) izraena u postotcima, rauna se na sljedei nain:

=

= 3

1iEPi

EPiEPi

GP

GPOPTTR (%);

gdje je: GPEPi = Ostvarena bruto potronja u protekloj godini (GWh) za sve potroae pod

EP i za koje je balansno odgovorna.

lanak 35. Nadoknada pruateljima kapaciteta za tercijarnu rezervu

Svaki Proizvoa ija proizvodna jedinica bude odabrana za osiguranje tercijarne rezerve e mjeseno dobivati nadoknadu na temelju regulirane cijene kapaciteta koju izda odgovarajui entitetski regulator za datu jedinicu, i na temelju ispunjavanja naloga NOS-a za angairanje tercijerne rezerve. U sluaju da je usluga tercijerne regulacije pruana sa elektrane koja nije odabrana za vrenje usluge, nain obrauna e ostati isti, s tim da e se koristiti cijena odabrane jedinice (najjeftinija). U Sporazumu o pomonim uslugama su definirani kriteriji to se smatra nepotivanjem dispeerskih naloga NOS-a koje se odnose na angairanje tercijarne rezerve. Proizvoa e primiti nadoknadu u potpunosti kada ne bude bilo nepotivanja dispeerskih naloga za angairanje tercijerne rezerve u tom mjesecu. Nadoknada za kapacitet tercijarne rezerve jedinice g u toku mjeseca m (NKTRgm) u KM/mjeseno e se raunati na sljedei nain: Ako je INgm > 0, NKTRgm = RKTRgm * CMKgm * (1 (NINgm / INgm)); Ako je INgm = 0, NKTRgm = RKTRgm * CMKgm ;

Trina pravila

Strana 19 od 30

gdje je: RKTRgm = raspoloiv kapacitet jedinice g za tercijernu rezervu u toku mjeseca m (MW-mjesec) CMKgm = mjesena cijena kapaciteta za jedinicu g koju izda odgovarajui entitetski

regulator (KM/MW-mjesec) INgm = broj instrukcija o dispeiranju jedinici g koje je izdao NOS u toku mjeseca

m

NINgm = broj neispotovanih instrukcija jedinice g u toku mjeseca m

lanak 36. Raspodjela trokova kapaciteta tercijarne rezerve

Svaka EP (Proizvoa), vlasnik proizvodnih jedinica koje osiguravaju kapacitet za tercijarnu rezervu, dobivati e mjesenu naknadu za svoj doprinos u osiguranju kapaciteta tercijarne rezerve BIH (vidi lanak 35.) jednak zbiru NKTRgm u toku mjeseca m. Istovremeno e se svaka EP koja je odgovorna za financijsku obvezu svojih potroaa prema pruateljima pomonih usluga teretiti mjeseno za iznos koji je jednak procentualnoj obvezi (OPTTREPi) u ukupnom troku osiguranja (vidi lanak 34) kapaciteta tercijarne rezerve u toku konkretnog mjeseca. Ukupan troak osiguranja kapaciteta tercijarne rezerve u toku mjeseca NKTRgm rauna se kao zbir relevantnih trokova svih proizvodnih jedinica koje odabere NOS u mjesecu m za pruanje tih usluga. Zbog gore navedenog svaka EP e imati neto iznos koji e platiti ili primiti. Elektroprivrede e meusobno izdavati raune u skladu sa obraunom NOS-a.

lanak 37. Nadoknada energije koja je proizvedena u tercijarnoj regulaciji u toku faze Ia

U toku faze Ia za svaki dogaaj aktiviranja tercijarne rezerve, NOS e na temelju dispeerskih naloga tono utvrditi koliine energije koja je proizvedena/potroena. Proizvoai koji su ispotovali dispeerske naloge NOS-a i osigurali potrebnu energiju dobit e nadoknadu za energiju po najvioj reguliranoj cijeni energije (najskuplja jedinica) u konkretnoj godini. Elektroprivrede koje su prouzrokovale aktiviranje tercijarne rezerve e se teretiti mjeseno za financijski iznos koji je jednak umnoku koliine tercijerne energije koja je anagairana za anuliranje njihove greke i cijene tercijerne energije. U Mrenom kodeksu (7.2.31.) su definirani kriteriji za utvrivanje koliine energije koja je potrebna u toku sustavnog dogaaja koji zahtijeva aktiviranje tercijarnih rezervi.

lanak 38. Nadoknada energije koja je proizvedena za tercijarnu regulaciju u toku faze Ib

U toku faze Ib nadoknada energije proizvedene za tercijarnu regulaciju e se osigurati putem mehanizma poravnanja debalansa (vidi lanak 51.).

