izvjeÅ¡taj o stanju energetskog sektora crne gore u 2011. godini

Regulatorna agencija za energetiku 

Izvještaj o stanju energetskog sektora Crne Gore u 2011. godini 

Crna Gora 


IZVJEŠTAJ 

O STANJU ENERGETSKOG SEKTORA CRNE GORE 

U 2011. GODINI 

Podgorica, jun 2012.godine 

_____________________________________________________________________________ 

2



S A D R Ţ A J 

1. UVOD 5 

2. ENERGETSKI RESURSI I KAPACITETI 

2.1. Elektroenergetski sektor 

2.1.1 Proizvodni kapaciteti 

2.1.2. Prenosni kapaciteti 

2.1.3. Distributivni kapaciteti 

2.2. Sektor nafte i gasa 

2.2.1. Skladišni kapaciteti 

2.2.2. Transportni kapaciteti 

2.2.3. Prodajni kapaciteti 

5 

8 

8 

10 

13 

15 

15 

16 

16 

3. NALAZI IZ NADZORA ENERGETSKIH SUBJEKATA 

3.1. Pravno razdvajanje Elektroprivrede Crne Gore 

3.2. Pravno razdvajanje operatora trţišta 

3.3. Nadzor nad radom energetskih subjekata 

3.3.1. Elektroenergetske djelatnosti 

3.3.2. Djelatnosti u oblasti nafte i gasa 

17 

17 

18 

18 

19 

21 

4. INVESTICIJE U ENERGETSKOM SEKTORU 

4.1. Elektroprivreda Crne Gore AD 

4.2. CGES AD 

4.3. Rudnik uglja AD Pljevlja 

24 

24 

28 

35 

5. FINANSIJSKO POSLOVANJE ENERGETSKIH SUBJEKATA U 2011. GODINI 

5.1. Odobreni troškovi i regulatorni prihod u 2011. godini 

5.2. Odobrene cijene po kategoorijama kupaca 

5.3. Poslovanje Elektroprivrede Crne Gore 

5.4. Poslovanje Crnogorskog elektroprenosnog sistema AD 

5.5. Komentar rezultata analizte troškova EPCG i CGES 


5.7. Finansijsko poslocvanje subjekata iz oblasti nafte i gasa 

35 

35 

36 

37 

42 

45 

46 

46 

_____________________________________________________________________________ 

3



6. STANJE I AKTIVNOSTI NA TRŢIŠTU ELEKTRIĈNE ENERGIJE 47 

7. TEHNIĈKA POMOĆ ZA IMPLEMENTACIJU SPORAZUMA O ENERGETSKOJ 

ZAJEDNICI I NORMATIVNI OKVIR REGULACIJE 

7.1. Tehniĉka pomoć za implementaciju sporazuma o energetskoj zajednici 

7.1.1. Stav konsultanta vezano za Regulatornu agenciju za energetiku 

7.1.2. Stavovi konsultanta vezano za nezavisnost RAE 

7.2. Normativni okvir regulacije 

52 

52 

52 

53 

53 

8. REFORME CIJENA I TARIFA ENERGETSKIH DJELATNOSTI I POTROŠAĈKIH 

CIJENA U PERIODU JUL 2007 - DECEMBAR 2011.god. 

8.1. Efekti ĉetvoroipogodišnje ekonomije regulacije cijena u energetskom sektoru 

8.2. Odobreni troškovi i regulatorni prihod 

8.3. Obim prodaje, fakturisana realizacija i potrošaĉke cijene 

8.3.1. Obim prodaje i fakturisana realizacija 

8.3.2. Ostvarene cijene kod krajnjih potrošaĉa58 

8.3.3. Rješavanje unakrsnog subvencioniranja59 

8.3.4. Uporedne cijene elektriĉne energije za domaćinstva sa zemljama EU 

i regiona 

9. SPROVOĐENJE SPORAZUMA O OSNIVANJU ENERGETSKE ZAJEDNICE 

JUGOISTOĈNE 

55 

55 

57 

58 

58 

58 

59 

59 

60 

10. TABELE SA REZULTATIMA REGULACIJE 63 

11. REZIME 68 

_____________________________________________________________________________ 

4



1. UVOD 

Zakonom o energetici (’’Sluţbeni list Crne Gore’’, br. 28/10, 40/11 i 42/11) je propisano da Regulatorna 

agencija za energetiku (u daljem tekstu Agencija) podnosi Skupštini Crne Gore na usvajanje godišnji 

izvještaj o stanju energetskog sektora, do 30. juna tekuće za prethodnu godinu. 

Zakonom je utvrĊeno da Izvještaj, naroĉito sadrţi: 

- Energetske resurse i kapacitete; 

- Nalaze iz nadzora energetskog sektora; 

- Investicije u energetskom sektoru; 

- Finansijsko poslovanje energetskih subjekata; 

- Stanje i aktivnosti na trţištu elektriĉne energije. 

Zakonom o energetici (u daljem tekstu: Zakon) su utvrĊeni poslovi Agencije. TakoĊe je odreĊena nadleţnost 

i odgovornost Agencije da aktivnim djelovanjem ostvari uticaj na energetski sektor, dešavanja i promjene u 

njemu. 

Pitanje energije je globalno pitanje, pa će njeno dugoroĉno obezbjeĊivanje kao uslov ukupnog razvoja biti 

rješavano na osnovu energetske politike Crne Gore koja je prihvatila sve principe energetske politike 

Evropske unije, tim prije što je Crna Gora u procesu pristupanja EU a što zahtijeva ispunjavanje postavljenih 

uslova od strane EU. 

Zakon o energetici i Energetska politika Crne Gore kao glavne prioritete energetskog razvoja postavljaju 

proklamovane ciljeve evropske energetske politike: sigurnost snabdijevanja energijom, razvoj konkurentnog 

trţišta energije i odrţivi energetski razvoj. 

Energetskom politikom Crne Gore do 2030 godine, kao jedan od kljuĉnih strateških opredjeljenja utvrĊeno je 

i unapreĊenje regulatornog procesa i profesionalne nezavisnosti Regulatorne agencije za energetiku, sa 

ciljem kontinuiranog razvoja predvidljivog i jasnog regulatornog okvira i povoljnog ambijenta za investiranje u 

energetiku Crne Gore, što dodatno ukazuje na znaĉaj i ulogu Agencije u procesu promjena i razvoja 

energetskog sektora. 

Izvještaj o stanju u energetskom sektoru u 2011. godini dat je kao integralni tekst koji obuhvata: skup svih 

relevantnih pitanja u oblastima tretiranim zakonom, sva pitanja koja su od posebnog znaĉaja u Energetskoj 

zajednici, kao i obaveze koje su iz toga proistekle. 

Kako izvještaj o stanju u energetskom sektoru treba da sadrţi i efekte regulacije koje Agencija sprovodi u 

skladu sa Zakonom, a cijeneći znaĉaj ekonomske regulacije cijena elektriĉne energije, koja se primjenjuje u 

Crnoj Gori, u izvještaju je dat i analitiĉki osvrt na rezultate regulacije cijena i tarifa od poĉetka regulacije 

(sredina 2007. godine) do 2011. godine. 

Ovaj izvještaj ima za cilj da dâ detaljnu sliku stanja i dešavanja u energetskom sektoru u toku 2011. godine i 

uticaj tih dešavanja na ostvarivanje ciljeva energetske politike Crne Gore, kao i ispunjavanje obaveza koje 

proistiĉu iz Sporazuma o formiranju energetske zajednice jugoistoĉne Evrope a koje su iskazane kroz niz 

dokumenata donešenih od zvaniĉnih organa EU. 

2. ENERGETSKI RESURSI I KAPACITETI 

Crna Gora raspolaţe tehniĉki moguće iskoristivim hidroenergetskim potencijalom rijeka Zete, Pive, Tare, 

Moraĉe, Lima, Komarnice, Ćehotine i Ibra i njihovih pritoka, od oko 9.800 GWh godišnje. Od toga je do 

sada u izgraĊenim elektranama, korišćenjem uglavnom hidropotencijala Zete i Pive, iskorišćeno nešto više 

od 17 %. 

(Izvor podataka: Strategija razvoja energetike Crne Gore do 2025. godine). 

_____________________________________________________________________________ 

5

.b. 



Crna Gora takoĊe raspolaţe rezervama mrko-lignitnog uglja na širem podruĉju Pljevalja, gdje su 

najznaĉajniji baseni Pljevlja i Maoĉe, i mrkog uglja koji je lociran luglavnom na prostoru opštine Berane. 

Prema podacima dobijenim od Rudnika uglja Pljevlja, ukupne eksploatacione rezerve uglja u svim revirima 

na podruĉju Pljevalja (stanje 31.12. 2011. godine) iznose oko 193 miliona tona, od ĉega su bilansne rezerve 

oko 166 miliona tona. Prosjeĉna energetska vrijednost uglja pljevaljskih basena kreće se od 8.000 kJ/kg 

(Mataruge) do 13.663 kJ/kg (Rabitlje) dok u maoĉkom basenu iznosi 12.504 kJ/kg. 

U narednoj tabeli dat je prikaz stanja rezervi u Pljevaljskom basenu: 

Basen/ 

leţište 

KATEGORIJA 

Rezerve (t) 

OVJERA 

REZERVI 

Pljevaljski basen 

Otkrivka 

(m 3 ) 

EKSPLOAT 

Rezerve (t) 

DTE 

(kJ/kg) 

Sred. 

koefic. 

otkr. 

(m 3 /t) 

Potrlica 

(sa a+b+c1 42.565.318 bilansne 165.161.766 38.308.786 10.697 4,37 

1. 

Cementarom)* 

Kalušići * a+b+c1 15.047.143 bilansne 46.627.374 12.790.071 7.975 3,65 

Grevo * c1 2.281.807 bilansne 11.722.118 2.053.626 12.442 5,71 

Komini * c1 3.016.566 bilansne 5.692.624 2.714.909 11.515 2,10 

Rabitlje * c1 5.358.361 bilansne 36.014.256 4.822.525 13.663 7,47 

UKUPNO 68.269.195 265.218.138 60.689.917 4,37 

Ljuće-Šumanski basen 

2. 

Šumani I a+b+c1 200.000 bilansne 230.000 200.000 7.684 1,15 

Ljuće II b+c1 1.056.085 bilansne 500.000 1.003.281 5.572 0,50 

Ljuće I B+C1 250.000 500.000 250.000 8.600 2,00 

UKUPNO 1.506.085 1.230.000 1.453.281 0,85 

3. Maoĉe b+c1 109.900.000 bilansne 497.500.000 90.667.500 12.504 5,49 

4. Otilovići b+c1 3.421.000 bilansne 11.887.300 3.078.900 10.510 3,86 

5. Bakrenjaĉe a+b+c1 1.332.313 bilansne 1.151.000 1.199.082 10.296 0,96 

UKUPNO 114.653.313 510.538.300 94.945.482 5,38 

UKUPNO 

BILANSNE 

184.428.593 776.986.438 157.088.680 4,95 

6. Mataruge c1 7.500.000 procijenjene 15.000.000 7.500.00 8.000 2,00 

7. Glisnica * c1 1.701.343 procijenjene 4.232.019 1.531.209 9.384 2,76 

UKUPNO 9.201.343 19.232.019 9.031.209 2,13 

UKUPNO SVA 

LEŢIŠTA 

193.629.936 796.218.457 166.119.989 4,79 

Legenda: 

- Stepen istraţenosti rezervi uglja varira od leţišta do leţišta pa se stoga one izraţavaju kao razliĉite 

vrste kategorija rezervi: 

a – dokazane rezerve uglja, b – istraţene rezerve uglja, 

c1 – nedovoljno istraţene rezerve uglja, 

- Za leţišta oznaĉena sa ( *) uzeti su podaci iz Elaborata ĉija je izrada u završnoj fazi. 

_____________________________________________________________________________ 

6



_____________________________________________________________________________ 

7



Geološke rezerve beranskog uglja su procijenjene na oko 160 miliona tona, dok se eksploatacione rezerve 

kreću oko 18,5 miliona tona, ali je radi preciznijeg utvrĊivanja rezervi potrebno izvršiti dodatna istarţivanja. 

Prosjeĉna toplotna vrijednost uglja u beranskom basenu je 13.680 kJ/kg (Izvor podataka: Strategija razvoja 

energetike Crne Gore do 2025. godine). 

2.1. Elektroenergetski sektor 

Jedno od osnovnih obiljeţja elektroenergetskog sektora u Crnoj Gori je veliki deficit elektriĉne energije koji je 

prisutan više godina. Energetskim bilansom za 2011. godinu planirani deficit iznosio je 23,2% ukupnih 

potreba potrošnje zbog smanjenja potrošnje direktnih potrošaĉa. 

MeĊutim, uvozna zavisnost crnogorskog elektro-energetskog sektora je u 2011 godini došla do izraţaja zbog 

nepovoljnih hidroloških uslova na što ukazuje odnos ostvarenog uvoza koji je u 2011 godini iznosio 

1.371.117 MWh ili 89,93% više od ostvarenog od 721.925 MWh u 2010 godini, dok je za 2012 godinu 

Bilansom planiran uvoz od 1.224.000 MWh. 

2.1.1. Proizvodni kapaciteti 

Ukupna nominalna snaga svih elektrana u elektroenergetskom sistemu (EES) Crne Gore je 876,5 MW, od 

ĉega se 658 MW (75%) odnosi na hidroelektrane, a 218,5 MW (25%) na TE Pljevlja. Prosjeĉna godišnja 

proizvodnja kreće se oko 2.800 GWh na pragu elektrana, ali su zbog velike zavisnosti od hidroloških prilika, 

izraţene oscilacije u ostvarenju ukupne proizvodnje po godinama. 

Crna Gora raspolaţe sa dvije hidroelektrane: HE „Perućica“ i HE „Piva“, jednom termoelektranom TE 

„Pljevlja“ i malim hidroelektranama „Podgor“,“Rijeka Crnojevića“, „Rijeka Mušovića“,“Šavnik“ i „Lijeva Rijeka“, 

kao i malim hidroelektranama u sastavu DOO „ Zeta energy“ „Glava Zete“ i „Slap Zete“. 

U toku 2009. godine izvršen je kapitalni remont i modernizacija TE ’’Pljevlja’’, nakon ĉega je povećana 

snaga elektrane na 218,5 MW. 

Osnovne energetsko-tehniĉke karakteristike elektrana date su u sljedećoj tabeli: 

Red. 

br. 

Elektrana 

Nominalna 

snaga 

MW 

Broj 

agregata 

Godina 

ulaska 

u pogon 

Akumulacije 

Ostvarena proizvodnja za 

posljednje tri godine -MWh 

MWh 2009. 2010. 2011. 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 

1. 

HE 

''Perućica'' 

307 7 1960-76 190000 1.099.600 1.434.900 629.746 

2. HE ''Piva'' 342 3 1976 303000 943.100 1.285.800 558.397 

3. 

Male HE 

EPCG 

2,50 7 1937-88 - 19.900 28.900 4.050 

4. 

MHE Zeta 

Energy 

6,56 4 1952-54 - 0 0 11.660 

5. Ukupno HE 658,06 21 1937-88 493.000 2.062.600 2.749.600 1.203.853 

6. TE ''Pljevlja'' 218,5 1 1982 616.900 1.271.700 1.452.277 

UKUPNO (5+6) 876,56 22 2.679.500 4.021.300 2.656.130 

U narednim dijagramima prikazana je struktura proizvodnih kapaciteta i udio instalisane snage u 

elektranama u Crnoj Gori: 

_____________________________________________________________________________ 

8



U sljedećem dijagramu prikazana je struktura ostvarene proizvodnje za period 2009 – 2011. godine. 

_____________________________________________________________________________ 

9



2.1.2. Prenosni kapaciteti 

Prenosni sistem, kao dio elektroenergetskog sistema Crne Gore (ne raĉunajući dalekovode koji su u 

vlasništvu EPS) ĉine: pet dalekovoda 400 kV, ukupne duţine na teritoriji Crne Gore 284,3 km; osam 

dalekovoda 220 kV, ukupne duţine na teritoriji Crne Gore 348,1 km i 33 dalekovoda 110 kV, ukupne duţine 

603,6 km i pet (5) dalekovoda 110 kV koji rade pod naponom 35 kV ukupne duţine 120,7 km. 

U narednoj tabeli dat je pregled dalekovoda sa podacima o duţini i prenosnoj moći, stanje na 31.12.2011. 

godine: 

Red.broj 

Dalekovodi na dan 31.12.2011.godine 

DALEKOVODI 

duţina do 

granice 

CG 

ukupna 

duţina 

prenosna moć voda 

(A) 

(MVA) 

DALEKOVODI 400kV 

1 

Podgorica2 – 

Trebinje 

61,4 89,4 2000/1600 1330,2/1066 

2 

Podgorica2- 

Ribarevine 

85,7 85,7 2000/1600 1330,2/1066 

3 Ribarevine-Kosovo B 53,1 128,1 2000/1600 1330,2/1066 

4 Ribarevine - Pljevlja2 54,8 54,8 2000/1600 1330,2/1066 

5 Podgorica - Albanija 29,3 156 2000/1600 1330,2/1066 

UKUPNO 284,3 514 


duţina do 

granice 

CG 

ukupna 

duţina 

(A) 

(MVA) 

1 Perućica-Trebinje 42,5 63,2 720 276 

2 Podgorica 1-Perućica 34,1 34,1 720 276 

3 Podgorica 1-Albanija 21 65,6 720 276 

4 Podgorica 1-Pljevlja 2* 125,4 149,1 720 276 

5 Tspoj -Mojkovac 2,3 2,3 720 276 

6 Piva-Pljevlja 264 49,8 49,8 1000/800 307/384 

7 Piva-Pljevlja 265 49,6 49,6 1000/800 307/384 

8 

Piva-Lukavica(Buk 

Bijela) 

23,4 25 1000/800 307/384 

UKUPNO 348,1 438,7 

_____________________________________________________________________________ 

10




duţina do 

granice 

CG 

ukupna 

duţina 


(A) 

(MVA) 

1 Podgorica 2-Virpazar 29 29 470 90 

2 Virpazar - Bar 17,5 17,5 470 90 

3 Podgorica 2-Budva 38 38 470 90 

4 Podgorica 1-Podgorica 3 3,9 3,9 640 120 

5 

Podgorica 2- Podgorica 

4 

3,5 3,5 640 120 

6 Podgorica1-Podgorica2,I 5,8 5,8 1280 246 

7 

Podgorica1- 

Podgorica2,II 

5,9 5,9 1280 246 

8 Podgorica 2 – Kap,I 8,1 8,1 1280 246 

9 Podgorica 2 – Kap,II 8 8 1280 246 

10 Podgorica2-KAP, III 8,1 8,1 1280 246 

11 Bar - Budva 33,4 33,4 470 90 

12 Bar - Ulcinj 23,7 23,7 470 90 

13 Budva - Cetinje 12,5 12,5 470 90 

14 Budva-Tivat 16,6 16,6 470 90 

15 Podgorica2-Cetinje 31,7 31,7 640 120 

16 Tivat-Herceg Novi 20,7 20,7 470 90 

17 HercegNovi- Trebinje 15,5 30,8 470 90 

18 Perućica - Danilovgrad 18,6 18,6 470 90 

19 Perućica-Nikšić 3 13,5 13,5 640 120 



22 Perućica – Podgorica 2 32,6 32,6 640 120 

23 Perućica-Podgorica 3 32,6 32,6 640 120 

24 Podgorica - Danilovgrad 17,6 17,6 470 90 

25 

Podgorica – EVP 

Trebešica 

36,1 36,1 470 90 

26 EVP Trebešica - Berane 45,5 45,5 470 90 

27 Berane - Ribarevine 21,1 21,1 470 90 

28 Ribarevine - Mojkovac 14 14 470 90 

29 Nikšić - Bileća 55,6 59,5 360 69 

30 Pljevlja 1 – Pljevlja 2 2,8 2,8 640 120 

31 Totcjep - Andrijevica 1,6 1,6 470 90 

32 Totcjep - Vilusi 0,5 0,5 470 90 

33 

Podgorica 5- KAP I (T 

spoj) 

4 4 1280 246 

UKUPNO 110kV: 603,6 622,8 

DALEKOVODI 110(35)kV 

duţina do 

granice 

CG 

ukupna 

duţina 


(A) 

(MVA) 

1 Pljevlja 1 - Ĉajniĉe 20,8 25,8 470 90 

2 Nikšić - Brezna 28,7 28,7 640 120 

3 Pljevlja 1 - Ţabljak 38,5 38,5 470 90 

4 Berane - Roţaje 24,1 24,1 470 90 

5 Ribarevine - Nedakusi 8,6 8,6 640 120 

UKUPNO 110(35) 120,7 125,7 

UKUPNO (400+220+110 ) 1236 1575,5 

U K U P N O 1.356,7 1.701,2 

_____________________________________________________________________________ 

11



U prenosnom sistemu nalazi se 20 trafostanica u vlasništvu CGES-a, koje su prikazane u narednoj tabeli: 

r.b. 

TRAFOSTANICA 

naponski 

nivo 

trafostanive 

kV/kV 

broj 

tran. 

snaga (mVA) 

∑ MVA 

1 TS 400/220/110kV Pljevlja 2 400/220/110 3 2x400+125 925 

2 TS 400/110kV Podgorica2 400/110 2 300+300 600 

3 TS 220/110/35kV Podgorica 1 220/110/35 4 2x150+40+63 403 

4 TS 220/110/35kV Mojkovac 220/110/35 2 150+20 170 

5 TS 110/35kV Niksić 110/35 4 30+63+2x63 219 

6 TS 110/35kV Herceg Novi 110/35 2 2x40 80 

7 TS 110/35KV Tivat 110/35 2 20+63 83 

8 TS 110/35kV Budva 110/35 2 40+63 103 

9 TS 110/35kV Bar 110/35 2 40+40 80 

10 TS 110/35kV Ulcinj 110/35 2 20+20 40 

11 TS 110/35kV Cetinje 110/35 2 20+31.5 51,5 

12 TS 110/35kV Danilovgrad 110/35 1 20 20 

13 TS 110/10kV Podgorica3 110/10 2 2x31.5 63 

14 TS 110/10kV Podgorica4 110/10 2 2x40 80 

15 TS 400/110/35kV Bijelo Polje 400/110/35 3 150+2x20 190 

16 TS 110/35KV Berane 110/35 2 2x20 40 

17 TS 110/35kV Pljevlja1 110/35 2 20+40 60 

18 TS 110/35kV Vilusi 110/35 1 10 10 

19 TS 110/35kV Andrijevica 110/35/10 2 10+20 30 

20 TS 110/35kV VIRPAZAR 110/35 2 20+20 40 

U K U P N O: 44 3.287,5 

Prenosnu mreţu Crne Gore karakteriše, uglavnom, radijalna struktura na sva tri naponska nivoa, ali i dobra 

povezanost sa susjednim elektroenergetskim sistemima, što dodatno osigurava elektroenergetski sistem 

Crne Gore i omogućava znaĉajnu razmjenu izmeĊu sistema u okruţenju, usljed ĉega se preko ove mreţe 

ostvaruje i znaĉajan tranzit elektriĉne energije. 

Nepovoljna karakteristika prenosne mreţe Crne Gore su paralelne 400 kV i 220 kV veze (400 kV Pljevlja 2 - 

Ribarevine - Podgorica 2 - Trebinje i 220 kV HE ''Piva'' - Pljevlja 2 - Podgorica 1 -HE ''Perućica'' - Trebinje) 

nejednakih prenosnih moći (1.330 MVA po vodu 400 kV nasuprot 280-310 MVA po vodu u 220 kV mreţi), 

usljed ĉega pri ispadu pojedinih dionica 400 kV mreţe, u odreĊenim pogonskim stanjima (posebno pri radu 

HE ''Perućica'' sa malom snagom) dolazi do preopterećenja pojedinih dionica 220 kV mreţe, što moţe da 

izazove ozbiljne poremećaje u radu, ĉak i raspad elektroenergetskog sistema. 

Operativno upravljanje i voĊenje elektroenergetskog sistema Crne Gore obavlja se u okviru Nacionalnog 

dispeĉerskog centra (NDC) koji raspolaţe sa savremenom opremom za praćenje rada i voĊenje sistema u 

realnom vremenu ( SKADA - sistem sa svim potrebnim mjerenjima i sistem telekomunikacionih veza sa svim 

objektima elektroenergetskog sistema). NDC raspolaţe bazom podataka koja sadrţi satne podatke o 

proizvodnji i potrošnji direktnih potrošaĉa i o predatim koliĉinama elektriĉne energije distributivnom sistemu, 

kao i o razmjeni i tranzitu energije sa susjednim sistemima. Sva mjerna mjesta na meĊusistemskim 

vodovima, elektranama, na mjestima isporuke distribuciji i direktnim potrošaĉima opremljena su ureĊajima za 

daljinski prenos podataka. 

_____________________________________________________________________________ 

12



Na narednoj slici je dat prostorni raspored prenosnih objekata u Crnoj Gori: 

Prenosna mreţa Crne Gore 

2.1.3. Distributivni kapaciteti 

Distributivni sistem je dio elektro-energetskog sistema koji sluţi za prenošenje elektriĉne energije od 

prenosne mreţe, ili elektrana prikljuĉenih na distributivnu mreţu, do krajnjih kupaca i ĉini je sistem vodova i 

postrojenja naponskih nivoa 35 kV, 10 kV i 0,4 kV. U 2011 godini potrošaĉima na ovim naponskim nivoima 

distribuirano je 2563,714 GWh elektriĉne energije što je za 1.89% ili 47,466 GWh više u odnosu na 2010 

godinu, odnosno 0.77% ili 19,684 GWh više od plana. 

_____________________________________________________________________________ 

13



Struktura i osnovne karakteristike distributivnog sistema Crne Gore date su u narednim tabelama: 

Vodovi 

Duţina 

(km) 

Vrsta trafostanice 

broj 

inst. 

snaga 

(MVA) 

Nadzemni vodovi 35 kv 1.047,32 Trafostanice 35/10 kV * 91 787 

Podzemni vodovi 35 kv 77,53 Trafostanice 35/0,4 35/6 kV 34 101 

Nadzemni vodovi 10 kv 3.612,48 Trafostanice 10/0,4 kV 2.249 1.437 

Kablovski vodovi 10 kv 1.255,11 

Stubne trafostanice 10/0,4 

kV 

2.241 228 

Nadzemni vodovi 0,4 kv 11.386,89 UKUPNO 4.615 2.553 

Kablovski vodovi 0,4 kv 1.510,42 

UKUPNO 18.889,75 

*U ED mreţi postoji, pored 85 distributivnih TS 35/10 kV i 6 (šest) TS 35/10 kV koje direktno napajaju 

potrošaĉe i to: TS Đurmani, Luka Bar, Beĉići (Splendid), Mratinje, Velimir Jakić i Arsenal. 

Zbog jednostavnosti i funkcionalnog razdvajanja elemenata distributivne mreţe, definisane su primarna i 

sekundarna srednje-naponska (SN) distributivna mreţa. 

Sekundarna distributivna mreţa srednjeg napona je, kao veza prema mreţi niskog napona, obavezni dio 

svake distributivne mreţe. Za razliku od nje, primarna distributivna mreţa srednjeg napona kao veza izmeĊu 

mreţe visokog napona (VN) i sekundarne distributivne mreţe srednjeg napona nije nuţno potrebna, jer je 

moguća i sve ĉešće se primjenjuje direktna transformacija VN/SN. Sekundarnu distributivnu mreţu ĉine SN 

vodovi gotovo iskljuĉivo u radijalnom pogonu, vrlo ĉesto bez mogućnosti dvostranog napajanja i najĉešće 

bez komponenata relejne zaštite koji bi mogli da vrše selektivno iskljuĉenje djelova mreţe. 

Za razliku od sekundarne, u primarnoj distributivnoj mreţi srednjeg napona ugraĊena je relejna zaštita na 

gotovo svakom elementu mreţe (vodu, odnosno transformatorskoj stanici) pa je u najvećem broju sluĉajeva 

osigurana spremnost pogona prema (n-1) kriterijumu, odnosno dvostrano napajanje transformatorskih 

stanica SN/SN. 

Struktura i karakteristike objekata distributivne mreţe ukazuju na istorijski razvoj mreţe srednjeg napona 

zasnovan uglavnom na dva stepena transformacije 35/10 kV i 10/0,4 kV. U odreĊenim podruĉjima uglavnom 

rijetko naseljenim, zastupljena je i transformacija 35/0,4 kV, kao i manji dio transformacija 35/6 kV za potrebe 

industrije (vodovodna postrojenja i rudnici). No, sa porastom potrošnje elektriĉne energije takva koncepcija 

distributivne mreţe postepeno je postala nedovoljna, naroĉito u urbanim podruĉjima sa većom gustinom 

opterećenja. Provedene analize i meĊunarodna iskustva ukazala su na potrebu uvoĊenja direktne 

transformacije 110/10 kV. U Crnoj Gori ovakva praksa je zapoĉeta 80-tih godina prošlog vijeka izgradnjom 

TS 110/10 kV Podgorica 3 i TS 110/10 kV Podgorica 4, a u završnoj fazi je izgradnja TS 110/10 kV 

Podgorica 5. 

Treba istaći da razvoj distributivne mreţe posljednjih godina nije u dovoljnoj mjeri usaglašen sa prostorno 

planskim dokumentima, usljed ĉega elektrodistributivni sistem nije u stanju da adekvatno odgovori sve većim 

zahtjevima potrošnje, odnosno veoma intenzivnoj gradnji, posebno u Podgorici i primorskom dijelu Crne 

Gore. 

Sredinom 2011. godine FC Distribuciji je organizaciono pripojena i u potpunosti inkorporirana Elektrogradnja 

koja je do tada egzistirala kao poseban dio EPCG AD – Nikšić. MeĊutim, djelatnost elektrogradnje nije 

energetska djelatnost u skladu sa Zakonom o energetici, tako da se ista tretira kao dopunska djelatnost, za 

ĉije obavljanje treba ispuniti uslove propisane licencom za obavljanje djelatnosti distribucije elektriĉne 

energije. 

_____________________________________________________________________________ 

14



Da se radi o dopunskoj djelatnosti upućuju i navodi iz Izvještaja o poslovanju Elektroprivrede Crne Gore za 

2011. godinu da je Elektrodistribucija, pored distribucije energije u 2011. godini bila angaţovana na brojnim 

poslovima izgradnje, tekućeg i investicionog odrţavanja elektroenergetskog sistema Crne Gore i sanacije 

havarijskih stanja, a vršene su rekonstrukcije dalekovoda, revitalizacije i sanacije distributivnih i prenosnih 

mreţa, zamjene stubova, izgradnja stubnih trafo stanica, rekonstrukcije energetskih vodova, sanacije i 

remonti na raznim objektima. Vršena je i proizvodnja betonske galanterije, armirano-betonskih stubova i 

betonskih nogara. Za sve navedene poslove koji ne spadaju u licenciranu djelatnost, potrebno je pribaviti 

posebno odobrenje Agencije. 

2.2. Sektor nafte i gasa 

Predmet regulisanja u sektoru nafte i gasa u skladu sa Zakonom su djelatnosti transporta nafte naftovodima, 

transport naftnih derivata produktovodima i drugi oblici transporta naftnih derivata koji nijesu ureĊeni 

posebnim propisom, trgovina na veliko naftnim derivatima, trgovina na malo naftnim derivatima i skladištenje 

nafte i naftnih derivata. Zbog nepostojanja infrastrukturnih pretpostavki u Crnoj Gori se ne obavlja, pa samim 

tim nema regulacije, za djelatnost nabavke, skladištenja, prenosa, distribucije i snabdijevanja prirodnog 

gasa, transporta nafte naftovodima i transporta naftnih derivata produktovodima, koje su, shodno 

obavezama koje proizilaze iz Direktiva EU, našle svoje mjesto u Zakonu, jer je isti u potpunosti prilagoĊen 

konceptu i zahtjevima sadrţanim u direktivama EU u ovoj oblasti. 

Na trţištu naftnih derivata u Crnoj Gori posluje 59 licenciranih subjekata od kojih se maloprodajom naftnih 

derivata i teĉnog naftnog gasa, preko maloprodajnih objekata – benzinskih stanica, bavi 35 subjekata, 

veleprodajom 15, dok se preostalih 9 subjekta bavi iskljuĉivo komercijalnim transportom naftnih derivata i 

TNG. 

Najveća naftna kompanija na ovom trţištu, u privatnom vlasništvu, je Jugopetrol AD Kotor, ĉiji je većinski 

vlasnik grĉka kompanija Helenik Petroleum. Zbog vlasništva nad kljuĉnim skladišnim kapacitetima, uloga 

Jugopetrola je dominantna. Konkurencija na trţištu ovog sektora je prisutna, s obzirom da je ovaj sektor 

uglavnom privatizovan, osim Montenegro Bonus DOO Cetinje, koji je u drţavnom vlasnistvu a koji zauzima 

znaĉajno mjesto u ovom sektoru. 

Pored navedenih naftnih kompanija na trţištu naftnih derivata, prisutne su i neke velike kompanije kao INA - 

Hrvatska, PETROL - Slovenija i LUKOIL - Rusija, koje preko svojih firmi registrovanih u Crnoj Gori 

doprinose jaĉanju konkurencije na ovom trţištu. 

Izrada propisa koji regulišu ovu oblast, kao i aktivnosti koje se vode na stvaranju pretpostavki za 

organizovanijom kontrolom kvaliteta naftnih proizvoda, doprinijeće da se u ovom sektoru usluga podigne na 

što viši nivo. To je, takoĊe, od vitalnog znaĉaja ne samo za adekvatnu regulaciju trţišta naftnih derivata u 

Crnoj Gori, već i za poboljšanje parametara u pogledu zaštite ţivotne sredine. 

2.2.1. Skladišni kapaciteti 

Ukupni skladišni kapaciteti kojima raspolaţe naftni sektor u Crnoj Gori na kraju 2011. godine, iznosli su 

194.248 m³, što je za 1.655 m³ više u odnosu na stanje kapaciteta u 2010. godini. 

Od ukupnog kapaciteta 125.522 m³ pripada Jugopetrolu. Skladišni kapaciteti zapremine 53.300 m 3 (52.300 

m 3 za derivate i 1.000 m 3 za TNG), ranije vlasništvo bivše Savezne direkcije za robne rezerve, koji su 

ustupljeni na korišćenje Montenegro Bonus DOO Cetinje, ne koriste se već nekoliko godina zbog sporenja 

vlasništva od strane Jugopetrola. 

Preostali dio skladišnog kapaciteta od 15.426 m³ nalazi se na maloprodajnim objektima - benzinskim 

stanicama i jahting servisima ostalih privrednih subjekata. 

Na sledećoj slici dat je grafiĉki prikaz skladišnih kapaciteta u naftnom sektoru: 

_____________________________________________________________________________ 

15



Montenegro 

Bonus DOO 

Cetinje 

27% 

Ostali 

privredni 

subjekti 

8% 

Jugopetrol AD Kotor 

Jugopetrol AD 

Kotor 

65% 

Montenegro Bonus DOO 

Cetinje 

Ostali privredni subjekti 

2.2.2. Transportni kapaciteti 

Do kraja 2011. godine, Agencija je izdala 40 licenci za komercijalni transport subjektima koji raspolaţu sa 

ukupno 141 transportnim sredstvom za prevoz naftnih derivata i teĉnog naftnog gasa (TNG), od kojih su 33 

u vlasništvu Jugopetrola, dok su preostalih 108 u vlasništvu ostalih privrednih subjekata registrovanih za 

transport naftnih derivata. 

U toku 2011. godine u odnosu na 2010. godinu, broj transportnih sredstava je povećan za 13. 

Na sledećoj slici dat je grafiĉki prikaz transportnih kapaciteta u naftnom sektoru: 

Jugopetrol AD 

Kotor 

24% 



Ostali privredni 

subjekti 

76% 

2.2.3. Prodajni kapaciteti 

Na kraju 2011. godine, u Crnoj Gori je bilo ukupno 95 maloprodajnih objekata preko kojih se vrši prodaja 

derivata nafte. U vlasništvu Jugopetrola je 40 objekata (37 benzinskih stanica i 3 jahting servisa), dok je 

preostalih 55 u vlasništvu ostalih privrednih subjekata (53 benzinske stanice i 2 jahting servisa). 

U toku 2011. godine, puštene su u rad 4 nove benzinske stanice. 

_____________________________________________________________________________ 

16



Na sledećoj slici dat je grafiĉki prikaz prodajnih kapaciteta u naftnom sektoru: 

Jugopetrol AD 

Kotor 

42% 



Ostali privredni 

subjekti 

58% 

3. NALAZI IZ NADZORA ENERGETSKIH SUBJEKATA 

3.1. Pravno razdvajanje Elektroprivrede Crne Gore 

Zakonom o energetici je utvrĊeno da se djelatnost distribucije elektriĉne energije moţe obavljati samo u 

pravnom licu nezavisnom od ostalih energetskih djelatnosti, kao i obaveza da se pravno razdvajanje 

operatora izvrši u roku od godinu dana od dana stupanja na snagu Zakona, odnosno do 22. maja 2011. 

godine. TakoĊe je propisana obaveza Agencije da prati i analizira rad i poslovanje energetskih subjekata u 

odnosu na obavezu pravnog razdvajanja. 

Shodno zakonskim ovlašćenjima Agencija je u martu 2011. godine izvršila neposredni nadzor Elektroprivrede 

Crne Gore po ovom pitanju. Konstatovano je da se aktivnosti na razdvajanju ne sprovode oĉekivanom 

dinamikom, te da se ne moţe ispoštovati Zakonom propisani rok, imajući u vidu postupak i radnje koje je 

potrebno sprovesti u skladu sa ovim i drugim zakonima. 

S obzirom da je proces pravnog razdvajanja Operatora distributivnog sistema iz Elektroprivrede jedan od 

uslova za funkcionisanje trţišta elektriĉne energije, Agencija je u aprilu 2011. godine, naloţila Elektroprivredi 

da intenzivira proces razdvajanja. 

Elektroprivreda je krajem aprila 2011. godine dostavila Agenciji Mapu puta za pravno razdvajanje operatora 

distribucije, usvojenu od strane Odbora direktora sa Izvještajem zajedniĉkog radnog tima Ministarstva 

ekonomije i Elektroprivrede, a nakon toga je izvršila i prezentaciju utvrĊenog modela razdvajanja. Mapom 

puta je predviĊeno da se razdvajanje sprovede do kraja 2011. godine, kao objektivnim rokom za okonĉanje 

postupka. 

Vezano za model pravnog razdvajanja ODS, Agencija je EPCG više puta ukazala na nedostatke modela i 

dala sugestije za dalje postupanje u vezi sa ovim. Posebno je ukazano na sljedeće: 

- da se dodatno preispita da li se predloţenim modelom obezbjeĊuje realizacija svih elemenata 

funkcionalnog razdvajanja, s obzirom da se predviĊa da matiĉna kompanija obavlja pravne, opšte i 

poslove voĊenja poslovnih knjiga i sastavljanja odvojenih finansijskih izvještaja za novoosnovano 

društvo, 

- da se preispita da li predloţeni model obezbjeĊuje pravnu nezavisnost na naĉin propisan Zakonom, 

- da se sagleda naĉin i utvrdi organizaciona struktura, kojim će se obezbijediti efikasno poslovanje i 

racionalno trošenje sredstava imajući u vidu uticaj troškova ODS na cijene i tarife koje plaćaju krajnji 

kupci, 

_____________________________________________________________________________ 

17



- da predloţeni model ne obezbjeĊuje novom subjektu nezavisnost u skladu sa Zakonom, kojim je 

propisano da matiĉna kompanija nema pravo da operatoru sistema daje uputstva za tekuće poslovanje i 

odluĉivanje o investicijama u sistemu kojim upravlja operator, a da uticaj na ODS moţe ostvariti kroz 

odobravanje godišnjeg finansijskog plana i postavljem granica zaduţenosti. 

- da pruţanje zajedniĉkih usluga (kadrovske usluge, finansijske, IT usluge, usluge smještaja i transporta) 

od strane matiĉne kompanije treba da bude ograniĉeno u cilju smanjenja problema po pitanju 

konkurencije i konflikta interesa. 

Agencija je, i nakon toga, u više navrata upozoravala Elektroprivredu Crne Gore na obavezu sprovoĊenja 

pravnog razdvajanja u skladu sa Zakonom. 

Elektroprivreda nije ispoštovala ni rok koji je projektovan Mapom puta, tj. nije okonĉala postupak pravnog 

razdvajanja do kraja 2011. godine, a pravno razdvajanje nije okonĉano ni do saĉinjavanja ovog izvještaja. 

Naknadno, u aprilu 2012. godine, Elektroprivreda je dostavila Agenciji obavještenje u kojem je navela da 

treba odloţiti realizaciju postupka pravnog razdvajanja operatora distribucije dok se ne usaglase stavovi sa 

Agencijom i razjasni situacija oko produţenja zakonskog roka razdvajanja operatora distribucije. Kao razlog 

za odlaganje navodi se da je Evropska komisija maja 2011. godine donijela Odluku o implementaciji 

Direktive 2009/72/ EC kojom su ovlašćene ugovorne strane Energetske zajednice jugoistoĉne Evrope da 

do 01.01.2013. godine donesu zakone, regulacije i administrativne odredbe potrebne za podrţavanje ove 

direktive. 

Po ocjeni Agencije, pravno razdvajanje distribucije, kao mreţne djelatnosti, odnosno prirodnog monopola, je 

jedan od uslova za razvoj konkurentnog trţišta elektriĉne energije, i obaveza koja je Zakonom prihvaćena na 

osnovu evropskog energetskog zakonodavstva, i isti treba sprovesti bez odlaganja, na naĉin propisan 

Zakonom. 

3.2. Pravno razdvajanje operatora trţišta 

Vlada Crne Gore je sredinom decembra 2010. godine donijela Odluku o osnivanju društva sa ograniĉenom 

odgovornošću ''Crnogorski operator trţišta elektriĉne energije'' Podgorica. 

Aktivnosti na pravnom razdavajanju operatora trţišta su nastavljene i u 2011. godini. Vlada je u cilju 

omogućavanja poĉetka rada novoformiranog subjekata donijela sljedeća akta: 

- Statut društva sa ograniĉenom odgovornošću ''Crnogorski operator trţišta elektriĉne energije'' Podgorica, 

- Rješenje o imenovanju Odbora direktora DOO ''Crnogorski operator trţišta elektriĉne energije'' Podgorica, 

od tri ĉlana, 

- Odluku o visini naknade za ĉlanove Odbora direktora DOO ''Crnogorski operator trţišta elektriĉne 

energije'' Podgorica. 

Crnogorski operator trţišta elektriĉne energije je 27. jula 2011. godine upisan u Centralni registar u Podgorici 

i na taj naĉin stekao status pravnog lica. Subjektu je 22. decembra 2011. godine na njegov zahtjev izdata 

Licenca za djelatnost Operatora trţišta elektriĉne energije broj L-E-013. 

3.3. Nadzor nad radom energetskih subjekata 

Agencija je saglasno ovlašćenjima iz Zakona i u skladu sa odredbama Pravila o naĉinu i uslovima za 

izdavanje, izmjenu i oduzimanje licenci za obavljanje energetskih djelatnosti, kroz vršenje nadzora nad 

radom energetskih subjekata, pratila i kontrolisala njihov rad i poslovanje, odnosno ispunjavanje uslova 

utvrĊenih licencom za obavljanje djelatnosti. 

U svrhu vršenja kontrole, Agencija je donijela Program vršenja nadzora nad radom energetskih subjekata u 

2011. godini, kojim je utvrĊena dinamika, struktura i obim kontrole po vrstama djelatnosti. 

_____________________________________________________________________________ 

18



3.3.1. Elektroenergetske djelatnosti 

Kontrola rada i sprovoĊenja obaveza propisanih licencama za obavljanje elektroenergetskih djelatnosti 

vršena je kod Elektroprivrede i Crnogorskog elektroprenosnog sistema. 

Elektroprivreda Crne Gore AD Nikšić 

U sprovoĊenju nadzora nad radom Elektroprivrede Crne Gore AD Nikšić u 2011. godini Agencija je vršila 

kontrolu. analizom mjeseĉnih, kvartalnih i godišnjih izvještaja koje je ovaj subjekat dostavljao po osnovu 

obaveza propisanih licencom ili na zahtjev Agencije, kao i neposrednim nadzorom na licu mjesta. 

U postupku nadzora konstatovano je da FC Distribucija radi na realizaciji programa ugradnje novih brojila, 

ĉime će se znatno smanjiti neovlašćena potrošnja koja je konstantno prisutna i predstavlja veliki problem 

posebno sa aspekta ostvarivanja gubitaka elektriĉne energije u distributivnoj mreţi, odnosno troškova po 

tom osnovu. 

TakoĊe je konstatovano da se radi na pripremi pravila za funkcionisanje distributivnog sistema elektriĉne 

energije i drugim podzakonskim aktima koje su u obavezi da donesu, kao što je metodologija za 

utvrĊivanje cijena, rokova i uslova za prikljuĉenje na distributivni sistem elektriĉne energije, metodologija 

za obraĉunavanje i naplatu neovlašćeno preuzete elektriĉne energije, pravila za mjerenje elektriĉne 

energije u distributivnom sistemu. S obzirom da se radi o aktima koje Agencija odobrava, FC Distribucija 

je u više navrata dostavljala Agenciji radne tekstove navedenih akata radi davanja primjedbi i sugestija, u 

cilju postizanja što većeg kvaliteta teksta. 

Agencija je poĉetkom 2012. godine odobrila metodologiju za obraĉunavanje i naplatu neovlašćeno 

preuzete elektriĉne energije, pravila za mjerenje elektriĉne energije u distributivnom sistemu, dok su 

pravila za funkcionisanje distributivnog sistema elektriĉne energije i metodologija za utvrĊivanje cijena, 

rokova i uslova za prikljuĉenje na distributivni sistem elektriĉne energije u postupku odobravanja kod 

Agencije. 

FC Distribucija nije donijela desetogodišnji plan razvoja distributivnog sistema, navodeći kao osnovni 

razlog okolnost da nijesu donijeti odgovarajući prostorno planski dokumenti sa kojima plan mora biti 

usklaĊen. Godišnji investicioni plan, koji se donosi na osnovu desetogodišnjeg plana razvoja, takoĊe nije 

donijet u 2011. godini. MeĊutim, shodno Metodologiji za utvrĊivanje regulatorno dozvoljenog prihoda i 

cijena, ODS je kao dio dokumentacije bio obavezan da dostavi investicioni plan za period 2012-2014. 

godina, pa je u toku postupka isti odobren od strane Agencije (maj 2012. godine). 

Konstatovano je da u rokovima utvrĊenim Zakonom nijesu uraĊena akta: program mjera primjene 

nediskriminatornih uslova za pristup sistemu, sistem za prikupljanje podataka o kvalitetu snabdijevanja, 

program mjera za otkrivanje, utvrĊivanje, dokazivanje i sprjeĉavanje neovlašćenog korišćenja elektriĉne 

energije i dinamiĉki plan zamjene brojila elektriĉne energije. O obavezi izrade ovih akata Agencija je u više 

navrata upozoravala energetskog subjekta. 