Trina pravila

Strana 20 od 30

lanak 39. Odredbe o kontroli napona i reaktivnoj energiji u sporazumu o pomonim uslugama

Proizvodne jedinice e pruati ove usluge u skladu sa tehnikim uvjetima navedenim u Mrenom kodeksu (7.2.41. i 7.2.42.). Za pruene usluge Proizvoai e dobiti nadoknadu u skladu sa tarifama za pomone usluge.

lanak 40. Prekomjerno preuzimanje reaktivne energije

Prekomjerno preuzimanje reaktivne energije je pozitivna mjesena razlika izmeu izmjerene reaktivne energije i reaktivne energije koja odgovara faktoru snage cos =0,95 induktivno (reaktivna energija koja prelazi 33% aktivne energije koja je preuzeta u istom razdoblju). Od distributivnih operatora i kupaca koji su izravno povezani na prijenosnu mreu e se naplaivati prekomjerno preuzeta reaktivna energija u svim tokama preuzimanja. Sredstva prikupljena usljed prekomjernog preuzimanja reaktivne energije e se rasporediti meu proizvoaima u mjesenim iznosima proporcionalno njihovom doprinosu ukupnoj reaktivnoj energiji koju proizvedu u konkretnom mjesecu. Prema Tarifnoj metodologiji cijena prekomjernog preuzimanja reaktivne energije pR je:

3A

Rpp = ,

gdje je PA prosjena cjena proizvodnje aktivne energije na pragu proizvodnje u Bosni i Hercegovini na godinjoj osnovi (referentna cijena proizvodnje), izraunata prema sljedeoj formuli:

=

=

= N

ii

N

iii

A

W

Wpp

1

1

pi cijena proizvodnje elektrine energije na pragu proizvodne jedinice i, Wi godinja proizvodnja proizvodne jedinice i, N broj proizvodnih jedinica za koje je proizvodna cijena utvrena na pragu.

lanak 41. Sposobnost black starta

Sporazum o pomonim uslugama e sadravati listu proizvodnih jedinica koje imaju sposobnost black starta u skladu sa tehnikim kriterijima koji su utvreni u Mrenom kodeksu. Uvjeti za proizvodne jedinice koje mogu pruati uslugu black starta e biti definirani u Mrenom kodeksu. Proizvodne jedinice koje budu pruale tu uslugu e dobiti nadoknadu u skladu sa DERK-ovom tarifnom metodologijom. Na temelju metodologije e se utvrditi ukupan godinji iznos troka osiguranja black starta za cijeli BIH sustav (GTBS). Svaka EP - vlasnik proizvodnih jedinica koje pruaju uslugublack starta e primiti mjesenu naknadu za svoj doprinos.

Trina pravila

Strana 21 od 30

Mjesena obveza svake EP u ukupnom troku osiguranja black starta (OEPTBS) proporcionalna je bruto potronji svih potroaa za koje je balansno-odgovorna u protekloj godini.

12*3

1

GTBS

GP

GPOEPTBS

iEPi

EPi

=

=

gdje je: GPEPi = Ostvarena bruto potronja u protekloj godini (GWh) za sve potroae pod

EP i za koje je balansno odgovorna.

Zbog gore navedenog svaka EP e imati neto iznos koji e platiti ili primiti. Elektroprivrede e meusobno izdavati raune u skladu sa obraunom NOS-a.

X UPRAVLJANJE OGRANIENJIMA

lanak 42. Ogranienja na interkonekcijama

Uesnici na tritu koji su imatelji licenci za meunarodnu trgovinu koji ele uvesti ili izvesti energiju e uestvovati na aukcijama za dodjelu interkonektivnih kapaciteta, prema procedurama koje definira NOS. NOS e dodijeliti uesniku na tritu iznos maksimalnog kapaciteta koji ima pravo koristiti za nominirane transakcije izvoza/uvoza na svakoj interkonekciji u odreenom razdoblju. NOS nee prihvatati nominacije, niti obavijesti o ugovorima ako odgovarajuim uesnicima nije dodijeljen interkonektivni kapacitet. U toku procedure upravljanja zaguenjima dan unaprijed, NOS moe narediti svakom uesniku na tritu da modificira koliine bilo kojih izvozno/uvoznih transakcija za bilo koje razdoblje u toku narednog dana, iz razloga sigurnosti sustava. Procedura upravljanja zaguenjima dan unaprijed je definirana u Mrenom kodeksu (6.7.).