Kroz kontrolu rada FC Snabdijevanje Agencija se upoznala sa problemima u poslovanju ovog subjekta, 

posebno vezanim za nisku naplatu potraţivanja od kupaca što je negativno uticalo na ukupno finanasijsko 

stanje energetskog sektora. 

Kontrolom realizacije obaveza propisanih Zakonom i podzakonskim aktima konstatovano je da FC 

Snabdijevanje nije donijela metodologiju za utvrĊivanje tarifa snabdjevaĉa posljednjeg izbora, program 

mjera koji se odnose na podsticanje upotrebe obnovljivih izvora energije i kogeneracije i podsticanje 

energetske efikasnosti. Subjekat na svojoj internet stranici ne objavljuje podatke o broju tarifnih i 

kvalifikovanih kupaca kojima je bilo obustavljeno snabdijevanje, sa razlozima za obustavu snabdijevanja i 

drugim podacima, kao i podatke o broju snabdijevanih kupaca, ukupnu koliĉinu isporuĉene elektriĉne 

energije i prosjeĉni period te vrste snabdijevanja, odvojeno za domaćinstva i ostale kupce. O nedostacima 

uoĉenim kroz kontrolu, subjekat je u više navrata upozoravan od strane Agencije o neophodnosti 

izvršavanja obaveza propisanih Zakonom i licencom za obavljanje djelatnosti. 

_____________________________________________________________________________ 

19



Agencija je izvršila kontrolu po pitanju pravnog razdvajanja Operatora distributivnog sistema, i to dostignuti 

stepen pravnog razdvajanja, rokove u kojima će se navedeni postupak okonĉati, oblik obavljanja privredne 

djelatnosti budućeg Operatora distributivnog sistema, kao i druga pitanja vezana za pravno razdvajanje. 

Konstatovano je da je u novembru 2010. godine formirana radna grupa sa ciljem da izvrši analizu zakona, 

internih propisa EPCG, kao i direktiva EU, kako bi postupak pravnog razdvajanja bio izvršen u skladu sa 

regulativom. 

Pored navedenog, Agencija je u kontinuitetu u toku 2011. godine, vršila analizu podataka sadrţanim u 

izvještajima koje je subjekat dostavljao mjeseĉno, i to: 

- Izvještaj o realizaciji elektriĉne energije kod potrošaka na 110 kV, 35 kV, 10 kV i 0,4 kV, na nivou Crne 

Gore i po opštinskim distribucijama, 

- Izvještaj o izvozu elektriĉne energije u sklopu kojeg se nalazi vezana trgovina i tercijarna rezerva, 

- Izvještaji o uvozu u sklopu kojeg se nalazi vezana trgovina za uvoz i havarijska energija. 

Poseban vid nadzora od strane Agencije nad radom Elektroprivrede i njenog odnosa prema potrošaĉima je 

rješavanje ţalbi potrošaĉa. 

Shodno odredbama Zakona, u nadleţnosti Agencije je da odluĉuje po ţalbama, i to: 

- na akt operatora prenosnog ili distributivnog sistema o odbijanju pristupa, odnosno prikljuĉenja na 

prenosni, odnosno distributivni sistem, 

- na uslove izdate u saglasnosti za prikljuĉenje, 

- na obraĉun elektriĉne energije u sluĉajevima neovlašćene potrošnje i 

- na ţalbe krajnjih kupaca u sluĉaju obustave isporuke elektriĉne energije, 

ĉime je, u odnosu na Zakon o energetici iz 2003. godine, kojim je bilo propisano da osim navedenog 

Agencija odluĉuje o svim ţalbama kupaca na odluke energetskih subjekata, kao i da rješava sporove izmeĊu 

energetskih subjekata, i kupaca i energetskih subjekata, znatno suţena nadleţnost Agencije u ovom dijelu. 

Iz tog razloga je broj predmeta u 2011. godini bio osjetno manji u odnosu na prethodnu 2010. godinu, i to za 

40 %. 

U 2011. godini podnijeto je ukupno 150 ţalbi, pri ĉemu je Agencija bila nadleţna za postupanje po 60 ţalbi, 

dok je 90 odbaĉeno zbog nenadleţnosti. 

Podnesene ţalbe prema prirodi predmeta klasifikovane su u tabeli koja slijedi: 

R.br. Vrste ţalbi po kojima je Agencija nadleţna da odluĉuje Broj predmeta 

1. Na akt energetskog subjekta (ODS ili OPS) kojim se odbija prikljuĉenje 6 

2. Na obraĉun elektriĉne energije u sluĉajevima neovlašćene potrošnje 10 

3. Krajnjih kupaca u sluĉaju obustave isporuke elektriĉne energije 13 

4. Na uslove izdate u saglasnosti za prikljuĉenje 31 

UKUPNO 60 

Crnogorski elektroprenosni sistem AD Podgorica 

U sprovoĊenju nadzora nad radom Crnogorskog elektroprenosnog sistema, Agencija je posebnu paţnju 

posvetila: 

_____________________________________________________________________________ 

20



1. Aktivnostima na smanjenju gubitaka u prenosnom sistemu, na naĉin što je od subjekta traţila 

dostavljanje aţurirane studije gubitaka, s obzirom da je postojeća uraĊena 2003. godine, a da je u 

meĊuvremenu došlo do znaĉajnih promjena u razvoju prenosnog sistema, odnosno izgradnje i 

modernizacije prenosnih objekata. Do kraja 2011. godine subjekat nije dostavio traţenu studiju; 

2. Analizi podataka koje subjekat dostavlja u kontinuitetu, i to: 

- godišnji izvještaji o ostvarenim gubicima u prenosnom sistemu elektriĉne energije, 

- mjeseĉnih podataka o ostvarenju veliĉina iz Energetskog bilansa, 

- mjeseĉnih podataka o proizvodnji u elektranama i potrošnji elektriĉne energije od strane krajnjih 

kupaca prikljuĉenih na prenosni sistem (KAP, Ţeljezara i Ţeljeznica), 

- o stanju brojila na prenosnim transformatorima, 

- izvodi iz mjeseĉnog ''Pregleda trafostanica i dalekovoda'', koji sadrţe pogonske dogaĊaje u CGES, 

koji su imali za posljedicu beznaponsko stanje odreĊenih konzumnih podruĉja; 

3. Odobravanju Crnogorskom elektroprenosnom sistemu AD Podgorica dopunske aktivnosti – pruţanje 

usluge iznajmljivanja optiĉkih vlakana (OPGW kabal). Odlukom o odobravanju dopunske aktivnosti 

Agencija je utvrdila da će prilikom odobravanja regulatornog prihoda za naredni period, u vanredne i 

vanposlovne prihode ukljuĉiti 50% prihoda koji Crnogorski elektroprenosni sistem planira da ostvari po 

osnovu dopunske djelatnosti; 

4. Analizi Ugovora o kupoprodaji elektriĉne energije za pokrivanje gubitaka u prenosnoj mreţi za period 

01.04.2011.-31.03.2012. godina; 

5. Agencija je u martu 2011. godine odobrila Metodologiju za utvrĊivanje cijena, rokova i uslova za 

prikljuĉenje na prenosni sistem elektriĉne energije. Crnogorski elektroprenosni sistem je bio obavezan 

da u roku od 30 dana od donošenja odluke o odobravanju navedene metodologije pripremi posebno 

uputstvo koje se odnosi na prikljuĉenje korisnika sistema na prenosni sistem kada CGES nema u 

usvojenom planu predviĊenu izgradnju neophodnih objekata. Subjekat do kraja 2011. godine nije donio 

propisano uputstvo. 

6. Planu razvoja CGES-a za period 2011 - 2020. godine koji je subjekat dostavio u julu 2011. godine na 

odobravanje.Zakonom je propisano da je operator prenosnog sistema elektriĉne energije duţan da 

utvrdi desetogodišnji plan razvoja prenosnog sistema u skladu sa Strategijom razvoja energetike i 

Akcionim planom, odnosno planom razvoja susjednih prenosnih sistema, dok je ĉlanom 41 stav 1 

taĉka 1 propisano da Agencija daje saglasnost na taj plan. Uvidom u dostavljeni dokument, utvrĊeno 

je da desetogodišnji plan razvoja prenosnog sistema nije usklaĊen sa Strategijom razvoja energetike 

i Akcionim planom, ĉije je aţuriranje u toku, zbog ĉega je vraćen energetskom subjektu. 

Energetski subjekat nije do kraja 2011. godine dostavio usaglašeni Plan razvoja na odobravanje. MeĊutim, 

shodno Metodologiji za utvrĊivanje regulatorno dozvoljenog prihoda i cijena, OPS je kao dio dokumentacije 

bio obavezan da dostavi investicioni plan za period 2012-2014. godina, pa je u toku postupka isti odobren 

od strane Agencije (maj 2012. godine). 

3.3.2. Djelatnosti u oblasti nafte i gasa 

U 2011. godini predstavnici Agencije su obišli sjedišta licenciranih subjekata u oblasti nafte i gasa i 

kontrolisali dokumentaciju koju su subjekti kao imaoci licenci duţni da posjeduju pri obavljanju licencirane 

djelatnosti. Istovremeno su kontrolisani objekti u kojima se obavlja licencirana djelatnost. 

Nakon izvršenih kontrola saĉinjeni su izvještaji u kojima je konstatovano zateĉeno stanje. 

Kontrolom subjekata na licu mjesta utvrĊeno je da svaku dopremu goriva prati izvještaj o kontroli kvaliteta 

goriva u skladu sa Uredbom o graniĉnim vrijednostima sadrţaja zagaĊujućih materija u teĉnim gorivima 

naftnog porijekla. TakoĊe je utvrĊeno da subjekti, na svoju inicijativu zahtijevaju od ovlašćenih institucija 

dodatno kontrolisanje kvaliteta goriva. 

_____________________________________________________________________________ 

21



Za utvrĊene nepravilnosti, Agencija je u skladu sa Pravilima o licencama za obavljanje energetskih 

djelatnosti, uputila upozorenja o kršenju licenci. Od ukupno 81 izvršene kontrole, konstatovana su kršenja 

licenci kod 18 subjekata. Svi upozoreni subjekti su u roku koji im je ostavljen otklonili nepravilnosti na koje im 

je ukazano. 

Kršenja su se odnosila na proširenje kapaciteta za obavljanje djelatnosti bez pribavljene licence, 

neposjedovanje dokumentacije vezano za zaštitu ţivotne sredine, osposobljenost zaposlenih za rad, i 

dokumentaciju o ispravnosti mjernih ureĊaja. 

Ukupno zateĉeno stanje prilikom vršenja kontrola subjekata, odnosno poštovanje uslova iz licenci, a naroĉito 

primijenjivanje propisa koji se odnose na kontrolu kvaliteta goriva, ocijenjeno je kao zadovoljavajuće. 

Praćenje ostvarenja gubitaka električne energije 

Gubici elektriĉne energije su neizbjeţan pratilac svih energetskih procesa i predstavljaju vaţan tehniĉki 

parametar mreţe. Gubici su pokazatelj kvaliteta rada sistema i ekonomsko pitanje koje ukazuje na stepen 

ekonomiĉnosti poslovanja energetskih subjekata i kvalitet obavljanja njihove djelatnosti, zbog ĉega se nalaze 

pod stalnom paţnjom regulatora. 

UtvrĊivanje nivoa mreţnih gubitaka, posebno distributivnih, jedan je od kljuĉnih problema sa kojima se 

suoĉava Agencija u regulisanju energetskog sektora. Naime, Ustavni sud Crne Gore je, u predmetu ocjene 

ustavnosti Pravilnika o tarifama za elektriĉnu energiju, donio Odluku kojom je utvrĊeno da odredbe tog 

pravilnika u vrijeme vaţenja, koje se odnose na varijabilne troškove za pokrivanje gubitaka koji nastaju u 

prenosnom i distributivnom sistemu, a sastoje se od tehniĉkih i komercijalnih gubitaka, nijesu bile u skladu sa 

Zakonom. Nakon ovakve odluke Ustavnog suda, Agencija se opredijelila da pri utvrĊivanju troška za 

nabavku energije za pokrivanje gubitaka uzima u obzir samo tehniĉke gubitke i to do nivoa stope od 9%, 

utvrĊene kao ciljni nivo gubitaka u distributivnom sistemu u skladu sa ranije donijetim dokumentima. 

Zbog ovako utvrĊenog nivoa dozvoljenih gubitaka, pred Energetskom zajednicom novembra 2011. godine, 

pokrenut je postupak za rješavanje spora protiv Crne Gore povodom odluke o odobravanju regulatorno 

dozvoljenog prihoda i cijena EPCG za operatora distributivnog sistema. Kao jedan od razloga za pokretanje 

spora navedena je niska stopa dozvoljenih gubitaka u distributivnom sistemu. 

Agencija je u skladu sa procedurom EZ dala odgovor na navode ţalbe ali postupak još uvijek nije okonĉan. 

Metodologijom za utvrĊivanje regulatornog prihoda i cijena za korišćenje prenosnog sistema elektriĉne 

energije propisano je da se dozvoljeni gubici u prenosnom sistemu utvrĊuju na osnovu trenda ostvarenih 

gubitaka u prethodne tri godine i ostvarenih investicija u tom periodu i planiranih za naredni period u cilju 

smanjenja gubitaka, koje su obrazloţene u Planu razvoja prenosnog sistema. Posebno treba naglasiti da 

trošak gubitaka nastalih uslijed tranzita elektriĉne energije ne tereti tarife za krajnje kupce. 

Metodologijom za utvrĊivanje regulatornog prihoda i cijena za korišćenje distributivnog sistema elektriĉne 

energije propisano je da se dozvoljeni gubici u distributivnom sistemu utvrĊuju na osnovu studije gubitaka, 

revidovane od strane nadleţne institucije, koju je energetski subjekat duţan da dostavi uz zahtjev za 

odobravanje regulatornog prihoda. Metodologijom je propisano da ukoliko subjekat ne dostavi studiju u 

odreĊenom roku, dozvoljeni gubici ne mogu biti veći od nivoa utvrĊenog za tekuću godinu. Prema informaciji 

dobijenoj od EPCG, studija gubitaka u distributivnom sistemu je u fazi izrade. 

U Izvještaju o poslovanju EPCG za 2011. godinu prikazana je analiza ostvarenja gubitaka u prenosnoj i 

distributivnoj mreţi kako slijedi: 

a) Gubici na prenosnoj mreţi 

Za pokrivanje gubitaka elektriĉne energije u prenosnoj mreţi EPCG je u 2011.godini isporuĉila CGES-u 

159,3 GWh, što ĉini 3,7% preuzete elektriĉne energije za potrebe ukupnog crnogorskog konzuma a što je 

manje od plana za 2,7 GWh ili 1,7% , odnosno manje je za 5,1 GWh ili 3,1% u odnosu na predhodnu godinu. 

_____________________________________________________________________________ 

22



b) Gubici na distributivnoj mreţi 

Ukupni gubici elektriĉne energije ostvareni na distributivnoj mreţi u 2011.godini iznose 491,9 GWh, odnosno 

19,2% preuzete elektriĉne energije iz mreţe Crnogorskog elektroprenosnog sistema A.D i isti su veći od 

planiranih (458 GWh) za 33,9 GWh ili 7,4%. 

Ostvareni gubici elektriĉne energije od 491,9 GWh (19,2%) u 2011.godini, u odnosu na ostvarene gubitke u 

2010. godini manji su za 11,0 GWh ili 2,2 %. 

U narednoj tabeli dat je pregled ostvarenih gubitaka po distribucijama: 

Ostvarenje 12 mjeseci 2011. godine 

ELEKTRODISTRIBUCIJA 

Preuzeta el. Realizovana 

energija el. energija 

Gubici 

kWh kWh kWh % 

1 BAR 193.755.983 163.727.289 30.028.694 15,50 

2 BIJELO POLJE 95.353.869 75.056.417 20.297.452 21,29 

3 BUDVA 199.156.017 178.067.835 21.088.182 10,59 

4 ŢABLJAK 21.078.578 15.615.124 5.463.454 25,92 

5 BERANE 98.196.731 78.057.178 20.139.553 20,51 

6 KOLAŠIN 27.691.474 21.094.324 6.597.150 23,82 

7 KOTOR 132.306.909 106.731.907 25.575.002 19,33 

8 MOJKOVAC 20.149.889 16.780.905 3.368.984 16,72 

9 NIKŠIĆ 256.062.954 195.304.681 60.758.273 23,73 

10 PLJEVLJA 114.182.482 94.280.088 19.902.394 17,43 

11 ROŢAJE 34.574.491 29.726.117 4.848.374 14,02 

12 TIVAT 69.970.334 63.165.961 6.804.373 9,72 

13 PODGORICA 916.044.134 748.817.994 167.226.140 18,26 

14 ULCINJ 87.547.760 72.959.396 14.588.364 16,66 

15 HERCEG NOVI 177.919.724 144.475.124 33.444.600 18,80 

16 CETINJE 93.526.393 67.929.897 25.596.496 27,37 

UKUPNO ED 2.537.517.722 2.071.790.238 465.727.484 18,35 

Gubici u 35kV 26.098.235 26.098.235 1,02 

UKUPNO FC 2.563.615.957 2.071.790.238 491.825.719 19,18 

Smanjenje gubitaka elektriĉne energije u 2011. godini u odnosu na prethodnu godinu je rezultat niza 

preduzetih mjera i aktivnosti, od kojih su najvaţnije: 

- zamjena 14.279 brojila elektriĉne energije na postojećim i izmještenim mjernim mjestima potrošaĉa 

(oštećena i neispravna brojila), 

- selektivno izmještanje 2.661 mjernih mjesta kod potrošaĉa kod kojih je otkrivena neovlašćena 

potrošnja,ili se posumnjalo u neovlašćeno korišćenje elektriĉne energije,kod kojih su brojila nedostupna 

za oĉitavanje i koji ne dozvoljavaju iskljuĉenje zbog duga ili neovlašćene potrošnje, 

- ciljno kontrolisano 43.860 mjernih mjesta potrošaĉa od kojih je kod 1.246 otkrivena neovlašćena 

potrošnja (korišćenje elektriĉne energije mimo mjernih ureĊaja i prikljuĉenje na elektroenergetsku mreţu 

bez zakljuĉenog ugovora o prikljuĉenju). 

- vizuelna kontrola mjernih mjesta potrošaĉa, logiĉka kontrola potrošnje i povećan stepen oĉitanosti brojila 

elektriĉne energije, 

- interpolacija TS 10/0,4 kV u SN mreţu, 

- poboljšanje kvaliteta odrţavanja i rekonstrukcija elektroenergetskih objekata. 

Potrošaĉima kod kojih je otkriveno neovlašćeno korišćenje elektriĉne energije obraĉunato je 16,04 GWh. 

_____________________________________________________________________________ 

23



4. INVESTICIJE U ENERGETSKOM SEKTORU 

4.1. Elektroprivreda Crne Gore AD 

U toku 2011 godine EPCG je investirala u sopstvenu infrastrukturu 11,79 mil.€ što je za 50,01 % manje od 

ivesticionih ulaganja u 2010 godini. u kojoj je uloţeno 23,6 miliona €. 

U narednoj tabeli je prikazan pregled investicionih ulaganja u 2011.godini, po funkcionalnim i 

organizacionim cjelinama Elektroprivrede Crne Gore i njihovim organizacionim djelovima sa uporednim 

podacima iz 2010. godine: 

Red. 

br. 

FC i OC 

Ulaganja u 2010. 

godini 

Ulaganja u 2011. 

godini 

1 FC PROIZVODNJA 12.702.054,33 3.156.588,17 

HE Perucica 3.563.428,05 1.546.373,53 

HE Piva 875.199,19 894.199,04 

TE Pljevlja 704.399,09 710.124,13 

Zemljište-lok.ŠUMANE Ug.01/6842 

zaTE 

7.536.737,00 

Direkcija FC Proizvodnja 22,00 5.891,47 

2 FC DISTRIBUCIJA 10.421.281,00 7.580.949,61 

Direkcija FC Distribucija 645,00 1.942.958,45 

Bar 836.346,49 466.522,21 

Bijelo Polje 229.994,31 178.624,91 

Budva 724.400,04 730.766,28 

Ţabljak 131.493,67 47.931,08 

Berane 262.485,20 62.491,57 

Kolašin 26.659,94 13.022,69 

Kotor 67.357,73 409.313,76 

Mojkovac 79.078,28 16.791,40 

Nikšić 151.588,86 189.458,80 

Pljevlja 97.942,48 129.359,21 

Roţaje 37.329,93 34.722,81 

Tivat 74.873,78 104.392,95 

Podgorica 4.679.348,03 1.635.459,83 

Ulcinj 696.013,38 595.565,88 

H: Novi 524.935,74 542.302,43 

Cetinje 1.022.985,89 481.265,35 

Elektrogradnja 133.634,84 

3 FC SNABDIJEVANJE 109.775,88 637.681,16 

4 OC DIREKCIJA 347.834,69 418.892,63 

EPCG - U K U P N O (1+2+3+4) 23.580.946,75 11.794.111,57 

_____________________________________________________________________________ 

24



Od ukupnih kapitalnih ulaganja u proizvodne kapacitete je investirano 3,16 mil.€ ili 26,84 %, u distributivnu 

infrastrukturu 7,58 mil.€ ili 64,28 %, u idejne i razvojne projekte i izradu projektne dokumentacije 0,42 mil.€ 

ili 3,56 % i u osnovna sredstva Snabdijevanja 0,64 mil.€ ili 5,42 %. 

Kada je u pitanju struktura investicionih ulaganja po kategoriji sredstava tokom 2011 godine u EPCG, najviše 

je uloţeno u opremu 5,68 mil.€ ili 48,36 %, u zemljište 1,89 mil.€ ili 16,13 %, u graĊevinske objekte 2,42 

mil.€ ili 20,59 % dok je u ostala osnovna sredstva,opremu i alat uloţeno 1,75 mil.€ ili 14,92 %. 

FC Proizvodnja 

Od ukupnih kapitalnih ulaganja u FC Proizvodnja u 2011 godini od ukupno 3,16 mil.€, u TE Pljevlja je 

investirano 22,50 % ili 0,71 mil.€, u HE Perućicu je investirano 1,55 mil.€ ili 48,99 % , i u HE Piva je uloţeno 

0,89 mil.€ ili 28,33 %. 

Ulaganja u gradjevinske objekte ukupno iznose 1.717.840,97 € od ĉega se: 

- na radove sanacije injekcionih zavjesa akumulacija Slano i Krupac uloţeno je 1.102.715,56 €, 

- Na izradu glavnog projekta i zamjenu dijela cjevovoda i mehanizaciju brane „Maljevac“ uloţeno je 

287.955,63 € 

- Dio ulaganja u gradjevinske objekte u HE „Piva“ odnosi se na glavni projekat adaptacije upravne zgrade i 

projektnu dokumentaciju rasvjete mašinske hale i iznosi 327.169,78€ 

U toku 2011. godine u opremu proizvodnje uloţeno je 862.034,40 € od ĉega je u HE Perućica za 

modernizaciju elektrane, opremu za turbinsku regulaciju i nabavku vodenih pumpi investirano je 389.942,36 

€ ,za ulaganje u filter postrojenja i opremu za trafostanicu Otilovići 416.996,94€, a ostali dio se odnosi na 

mašinsku i elektro opremu za sve tri elektrane. 

U narednoj tabeli prikazan je obim i struktura kapitalnih ulaganja u FC Proizvodnja 

Rb. 

1 

Proizvodnja 

Direkcija 

Proizvodnje 

Gradj. objekti 

O2714000 

Oprema 

O2702000- 

02706000 

Alat i mj. 

instrumenti 

Kanc. 

namješ. 

Kanc. 

oprema 

Ulag. na 

tuĊ.nekr. 

O2712000 o2711000 O2710000 O2900000 

UKUPNO 

0,00 0,00 0,00 1.685,47 4.206,00 0,00 5.891,47 

2 HE"Perućica" 1.102.715,56 389.942,36 21.007,25 2.622,84 30.085,52 0,00 1.546.373,53 

3 

4 

Hidroelektrana 

Piva 

Termoelektrana 

Pljevlja 

327.169,78 55.095,10 5.510,52 1.343,58 18.974,32 486.105,74 894.199,04 

287.955,63 416.996,94 447,01 184,62 4.539,93 0,00 710.124,13 

UKUPNO 1.717.840,97 862.034,40 26.964,78 5.836,51 57.805,77 486.105,74 3.156.588,17 

FC Distribucija 

Ukupna kapitalna ulaganja u distributivnu infrastrukturu iznosila su 7,55 mil.€ i ĉine 64,18 % ukupnih 

investiranih sredstava EPCG u 2011 godini od ĉega je u opremu uloţeno 4.78 mil.€ ili 63,31 %, u zemljište 

1,90 mil.€ ili 25,14 %, a u ostala sredstva i objekte 0,87 mil.€ ili 11,55 % od distributivnih ulaganja. 

U narednoj tabeli prikazan je obim i struktura kapitalnih ulaganja u FC Distribucija 

_____________________________________________________________________________ 

25



R 

b 

Distribucija 

Direkcija 

1 

Distribucije 

Elektrodistribu 

2 

cija - Bar 


3 cija - Bijelo 

Polje 


4 

cija - Budva 


5 

cija - Ţabljak 


6 

cija - Berane 


7 

cija - Kolašin 


8 

cija - Kotor 


9 cija - 

Mojkovac 


10 

cija - Nikšić 


11 

cija - Pljevlja 


12 

cija - Roţaje 


13 

cija - Tivat 


14 cija - 

Podgorica 


15 

cija - Ulcinj 


16 cija - Herceg 

Novi 


17 

cija - Cetinje 

Distribucija - 

ukupno 

Zemljišt 

e 

1.181.6 

52 

GraĊe 

v. 

objekti 

Oprema 

76.240 

Vozil 

a 

46.94 

0 

Kanc. 

oprem 

a 

178.04 

7 

Kanc. 

namj 

eštaj 

Alat i 

mj. 

instrum. 

ulag.u 

AMR i 

prelaz. 

Kon/ 

4.016 38.399 19.142 

Nemate 

r. ulag. 

398.52 

1 

UKUPNO 

1.942.95 

7 

466.177 169 175 466.521 

178.624 178.624 

358.440 372.086 239 730.765 

47.931 47.931 

60.051 2.275 165 62.491 

13.022 13.022 

409.092 221 409.313 

14.942 1.849 16.791 

189.322 42 93 189.457 

931 128.428 129.359 

36.538 

34.063 274 385 34.722 

102.717 261 1.414 104.392 

1.551.1 

61 

320.040 161.794 828 

1.897.6 

01 

11.04 

3 

11.04 

3 

13.651 7.566 930 25.611 

112.90 

3 

1.635.45 

7 

595.565 

541.381 252 669 542.302 

464.657 3.880 1.684 481.264 

4.811.6 

88 

46.94 

0 

200.66 

0 

16.08 

1 

40.743 

157.65 

6 

398.52 

1 

7.580.93 

3 

Najveća ulaganja se odnose na ulaganja u opremu za elektroenergetske objekte distributivne mreţe i iznose 

4.811.695,17€. Ostala ulaganja se odnose na ulaganja u brojila elektriĉne energije u cilju smanjenja 

gubitaka, vozila i mehanizaciju i ostala ulaganja (kancelarijski namjestaj, alate i ostalu opremu). 

U toku 2011. godine najveći dio ulaganja od 963.492,51 € u 35 kV mreţu se odnosi na izgradnju i 

rekonstrukciju dalekovoda 35 kV kao i u manjem dijelu na ugradnju 35 i 10 kV ćelija u trafostanicama 35/10 

kV. 

U 2011. godini je nastavljena izgradnja DV 35 kV Cetinje – Podgor. Ulaganja u ovoj godini iznose cca 

309.000,00€. 

U toku 2011. godine izvršene su i djelimiĉne rekonstrukcije dalekovoda: DV 35KV Ribarevine-Šćepanica 

(Bijelo Polje), 35 kV DV Guke-Mataruge (Pljevlja), DV 35 KV Ponari – Virpazar i DV 35/10 KV Donja Zeta – 

Ponari (Podgorica). Ulaganja u 35 kV kablovsku mreţu se odnose na izmještanje kablova 35KV Grbalj-Tivat 

kao i izgradnju kablovskog voda 35KV i TS35/10 VIR-ST- MJESTO. 

_____________________________________________________________________________ 

26



Ulaganja u trafostanice se odnose na ulaganja u izgradnju ćelija 35kV u trafostanicama 35/10 kV Lazi, 

Miloĉer kao i u 35 kV ćeliju u TS 110/35 kV Markovići (Budva). 

Tokom 2011. godine je uraĊen i projekat uzemljenja neutralne taĉke 35 kV u Nikšiću i projektna 

dokumentacija za izgradnju trafostanica 35/10 kV: Škaljari (Kotor), Baošići (Herceg Novi), Rozino (Budva), 

Breza (Kolašin) i Danilovgrad. Sprovedene su tenderske procedure i potpisani ugovori. Prema potpisanim 

ugovorima ove trafostanice će biti izgraĊene u 2012. godini. 

U toku 2012. godine se oĉekuje i završetak izgradnje TS 110/10 kV Podgorica 5, koja se finansira iz kredita 

KfW banke. Investitor 110 kV postrojenja i pripadajućih vodova 110 kV je CGES, dok je EPCG-FC 

Distribucija investitor 10 kV postrojenja (oprema isporuĉena i montirana) i pripadajućih vodova 10 kV u 

ukupnoj duţini od 20 km. Završetak uklapanja u 10 kV mreţu i puštanje trafostanice u rad se oĉekuje u prvoj 

polovini 2012. godine. 

U toku 2011. godine je uraĊen Idejni projekat i sprovedena tenderska procedura za rekonstrukciju 10 kV 

postrojenja u TS 110/10 kV Podgorica 4. Poĉetak i završetak radova na rekonstrukciji se oĉekuje u toku 

2012. godine. 

Ukupna ulaganja u opremu 10 kV u 2011. godini iznose 1.994.064,99 €. 

Od ostalih investicija izdvajamo ulaganje u brojila u iznosu od 1.107.854,14€. 

Krajem 2011. godine zapoĉela je zamjena klasiĉnih brojila sa brojilima sa daljinskim oĉitavanjem koji se 

realizuje preko kredita EBRD (Ukupni iznos projekta je 43,5 mil €, od ĉega će 35 mil € biti finansirano preko 

kredita EBRD koji je potpisan 25. novembra 2010.godine). U toku 2011. godine sprovedene su tenderske 

procedure i potpisani ugovori za isporuku brojila, software-a i hardware-a (AMR Centar), konsultantske 

usluge, ormara, modema i ostale opreme. U decembru 2011. godine izvršena je ugradnja 1000 brojila i 

instaliranje AMR centra. 

Ulaganja u distributivni sistem u 2011. godini, kao ni u prethodne ĉetiri godine, nijesu ostvarivana u skladu 

sa Strategijom razvoja energetike i Akcionim planom, kojima su ulaganja u distributivni sistem bila 

predviĊena 20 mil. € godišnje, a ostvarena su sa svega 39 % od planiranog. 

Zbog niskog procenta ostvarenja investicija u prethodnom periodu distributivni sistem je u lošem stanju te su 

potrebna velika ulaganja u narednom periodu. 

U skladu sa Zakonom o energetici, EPCG je dostavila Agenciji Investicioni plan FC Distribucija za period 

2012-2014. godina. 

Polazeći od cilja da distributivna mreţa bude dimenzionisana tako da u stanju raspoloţivosti svih elemenata 

mreţe (normalni pogon), vrijednosti svih pogonskih veliĉina (napon, struja) bude unutar dopuštenih granica 

bez obzira na nivo opterećenja, i gubici elektriĉne energije budu na nivou planiranih, Plan investicija ODS 

obuhvata projekte na: 

- Izgradnji i rekonstrukciji objekata kojim će se obezbijediti propisane preformanse sistema (dostizanje 

tehniĉkih standarda); 

- Izgradnji i rekonstrukciji objekata koji će omogućiti zadovoljenje planiranog rasta potrošnje; 

- Tehnološkim unapreĊenjima mreţe, sa ciljem povećanja pouzdanosti i optimizacije funkcionisanja 

sistema, smanjenja gubitaka, smanjenja broja teţih kvarova i havarija. 

Kao rezultat ulaganja ODS planira: 

- povećanje kapaciteta u cilju prikljuĉenja novih potrošaĉa, 

- dostizanje tehniĉkih standarda i/ili poboljšanje naponskih prilika, 

- povećanje pouzdanosti i sigurnosti napajanja potrošaĉa, 

- smanjenje gubitaka elektriĉne energije, prije svega osavremenjavanjem sistema mjerenja elektriĉne 

energije. 

Agencija je juna 2012. godine odobrila Investicioni plan, ĉime su stvorene osnovne pretpostavke za veća 

ulaganja u distributivni sistem, odnosno stabilan rad i sigurno snabdijevanje kupaca elektriĉnom energijom u 

budućem periodu. 

_____________________________________________________________________________ 

27


FC Snabdijevanje 


U FC Snabdijevanje je u 2011. godini investirano ukupno 637.681 €, od ĉega se preteţan dio (558.090 €) 

odnosi na nematerijalna ulaganja, tj. na projekat i implementaciju billing sistema. 

U narednoj tabeli prikazan je obom i struktura investiciona ulaganja u 2011 godini po kategoriji i 

organizacionim djelovima: 

Rb. Snabdijevanje kanc.oprema oprema-kanc.namještaj Nemat.ulaganja UKUPNO 

1 Direkcija 72.503,04 919,46 558.090,00 631.512,50 

2 Podgorica 2.481,85 437,85 2.919,70 

3 Cetinje 1.433,88 1.433,88 

4 Nikšić 190,50 190,50 

5 Bar 104,62 104,62 

6 Budva 100,09 324,79 424,88 

7 Tivat 0,00 

8 Kotor 119,66 119,66 

9 Ulcinj 0,00 

10 Herceg Novi 160,90 500,00 660,90 

11 Bijelo Polje 0,00 

12 Berane 203,42 203,42 

13 Kolašin 0,00 

14 Roţaje 0,00 

15 Mojkovac 0,00 

16 Ţabljak 111,10 111,10 

17 Pljevlja 0,00 

UKUPNO 77.073,68 2.517,48 558.090,00 637.681,16 

OC Direkcija 

U 2011. godini u investiciona ulaganja koja se odnose na Direkciju EPCG ostvarena su u iznosu od 0,42 mil. 

€, a odnose se na izradu idejnih, razvojnih projekata, projektne dokumentacije, na ostala sredstva i opremu i 

ĉine 3,56 % ukupnih investicionih ulaganja EPCG. 

4.2. Crnogorski elektroprenosni sistem 

U toku 2011. godine, CGES je u skladu sa Investicionim planom razvoja CGES za period 2010. - 2014. 

godina, koji je odobren krajem 2010.godine, realizovao projekte kako slijedi: 

1. Izgradnja TS 110/35/10 kV Kotor i dalekovoda 110 kV Tivat-Kotor je projekat koji je neophodno 

realizovati kako bi se jedan od najznaĉajnijih turistiĉkih centara Crne Gore povezao na prenosnu mreţu i 

time znaĉajno smanjio problem napajanja elektriĉnom energijom. 

Realizacija projekta podrazumijeva: 

- Izgradnju TS 110/35 kV Kotor - Škaljari i proširenje TS Tivat novim 110 kV DV poljem Kotor 

- izgradnju dalekovoda 110 kV Tivat –Kotor – Škaljari 

U 2011. godini je pokušavano aktiviranje prvobitno obezbijeĊenog izvora finansiranja (kredit EIB) ali 

zbog neriješenih odnosa sa EPCG koja je bila nosilac kredita, nije bilo moguće realizovati planirani naĉin 

finansiranja Projekta. Donešena je investiciona odluka o finansiranju projekta iz sopstvenih sredstava 

CGES-a kao i odluka da se Projekat realizuje po principu ″kljuĉ u ruke″. Završena je i priprema tehniĉkih 

specifikacija za izgradnju dalekovoda i TS Kotor. U cilju obezbjeĊenja uslova za nezavisno izvoĊenje 

radova i pribavljanje graĊevinskih dozvole izvršena je parcelacija zemljiišta za TS Kotor i zemljište za 

110 kV postrojenje otkupljeno od EPCG. Za nabavku opreme i izvoĊenje radova u TS Tivat (DV polje 

Kotor) je sklopljen ugovor, izvršeni graĊevinski dio elektromontaţnih radova. Zbog problema nabavke 

mjernih transformatora kod proizvoĊaĉa opreme radovi nisu kompletirani. 

_____________________________________________________________________________ 

28



2. Proširenje TS 220/110/35kV Mojkovac i prikljuĉak na dalekovod 220kV Podgorica 1-Pljevlja 2 po 

principu ulaz-izlaz podrazumijeva: 

- Rekonstrukciju TS Mojkovac, 

- Izgradnju prikljuĉnog dalekovoda 220 kV, 

- Izgradnju raspleta 110 kV dalekovoda B.Polje- Mojkovac i Kolašin-Mojkovac, 

- Ugradnju novog energetskog transformatora 110/35 kV sa pripadajućim poljima. 

U 2011.god. završena je izrada i revizija Glavnog projekta za prve tri komponente. Pribavljene su sve 

potrebne saglasnosti za realizaciju projekta. Obavljen je dio aktivnosti na pripremi terena za proširenje 

TS Mojkovac. VoĊene su aktivnosti na rješavanju imovinsko pravnih odnosa (eksproprijacija/otkup 

zemljišta za stubna mjesta). 

3. Proširenje TS 110/35 kV Andrijevica i prikljuĉak na DV 110 kV EVP Trebješica-Berane po principu 

ulaz-izlaz podrazumijeva proširenje TS Andrijevica (novi energetski transformator i novo 110 kV DV 

polje) i izgradnju DV 110 kV u duţini od 1,6 km. 

U toku 2011.god. izvršena je isporuka nedostajućeg dijela opreme, izvedeni svi radovi i sve komponente 

projekta puštene u pogon. 

4. Izgradnja TS 110/10 kV Podgorica 5, sa uklapanjem u mreţu 110 kV realizuje se radi rješavanja 

radijalnog napajanja TS Podgorica 3 i obezbjeĊenja uslova za napajanje brzo rastućeg konzuma 

Podgorice i obuhvata: 

- izgradnju nove TS 110/10(20) kV Podgorica 5 (110 kV postrojenje završeno 2010. godine), 

- izgradnja novog dvostrukog dalekovoda 110 kV Podgorica 5 –KAP I (radovi završeni 2010), 

- izgradnja 110 kV kabla TS Podgorica 5 – TS Podgorica 3, sa proširenjem TS 110/35 kV Podgorica 

3. 

U toku 2011.god. su realizovane aktivnosti vezane za tehniĉki prijem i pribavljanje upotrebne dozvole za 

DV 110 kV Podgorica 5-KAP vod I (upotrebna dozvola pribavljena u julu 2011). TakoĊe su voĊene 

aktivnosti vezane za tehniĉki pregled TS Podgorica 5 (pregled Komisija i otklanjanje primjedbi). 

Pribavljena je graĊevinska dozvola i oko 90% završeni radovi na proširenju TS Podgorica 3. Rješavani 

imovinsko-pravni odnosi za trasu kabla 110 kV Podgorica 3-Podgorica 5 i predat zahtjev za izdavanje 

graĊevinske dozvole. 

5. Izgradnja i proširenje TK sistema (OPGW+TK) realizuje se od 2007.god. radi povećanja efikasnosti i 

pouzdanosti energetskog sistema u Crnoj Gori kroz veću sigurnost snabdijevanja i bolju integraciju na 

regionalnim trţištima. 

U 2011.god. izvršeno je: 

- nabavka, ugradnja, ispitivanje i puštanje u rad TK opreme prema planu-19 objekata (osim u TS 

Kotor što je planirano u okviru realizacije projekta izgradnje te trafostanice), 

- Izrada glavnih projekata zamjene postojećeg zaštitnog uţeta sa OPGW i objava tendera za nabavku 

opreme za 6 dalekovoda, 

- Nabavka opreme i zamjena uţeta na 2 dalekovoda, 

- Postavljanje podzemnog optiĉkog kabla na relaciji NDC Podgorica – TS Podgorica 4 i završetak za 

optiĉke razdjelnike sa potrebnim mjerenjima, 

- Izrada i revizija projekta za nadgledanje optiĉke mreţe. 

VoĊene su aktivnosti na: 

- izradi idejnih projekata sa tehno-ekonomskim analizama rekonstrukcije na 3 dalekovoda, 

- izradi tendera za nabavku sistema za nadgledanja optiĉke mreţe 

- izradi tendera za izbor ponuĊaĉa za ugradnju OPGW, 

- Usaglašavanje tehniĉkih specifikacija za proširenje TK opreme za 4 nova ĉvorišta i potrebnu 

rekonfiguraciju za ukljuĉenje u postojeću mreţu. 

6. UvoĊenje DV 400 kV Podgorica 2-Trebinje u TS Lastva po principu ulaz-izlaz (Lastva-Ĉevo) 

podrazumijeva izgradnju DV 2x400 kV Lastva-Trebinje i Lastva-Pljevlja i DV 400 kV Lastva-Podgorica 

dionice Lastva-Ĉevo. 

_____________________________________________________________________________ 

29



U 2011.god.Vlada je donijela Detaljni prostorni plan za izgradnju DV 400 kV Lastva-Ĉevo-Pljevlja i TS 

Lastva što je bio preduslov za dalje aktivnosti. VoĊene su aktivnosti na izradi idejnog projekta i isti je 

pripremljen oko 90% (Najveći dio aktivnosti finansiran iz donacija). 

Raspisan je tender i izvršen izbor najpovoljnijeg ponuĊaĉa za isporuku potrebne koliĉine izolatora 

(isporuka i uplata 2012.god.) 

7. Izgradnja TS 400/110/35 kV Lastva podrazumijeva izgradnju nove TS 400/110/35 kV Lastva kao i 

proširenje TS 400/220/110 kV Pljevlja 2 (izgradnja novog 400 kV DV polja Lastva). 

U 2011.god. su voĊene aktivnosti na izradi idejnog projekta-elektro dio (završeno oko 90%), izraĊen 

elaborat eksproprijacije zemljišta, procjena vrijednosti zemljišta i zapoĉet postupak rješavanja imovinskopravnih 

odnosa. Objavljen je tender za izradu idejnog projekta za graĊevinski dio TS Lastva kao i tender 

za nabavku dva energetska transformatora 400/110 kV, 300 MVA. 

8. Izgradnja DV 400 kV Lastva-Pljevlja (Ĉevo-Pljevlja) podrazumijeva izgradnju DV 400 kV Lastva- 

Pljevlja na dionici od Ĉeva do Pljevalja. Dionica dalekovoda od Lastve do Ĉeva je zbog lakše 

organizacije i praćenja realizacije ukljuĉena u projekat. IPI006a. 

Dalekovod će biti izgraĊen kao jednosistemski osim dionice Brezna-Kosanica gdje će biti DV 400 kV 

Lastva-Pljevlja +DV 110 kV Brezna -Ţabljak odnosno i DV 400 kV Lastva-Pljevlja +DV 110 kV Pljevlja- 

Ţabljak. 

U 2011.god je odreĊena trasa dalekovoda. 

9. Izgradnja dalekovoda 400 kV DV Pljevlja 2-Višegrad podrazumijeva: 

- izgradnju novog 400 kV DV Pljevlja – Višegrad (granica) 

- izgradnju novog 400 kV dalekovodnog polja u TS 400/220/110 kV Pljevlja 

Realizacija Projekta je uslovljena prethodnim dogovorom sa TSO Bosne i Hercegovine. U 2011.god. 

nijesu voĊene aktivnovnosti. 

10. Rekonstrukcija TS 110/35 kV Nikšić obuhvata sanaciju armirano-betonskih portala, koji nijesu sanirani 

ili mijenjani od izgradnje TS Nikšić-1955.god. pa je u cilju poboljšanja pogonske sigurnosti trafostanice to 

neophodno izvršiti. Realizacija sanacije je oteţana ali i uslovljena ĉinjenicom da je TS Nikšić jedina 

napojna taĉka na 110 kV naponskom nivou na podruĉju Nikšića. 

U 2011.god. su voĊene aktivnosti oko pripreme projektnog zadatka. 

11. Izmještanje dalekovoda 110 kV Nikšić-Bileća iz rejona Dragove Luke podrazumijeva izgradnju nove 

dionice DV 110 kV Nikšić-Bileća od st.br. 159 do st.br.175 kako bi se van pogona stavila postojeća 

dionica koja prolazi kroz naselje Dragova Luka a koja zbog velikog broja novoizgraĊenih stambenih 

objekata nije u skladu sa vaţećim pravilnikom što za posljedicu ima smanjenu pogonsku sigurnost 

dalekovoda. 

U 2011.god. je sklopljen ugovor za realizaciju Projekta po principu″ kljuĉ u ruke″ (uplaćen avans), 

zapoĉete aktivnosti na izradi Glavnog projekta i rješavanju prava vlasništva na zemljištu za stubna 

mjesta. 

12. Rekonstrukcija postrojenja (nabavka rastavljaĉa 110 kV i 220 kV, prekidaĉa i potpornih izolatora 

400 kV) obuhvata nabavku opreme, izradu projektne dokumentacije i ugradnju opreme u: 

- TS Podgorica 2 ( zamjena prekidaĉa 400 kV) 

- TS Nikšić( zamjena rastavljaĉa 110 kV) i 

- TS Podgorica 1 ( zamjena rastavljaĉa 110 i 220 kV) 

U 2011.god. je nabavljena sva oprema i zapoĉete aktivnosti na pripremi tendera za odabir projektanta i 

izvoĊaĉa radova na zamjeni predmetne opreme. 

13. Rekonstrukcija TS 220/110/35 kV Podgorica 1 realizuje se u cilju povećanja kapaciteta i pogonske 

sigurnosti. 

Realizacija projekta obuhvata: 

_____________________________________________________________________________ 

30



- Nabavku transformatora 220/110 kV, 150 MVA i 

- Izradu projektne dokumentacije 

U 2011.god. je pripremljena tehniĉka i tenderska dokumentacija, sklopljen ugovor za isporuku 

transformatora (uplaćen avans). 

14. Rekonstrukcija 110 kv dalekovoda se realizuje u sklopu Projekta izgradnje i proširenja 

telekomunikacionog sistema. 

U 2011.godini odabrani su najpovoljniji ponuĊaĉi koji su poĉeli sa radom na izradi idejnih projekata sa 

tehno-ekonomskim analizama rekonstrukcije na DV 110 kV Podgorica-Danilovgrad-Perućica i DV 110 

kV Nikšić-Bileća, dionica Nikšić-Vilusi. 