lanak 43. Upravljanje internim ogranienjima prije Gate Closure

NOS e objavljivati sva predviena ogranienja u sustavu koji mogu imati efekat na koliine nominiranih transakcija od strane trinih uesnika, prema procedurama koje su opisane u Mrenom kodeksu (6.7.). NOS e pokuati postii sporazum sa ukljuenim uesnicima na tritu u vezi sa eventualnim mjerama koje e se poduzeti, u sluaju da je ogranienje otkriveno nakon to su dostavljene poetne nominacije i prije gate closure. U sluaju da se postigne takav sporazum, koliine e biti renominirane i regulirana cijena energije constraind off i constranid on koju identificira NOS e biti koritena da se izraunaju odgovarajui iznosi za naplatu meu EP.

Trina pravila

Strana 22 od 30

NOS e za svaku proizvodnu jedinicu g registrirati sat i iznos energije koja je renominirana kao to je to gore opisano (RCMQgh). Za svaki sat NOS e mnoiti RCMQgh sa odgovarajuom cijenom energije i raunati nadokande/potraivanja uzrokovana upravljanjem zaguenjima od strane proizvodne jedinice ili optereenja na satnoj osnovi. Ovi iznosi e se zbrajati na mjesenoj osnovi za svaku EP kako bi se dobili bruto iznosi renominacija za upravljanje zaguenjem (CMRMAi). Mjesena isplata ili potraivanja za renominacija upravljanja zaguenjem alocirana za svaku EP su data u sljedeoj formuli:

+=i

iiii CMRMAOTRCMRMAMRCMP *%

U sluaju da NOS nije uspjeno rijeio ogranienje u toku tog perioda, on moe smanjiti/odbiti odreene transakcije u programu nominacije da bi se ispotovali kriteriji sigurnosti utvreni u Mrenom kodeksu.

lanak 44. Upravljanje internim ogranienjima nakon Gate Closure

NOS e tokom faze Ib upravljati internim ogranienjima (unutar BiH) u sustavu koji se otkriju nakon gate closure tako to e dati upute za promjene u proizvodnji proizvodnih jedinica u skladu sa procedurama koje su opisane u Mrenom kodeksu (6.7.). Proizvodne jedinice koje dobiju instrukcije od NOS-a za promjenu proizvodnje/preuzimanja zbog internih ogranienja u sustavu e dobiti naknadu ili e platiti za poveanje/smanjenje proizvodnje u skladu sa reguliranim cijenama, na sljedei nain: - Proizvodna jedinica koja je dobila instrukciju da poveava svoju proizvodnju e dobiti

nadoknadu u iznosu dodatno proizvedene energije pomnoene sa odgovarajuom reguliranom cijenom energije za proizvodnu jedinicu

- Proizvodna jedinica koja je dobila instrukciju da smanji svoju proizvodnju e biti zaduena za financijski iznos koji je jednak umnoku iznosa smanjene energije i odgovarajue niske cijene debalansa za taj dan (vidi lan 52. za obraunavanje dnevnih cijena debalansa).

NOS e evidentirati svaku proizvodnu jedinicu, optereenje i sat u kojem su date upute tokom realnog vremena radi upravljanje zaguenjem (CMQgh). Za svaki sat NOS e mnoiti CMQgh sa odgovarajuom cijenom energije i raunati iznose za plaanje i potraivanje na satnoj osnovi radi upravljanja zaguenjem. Ovi iznosi e se sumirati na mjesenoj osnovi za svaku BOS kako bi se dobili bruto iznosi za upravljanje zaguenjem (MCMAi).

Mjesena plaanja ili potraivanja za upravljanja zaguenjem alocirana za BOS i iznosi:

+=i

MCMAiOTRiMCMAiMCMPi *%

Trina pravila

Strana 23 od 30

NOS e mjeseno dostavljati DERK-u izvjetaj o trokovima nastalim zbog upravljanja zaguenjima.