15. Izgradnja TS 110/35/10 kV Zeta i DV 110 kV Podgorica 5-Golubovci je projekat koji je potrebno 

realizovati zbog porasta konzuma uslijed povećanja broja domaćinstava i preduzeća koja se bave malim 

preduzetništvom, kao i zbog ĉinjenice da je postojeća 35 kv mreţa sa koje se predmetno konzumno 

podruĉje napaja u veoma lošem stanju zbog starosti opreme. 


- izgradnju TS 110/35/10 kV Zeta - postrojenja 110 kV i ugradnja transformatora 2x20 MVA, (35 i 10 kV 

postrojenje je obaveza EPCG), 

- Izgradnja dalekovoda 110 kV Podgorica 5 –Zeta (Golubovci) 

U toku 2011.god. je pripremljen projektni zadatak za izradu idejnih projekata i odabran projektant za 

izradu idejnog projekta za dalekovod. 

16. Izgradnja DV 110 kv Podgorica 1-Smokovac podrazumijeva izgradnju dalekovoda od TS Podgorica 1 

do Smokovca. 

U toku 2011.god. odreĊena je trasa dalekovoda i ista unešena u nacrte prostorno planskih dokumenata 

Glavnog grada. 

17. Izgradnja TS 110/10 kV Nikšić 2 (Kliĉevo) i njeno povezivanje na 110 kV mreţu, zbog potrebe za 

poboljšanjem napajanja konzumnog podruĉja Nikšića, koju je neophodno realizovati kako bi se 

pored poboljšanja kvaliteta napajanja Nikšića, preko već izgraĊenog DV 110 (35) kV Kliĉevo-Brezna 

omogućilo prikljuĉenje vjetro elektrana na Krnovu na TS Brezna. 


- Izgradnju TS 110/10 kV, 110 kV postrojenje (10 kV postrojenje je obaveza EPCG), 

- Izgradnju 110 kV kabla od postojeće TS Nikšić do novoizgraĊene TS Kliĉevo. 

U 2011.god. je saĉinjen projektni zadatak za izradu idejnog projekta za TS 110/10 kV Nikšić 2 (Kliĉevo) i 

sklopljen ugovor za izradu idejnog projekta. 

18. Izgradnja TS 110/35 kV Kolašin obuhvata Izradu projektne dokumentacije, rješavanje prava vlasništva 

na zemljištu za 110 kV postrojenje, nabavku opreme i izgradnju 110 kV postrojenja uz prethodni 

dogovor sa EPCG. 

U 2011.god. nijesu voĊene aktivnosti na realizaciji Projekta. 

19. Izgradnja dalekovoda 110 kV Virpazar-Ulcinj je projekat koji je potrebno realizovati kako bi se s jedne 

strane obezbijedilo dvostrano napajanje TS Ulcinj, a sa druge omogućilo prikljuĉenje vjetroelektrana ĉija 

je izgradnja planirana na lokalitetu Moţura. 


- Izgradnju DV 110 kV Virpazar-Ulcinj, 

- Izgradnju 110 kV DV polja u TS Ulcinj i TS Virpazar. 

U 2011.god. je sa odabranim ponuĊaĉem za odreĊivanje trase dalekovoda sklopljen ugovor i zapoĉete 

aktivnosti na realizaciji ugovora. 

_____________________________________________________________________________ 

31



20. Nabavka i implementacija softvera za projektovanje 

U 2011.godini je za realizaciju ovog projekta raspisan tender za nabavku 2 softvera. Sklopljen je ugovor 

za nabavku jednog softvera dok za drugi nije bilo ponuĊaĉa. 

21. Rekonstrukcija TS 110/35 kV Tivat podrazumijeva izradu tehniĉke dokumentacije (tehniĉke 

specifikacije za nabavku transformatora i projekat ugradnje), nabavku i montaţu transformatora. 

Sve aktivnosti na realizaciji Projekta su realizovane u 2011.god. 

22. Rekonstrukcija sistema zaštita postrojenja i opreme ugradnjom novih zaštita 400 kV 

podrazumijeva: 

- zamjenu 400 kV zaštita u svim poljima osim 400 kV DV polja Tirana i Ribarevine koji su zamijenjeni 

2009/2010.god. 

U 2011.god. je sklopljen ugovor za nabavku i ugradnju zaštita, uplaćen avans i isporuĉen i ugraĊen dio 

opreme. 

23. Rekonstrukcija postrojenja 110kV i 400 kV obuhvata nabavku opreme, izradu projektne 

dokumentacije i izvoĊenje elektromontaţnih i graĊevinskih radova u TS Bar, Herceg Novi, Podgorica 4, 

Mojkovac i TS Pljevlja 1. 

U 2011.godini je realizovana nabavka potrebne opreme. 

24. Nabavka i ugradnja mjernih transformatora obuhvata nabavku i ugradnju strujnih i naponskih mjernih 

transformatora 400 kV, 220 kV, 110 kV i 35 kV. 

U 2011.godini je odabran isporuĉilac mjernih transformatora. 

25. Nabavka i ugradnja lokalnih SCADA za TS Pljevlja 2 i TS Podgorica 1 

U toku 2011.god. odabran je najpovoljniji ponuĊaĉ za realizaciju Projekta. Dio projekta u TS Pljevlja 2 je 

kompletno završen a dio projekta koji se odnosi na TS Podgorica 2 je u završnoj fazi. 

26. Neophodna ulaganja u hardver i softver za re-implementaciju FMIS-Data Code-a 

U 2011.god. je nastavljena implementacija novog FMIS sistema odabranog izvoĊaĉa. 

27. Ulaganje u EES softver i hardver (prva i druga faza) 

U toku 2011.god. sproveden je postupak javne nabavke i odabran najpovoljniji ponuĊaĉ za realizaciju 

Projekta. 

28. Nabavka digitalizovane sinoptiĉke table podrazumijeva zamjenu stare analogne sinopticne table u 

NDC-u, modernom digitalnom sinoptickom tablom 

U toku 2011.god. je pripremljena tehniĉka specifikacija i tenderska dokumentacija i raspisan tender za 

odabir najpovoljnijeg ponuĊaĉa 

29. Implementacia rezervnog dispeĉerskog centra 

U toku 2011.god. su voĊene aktivnosti na pripremi projektnih rješenja za prostorije rezervnog 

dispeĉerskog centra. 

30. Ulaganje u sistem besprekidnog napajanja (SBN) u NDC i objektima CGES-a 

U 2011.god.ulaganja u sistem besprekidnog napajanja u NDC I objekte CGES-a su realizovana u 

potpunosti u skladu sa planom. 

_____________________________________________________________________________ 

32



31. Nabavka baterija za NDC i trafostanice CGES-a 

Za 2011.god. je planirana i u potpunosti realizovana nabavka akumulatorskih baterija za NDC I TS 

Podgorica 2, Pljevlja 2 i Ribarevine. 

32. Rekonstrukcija TS 110/35 kV Pljevlja1 projekta podrazumijeva izgradnju spojnog polja kako bi se 

obezbijedio prelazak sa sistema na sistem bez beznaponske pauze, izgradnju mjernog polja i zamjenu 

dotrajale VN opreme. 

U 2011.god. su voĊene aktivnosti na pripremi tehniĉke dokumentacije za realizaciju Projekta. 

33. Rekonstrukcija DV 220 kV Podgorica 1-Pljevlja 2 podrazumijeva pripremu tehniĉkih specifikacija, 

projektovanje i realizaciju rekonstrukcije dionice Podgorica-B.Polje. 

U toku 2011. godine pripreman je projektni zadatak za izradu idejnog projekta rekonstrukcije. 

U narednoj tabeli dat je pregled projekata sa vrijednostima realizovanim u 2011. godini: 

_____________________________________________________________________________ 

33



R.b. 

PROJEKTI 

realizovano u 

2011. godini 

(x1000 €) 

1 Izgradnja TS 110/35/10kV Kotor (Škaljari) i 110kV DV Tivat-Kotor 360 

2 

Proširenje TS 220/110/35kV Mojkovac i prikljuĉak na 220kV DV 

Podgorica1-Pljevlja2 po principu ,,ulaz-izlaz'' 

22 

3 

Proširenje TS 110/35kV Andrijevica i prikljuĉak na 110kV DV EVP 

Trebješica-Berane po principu ,,ulaz-izlaz'' 

220 

4 Izgradnja TS 110/10kV Podgorica5 i prikljuĉenje na 110 kV mreţu 1435 

5 Projekat izgradnje TK sistema (OPGW+TK) 976 

6 

Skretanje 400 kV DV Podgorica 2-Trebinje i ulaz-izlaz na Lastvu 

(LASTVA-ĈEVO) 

2 

7 Izgradnja TS 400/110 kV Lastva 9 

8 Izgradnja 400 kV DV Lastva - Pljevlja (ĈEVO-PLJEVLJA) 0 

9 Izgradnja 400kV DV Pljevlja2-Višegrad 0 

10 Revitalizacija TS 110/35kV Nikšić (sanacija betonskih portala) 0 

11 Izmiještanje 110 kV DV Nikšić-Bileća iz Dragove Luke 158 

12 

Rekonstrukcija postrojenja (nabavka 110kV, 220kV i 400 kV 

rastavljaĉa; tri 400 kV prekidaĉa; 400 kV potpornih izolatora; izrada 

1.148 

tenderske dokumentacije i ugradnja) 

13 

Rekonstrukcija TS Podgorica1 (nabavka, izrada tenderske 

dokumentacije i ugradnja transformatora 220/110kV, 150MVA) 

453 

14 Rekonstrukcija 110 kV dalekovoda 0 

15 

Izgradnja TS 110/x kV Zeta + antena 110kV DV Podgorica5-Zeta 

(Golubovci) 

0 

16 Izgradnja 110 kV Podgorica 1-Smokovac 0 

17 Izgradnja TS 110/35kV Nikšić (Kli?evo) i prikljuĉni dalekovodovi 0 

18 IzgradnjaTS 110/35 kV Kolašin (Drijenak) 0 

19 Izgradnja110kV DV Virpazar-Ulcinj 0 

20 Nabavka i implementacija softvera za projektovanje 0 

21 

Rekonstrukcija TS Tivat-nabavka i montaţa energetskog 

transformatora 

538 

22 Rekonstrukcija sistema zaštita 400 kV 134 

23 

Rekonstrukcija postrojenja (nabavka 110 kV i 400 kV prekidaĉa i 

rastavljaĉa, izrada tenderske dokumentacije i ugradnja) 

242 

24 

Nabavka i ugradnja mjernih transformatora 400 kV, 220 kV, 110 kV i 35 

kV 

0 

25 Nabavka i ugradnja lokalnih SCADA u TS Podgorica 1 i TS Pljevlja 2 46 

26 

Hardver i softver za re-implementaciju informacionog sistema 

finansijskog upravljanja (FMIS) - DataCode 

7 

27 ETS Hardver i softver (prva i druga faza) 0 

28 

Digitalizacija sinoptiĉke table, oprema i radovi za ukljuĉenje novih i 

rekonstruisanih TS u sistem daljinskog upravljanja i nadzora iz NDC 

0 

29 Pripremni radovi za rezervni dispeĉerski centar u zgradi CGES-a 0 

30 Investiranje u SBN U zgradi NDC i objektima CGES-a 30 

31 Nabavka baterija za objekte CGES-a 57 

32 Izgradnja spojnog polja u TS 110/35kV Pljevlja1 0 

33 

Revitalizacija 220kV DV Podgorica1 - Pljevlja2 (dionica Podgorica1 - 

Bijelo Polje) 

0 

UKUPNO 5.837 

_____________________________________________________________________________ 

34



CGES je shodno obavezi propisanoj Zakonom, dostavio Agenciji na odobravanje ''Investicioni plan za period 

2012-2014. godina'' koji je detaljno prikazao razvoj prenosne infrastrukture, jasno prikazao investicije koje su 

uslov za valorizaciju energetskog potencijala, posebno u dijelu obnovljivih izvora elektriĉne energije i 

poboljšanja regionalnog napajanja elektriĉnom energijom u Crnoj Gori, kao i intenzivniji razvoj lokalnog i 

regionalnog trţišta sa ciljem povezivanja sa evropskim trţištima elektriĉne energije. Agencija je poĉetkom 

juna 2012. godine odobrila Investicioni plan CGES za period 2012-2014. godina. 


Prema Predlogu Izvještaja o radu i poslovanju Rudnika uglja Pljevlja za 2011. godinu, koji je Odbor direktora 

Rudnika utvrdio krajem aprila. 2012. godine, realizacija investicija u 2011. godini odvijala se u skladu sa 

Biznis planom Rudnika za 2011.godinu i Operativnim planom rada Sektora za razvoj i investicije za 

2011.godinu. 

Realizovani investicioni radovi i aktivnosti u okviru rada Sektora za razvoj i investicije dati su u narednoj 

tabeli: 

Red 

br. 

Realizacija investicionog programa za RUP u 2011.godini 

VRSTA RADOVA I ULAGANJA 

VRIJEDNOST 

I Projektovanje (€) 67.650,00 

II Istraţno-geološki radovi Sopstvena reţija 

III-A Investicioni radovi (€) 5.326.674,76 

III-B 

Nabavka rudarske mehanizacije i opreme 

(isporuĉena u 2011.godini) (€) 8.377.566,00 

UKUPNO 13.771.890,76 

5. FINANSIJSKO POSLOVANJE ENERGETSKIH SUBJEKATA 

U 2011. GODINI 

5.1. Odobreni troškovi i regulatorni prihod u 2011.godini 

Prihodi elektroenergetskih kompanija za 2011.godinu odobreni su po osnovu dvije odluke. Naime, Agencija 

je za period 01.01.2011.-31.03.2011.godine utvrdila privremene cijene i tarife identiĉne cijenama koje su 

vaţile u 2010.godini, nakon ĉega je odlukom o regulatorno dozvoljenom prihodu od 02.03.2011.godine 

odobrila regulatorno dozvoljeni prihod, Javnom snabdjevaĉu, koji se transponuje u cijene, tarife i naknade 

za period 01.04.2011-31.03.2012.godine. 

Struktura troškova i regulatorno dozvoljenog prihoda, za djelatnosti prenosa, distribucije i javnog 

snabdjevaĉa ukljuĉujući elektriĉnu energiju za isporuku kupcima i za pokrivanje dozvoljenih gubitaka u 

prenosnom i distributivnom sistemu, prikazani su u sljedećoj tabeli: 

_____________________________________________________________________________ 

35



r.b. 

2011. godina 

odobreno odlukom 

za period 

01.01.2011- 

31.03.2011.godine* 

odobreno 

odlukom 

01.04.2011- 

31.03.2012.** 

odobreni prihod 

za kalendarsku 

2011,god. po 

obje odluke 

struktura 

odobrenih 

troskova u 

odnosu na 

RDP 

odobreno 

1 opex 34.367.602,25 135.065.705,78 169.433.308,03 76,23 

2 rezervisanja 2.445.728,00 2.445.728,00 1,10 

3 amortizacija 9.368.755,50 16.114.643,25 25.483.398,75 11,47 

I ukupno ( 1+2+3) 46.182.085,75 151.180.349,03 197.362.434,78 

4 povrat 10.887.567,25 14.010.778,50 24.898.345,75 11,20 

I+4 

odobreni RDP za 

navedeni period 

57.069.653,00 165.191.127,53 222.260.780,53 100,00 

* navedenom odlukom odobrene cu cijene i tarife a ne i regulatorno dozvoljeni prihod. Budući da su cijene 

iste kao u 2010.godini, pretpostavka je da je odobreni prihod na nivou odobrenog za 2010.godinu u iznosu 

od 228.278.612,00€, odnosno proporcionalni iznos za tri mjeseca 

** proporcija prihoda za devet mjeseci iz godišnjeg prihoda od 220.254.836,70€ 

U strukturi regulatorno dozvoljenog prihoda uĉešće operativnih troškova je oko 76,23%, dok je uĉešće 

kapitalnih troškova (CAPEX) oko 22,67%. 

5.2. Odobrene cijene po kategorijama kupaca 

Kako je navedeno u prethodnom poglavlju u periodu januar - mart 2011.godine vaţile su privremene cijene 

koje su date u narednoj tabeli: 

Cijene u 2011. godini 

Odobreno Odobreno Ostvareno 

01.01 - 

01.04 - 

2011. godina 

31.03.2011 31.12.2011 

c€/kWh c€/kWh c€/kWh 

- KAP 3,97 4,02 4,12 

- ŢNK 4,03 3,93 4,40 

- ŢCG 4,70 4,55 5,13 

- TE Pljevlja - sopstvena 

potrošnja 4,15 4,69 

- 35 kV 4,83 4,69 4,93 

- 10 kV 5,99 6,01 6,20 

- 0,4kV I stepen 10,93 8,83 9,76 

- 0,4kV II stepen 10,75 7,19 8,20 

- Domaćinstva dvotarifna 7,40 7,19 7,27 

- Domaćinstva jednotarifna 8,03 7,45 7,74 

_____________________________________________________________________________ 

36



5.3. Poslovanje Elektroprivrede Crne Gore 

Elektroprivreda Crne Gore je akcionarsko društvo sa sljedećom vlasniĉkom strukturom: Drţava Crna Gora 

55% akcija, italijanska kompanija A2A S.p.A. 43,70% i manjinski akcionari 1,3%. EPCG je u poslovnoj 

2011.godini iskazala neto gubitak u iznosu od 66 miliona €. 

a) Rezultat poslovanja u 2011.godini 

U 2011.godini ostvarena je proizvodnja energije od 2.656,13 GWh, što je za 1.365,20 GWh odnosno 34% 

manje od proizvodnje u 2010.godini i za 450,9 GWh ili 14,5% manje od plana za 2011. godinu. 

Ukupna potrošnja elektriĉne energije u Crnoj Gori iznosila je 4.217,60 GWh, što je u odnosu na plan manje 

za 285,4 GWh ili 6,3%, a u odnosu na ostvarenje iz prethodne godine više za 195,9 GWh ili 4,9%. 

Gubici elektriĉne energije na distributivnoj mreţi iznosili su 491,9 GWh, što je za 33,9 GWh ili 7,4% više od 

plana, odnosno za 11 GWh ili 2,2 % manje od prošlogodišnjeg iznosa (distributivni gubici iznose 19,20% od 

preuzete elektriĉne energije iz mreţe Crnogorskog elektroprenosnog sistema AD i malih HE). 

Poslovanje Elektroprivrede Crne Gore AD Nikšić u toku 2011. godine karakterisalo je sledeće: 

- visoki troškovi uvoza zbog energetskog deficita, uvozne zavisnosti i visokih trţišnih cijena uvezene 

elektriĉne energije; 

- znatno povećani troškovi uglja zbog isforsirane proizvodnje skuplje elektriĉne energije u TE “Pljevlja”; 

- gubici u distributivnoj mreţi veći od planiranih, iako su evidentno manji u odnosu na ostvarene u 2010 

godini; 

- nedovoljan stepen naplate; 

- nepovoljan ekonomski ambijent sa niskim nivoom privredne aktivnosti i ţivotnog standarda koji su 

uslovili izraţenu nelikvidnost u privredi i ukupnom društvu kao npr. stalno odstupanje od planirane 

potrošnje od strane Ţeljezare Nikšić; 

- izuzetno nepovoljna hidrološka situacija u većem dijelu godine koja je rezultirala znaĉajnim smanjenjem 

proizvodnje hidroelektrana u odnosu na plan izuzev prva tri mjeseca godine; 

- izraţeni manjak elektriĉne energije u drugoj polovini godine u cijelom regionu, što je rezultiralo enormnim 

povećanjem cijena na trţištu elektriĉne energije koje je dostupno EPCG; 

- ostvareni su izrazito negativni efekti po osnovu razmjene elektriĉne energije sa EPS-om po ugovoru o 

DPTS; 

- visok nivo rezervisanja potraţivanja od kupaca koja su nastala zbog sve izraţenijeg rizika i 

nemogućnosti naplate istih od direktnih i distributivnih potrošaĉa koje EPCG snabdijeva elektriĉnom 

energijom. 

EPCG sastavlja finanisijske iskaze kao jedinstveno pravno lice, i pored toga što ima tri funkcionalne cjeline, 

FC Proizvodnja, FC Distribucija i FC Snabdijevanje i dvije organizacione cjeline OC Direkcija društva i OC 

Elektrogradnja, što nije u skladu ni sa novim ni sa prethodnim Zakonom o energetici, kojima je utvrĊeno da 

fukcionalno razdvajanje treba da obuhvati razdvajanje raĉuna, upravljanja i informacija. Osim toga, EPCG je 

u toku 2011.godine organizacionu cjelinu Elektrogradnja pripojila funkcionalnoj cjelini Distribucija iako se radi 

o neenergetskoj djelatnosti i na taj naĉin se još više udaljila od zakonski utvrĊene obaveze za razdvajanje 

djelatnosti. 

Nepotpuno sprovedeno funkcionalno razdvajanje onemogućava Agenciju da na adekvatan naĉin obavlja 

funkciju nadzora nad radom licenciranih djelatnosti, a negativno se odraţava i na postupak sprovoĊenja 

pravnog razdvajanja operatora distributivnog sistema, kako je već navedeno u ovom izvještaju. 

U 2011.godini Elektroprivreda je ostvarila ukupan prihod u iznosu od 267mil€, a ukupan rashod u iznosu od 

338mil €. 

Porez na dobit od 3,85 mil€ je iskazan kao pozitivna obraĉunska kategorija tekućeg dijela odloţenog poreza 

koja uvećava rezultat poslovanja. 

_____________________________________________________________________________ 

37



Ostvareni ukupni prihodi u 2011. godini, na nivou Društva, su za 11,80% manji a ostvareni ukupni rashodi 

veći za 17,57% u odnosu na ostvarenje iz 2010.godine. 

Pregled ukupnih prihoda dat je u narednoj tabeli: 

R.br. 

PRIHODI 

Ostvarenje 

Ostvarenje 

Struktura 

u % 

Odstupanje 

u % 

1-12. 2011 1-12. 2010 2011 ost.11/ost.10 

1. Prihodi od prodaje 258.862.272 293.159.886 96,89 88,30 

2. Prihodi od aktiviranja ucinaka I robe 1.665.414 1.762.223 0,62 94,51 

3. Ostali poslovni prihodi 745.960 1.811.981 0,28 41,17 

4. Ostali prihodi 5.885.593 6.176.013 2,20 95,30 

Ukupno 267.159.238 302.910.103 100,00 88,20 

Pregled ukupnih rashoda dat je u narednoj tabeli: 

Struktura Odstupanje 

Ostvarenje Ostvarenje 

R.br. 

u % u % 

RASHODI 

ost.11/ost.1 

1-12. 2011 1-12. 2010 2011 

0 

1. Nabavna vrijednost prodate robe 105.150.301 74.485.209 31,15 141,17 

2. Troškovi materijala 57.327.565 55.030.898 16,98 104,17 

3. 

Troškovi zarada,nakn.zarada i ostali 

licni rashodi 

51.384.327 54.633.180 15,22 94,05 

4. Troškovi amortizacije i rezervisanja 36.486.004 41.205.666 10,81 88,55 

5. Ostali poslovni rashodi 50.567.794 50.812.959 14,98 99,52 

6. Ostali rashodi 48.770.724 19.392.012 14,45 251,50 

Ukupno 349.686.714 

295.559.92 

4 

103,59 118,31 

7. Finasijski prihodi/rashodi-neto -12.128.444 -8.438.219 -3,59 143,73 

287.121.70 

Ukupno 337.558.271 

6 100,00 117,57 

Povećanje rashoda u odnosu na prošlu godinu uzrokovano je povećanim troškovima uvoza i povećanim 

rezervisanjima potraţivanja. 

Pregled fakturisane sa PDV-om i naplaćene realizacije dat je u tabeli koja slijedi: 

R.b. 

Grupa potrošaĉa 

Fakturisano u 

2011.g. 

Naplaćeno u 

2011.g. 

Ostvarena 

naplata u % 

1 2 3 4 5 

1 direktni potrošaĉi 73.798.940,00 55.686.087,45 75,46 

2 distributivni potrošaĉi 181.745.448,06 167.423.403,82 92,12 

2.1. - domacinstva 107.810.588,61 95.189.750,88 88,29 

2.2. - ostali potrosaci 73.934.859,45 72.233.652,94 97,70 

1+2 UKUPNO 255.544.388,06 223.109.491,27 87,31 

Najveći stepen naplate potraţivanja ostvaren je kod ostalih distributivnih potrošaĉa a najmanji kod direktnih 

potrošaĉa. Ostvareni stepen naplate uticao je na finansijski rezultat, koji je umanjen za iznos od 36mil€ 

koliko je iznosila ispravka potraţivanja. 

b) Promjene u Bilansu stanja 

Ukupna poslovna sredstva EPCG na dan 31.12.2011. godine, iznosila su 1.041mil € što je manje za 46mil € 

ili 4% od stanja na dan 31.12.2010. godine. U okviru ukupne imovine stalna imovina je imala vrijednost od 

855mil €, što je za 16mil €, odnosno 1,9%, manje u odnosu na 2010.godinu. 

_____________________________________________________________________________ 

38



Društvo je izvršilo procjenu vrijednosti imovine sa stanjem na dan 01.01.2010.godine. U strukturi stalne 

imovine znaĉajna povećanja, u odnosu na prethodnu godinu, su na poziciji nematerijalne imovine i 

dugoroĉnih finansijskih sredstava dok su smanjenja evidentirana na pozicijama nekretnina, postrojenja i 

opreme i ostalih finansijskih sredstava. 

Obrtna imovina je imala vrijednost od 186mil €, što je za 30mil€, ili 14 %, manje u odnosu na 2010. godinu. 

Kod obrtnih sredstava došlo je do povećanja zaliha za 14% i gotovine za 41% dok je došlo do smanjenja 

kratkoroĉnih potraţivanja za 10% i kratkoroĉnih finansijskih plasmana za 97%, što je uticalo na smanjenje 

koeficijenta opšte likvidnosti sa 3,67 u prethodnoj godini na 2.26 u 2011.godini. Koeficijenat trenutne 

likvidnosti je poboljšan u odnosu na 2010.godinu kad je iznosio 0.88 i iznosi 0.89, odnosno još uvijek 

kratkoroĉne obaveze nijesu u potpunosti pokrivene gotovinom i gotovinskim ekvivalentima. 

Ukupna pasiva društva na dan 31.12.2011.godine iznosila je 1.041mil€. U odnosu na datum Bilansa stanja 

za 2010.godinu pasiva je smanjena za 4%. Smanenje pasive uslijedilo je zbog ostvarenog negativnog 

rezultata poslovanja u 2011.godini u iznosu od 66mil€ usljed ĉega je akcijski kapital umanjen za 7% u 

odnosu na prethodnu godinu. Istovremeno došlo je do povećanja ukupnih obaveza (dugoroĉnih i 

kratkoroĉnih ) za 20mil€, tj. za 12% u odnosu na prethodnu godinu. 

Pojedine stavke dugoroĉnih obaveza imale su razliĉit uticaj na njihov konaĉan rezultat. Dugoroĉni krediti su 

povećani za 17%, odloţeni prihod je povećan za 10%, dok su odloţene poreske obaveze smanjene za 13% 

a dugoroĉna rezervisanja za 31%. Kratkoroĉne obaveze su povećane za oko 40% i to obaveze za poreze i 

doprinose za 91%, kratkoroĉne finansijske obaveze za 79%, kratkoroĉne obaveze iz poslovanja i druge 

obaveze za 38%, tekuće dospijeće dugoroĉnih kredita za 9% dok je jedino tekuće dospijeće dugoroĉnih 

rezervisanja smanjeno za 49%. 

Struktura pasive odnosno izvora sredstava nije povoljna. Vlasniĉki kapital iznosi 859mil€, i znatno je veći od 

pozajmljenog koji iznosi 182 mil€. Iz navedenog proizilazi da je odnos izvora sredstava 83:17% u korist 

vlasniĉkog kapitala, što je neznatno povoljnije u odnosu na 2010. godinu u kojoj je ovaj odnos bio 85:15%. 

Smanjenje uĉešća sopstvenog u ukupnom kapitalu u 2011.godini nastalo je najvećim dijelom usljed 

ostvarenog negativnog poslovnog rezultata. 

Po ocjeni regulatora, uĉešća sopstvenog kapitala je previsoko, što potencijalno moţe opteretiti cijenu 

elektriĉne energije za potrošaĉe. Imajući u vidu vrstu djelatnosti i poslovni ambijent u Crnoj Gori i šire, 

Agencija će sprovoditi regulatornu politiku koja će omogućiti uspostavljanje optimalnog odnosa pozajmljenog 

i vlasniĉkog kapitala u ukupnom kapitalu u cilju smanjenja troškova, uz poboljšanje kvaliteta snabdijevanja 

elektriĉnom energijom. 

Koeficijenat finansijske stabilnosti, izraţen kao odnos dugoroĉno vezanih sredstava i dugoroĉnih izvora 

finansiranja na poslednji dan 2011.godine iznosi 0.92, dok je na kraju 2010.godine iznosio 0.86,odnosno u 

obje godine je manji od 1 iz ĉega se zakljuĉuje da su ispunjeni uslovi za postizanje dugoroĉne finansijske 

stabilnosti. Promjeni ovog koeficijenta u 2011.godini doprinijelo je smanjenje dugoroĉnih obaveza i akcijskog 

kapitala. 

Koeficijenat dugoroĉne finansijske ravnoteţe za 2011.godinu iznosi 1.092 i niţi je od koeficijenta u 

2010.godini koji je iznosio 1.15, odnosno na jedinicu dugoroĉno vezanih sredstava preduzeće ima 1.092 

jedinice dugoroĉnih izvora finansiranja, što doprinosi odrţavanju sigurnosti poslovanja. 

c) Prihodi, rashodi i poslovni rezultat regulisanih djelatnosti 

Prema Izvještaju o poslovanju za 2011. godinu Elektroprivreda je ostvarila ukupan prihod od 267,16 mil.€, 

ukljuĉujući prihod u iznosu od 33 mil.€ od isporuke energije EPS po dugoroĉnom ugovoru. Ostvareni prihod 

odnosi se na prihod od prodaje elektriĉne energije tarifnim i ugovornim kupcima u Crnoj Gori u iznosu od 

211,86 mil.€, prihod od izvoza 8,13 mil €, prihod za pokrivanje gubitaka u prenosnom sistemu 5,26 mil. € i 

ostalih prihoda od 5,89 mil.€. 

U narednoj tabeli prikazana je struktura ostvarenog prihoda po kategorijama kupaca: 

_____________________________________________________________________________ 

39



Ukupno 2011. godina 

POTROŠAĈ 

Potrošnja Fakturisano 

(MWh) € 

€/kWh 

KAP 1.386.860 57.191.255 0,0412 

ŢNK 82.811 3.787.888 0,0457 

ŢCG 15.006 787.207 0,0525 

1. Ukupno direktni potrošaĉi: 1.484.677 61.766.350 0,0416 

35kV 87.487 4.304.879 0,0492 

10kV 286.395 17.779.322 0,0621 

Ukupno 0,4kV 1.684.169 129.193.516 0,0767 

0,4kV I stepen 137.781 13.421.313 0,0974 

0,4 kV II stepen 315.708 25.838.680 0,0818 

0,4 kV domacinstva* 1.230.680 89.933.523 0,0731 

Korekcija storno -39.381 

Racunovodstvena korekcija** 573.640 

Korekcija -408.591 

Popust -1.635.140 

2. Ukupno distributivni potrosaci - neto 2.058.038 149.768.245 0,0728 

3.TE Pljevlja-sopstvena potrošnja 6.826 327.487 0,0480 

Bruto konzum (1+2+3) 3.549.541 211.862.082 0,0597 

4. Izvoz*** 130.394 8.129.351 0,0623 

5. Prihod od Prenosa-za pokrice gubitaka 159.458 5.261.273 0,0330 

U K U P N O (1+2+3+4+5) 3.839.393 225.252.706 0,0587 

6. Ostali 3.019.777 

U K U P N O 3.839.393 228.272.483 0,05946 

7. Prodaja elektricne energije-EPS 629.556 33.001.163 0,05242 

Napomena: 

*U korekciju kod domaćinstava ukljuĉena je i subvencija u iznosu od 1.962.984,80€ 

** Korekcija od 573.640€ odnosi se na razgraniĉene prihode (ostala potrošnja 351.708,88€ i domaćinstva 

221.930,84€) 

***Raĉunovodstvena korekcija u iznosu od -408.591,00€ odnosi se na razgraniĉene prihode zbog ĉitanja 

potrošnje u januaru 2012. godine ( ostala potrošnja -106.537€, a na domaćinstva -302.054€) 

U 2011.godini Elektroprivreda je ostvarila ukupne rashode u iznosu od 338 mil€. 

U narednoj tabeli dat je pregled ostvarenih rashoda Društva kao cjeline kao i pregled rashoda funkcionalnih i 

organizacionih cjelina Društva. 

R.br. RASHODI EPCG Proizvodnja Distribucija Snabdijevanje Direkcija 

1. Nabavna vrijednost prodate robe 105.150.301 105.150.301 0 0 0 

2. Troškovi materijala 57.327.565 50.918.826 6.019.453 136.893 252.393 

3. 

Troškovi zarada,nakn.zarada i 

ostali licni rashodi 

51.384.327 12.927.716 24.510.903 3.036.146 10.909.561 

4. 

Troškovi amortizacije i 

rezervisanja 

36.486.004 16.187.509 19.339.224 272.595 686.677 

5. Ostali poslovni rashodi 50.567.793 10.971.008 9.278.442 24.204.826 6.113.517 

6. Ostali rashodi 48.770.724 2.129.062 5.023.515 35.595.004 6.023.144 

Ukupno 349.686.715 198.284.422 64.171.537 63.245.465 23.985.292 

7. Finasijski prihodi/rashodi-neto -12.128.444 360.666 43.072 -8.116.335 -4.415.848 

UKUPNO 337.558.271 198.645.088 64.214.610 55.129.130 19.569.444 

_____________________________________________________________________________ 

40



Saldo prihoda i rashoda za 2011.godinu predstavlja negativan finansijski rezultat u iznosu od 71mil€. 

Zakonom o energetici iskljuĉena je iz nadleţnosti Agencije neposredna regulacija cijena elektriĉne energije iz 

domaćih izvora. 

Shodno zakonskim ovlašćenjima Agencija je poĉev od 01.04. 2011.godine Elektroprivredi Crne Gore 

odobrila regulatorno dozvoljeni prihoda za Operatora distributivnog sistema i Javnog snabdjevaĉa. 

U tabeli koja slijedi dat je uporedni pregled odobrenih i ostvarenih troškova Operatora distributivnog sistema 

u 2011.godini bez varijabilnih troškova za pokrivanje dozvoljenih gubitaka u distributivnom sistemu. 

R.br. 

RASHODI 

Distribucija 

razlika 

ostvareno odobreno (2/3), % 

1 2 3 4 

1. Troskovi obavljanja zajednickih poslova 12.889.696 2.270.597 467,68 

2. Troškovi materijala 6.019.453 4.195.233 43,48 

3. 

Troškovi zarada,nakn.zarada i ostali licni 

rashodi 

24.510.903 22.473.038 9,07 

4. Troškovi amortizacije i rezervisanja 19.339.224 15.871.081 21,85 

5. Ostali poslovni rashodi* 9.278.442 7.718.238 20,21 

6. Ostali rashodi** 5.023.515 

Ukupno 77.061.233 52.528.187 46,70 

7. Finansijski prihodi/rashodi-neto 43.072 0 

UKUPNO 77.104.305 52.528.187 46,79 

*u ovu grupu troškova klasifikovani su troškovi odobreni od strane Agencije izuzev troškova 

numerisanih brojevima od 1-4 

** u ovu grupu rashoda svrstani su rashodi koje Agencija nije odobravala 

Iz prethodne tabele jasno je da je Operator distributivnog sistema ostvario prekoraĉenje odobrenih troškova 

na svim troškovnim pozicijama. Najveće prekoraĉenje ostvareno je kod troškova obavljanja zajedniĉkih 

poslova tj. troškova Direkcije koji su rasporeĊeni po kljuĉu koji je dostavila EPCG i koji predviĊa 

rasporeĊivanje ovih troškova u iznosu od 53,74% na ovu cjelinu. Na nivou kompanije (bez neto finansijskih 

prihoda) ovi troškovi iznosili su 24 mil€. 

U tabeli koja slijedi dat je uporedni pregled odobrenih i ostvarenih troškova javnog snabdjevaĉa 

2011.godini. 

u 

R.br. 

RASHODI 

Snabdijevanje 

razlika 

ostvareno odobreno (2/3) % 

1 2 3 4 

1. Troskovi obavljanja zajednickih poslova 2.014.765 282.117 614,16 

2. Troškovi materijala 136.893 142.450 -3,90 

3. 


rashodi 

3.036.146 2.816.483 7,80 

4. Troškovi amortizacije i rezervisanja 272.595 193.837 40,63 

5. Ostali poslovni rashodi* 24.204.826 5.326.852 354,39 

6. Ostali rashodi** 35.595.004 

UKUPNO 65.260.229 8.761.739 644,83 

7. Finansijski prihodi/rashodi-neto -8.116.335 

UKUPNO 57.143.894 8.761.739 552,20 

_____________________________________________________________________________ 

41



*u ovu grupu troškova klasifikovani su troškovi odobreni od strane Agencije izuzev troškova 

numerisanih brojevima od 1-4 

** ostali rashodi se najvećim dijelom odnose na troškove rezervisanja koja Agencija nije odobrila odlukom iz 

marta 2011.godine 

Iz prethodne tabele jasno je da je Javni snabdjevaĉ ostvario prekoraĉenje odobrenih troškova na svim 

troškovnim pozicijama. Najveće prekoraĉenje ostvareno je kod troškova obavljanja zajedniĉkih poslova tj. 

troškova Direkcije koji su na ovu funkcionalnu cjelinu rasporeĊeni po kljuĉu koji je dostavila EPCG i koji 

predviĊa rasporeĊivanje ovih troškova u iznosu od 8,40% na ovu cjelinu. Troškovi u iznosu 35.595.004 € 

odnose se na troškove rezervisanja koje Agencija nije priznala za 2011.godinu, a troškovi u iznosu od 

24.204.826 € na troškove korišćenja prenosne mreţe, troškove gubitaka u prenosnoj mreţi, troškove usluga 

odrţavanja, troškove usluga trećih lica, troškove poreza i naknada u skladu sa zakonom, i druge 

nespomenute troškove poslovanja. 

Osim troškova poslovanja operatoru distributivnog sistema i javnom snabdjevaĉu Agencija je u 2011.godini 

odobrila javnom snabdjevaĉu troškove za nabavku elektriĉne energije za isporuku kupcima po regulisanim 

tarifama i pokrivanje odobrenih gubitaka u prenosnom i distributivnom sistemu u ukupnom iznosu od 

138mil€, od ĉega za troškove energije iz domaćih izvora iznos od 112mil.€ a za troškove energije iz uvoza 

iznos od 26mil€ kao i troškove za plaćanje usluga prenosa u iznosu od 24mil€. 

Ukupan regulatorno dozvoljeni prihod na godišnjem nivou, koji je u skladu sa odlukama Agencije 

transponovan u tarife, cijene i naknade za 2011.godinu, iznosio je 222mil. €. 

Ukupno ostvareni prihod od prodaje elektriĉne energije direktnim i distributivnim potrošaĉima, prihod od 

gubitaka u prenosnom sistemu i ostali prihodi u istom periodu iznosili su 220 mil. €. 

Odlukama iz decembra 2011.godine, kojima su izvršene korekcije regulatorno dozvoljenog prihoda EPCG za 

javnog snabdjevaĉa i operatora distributivnog sistema korigovani su prihodi subjekata za iznos odstupanja 

ostvarenih veliĉina u odnosu na odobrene. 

Razlike izmeĊu odobrenih i ostvarenih prihoda i troškova, nastalih kao posljedica okolnosti na koje subjekat 

nije ili je djelimiĉno mogao uticati, ostvarenih u periodu nakon poslednjih izvršenih korekcija, biće ukljuĉene 

kod obraĉuna regulatorno dozvoljenog prihoda za naredni regulatorni period koji poĉinje 01.08.2012.godine, 

u skladu sa Metodologijom za distribuciju i Metodologijom za snabdijevanje. 

d) Mišljenje revizora na finansijske iskaze EPCG 

Revizor je dao mišljenje sa rezervom na finansijske iskaze Elektroprivrede za 2011. godinu iz razloga 

nepostojanja dokumentacije o vlasništvu nad pojedinim djelovima imovine društva tj. osnovnih sredstava. 

Revizor je u mišljenju naveo da preduzeće ima kontrolu nad ekonomskim koristima koje pritiĉu u preduzeće 

po osnovu korišćenja sredstava koja su upisana u registar osnovnih sredstava, kao i da Vlada Crne Gore, 

prema Ugovoru o kupoprodaji koji je zakljuĉila sa A2A S.p.A., garantuje da je ukupna imovina iskazana u 

finansijskim izvještajima EPCG na dan potpisivanja ugovora, u vlasništvu EPCG. U skladu sa navedenim 

rukovodstvo Društva vjeruje u ispravnost priznavanja navedenih sredstava u okviru imovine društva. U vezi 

sa tim revizor nije u mogućnosti da procijeni eventualne korekcije, koje bi mogle nastati, na stavkama 

imovine kao i u bilansima za 2010. i 2011. godinu. Po istom pitanju izvještaj revizora je bio modifikovan i za 

2010.godinu. 

5.4. Poslovanje Crnogorskog elektroprenosnog sistema AD 

CGES funkcioniše kao nezavisno pravno lice od 01.04.2009. godine, nakon izdvajanja iz EPCG. Za 2009. 

godinu odnosno za period od 01.04. do 31.12.2009. godine, CGES je ostvario dobit u iznosu od 1,03 mil €. U 

2010. godini CGES je ostvario bruto dobit u iznosu od 5,66 mil €. 

CGES je akcionarsko društvo sa sljedećom vlasniĉkom strukturom: Drţava Crna Gora 55% akcija, italijanska 

kompanija Terna Rette Elettrica Nazioanle SpA-Italija u 22,01% i ostali akcionari 22,99%. 

_____________________________________________________________________________ 

42



a) Rezultat poslovanja u 2011.godini 

Prema finansijskim izvještajima za 2011. godinu CGES je ostvario ukupan prihod u iznosu od 26,15mil€ i to: 

- prihod od korišćenja prenosne mreţe u iznosu od 17,70 mil.€, 

- prihod od alokacije prenosnih kapaciteta 3,27 mil.€, 

- prihod od nadoknada za gubitke u prenosnoj mreţi u iznosu od 4,27 mil.€, 

- prihod od mehanizma naplate prekograniĉnog prenosa elektriĉne energije 0,30 mil. €, 

- ostale poslovne prihode u iznosu od 0,54 mil.€. 

U istom periodu CGES ostvario je rashode u iznosu od 22,26 mil € i to: 

- troškove elektriĉne energije za pokrivanje gubitaka u iznosu od 5,39 mil € 

- troškove zaposlenih u iznosu od 7,23 mil €, 

- troškove amortizacije i rezervianja 6,75 mil €, 

- ostale poslovne rashode u iznosu od 2,59 mil €, i 

- troškove materijala u iznosu od 0,61 mil.€, 

odnosno ostvario je bruto dobit u iznosu od 3,58 mil €. 

U odnosu na regulatorno dozvoljeni prihod za 2011. godinu koji je ovom subjektu odobren u iznosu od 24 

mil€, ostvareni prihod manji je za 5,20%. Ostvareni troškovi poslovanja (fiksni, varijabilni i amortizacija) veći 

su za 11 % od odobrenih, dok je ostvareni povrat na investicije odnosno dobit niţa od odobrene za 50%. 

Nakon oduzimanja neto finansijskih rashoda od 0,36 mil € i troškova poreza na dobit od (0,44 mil€) neto 

dobit društva iznosi 3,50 mil €. 

U tabeli koja slijedi dat je uporedni prikaz odobrenih i ostvarenih troškova za 2011.godinu 

RASHODI 

CGES 

razlika 

ostvareno odobreno (3/4,%) 

1 2 3 4 5 

1. Troškovi materijala 606.703 700.852 -13,43 

2. 


rashodi 

7.231.758 4.878.060 48,25 

3. Troškovi amortizacije i rezervisanja 6.377.468 5.668.481 12,51 

4. Ostali poslovni rashodi* 8.047.485 8.820.054 -8,76 

Ukupno 22.263.414 20.067.447 10,94 

5. Finasijski prihodi/rashodi-neto -357.723 

UKUPNO 21.905.691 20.067.447 9,16 

*u ovu grupu rashoda svrstani su svi rashodi koje je Agencija odobrila osim rashoda numerisanih brojevima 

od 1-4 

Iz prethodne tabele se vidi da je Operator prenosnog sistema ostvario veće troškove zarada i ostalih liĉnih 

primanja i troškove amortizacije i rezervisanja, u odnosu na odobrene, dok je ostvario nešto niţe troškove 

materijala i ostale poslovne rashode. 

U tabeli koja slijedi dat je uporedni prikaz odobrenih i ostvarenih prihoda za 2011.godinu: 

_____________________________________________________________________________ 

43



R.br. 

PRIHODI 

CGES 

razlika 

ostvareno odobreno (3/4,%) 

1 2 3 4 5 

1. Prihodi od korišćenja prenosne mreţe 17.770.742 19.824.988 -10,36 

2. Prihodi od gubitaka u prenosnom sistemu 4.270.880 4.325.414 -1,26 

3. Ostali prihodi 3.804.538 3.110.668 22,31 

UKUPNO 25.846.160 27.261.069 -5,19 

4. Finasijski prihodi/rashodi-neto -357.723 

UKUPNO 25.488.437 27.261.069 -6,50 

Iz prethodne tabele se vidi da je Operator prenosnog sistema ostvario niţe prihode na svim pozicijama 

prihoda u odnosu na odobrene, osim na poziciji ostalih prihoda. 

Odstupanje ostvarenih prihoda i troškova u odnosu na odobrene dovelo je do ostvarenja dobiti niţe za 50% 

u odnosu na odobrenu. 

Odlukom iz decembra 2011.godine, kojom je izvršena korekcija regulatorno dozvoljenog prihoda operatora 

prenosnog sistema korigovani su prihodi subjekta za iznos odstupanja troškova energije za pokrivanje 

odobrenih gubitaka u prenosnom sistemu. 

Razlike izmeĊu odobrenih i ostvarenih prihoda i troškova, nastalih kao posljedica okolnosti na koje subjekat 

nije ili je djelimiĉno mogao uticati, ostvarenih u periodu nakon poslednjih izvršenih korekcija, biće ukljuĉene 

kod obraĉuna regulatorno dozvoljenog prihoda za naredni regulatorni period koji poĉinje 01.08.2012.godine, 

u skladu sa Metodologijom za Operatora prenosnog sistema. 

b) Promjene u Bilansu stanja 

Ukupna aktiva društva na dan 31.12.2011.godine iznosila je 194mil€. U odnosu na datum Bilansa stanja za 

2010.godinu aktiva je povećana za 27%. 