XI NADOKNADA NENAMJERNIH ODSTUPANJA SA VANJSKIM KONTROLNIM PODRUJIMA

lanak 45. Faza Ia: nenamjerna odstupanja i program kompenzacije svake balansno-odgovorne

strane U toku faze Ia svaka EP (BOS) nadlena je za svoj program razmjene energije u kontrolnom podruju i njegovu realizaciju. U toku faze Ia nenamjerna odstupanja za svaku EP (BOS) se izraunavaju kao razlika izmeu ostvarene razmjene i vaeeg programa razmjene. Nenamjerna odstupanja za svaku EP (BOS) se evidentiraju u toku razdoblja evidentiranja (tjedna) od svakog ponedjeljka u 00:00 sati do nedelje u 24:00 sata. U tom razdoblju odstupanja svake EP (BOS) od programa razmjene se evidentiraju za svako tarifno razdoblje. Nenamjerna odstupanja za konkretno razdoblje evidentiranja se dodaju akumuliranim odstupanjima iz prethodnih razdoblja. Nenamjerna odstupanja za svaku EP (BOS) e se nadoknaditi putem programa kompenzacije koji izraunava NOS za svako tarifno razdoblje. Realizacija programa kompenzacije e se provesti u toku razdoblja kompenzacije (tjedna) koji poinje 3 dana nakon zavretka zadnjeg razdoblja evidentiranja (etvrtak u 00:00 sati do srijede u 24:00 sata). Za dato razdoblje evidentiranja, iznos kompenzacije za svaki BOS za svako tarifno razdoblje e se utvrditi kao koeficijent, odnosno kao odnos izmeu njegovog iznosa nenamjernog odstupanja za tarifno razdoblje (zbir nenamjernih odstupanja koja su gore opisana u razdoblju od odreenog broja sati u odgovarajuem tarifnom razdoblju) i trajanje odgovarajueg tarifnog razdoblja u satima (h). Iznos u MWh/h koji e se zaokruiti na najblii cijeli broj.

lanak 46.

Faza Ia: Korekcije nakon mjerenja Na kraju svakog mjeseca NOS e pripremiti program korekcija za svaku BOS, s ciljem ispravke razlike izmeu mjerenja u stvarnom vremenu i mjesenog evidentiranja komercijalnih brojila sa svim dodirnim BOS ili vanjskim kontrolnim podrujem. Program korekcija definira pozitivne ili negativne koliine energije koje su raspodjeljene na svaku BOS kako bi se izvrila ispravka usljed podataka mjerenja u stvarnom vremenu koji su se koristili tokom prethodnog mjeseca. Koliine definirane programom korekcije e biti dodane programu razmjene svake BOS tokom posljednjeg tjedna tekueg mjeseca za prethodni mjesec. Mjeseni program korekcija e biti izraunat od strane NOS-a za svako tarifno razdoblje. Iznos korekcije (kWh) raspodjeljen po svakom tarifnom razdoblju e biti proporcionalan iznosu razmjene u stvarnom vremenu zabiljeenom u odgovarajuem tarifnom razdoblju.

Trina pravila

Strana 24 od 30

Program korekcije u MWh/h za svako tarifno razdoblje e se raunati kao koeficijent, odnosno odnos izmeu iznosa korekcije (kWh) i trajanja odgovarajueg tarifnog razdoblja u satima (h). Iznos u MWh/h dobiven na taj nain e se zaokruiti na najblii cijeli broj.

lanak 47. Faza Ib: nenamjerna odstupanja i program kompenzacije za svaku BOS

U toku faze Ib debalans na satnoj osnovi svake BOS (koliina GRih u lanu 51. koja je jednaka razlici izmeu stvarne realizacije izmjerene razmjene i nominiranog programa razmjene) dijeli se na dva dijela.

a) debalans za koji je BOS financijski odgovorna (ukljuujui debalans i u gubicima i u koliinama po osnovu upravljanja zaguenjima) i kojima nadokandu plaaju druge BOS u BiH (UGRih + RGih + CMQih u lanu 51), i;

b) doprinos BOS nenamjernom odstupanju BIH kontrolnog podruja ije se poravnanje vri u naturi sa vanjskim kontrolnim podrujima.