Ukupna poslovna sredstva CGES na dan 31.12.2011. godine, iznosila su 194mil € što je više za 42mil € ili 

28% od stanja na dan 31.12.2010. godine. U okviru ukupne imovine stalna imovina je imala vrijednost od 

137mil €, što je za 3,5mil €, odnosno 2,7% više u odnosu na 2010.godinu. 

U strukturi stalne imovine znaĉajno povećanje, u odnosu na prethodnu godinu, je kod dugoroĉnih finansijskih 

plasmana dok je smanjenje evidentirano na poziciji nematerijalne imovine. 

Obrtna imovina je imala vrijednost od 57mil €, što je za 38mil€ ili 205 % više u odnosu na 2010. godinu. 

Kod obrtnih sredstava došlo je do smanjenja zaliha za 12% i povećanja kratkoroĉnih potraţivanja za 233%, 

što je uticalo na povećanje koeficijenta opšte likvidnosti sa 2,12 u prethodnoj godini na 5,88 u 2011.godini. 

Koeficijenat trenutne likvidnosti je znaĉajno poboljšan u odnosu na 2010.godinu, kad je iznosio 0,84, i iznosi 

2,38, odnosno kratkoroĉne obaveze su dostruko manje od gotovine i gotovinskih ekvivalenata. 

Ukupna pasiva društva na dan 31.12.2011.godine iznosila je 194mil €. U odnosu na datum Bilansa stanja za 

2010.godinu pasiva je povećana za 28%. Povećanje pasive uslijedilo je zbog emisije akcija ( 34mil€), 

povećanja obaveza društva (4mil€) kao i ostvarenog poslovnog rezultata u 2011.godini (3,5mil€). Kapital 

društva povećan za 30% odnosno za 38mil€ u odnosu na 2010.godinu i iznosi 162mil€. 

Istovremeno došlo je do povećanja ukupnih obaveza (dugoroĉnih i kratkoroĉnih ) za 4mil€ tj. za 15% u 

odnosu na prethodnu godinu. 

Pojedine stavke obaveza imale su razliĉit uticaj na njihov konaĉan rezultat. Dugoroĉne obaveze su 

povećane za 18% a kratkoroĉne za 10%. 

_____________________________________________________________________________ 

44



Struktura pasive odnosno izvora sredstava nije povoljna. Vlasniĉki kapital iznosi 162mil€, i znatno je veći od 

pozajmljenog koji iznosi 32 mil€. Iz navedenog proizilazi da je odnos izvora sredstava 84:16% u korist 

vlasniĉkog kapitala, što je nepovoljnije u odnosu na 2010. godinu u kojoj je ovaj odnos bio 82:18%. 

Povećanje uĉešća sopstvenog u ukupnom kapitalu u 2011.godini nastalo je najvećim dijelom usljed izvršene 

dokapitalizacije u 2011.godini. 

Po ocjeni regulatora, uĉešća sopstvenog kapitala je previsoko, što potencijalno moţe opteretiti cijenu 

elektriĉne energije za potrošaĉe. Imajući u vidu vrstu djelatnosti i poslovni ambijent u Crnoj Gori i šire, 

Agencija će sprovoditi regulatornu politiku koja će omogućiti uspostavljanje optimalnog odnosa pozajmljenog 

i vlasniĉkog kapitala u ukupnom kapitalu u cilju smanjenja troškova, uz poboljšanje kvaliteta snabdijevanja 


Koeficijenat finansijske stabilnosti, izraţen kao odnos dugoroĉno vezanih sredstava i dugoroĉnih izvora 

finansiranja na poslednji dan 2011.godine iznosi 0,75, dok je na kraju 2010.godine iznosio 0,95,odnosno u 

obje godine je manji od 1 iz ĉega se zakljuĉuje da su ispunjeni uslovi za postizanje dugoroĉne finansijske 

stabilnosti.Promjeni ovog koeficijenta u 2011.godini doprinijelo je povećanje dugoroĉnih obaveza i akcijskog 

kapitala. 

Koeficijenat dugoroĉne finansijske ravnoteţe za 2011.godinu iznosi 1,33 i viši je od koeficijenta u 

2010.godini, koji je iznosio 1,06 odnosno na jedinicu dugoroĉno vezanih sredstava preduzeće ima 1,33 

jedinice dugoroĉnih izvora finansiranja, što doprinosi odrţavanju sigurnosti poslovanja. 

c) Mišljenje revizora na finansijske iskaze CGES 

Na finansijske iskaze CGES Revizor je dao pozitivno mišljenje u kojem je navedeno da finansijski iskazi 

prikazuju istinito i objektivno finansijsko stanje Društva na 31.12.2011. godine. 

5.5. Komentar rezultata analize troškova EPCG i CGES 

Analizom troškova Elektroprivrede ostvarenih u 2011. godini utvrĊeno je da su ukupni ostvareni troškovi 

znaĉajno veći od odobrenih, dok je ostvareni prihod nešto niţi od odobrenog što je dovelo do negativnog 

rezultata poslovanja kompanije. 

Ostvareni troškovi FC Proizvodnja su veći od odobrenih troškova energije iz domaćih izvora, odnosno 

EPCG je u okviru ovog segmenta poslovanja ostvarila negativan rezultat poslovanja. 

Trošak nabavke elektriĉne energije iz uvoza je ostvaren u iznosu od 60mil € i više je nego dvostruko veći od 

odobrenog. 

Kod operatora distributivnog sistema, operatora prenosnog sistema i javnog snabdjevaĉa evidentno je 

znaĉajno prekoraĉenje troškova na koje subjekti mogu uticati, što upućuje na potrebu da se uspostavi 

kontrola nad tim troškovima s obzirom da subjekti obavljaju djelatnosti koje predstavljaju javnu uslugu u 

oblasti energetike u skladu sa Zakonom. 

S obzirom na ĉinjeniĉno stanje navedeno u ovom izvještaju procijenjeno je da elektroenergetski sektor u 

budućnosti moţe da poboljša sopstvene performanse, poveća sigurnost snabdijevanja potrošaĉa i postiţe u 

kontinuitetu pozitivne finansijske rezultate, što bi svakako doprinijelo povoljnijem stanju energetskog sektora 

u cjelini. 

Poboljšanje poslovnog rezultata u narednom periodu energetski subjekti treba da zasnivaju na energiĉnom 

suzbijanju kljuĉnih troškova koje mogu kontrolisati (troškovi zarada i ostalih liĉnih primanja, troškovi usluga 

trećih lica, troškovi rezervnih djelova /potrebno bolje upravljanje zalihama/ i vanredni troškovi) koji su u 2011. 

godini ostvareni u većem iznosu od odobrenih od strane Agencije. U tom smislu Agencija će, u okviru svojih 

ovlašćenja i odgovornosti, nastaviti da odobrava ove troškove u skladu sa naĉelom odobravanja razumnih 

operativnih troškova koji će dovesti do utvrĊivanja razumnih cijena u narednom periodu. 

_____________________________________________________________________________ 

45



Zahtjevi za povećanjem cijena u energetskom sektoru kompanije treba da se baziraju na realnim 

pretpostavkama, odnosno iskljuĉivo treba da budu vezane za povećanje troškova na koje ne mogu, ili 

ograniĉeno mogu uticati. 


Zakon o energetici se ne primjenjuje na djelatnosti koje se odnose na istraţivanje i eksploataciju uglja. 

MeĊutim, zbog znaĉaja uglja kao energenta za proizvodnju elektriĉne energije i potrebe praćenja ostvarenja 

troškova uglja za proizvodnju u TE Pljevlja, ovdje navodimo osnovne pokazatelje poslovanja tog privrednog 

subjekta. 

U 2011. godini Rudnik uglja AD Pljevlja ostvario je ukupan prihod u iznosu od 54.988.250 €, što je za 14,5% 

manje u odnosu na 2010. godinu, ukupne rashode u iznosu od 53.662.874 €, odnosno ostvario neto dobit u 

iznosu od 1.325.376 €, što je svega 10,5% od dobiti ostvarene u prethodnoj godini. Istovremeno, ostvareni 

prihod od prodaje uglja TE ’’Pljevlja’’ iznosi 48.158.404 €, i veći je za 8,9% od ostvarenog u 2010. godini, 

zbog povećane isporuke uglja. 

Ukupna vrijednost aktive, odnosno imovine Društva na dan 31.12.2011. godine, iznosila je 103.542.893 € i 

veća je od one prije godinu dana za 11.871.551 €, ili u procentima za 13,0%. Uvećanje vrijednosti aktive 

proizašlo je iz uvećanja vrijednosti dvije globalne pozicije, kod stalne i kod obrtne imovine. 

Kod stalne imovine znaĉajno je pomenuti povećanje vrijednosti stavke nekretnine, postrojenja i oprema koja 

se povećala za 9.577.894 €, ili za 15,6%. Ostale stavke u okviru ove globalne pozicije ostale su na pribliţno 

istom nivou. 

Kod obrtne imovine do povećanja je došlo na stavci potraţivanja od kupaca za iznos od 3.416.724 €, ili za 

58,8% i kod stavke gotovina i gotovinski ekvivalent gdje je povećanje iznosilo 192.275 € ili za 752,6%. 

Inaĉe, pomenute dvije globalne pozicije u strukturi ukupne aktive uĉestvuju sa 86,2%, odnosno sa 13,8%. 

U strukturi pasive, sopstveni kapital uĉestvuje sa 18,7%, dok pozajmljeni kapital uĉestvuje sa 81,3%, od 

ĉega se na kratkoroĉni kapital odnosi 44,9%, dok koeficijent zaduţenosti, mjeren odnosom pozajmljenog i 

sopstvenog kapitala iznosi 434,5%.(provjeriti!) 

Prosjeĉno ostvarena cijena koštanja uglja u 2011. godini, iznosila je 27,11 € po toni. 

5.7. Finansijsko poslovanje subjekata iz oblasti nafte i gasa 

Opštim uslovima licenci je propisano da su subjekti iz oblasti nafte i gasa duţni da do kraja juna tekuće 

godine dostave Agenciji izvještaj o poslovanju za prethodnu godinu. Navedeni izvještaj treba da obuhvati 

tehniĉke, operativne, administrativne i finansijske aspekte licencirane djelatnosti. 

Od ukupno 59 licenciranih subjekata, do izrade ovog izvještaja, 12 subjekata je dostavilo Agenciji izvještaj o 

poslovanju za 2011. godinu. S obzirom da je propisani rok za dostavljanje izvještaja o radu i poslovanju za 

prethodnu poslovnu godinu, 30. jun tekuće godine, izvještaje o radu i poslovanju za 2011. godinu, dostavili 

su sljedeći licencirani subjekti:Jugopetrol AD Kotor, Montenegro Bonus DOO Cetinje, CMC AD Podgorica, 

Euro Gas DOO Podgorica, Eco Gas DOO Podgorica, Euro Petrol DOO Podgorica, Messer Tehnogas AD 

Beograd – Fabrika Nikšić, SMN Transporti DOO Kotor, Šavnik Petrol DOO Šavnik, Montenegro Petrol DOO 

Podgorica, Dak Petrol DOO Podgorica i Albino DOO Podgorica. 

Analizom dostavljenih izvještaja za 2011. godinu, utvrĊeno je, da je od 12 naprijed navedenih subjekata, 9 

ostvarilo pozitivan finansijski rezultat, a da su Euro Gas DOO Podgorica, SMN Transporti DOO Kotor i Albino 

DOO Podgorica, ostvarili negativan finansijski rezultat. 

_____________________________________________________________________________ 

46



Najveći snabdjevaĉ naftnim derivatima na trţištu Crne Gore je Jugopetrol AD Kotor. Prema Izvještaju o 

poslovanju za 2011. godinu, Jugopetrol AD Kotor je u toku 2011. godine, ostvario ukupnu prodaju derivata 

nafte od 277.868 m 3 , što je za 5 % manje u odnosu na 2010. godinu. Razlog ostvarenja manje prodaje je 

smanjena kupovna moć stanovništva u ambijentu visokih cijena naftnih derivata, stagnacije privrede i 

produţenog uticaja globalne ekonomske krize u Crnoj Gori. Iako je Društvo poslovalo u nepovoljnom 

ambijentu, ostvarilo je veće ukupne prihode nego 2010. godine, zbog visokih cijena naftnih derivata na 

trţištu. 

Ukupno ostvareni prihod Jugopetrola u 2011. godini, iznosio je 192.022.655€, što je za 20,24 % više nego 

prethodne godine. Jugopetrol AD Kotor je ovu poslovnu godinu završio pozitivnim finansijskim rezultatom od 

7.901.104 €, što je 4,14% manje nego prethodne godine. 

Prema navodima iz Izvještaja o izvršenoj reviziji finansijskih izvještaja za 2011. godinu, uraĊenom od strane 

Društva za reviziju finansijskih iskaza EUROREV DOO Podgorica, Montenegro Bonus DOO Cetine je za 

period 01.01-31.12.2011. godine, ostvarilo dobitak iz poslovanja u iznosu od 1.065.000 €. 

Osnovna sredstva Društva, najvećim dijelom, ĉine sredstva dobijena od Vlade Crne Gore na osnovu 

Ugovora broj 01-2360/1 od 11.07.2003. godine. Na Montenegro Bonus DOO Cetinje, prenijeto je pravo 

korišćenja, upravljanja i raspolaganja, pokretnom i nepokretnom imovinom, osim raspolaganja svojinskim 

pravima na nepokretnostima bivše Savezne direkcije za robne rezerve, a koja se nalazi na teritoriji Crne 

Gore. 

Drţava Crna Gora vodi postupke radi utvrĊivanja vlasništva i predaje u posjed instalacija i zemljišta u Bijelom 

Polju i instalacija i infrastrukture rezervoara u Baru i Lipcima. 

Subjekti iz sektora nafte i gasa su tokom 2011. godine, poslovali u ambijentu visokih cijena naftnih derivata u 

Crnoj Gori, koje su bile uslovljene rastom cijena nafte i naftnih derivata na svjetskoj berzi. 

6. STANJE I AKTIVNOSTI NA TRŢIŠTU 

ELEKTRIĈNE ENERGIJE 

Crna Gora je potpisivanjem Sporazuma o osnivanju energetske zajednice, prije nego je postala kandidat za 

pristupanje Evropskoj uniji, prihvatila obavezu da, u skladu sa pravilima Unije, izvrši reformu energetskog 

sektora, sa konaĉnim ciljem otvaranja liberalizovanog trţišta elektriĉne enegije i gasa. Pod liberalizacijom 

trţišta elektriĉne energije podrazumijeva se potpuno otvoreno, konkurentno trţište koje svim kupcima 

elektriĉne energije omogućava da slobodno biraju svoje snabdjevaĉe, a snabdjevaĉima da slobodno i pod 

najpovoljnijim uslovima nabavljaju elektriĉnu energiju za snabdijevanje svojih kupaca. Ova obaveza se, 

budući na kandidaturu Crne Gore za ulazak u EU, u potpunosti mora ispuniti. 

Saglasno preuzetim obavezama, u Crnoj Gori je tokom prethodnog perioda uraĊeno mnogo na reformi 

energetskog sektora, odnosno stvaranju konkurencije i otvaranju energetskog trţišta, kao konaĉnog cilja 

reforme. U najkraćem: 

- donijet je novi zakon o energetici, usklaĊen sa EU regulativom, i ĉitav niz propisanih podzakonskih 

akata, ĉime je stvoren neophodan regulatorni okvir, 

- izvršeno je potpuno pravno i vlasniĉko razdvajanje „Elektroprenos“-a od „Elektroprivrede Crne Gore“, 

dok je pravno razdvajanje „Elktrodistribucije“ u toku, ĉime je obezbijeĊen regulisan i slobodan pristup 

mreţi, kao prirodnom monopolu i neophodnoj infrastrukturi za funkcionisanje trţišta elektriĉne energije, 

- formirano je DOO COTEE, kao nezavisni operator trţišta i 

- donijeta je odluka o otvaranju trţišta elektriĉne energije, odnosno, stvoreni su formalni uslovi za 

otvaranje trţišta. 

Funkcionalna šema trţišta elektriĉne energije u Crnoj Gori, na kojoj su prikazani tokovi energije i finansijski 

tokovi, utvrĊena u skladu sa donijetim dokumentima, ima slijedeći izgled: 

_____________________________________________________________________________ 

47



Proizvodnja 

ODS 

JS 

Uvoz 

Izvoz 

OPS 

Povlašć. 

proizv. 

OT 

Trgovci 

Snabdj. 

Veliki kupci 

(na 110 kV) 

Tarifni 

kupci 

Legenda: 

- Tok energije → 

- Finansijski tok ↔ 

- OT - operator trţišta, 

- OPS - operator prenosnog sistema, 

- ODS - operator distributivnog sistema, 

- JS - javni snabdjevaĉ 

Praksa pokazuje da realno otvaranje i zaţivljavanje energetskog trţišta nije moguće ukoliko, pored 

postojanja svih zakonskih i podzakonskih akata koji predstavljaju regulatorno - pravni okvir, nijesu 

obezbijeĊeni i neki drugi uslovi, kao što su: 

- Cijene za elektriĉnu energiju i usluge u sistemu moraju biti razdvojene i utvrĊene na ekonomskim 

principima, tako da omogućavaju normalno poslovanje energetskih subjekata i investiranje u nove 

kapacitete; 

- Odgovarajuća tehniĉko - informatiĉka opremljenost mreţnih oparatora i operatora trţišta, kao i svih 

drugih uĉesnika trţišta elektriĉne energije i 

- Puna profesionalna i poslovna ozbiljnost i odgovornost svih uĉesnika trţišta u ispunjavanju svih 

meĊusobnih obaveza, posebno finansijskih, koje proistiĉu iz pravila i ugovora koji regulišu rad trţišta. 

Tokom 2011. godine u Crnoj Gori je i u tom pogledu puno uraĊeno, što se vidi iz slijedećeg: 

- Proizvodnja elektriĉene energije više nije regulisana djelatnost, odnosno cijene elektriĉne energije se 

formiraju slobodno na trţištu ili ugovorom izmeĊu prodavca i kupca, osim kada su sastavni dio 

regulisanih tarifa; 

- Cijene elektriĉne energije iz domaćih izvora, namijenjene za snabdijevanje tarifnih kupaca i kupaca koje 

snabdijeva javni snabdjevaĉ, vezane su za cijenu energije na Evropskoj energetskoj berzi (EEX); 

- Cijene korišćenja prenosnog sistema i korišćenja distributivnog sistema se utvrĊuju u skladu sa novim, 

podsticajnim metodologijama, uz puno poštovanje ekonomskih principa; 

- Operator prenosnog sistema je (odranije) potpuno osposobljen za obavljanje svoje funkcije ali i dalje, u 

kontinuitetu radi na kadrovskom jaĉanju i tehniĉkom osavremenjavanju i 

_____________________________________________________________________________ 

48



- Operator distributivnog sistema intenzivno sprovodi projekat ugradnje savremenih, multifunkcionalnih 

brojila kod potrošaĉa, uz istovremeno odgovarajuće opremanje svog dispeĉerskog centra, što će mu 

omogućiti obavljanje funkcija vezanih za trţište elektriĉne energije 

Jedan od neposrednih rezultata ovih aktivnosti je vrlo uspješno funkcionisanje sistema dodjele prenosnih 

kapaciteta na interkonektivnim vodovima putem aukcija, ĉime CGES ostvaruje znaĉajan prihod. Aukcije se 

odvijaju u skladu sa Pravilima za dodjelu prenosnih kapaciteta i to predstavlja jedan od osnovnih segmenata 

otvorenog trţišta elektriĉne enegije. Ukupan prihod po ovom osnovu, ostvaren u 2011. godini, iznosi 

4.693.594 €, od ĉega je 2.743.174 € ostvareno putem godišnjih i 1.950.420 €, putem mjeseĉnih aukcija. 

Ovdje treba naglasiti da se korist od ove djelatnosti direktno prenosi na domaće kupce, jer se ovaj prihod 

odbija od regulatorno dozvoljenog prihoda CGES koji se prenosi na tarife za krajnje kupce u Crnoj Gori. 

U tabeli: Rezultati godišnje aukcije - dodjela prava na korišćenje prekograniĉnih prenosnih kapaciteta za 

2011. godinu, dat je pregled rezultata godišnje aukcije za dodjelu prenosnih kapaciteta na meĊusistemskim 

vodovima za 2011. godinu. 

_____________________________________________________________________________ 

49

Rezultati godišnje aukcije - dodjela prava na korišćenje prekograniĉnih prenosnih kapaciteta za 2011. godinu 

ATC - Raspoloţivi prenosni kapacitet 

DD - Dnevni dijagram 

ND- Noćni dijagram 

Granica 

Smjer 

Tip 

aukcije 

G M D 

ATC 

[MW] 

Srbija->Crna Gora G - - 25 

Crna Gora->Srbija G - - 50 

BiH->Crna Gora G - - 50 

Crna Gora->BiH G - - 50 

Albanija->Crna 

Gora 

Crna Gora- 

>Albanija 

GODIŠNJA 

UKUPNO 

G - - 50 

G - - 50 

Aukcioni 

period 

1.1.2011 - 

31.12.201 

1 

1.1.2011 - 

31.12.201 

1 

1.1.2011- 

31.12.201 

1 

1.1.2011- 

31.12.201 

1 

1.1.2011- 

31.12.201 

1 

1.1.2011- 

31.12.201 

1 

Zahtijeva 

ni 

prenosni 

kapacit. 

[MW] 

Dodijelje 

ni 

prenosni 

kapacitet 

[MW] 

Broj 

uĉesnik 

a koji 

su 

podnijel 

i 

zahtjev 

Broj uĉesnika koji 

su dobili kapacitet 

Broj 

ponud 

a 

Cijena poslednje 

prihvaćene 

ponude 

[€/MWh] 

Prosjeĉna 

cijena 

[€/MWh] 

ND DD ND DD 

Zagušenje 

[DA/NE] 

Ukupni 

prihod 

[€] 

100 25 6 1(EPCG) 6 0,55 0,55 0,55 0,55 DA 240.900 

160 50 7 

205 50 10 

70 50 5 

140 50 5 

3(EPCG,EFT, 

GENI) 

3(HSE,EFT,EPC 

G) 

5(EZP,HSE,RUD, 

EFT,GENI) 

4(EFT,RUD,CEZ, 

GEN) 

12 0,26 0,26 0,30 0,30 DA 276.832 

18 0,3 0,30 0,35 0,35 DA 297.840 

6 0,11 0,11 0,12 0,12 DA 110.466 

12 0,56 0,56 0,67 0,67 DA 627.512 

140 50 5 2(EFT,GENI) 13 1,15 1,15 1,30 1,30 DA 1.189.624 

G - - 275 815 275 10 6 67 0,11 0,11 - - - 2.743.174



S druge strane, za nabavku nedostajućih koliĉina elektriĉne energije, koja se godinama odvija u Crnoj Gori i 

koja predstavlja gro energetskog prometa, ipak se ne moţe reći da predstavlja segment otvorenog trţišta, 

jer, iako se promet elektriĉne energije vrši po trţišnim uslovima (odabir najpovoljnijih ponuda na javnim 

tenderima), jedini uĉesnik iz Crne Gore u tome je EPCG i sve te aktivnosti se obavljaju mimo uĉešća 

Operatora trţišta i primjene Trţišnih pravila. 

Pored toga, nizak stepen naplate i nedopustivo visoki gubici u distributivnom sistemu, za koje odgovornost 

ne snosi samo EPCG, u velikoj mjeri onemogućavaju pojavu novih snabdjevaĉa i stvaranje prave 

konkurencije, pa samim tim i realno zaţivljavanje i razvoj slobodnog trţišta elektriĉne energije. 