Nenamjerno odstupanja kontrolnog podruja BiH u satu h (NOKPh) se proporcionalno rasporeuje meu BOS ije je odstupanje u istom pravcu kao i NOKPh. Raspodjela NOKPh svakoj BOS (a,b,c) u satu h (NOah, NObh, NOch) se izraunava na sljedei nain:

1. Ako su iznosi debalansa bilo koje dvije BOS (tj. GRah, GRbh) u istom pravcu (isti znak) kao i nenamjerno odstupanje kontrolnog podruja (NOKPh), a koliina debalansa tree BOS (GRch) je u suprotnom pravcu od NOKPh, tada je

NOah = NOKPh * [GRah / (GRah + GRbh)] NObh = NOKPh * [GRbh / (GRah + GRbh)] NOch = 0

2. Ako su iznosi debalansa bilo koje dvije BOS (i.e. GRah, GRbh) u suprotnom pravcu (suprotan znak) od nenamjernog odstupanja kontrolnog podruja (NOKPh), a iznos debalansa tree BOS (GRch) je u istom pravcu kao NOKPh, tada je

NOah = 0 NObh = 0 NOch = NOKPh

3. Ako su iznosi debalansa tri BOS (GRah, GRbh, GRch) u istom pravcu (isti znak) kao i nenamjerno odstupanje kontrolnog podruja (NOKPh), tada je

NOah = IGRah NObh = GRbh NOch = GRch

Nenamjerna odstupanja za svaku BOS u toku razdoblja evidentiranja e se nadoknaditi putem programa kompenzacije koji izraunava NOS za svako tarifno razdoblje. Kompenzacijski

Trina pravila

Strana 25 od 30

program e se provesti u toku razdoblja kompenzacije (tjedna) koji poinje 3 dana nakon zavretka zadnjeg razdoblja evidentiranja (etvrtak u 00:00 sati do srijede u 24:00 sata). Za dato razdoblje evidentiranja, iznos kompenzacije za svaku BOS za svako tarifno razdoblje e se utvrditi kao koeficijent izmeu iznosa nenamjernog odstupanja za tarifno razdoblje NOih (zbir nenamjernih odstupanja koja su gore opisana u razdoblju od odreenog broja sati u odgovarajuem tarifnom razdoblju) i trajanje odgovarajueg tarifnog razdoblja (h). Iznos u MWh/h koji se na taj nain dobije e se zaokruiti na najblii cijeli broj.

lanak 48. Nenamjerna odstupanja i program nadonknade BiH kontrolnog podruja

NOS je odgovoran za reguliranje frekvencije i snage razmjene, programe razmjene, obraun i razmjenu podataka za BIH kontrolno podruje. Nadoknada BiH kontrolnog podruja sa vanjskim kontrolnim podrujima se rauna i nadoknauje u naturi (energijom) za svako tarifno razdoblje prema sadanjoj UCTE metodologiji. Za raunanje nenamjernih odstupanja BiH kontrolnog podruja u toku razdoblja evidentiranja, NOS e sumirati odgovarajua nenamjerna odstupanja za svaku EP (BOS). Program kompenzacije za BiH kontrolno podruje e biti izraunat od strane blok koordinatora, a nakon provjere tih podataka NOS e izraunati raspodjelu kompenzacije izmeu EP (BOS).

lanak 49. Raspodjela UCTE penala

U sluaju nenamjernih odstupanja BiH kontrolnog podruja sa vanjskim kontrolnim podrujima izvan odreenih granica definiranih na UCTE nivou, NOS e eventualne dodatne trokove raspodijeliti izmeu BOS. Zaduenja e se raspodijeliti meu svim BOS proporcionalno iznosu njihovih nenamjernih odstupanja. Zaduenje e se alocirati samo na one BOS za koje je evidentirano odstupanje u istom pravcu (uvoz/izvoz) kao neto odstupanje BiH kontrolnog podruja u toku relevantnog tarifnog razdoblja.

XII NADOKNADE I PORAVNANJA

lanak 50. Faza Ib: Procesa izraunavanja debalansa

Nakon zavrenog dana, NOS e poravnati ostvarene satne vrijednosti sa prihvaenim satnim nominacijama i obavijestima o ugovoru. Instrukcije za meusobno izdavanje rauna NOS e pripremati za svaki mjesec i izdavati dvanesti (12) radni dan u mjesecu za prethodni mjesec. Instrukcije e biti dostavljene svakoj EP (BOS) za njihovo meusobno poravnanje.

Trina pravila

Strana 26 od 30

Kada se zavri trgovinski dan (TD), svi potrebni podaci e se prikupiti i verificirati da bi se omoguilo izraunavanje poravnanja. Ovo prikupljanje podataka podrazumijeva prikupljanje i verifikaciju sljedeeg: Prihvaenih nominacija i renominacija, odnosno vaeih Dnevnih rasporeda. Naloga NOS-a za angairanje Pomonih usluga. Nalog za dispeiranje u sluaju zaguenja. Izmjerena proizvodnja, po proizvodnoj jedinici. Oitavanja brojila za prijem i isporuku BOS.

Prikupljanje podataka i validacija od strane NOS-a e se zavriti u roku od 5 dana od TD sa sljedeim programom aktivnosti: TD + 1 dan: itanje brojila; TD + 5 dana : raunanje iznosa koji se mjere svaki sat

Aktivnosti nakon zavretka trgovinskog mjeseca (TM) su: TM + 6 dana: NOS e dostaviti svakoj BOS mjeseno izvjee sa izmjernim i

proraunatim satnim podacima u mjesecu TM. TM + 8 dana: BOS mogu podnijeti NOS-u prigovor na mjeseno izvjee vezan za

tonost podataka. TM + 10: U sluaju da NOS smatra da je zahtjev opravdan, izdaje novo mjeseno

izvjee i dostavlja BOS. Ako NOS smatra da je zahtjev neutemeljen, obavjetava BOS o tome i nastavlja sa poravnanjem prema vaeem mjesenom izvjeu.

U sluaju sporova BOS je duan platiti odgovarajui iznos u skladu sa instrukcijama za izdavanje rauna izdatim od strane NOS-a, odnosno spor ne odgaa izvravanje obveza. Nakon rjeavanja spora u skladu sa lankom 55. ako je potrebno doi e do ispravke rauna.

lanak 51. Faza Ib: Izraunavanje debalansa i poravnanje

U skladu sa lankom 47, tokom faze Ib, BOS su financijski odgovorne za debalanse koje nadoknauju drugim BOS u BiH. Doprinos BOS debalansa izvozu/uvozu kontrolne zone ne nadoknauje se u financijskom smislu nego se nadoknauje u naturi preko programa kompenzacije. U toku faze Ib satno obraunavanje debalansa BOS e poeti u skladu sa procesom koji je opisan u lanku 50. Za svaku BOS debalans se definira kao neto debalans grupe BOS u cijelosti.

Iznos debalansa po satu ihGR (MWh) za BOS i rauna se za sat h kako slijedi:

Trina pravila

Strana 27 od 30

( ) ( )

=

Ooohoh

Ggghghih NPMPGNGMGR

gdje je, G grupa proizvodnih jedinica za koje je BOS i balansno odgovoran; O set svih potroaa za koje je BOS i balansno odgovoran; GMgh izmjerena proizvodnja proizvodne jedinice g u MWh u satu h; MPoh izmjerena potronja potroaa o u MWh u satu h; GNgh nominirani nivo proizvodnje proizvodne jedinice g u MWh za sat h; NPoh nominirani nivo potronje potroaa o u MWh za sat h; U sluaju 0GRih , tada je BOS i injektovao energiju u sustav u toku sata h.

Za svaki sat NOS takoer proraunava razlike za gubitke BiH sustava u skladu sa sljedeom formulom:

hhh NGGRG = gdje je, RGh razlika u gubicima sustava u MWh za sat h; NGh nominirani gubici sistema (u MWh) za sat h ukljueni u skladu sa procedurom koja je

utvrena u Mrenom kodeksu (6.8.8.); Gh stvarni gubici sustava (u MWh) u satu h izraunati kao:

+=g o

hhohghh EXPMIMPMMPGMG

gdje je, IMPMh mjereni uvozi na sat h u (MWh); EXPMh mjereni izvozi na sat h u (MWh); Razlika u gubicima sistema RGh se zatim rasporeuje izmeu tri BOS, proporcionalno njihovoj potronji.

Razlika u iznosima gubitaka (u MWh) za svaku BOS i rauna se na sljedei nain:

=

o

oh

Oooh

iih MP

MPRGRG

U sluaju 0>ihRG , BOS i mora platiti za relevantne koliine u satu h U sluaju 0

Trina pravila

Strana 28 od 30

Ukupana koliina debalansa ( ihUGR ) koju je BOS i duna za poravnanje u satu h se rauna kao:

ihihihihih CMQNORGGRUGR = gdje je, GRih dio ukupnog nenamjernog odstupanja BiH kontrolne zone u satu h (NOKPh)

koji se dodjeljuje BOS i i nadoknauje u MWh preko programa nadokande, kao to je to definirano u lanku 47.

CMQih koliina nastala zbog upravljanja zaguenjem nakon gate closure BOS i tokom sata h koji se rauna sumirajui iznose CMQgh za svaku BOS kao to je opisano u lanku 44.

lanak 52. Faza Ib - Cijena debalansa

NOS e po prijemu satnih nominacija za sva razdoblja poravnanja narednog dana (program razmjene) izraunati i objaviti cijenu debalansa koja e se primjenjivati u toku narednog dana. Postojat e jedna cijena debalansa za sate u kojima kontrolno podruje BiH raspolae sa vikom snage/energije, odnosno sate u kojima je sustav dug i druga cijena debalansa za sate u kojima kontrolnom podruje BiH nedostaje snage/energije, odnosno sate u kojima je sistem kratak. U satu u kojem je regulacijska greka kontrolnog podruja negativna, smatra se da je sustav kratak. U satu u kojem je regulacijska greka kontrolnog podruja pozitivna, smatra se da je sustav dug. Visoka cijena debalansa (VCDd) za dan d e biti jednaka reguliranoj cijeni energije najskuplje proizvodne jedinice nominirane za taj dan d i koristit e se u toku razdoblja poravnanja u kojima je sustav kratak. Niska cijena debalansa (NCDd) za dan d e biti jednaka reguliranoj cijeni energije najjeftinije proizvodne jedinice nominiranim za taj dan d i primijenit e se u toku onih perioda poravnanja u kojima je sustav dug. Visoka cijena debalansa i Niska cijena debalansa e se definirati u KM/MWh.

lanak 53. Faza Ib Kompenzacija preko bilateralnog poravnanja

Za svaki dan d relevantnog mjeseca, NOS e raunati ukupnu nadoknadu za debalans UTDid za BOS i kako slijedi:

+=DHh

ihdKSh

ihdid UGRNCDUGRVCDUTD

pri emu je, KH sati u danu d u kojima je sustav kratak; DH sati u danu d u kojima je sustav dug.

Trina pravila

Strana 29 od 30

Na kraju mjeseca NOS rauna neto mjesenu nadoknadu za debalans za svaku BOS (NMNi) kako slijedi:

=

Mdidi UTDNMN ,

gdje je: M dani u relevantnom mjesecu. Ukupan iznos poravnanja za svaku BOS (USi) je zbir NMNi, MRCMPi (vidi lanak 43) i MCMPi.

S obzirom da u svim sluajevima

=

iiUS 0 , ovo omoguava bilateralno poravnanje

nadoknada meu BOS. Procedura je sljedea:

U sluaju US1 > 0 i oba US2 i US3 su negativni tada BOS 1 treba primiti iznos US2 + US3 od druge dvije BOS.

U sluaju US1 < 0, i oba US2 i US3 su pozitivni tada BOS 1 treba platiti iznos US2 + US3 drugim dvjema BOS.

XIII IZMJENE

lanak 54. Promjene Trinih pravila

Ova Trina pravila mogu se promijeniti na isti nain na koji su donijeta.

XIV RJEAVANE SPOROVA lanak 55.

Rjeavanje sporova U sluaju da se pojavi spor izmeu Korisnika sustava u vezi pravila i procedura definiranih Trinim pravilima strane e nastojati da, uz dobru volju, rijee spor u vezi pitanja o kojima se govori u ovim pravilima.

U sluaju da strane dogovorom ne uspiju rijeiti nastali spor, isti e se rjeavati sukladno zakonu, podzakonskim aktima i pravilima.

XV ODREDBE ZA NEPREDVIENE SITUACIJE

lanak 56. Odredbe za nepredviene situacije

Trina pravila

Strana 30 od 30

U hitnim situacijama koje zahtjevaju brzo djelovanje, NOS moe odstupiti od Trinih pravila o emu e pravovremeno obavijestiti DERK.

XVI PRIJELAZNE I ZAVRNE ODREDBE lanak 57.

Odredbe o stupanju na snagu i primjeni Trinih pravila Ova Trina pravila stupaju na snagu danom donoenja Odluke DERK-a o odobravanju istih, a primjenjuju se poevi od osmog dana od dana objave Odluke DERK-a u Slubenom glasniku BiH.

Trina pravila su odobrena na 20. redovnoj sjednici DERK-a odranoj 08.06.2006. godine.