Na narednoj slici dat je šematski prikaz ukupnog prometa elektriĉne energije u Crnoj Gori u 2011. godini, što, 

moţe se reći, ujedno predstavlja i trenutni obim crnogorskog „trţišta“ elektriĉne energije: 

Drugi EES 

saldo razmj. 

21,5 

Uvoz 

1.371,1 

Proizvodnja 

HE 

TE 

1.736,6 1.452,3 

EPS 

nabavka 

102,7 

Male HE 

15,7 

Tranzit 

2.044 

Prenosni sistem 

EPS 

depo 

71,2 

Izvoz 

411,2 Direkt. kupci 

na 110kV 

Distributivni sistem 

Gubici 

159,3 

1.494,6 

Gubici 

491,9 

Kup. na 

35 kV 

87,5 

Kupci na 

10 kV 

286,4 

Kupci na 0,4 kV 

Domać. Ostali 

1.236,4 461,5 

Napomene uz sliku: 

- U proizvodnju HE uraĉunati su efekti razmjene sa EPS-om po Ugovoru za HE “Piva”, 

- U stavkama “Uvoz” i “Izvoz” sadrţane su i koliĉine (287,3 GWh) koje se odnose na tzv. “vezanu trgovinu”, 

koje nijesu u vezi ni sa proizvodnjom, ni sa potrošnjom u Crnoj Gori, već predstavljaju komercijalnu 

aktivnost EPCG na trţištima van Crne Gore. 

- Svi podaci su u GWh 

Kada se govori o trţištu, a posebno o trţištu elektriĉne energije, treba imati na umu da otvaranje slobodnog, 

potpuno otvorenog trţišta nije „stvar“ administrativnog postupka i donošenja „Odluke o otvaranju“, od strane 

nadleţnog organa. Funkcionisanje trţišta i njegov razvoj nije moguć ukoliko ne postoji dovoljan broj trţišnih 

uĉesnika, jer jedino zdrava i jaka konkurencija moţe obezbijediti funkcionisanje trţišnih mehanizama koji će 

onemogućiti najaĉe uĉesnike da zlouptrebljavaju svoju moć i drţe monopolski poloţaj. 

Naţalost, situacija u elektroenergetskom sektoru Crne Gore (veliĉina trţišta - broj i struktura potrošaĉa, 

veliĉina EES i struktura vlasništva, nedovljnost prizvodnje, opšta ekonomska situacija i td.), ali i kod većine 

zemalja u regionu je takva da je još uvijek teško govoriti o stvaranju nacionalnih trţišta koja bi bila likvidna i u 

potpunosti odrţiva. 

Upravo iz tih razloga, za trţišta elektriĉne energije u Evropi karakteristiĉno je da se njihov razvoj, sa 

nacionalnih sve više usmjerava ka stvaranju i jaĉanju regionalnih trţištâ koja se dalje povezuju, sa ciljem 

stvaranja jednog jedinstvenog, potpuno liberalizovanog evropskog energetskog trţišta. Ovakvo meĊusobno 

povezivanje i regionalizacija trţišta je sasvim razumljivo jer donosi neke oĉigledne tehnološke povoljnosti, 

prevashodno u pogledu smanjenja ukupne operativne rezerve u proizvodnim kapacitetima (umjesto više 

pojedinaĉnih kapaciteta u rezervi se drţi jedan, kao zajedniĉka rezerva), pouzdanijeg rada i lakšeg i 

_____________________________________________________________________________ 

51



ekonomiĉnijeg upravljanja elektroenergetskim sistemom. Pored tehniĉkih, nesporne su i ekonomske koristi, 

kao što je pospješivanje konkurencije, efikasnosti poslovanja, privlaĉenje investicija i sliĉno, što bi, kao 

konaĉni rezultat, trebalo da dovede do smanjenja cijena elektriĉne energije. 

Oĉigledno, otvaranje slobodnog energetskog trţišta nije pitanje prostog administrativnog postupka koji se 

vodi od strane nadleţnog organa u okviru jedne zemlje. Naprotiv, konstituisanje slobodnog, potpuno 

otvorenog energetskog trţišta je veoma sloţen i dugotrajan proces koji se ne moţe vršiti izolovano, već 

podrazumijeva opredijeljenost, angaţovanje i odgovornost većeg broja (susjednih) drţava. 

Stoga, pored aktivnosti vezanih za organizovanje nacionalnog trţišta, Crna Gora je, zajedno sa zemljama iz 

okruţenja, a u skladu sa Sporazumom o formiranju Energetske zajednice, jasno opredijeljena ka stvaranju 

regionalnog energetskog trţišta. Odvijanje tih aktivnosti je sporije nego što je planirano i, sliĉno kao i kod 

konstituisanja nacionalnih trţišta, praćeno je mnogim teškoćama, ali se, ipak, moţe reći da se stvari kreću 

naprijed. To najbolje potvrĊuju i veoma intenzivne aktivnosti vezane za osnivanje pravnog lica „Kancelarija 

za koordinisane aukcije u JI Evropi“ sa sjedištem u Crnoj Gori, što predstavlja prvi pravi regionalni projekat u 

Jugoistoĉnoj Evropi i prvi konkretan i neophodan korak ka konstituisanju regionalnog trţišta elektriĉne 

energije. 

7. TEHNIĈKA POMOĆ ZA IMPLEMENTACIJU SPORAZUMA 

O ENERGETSKOJ ZAJEDNICI I 

NORMATIVNI OKVIR REGULACIJE 

7.1. Tehniĉka pomoć za implementaciju Sporazuma o energetskoj zajednici 

Projekat je završen 2011. godine a finansiran od strane Evropske unije preko Delegacije Evropske unije u 

Crnoj Gori (EUD) 

Projekat je implementiran u periodu februar 2010 - novembar 2011 od strane Exergia SA (GR) u 

konzorcijumu sa KANTOR Management Konsultants SA (GR) i Mercados (ES). 

Direktni korisnici projekta su bili Sektor za energetsku efikasnost (SEE) Ministarstva ekonomije (ME), 

Operator prenosnog sistema (CGES), Crnogorski operator trţišta elektriĉne energije (COTE) i Regulatorna 

Agencija za energetiku (REA). 

Opšti cilj projekta je bio da se pruţi pomoć kod izrade i implementacije politika energetskog sektora koje će 

osigurati ispunjavanje obaveza datih u Sporazumu o energetskoj zajednici, ukljuĉujući implementaciju 

liberalizovanog energetskog trţišta. 

Projekat je uspio da ispuni svoj Projektni zadatak i pripremi sve predviĊene rezultate. Potpunost i kvalitet 

rezultata je pozitivno ocijenjen od strane svih korisnika putem zvaniĉnih dopisa, kao i javnim izjavama 

zvaniĉnika ME i korisnika projekta tokom sastanaka i dogaĊaja povodom zatvaranja projekta. TakoĊe se 

posebno cijenio doprinos Konsultanta koji se, pored uobiĉajenih obaveza konsultanta, odnosi na 

kontinuiranu ad hoc savjetodavnu pomoć korisnicima, Ministarstvu ekonomije kao i drugim organizacijama. 

7.1.1. Stav Konsultanta vezano za Regulatornu agenciju za energetiku 

Prema mišljenju konsultanta RAE će biti potrebna dodatna tehniĉka pomoć. Ovo se odnosi prije svega na 

pitanja koja su društveno i politiĉki osjetljiva i/ili imaju ekonomske implikacije. 

Analizirajući proces i teškoće sa kojima se suoĉavalo tokom trajanja TA-EZT projekta, izdvojene su 

sljedeće oblasti za pruţanje dalje tehniĉke pomoći: 

1. Obuka u svakodnevnom radu u procesu implementacije novousvojenih tarifnih metodologija i cijena 

koje će stupiti na snagu od 1. avgusta 2012. 

2. Podrška u definisanju PR strategije kada se u bliskoj budućnosti budu javno branile kljuĉne odluke 

3. Pomoć u postavljanju minimum standarda za kvalitet snabdijevanja (u skladu sa ĉlanom 38. ZoE) 

4. Razvoj Regulatornog kontnog plana za regulisane enrgetske subjekte 

_____________________________________________________________________________ 

52



5. Podrška za implementaciju Pravilnika i Uredbe o OIE i visoko-efikasne kombinovane proizvodnje 

toplotne i elektriĉne energije (VE-KTE) 

6. Podrška u implementaciji odredbi trećeg energetskog paketa nakon transponovanja u nacionalno 

zakonodavstvo. 

7.1.2. Stavovi Konsultanta vezano za nezavisnost RAE 

RAE prema ZoE, je nezavisna agencija i ulaţe znaĉajan napor da funkcioniše kao takva. Postoje dvije 

sporne odredbe u ZoE koje se tiĉu razriješenja duţnosti ĉlanova odbora tokom svog mandata a koje je 

Konsultant istakao. Prema Ĉlanu 34, stavovi 2 i 3, ZoE: (2) Razrješenje ĉlana Odbora Agencije, Skupštini 

moţe predloţiti Vlada i/ili 1/3 poslanika u Skupštini. (3) Ĉlanovi Odbora Agencije razrješavaju se prije isteka 

mandata ako se ne usvoji godišnji izvještaj o stanju energetskog sektora Crne Gore koji se odnosi na rad 

Agencije. 

Prema mišljenju konsultanta date odredbe ĉlana 34 ZoE, posebno stav 2, ne specificira uslove pod kojima 

Vlada i Skupština moţe da sprovede svoja ovlašćenja ostavljajući prostora za ĉisto politiĉke odluke. Pored 

toga, nije jasno pod kojim uslovima se primjenjuje stav 3. Godišnji izvještaj o stanju energetskog sektora 

Crne Gore moţe da bude odbijen iz razloga koji uopšte mogu da se odnose na djelokrug rada Agencije, ili su 

oni van iskljuĉive i direktne kontrole RAE. Dalje, jedna godina je veoma kratak period za tako inertan sistem 

kao što je energetski sistem. Rezultati nastali u jednoj specifiĉnoj godini mogu da budu izazvani akcijama 

preduzetim prije nekoliko godina. Stoga, prema mišljenju konsultanta, samo jedan godišnji izvještaj ne moţe 

da sluţi kao krajnji pokazatelj stvarne nadleţnosti i rezultata poslovanja RAE. 

Pored navedenih odredbi ZoE, uloga RAE ĉesto nije shvaćena (ili cijenjena) od strane javnosti i medija, 

NVO-a, ĉlanova skupštine, ĉak i od strane nekih zvaniĉnika u energetskom sektoru. 

RAE, pored pomenute komunikacione strategije treba u tom pogledu da bude snaţno podrţana od strane 

nadleţnog Ministarstva. 

7.2. Normativni okvir regulacije 

Najvaţnija aktivnost Agencije u 2011. godini, kada su u pitanju cijene i tarife za elektriĉnu energeiju odnosi 

se na izradu metodologija za utvrĊivanje regulatornog prihoda i cijena za mreţne djelatnosti (prenos i 

distribucija), odnosno metodologiju za utvrĊivanje regulatornog prihoda i tarifa za javnog snabdjevaĉa. 

Aktivnost je voĊena uz pomoć konsultanta Exergia angaţovanog u projektu Tehniĉke pomoći kod 

implementacije Sporazuma o energetskoj zajednici, koji finansira EU, a kojim upravlja Delegacija EU u Crnoj 

Gori, prema utvrĊenom projektnom zadatku. 

Donesena su sljedeća akta: 

1. Metodologija za utvrĊivanje regulatornog prihoda i cijena za korišćenje prenosnog sistema elektriĉne 

energije 

2. Metodologija za utvrĊivanje regulatornog prihoda i cijena za korišćenje distributivnog sistema elektriĉne 

energije 

3. Metodologija za utvrĊivanje regulatornog prihoda javnog snabdjevaĉa i regulisanih tarifa za 

snabdijevanje elektriĉnom energijom 

Navedene metodologije su zasnovane na podsticajnoj metodi regulacije koja ima za cilj da ograniĉi 

dozvoljeni prihod energetskog subjekta i poveća njegovu efikasnost primjenjujući regulatorne periode koji su 

duţi od jedne godine, tokom kojih je energetskom subjektu dozvoljeno da zadrţi uštede od smanjenja 

troškova poslovanja na koje moţe uticati. Metodologijama je propisano da se pri utvrĊivanju osnove 

sredstava uzimaju u obzir i investicije u toku, odnosno planirane investicije, što predstavlja dobru osnovu za 

privlaĉenje investiranja u energetski sektor. Uveden je i faktor efikasnosti poslovanja kod troškova na koje 

subjekat moţe uticati i ukazano na obavezu donošenja akta kojim će se definisati kvalitet snabdijevanja 


U postupku donošenja metodologija, analizirane su i primjedbe, predlozi i sugestije energetskih subjekata, 

udruţenja potrošaĉa i poslodavaca, sindikata i pojedinaca, i iste su najvećim dijelom ugraĊene u konaĉni 

tekst ovih akata. 

_____________________________________________________________________________ 

53



Shodno ovlašćenjima propisanim Zakonom, Agencija je odobrila akta koje su u skladu sa 

obavezama dostavili energetski subjekti, i to: 

zakonskim 

1. Metodologiju za utvrĊivanje cijena, rokova i uslova za prikljuĉenje na prenosni sistem, kojom je utvrĊen 

minimum tehniĉkih, planskih i radnih uslova za povezivanje na prenosni sistem i interkonekciju sa ostalim 

sistemima, kao i rad i naĉin upravljanja prenosnim sistemom, 

2. Pravila za dodjelu raspoloţivih prenosnih kapaciteta na interkonektivnim vezama Kontrolne oblasti Crna 

Gora sa susjednim kontrolnim oblastima, kojima je definisan naĉin pruţanja usluge prekograniĉnog 

prenosa elektriĉne energije, i 

3. Pravila za funkcionisanje prenosnog sistema elektriĉne energije, kojima su definisani tehniĉki i opšti uslovi 

za rad prenosnog sistema elektriĉne energije. 

U skladu sa zakonskim ovlašćenjima, Agencija je u 2011. godini donijela sljedeće odluke: 

1. Odluku o odobravanju regulatorno dozvoljenog prihoda i cijena za korišćenje prenosnog sistema 

Crnogorskom elektroprenosnom sistemu AD Podgorica (''Sluţbeni list CG'', br. 13/11) koja je stupila na 

snagu 12. marta 2011. godine. Ovom odlukom operatoru prenosnog sistema odobren je regulatorno 

dozvoljeni prihod i cijene korišćenja prenosnog sistema koje će se primjenjivati u periodu od 01. aprila 

2011. godine do 31.marta 2012. godine, 

2. Odluku o odobravanju regulatorno dozvoljenog prihoda i cijena za korišćenje distributivnog sistema 

Elektroprivredi Crne Gore AD Nikšić (''Sluţbeni list CG'', br. 13/11) koja je stupila na snagu 12. marta 

2011. godine. Ovom odlukom operatoru distributivnog sistema odobren je regulatorno dozvoljeni prihod i 

cijene korišćenja distributivnog sistema koje će se primjenjivati u periodu od 01. aprila 2011. godine do 

31.marta 2012. godine, 

3. Odluku o odobravanju regulatorno dozvoljenog prihoda Elektroprivredi Crne Gore AD Nikšić za javnog 

snabdjevaĉa (''Sluţbeni list CG'', br.13/11), koja je stupila na snagu 12. marta 2011. godine. Ovom 

odlukom javnom snabdjevaĉu odobren je regulatorno dozvoljeni prihod i regulisane tarife za 

snabdijevanje elektriĉnom energijom koje će se primjenjivati u periodu od 01. aprila 2011. godine do 

31.marta 2012. godine, 

4. Odluku o odobravanju tabela sa cijenama za elektriĉnu energiju koje će se primjenjivati od 01.aprila 2011. 

godine do 31. marta 2012. godine (''Sluţbeni list CG'', br. 14/11), koja je stupila na snagu 19. marta 2011. 

godine, 

5. Odluku o izmjeni oduke o odobravanju regulatorno dozvoljenog prihoda i cijena za korišćenje prenosnog 

sistema Crnogorskom elektroprenosnom sistemu AD Podgorica (''Sluţbeni list CG'', br. 61/11), koja je 

stupila na snagu 31. decembra 2011. godine. Ovom odlukom operatoru prenosnog sistema odobreno je 

povećanje regulatorno dozvoljenog prihoda i cijena korišćenja prenosnog sistema, koje će se primjenjivati 

u periodu od 01. januara 2012. godine do 30. juna 2012. godine, 

6. Odluku o izmjeni oduke o odobravanju regulatorno dozvoljenog prihoda i cijena za korišćenje 

distributivnog sistema Elektroprivredi Crne Gore AD Nikšić (''Sluţbeni list CG'', br. 61/11) koja je stupila 

na snagu 31. decembra 2011. godine. Ovom odlukom operatoru distributivnog sistema odobreno je 

povećanje regulatorno dozvoljenog prihoda i cijena korišćenja distributivnog sistema, koje će se 

primjenjivati u periodu od 01. januara 2012. godine do 30. juna 2012. godine, 

7. Odluku o izmjeni oduke o odobravanju regulatorno dozvoljenog prihoda Elektroprivredi Crne Gore AD 

Nikšić za javnog snabdjevaĉa (''Sluţbeni list CG'', br. 61/11) koja je stupila na snagu 31. decembra 2011. 

godine. Ovom odlukom javnom snabdjevaĉu odobreno je povećanje regulatorno dozvoljenog prihoda i 

regulisanih tarifa za snabdijevanje elektriĉnom energijom, koje se primjenjuju u periodu od 01. januara 

2012. godine do 30. juna 2012. godine, 

8. Odluku o utvrĊivanju tabela sa cijenama za elektriĉnu energiju (''Sluţbeni list CG'', br. 61/11) koja je 

stupila na snagu 31. decembra 2011. godine. Ovom odlukom su, usljed promjene regulatorno dozvoljenih 

prihoda, cijena i tarifa energetskim subjektima, utvrĊene nove naknade i tarife, koje će se primjenjivati u 

periodu od 01. januara 2012. godine do 30. juna 2012. godine. 

_____________________________________________________________________________ 

54



8. REFORME CIJENA I TARIFA ENERGETSKIH DJELATNOSTI 

I POTROŠAĈKIH CIJENA U PERIODU 

JUL 2007 - DECEMBAR 2011.GODINE 

8.1. Efekti ĉetvoroipogodišnje ekonomske regulacije cijena u elektroenergetskom sektoru 

U periodu ekonomske regulacije prihoda i cijena od sredine 2007. zakljuĉno sa 2011. godinom, u kojem je 

energetskim subjektima utvrĊivan regulatorno dozvoljenji prihod, korišćen je princip godišnje regulacije 

odnosno dvanaestomjeseĉnog regulatornog perioda. Primjenjivana su dva akta, Pravilnik o tarifama 

donesen u skladu sa Zakonom o energetici iz 2003. godine i privremene metodologije za odobravanje 

regulatornog prihoda i cijena u skladu sa zakonom iz 2010. godine. Zakonom o energetici koji je stupio na 

snagu u maju 2010. godine, osim poĉetne jednogodišnje regulacije, propisano je da se višegodišnja 

regulacija utvrdi metodologijama koje će se primjenjivati od 2012. godine. 

Primjenom Pravilnika o tarifama za elektriĉnu energiju, kasnije i Privremenih metodologija, Agencija je 

donijela više odluka od kojih je sa ukupno šest pokriven ĉetvoroipogodišnji period ekonomske regulacije u 

Crnoj Gori. Sve odluke su donošene za primjenu na godišnjem nivou, ali je u praksi period primjene bio kraći 

ili duţi od jedne godine kao odraz poništavanja odluka od strane Upravnog suda, zatim zbog produţenja 

trajanja u sluĉajevima kada energetski subjekti nijesu dostavljali zahtjev za odobrenje regulatornog prihoda i 

cijena ili u prelaznom periodu promjene podzakonskih akata poslije stupanja na snagu Zakona o energetici 

sredinom 2010. godine. Odluke su primijenjivane u sljedećim periodima: 

- Odlukama iz juna 2007. period 01.07. – 30.09.2007. godine, 

- Odlukama iz oktobra 2007., period 01.10.2007. – 31.05.2008. 

- Odlukama iz maja 2008., period 01.06.2008. – 30.11.2008. 

- Odlukama iz juna 2009., period 01.12.2008. – 31.12.2009. 

- Odlukama iz decembra 2009., period 01.01.2010. – 31.03.2011., i 

- Odlukama iz decembra 2009., period 01.04.2011. – 31.12.2011. godine. 

Regulatorni prihodi mreţnih subjekata i javnog snabdjevaĉa za 2011. godinu utvrĊeni su primjenom 

privremenih metodologija. Novim zakonom nije propisano regulisanje proizvodne djelatnosti, a uticaj 

regulatora na cijenu energije za isporuke tarifnim kupcima i za mreţne gubitke, ostvaruje se po privremenim 

metodologijama preko regulisanih tarifa koje utvrĊuje javni snabdjevaĉ. 

Za potrebe uvog izvještaja, Agencija je procijenila troškove proizvodnje na osnovu istorijskih podataka. 

Navedene odluke su pred Upravnim sudom Crne Gore osporavane i od strane energetskih subjekata i grupe 

potrošaĉa. U sluĉajevima poništenja, Agencija je donosila nove odluke, u ponovljenom postupku, kojima je 

otklonila nedostatke na koje je Sud ukazao. Na kraju izvještajne 2011. godine, sve prethodno donesene 

odluke su pravosnaţne. 

U toku 2011. godine pred Upravnim sudom Crne Gore osporene su odluke Agencije koje se odnose na 

regulatorno dozvoljeni prihod, cijene i tarife, kako je prikazano u sljedećoj tabeli: 

_____________________________________________________________________________ 

55



r.b. Tuţioci Broj predmeta Predmet tuţbe Ishod spora 

1. EPCG 

U broj 218/11 od 

02.01.2011. 

Tuţba protiv Odluke o utvrĊivanju 

tabela sa cijenama, broj 10/287-23 

od 28.12.2010.godine 

tuţba odbaĉena 

2. 

Stevo Muk, 

Goran Đurović i 

Daliborka 

Uljarević 



Tuţba protiv Odluke o odobravanju 

regulatorno dozvoljenog prihoda AD 

Prenos, broj 10/250-37 od 

26.11.2010. godine 


3. 

Stevo Muk, 


Daliborka 

Uljarević 




privremenih cijena korišćenja 

prenosne mreţe i gubitaka elektriĉne 

energije u prenosnoj mreţi, broj 

10/2881-2 od 14.12.2010. godine 


4. 

Stevo Muk, 


Daliborka 

Uljarević 




privremenih cijena i tarifa za 

elektriĉnu energiju, broj 10/2867-2 od 

14.12.2010. godine 


5. 

6. 

EPCG 

Stevo Muk, 


Daliborka 

Uljarević 

EPCG 

Stevo Muk, 


Daliborka 

Uljarević 






regulatorno dozvoljenog prihoda 

EPCG za operatora distributivnog 

sistema, broj 11/174-58 od 

02.03.2011.godine 


05.04.2011. Tuţba protiv Odluke o odobravanju 



regulatorno dozvoljenog prihoda 

epcg za javnog snabdjevaĉa, broj 

11/174-59 od 02.03.2011. godine 



7 

Stevo Muk, 


Daliborka 

Uljarević 




regulatorno dozvoljenog prihoda i 

cijena za korišćenje prenosnog 

sistema CGES, broj 11/163-30 od 

02.03.2011. godine 


8 EPCG 




tabela sa cijenama za elektriĉnu 

energiju koje će se primjenjivati od 

01.04.2011. do 31.03.2012.god, broj 

11/174-66 od 09.03.2011. godine 


Nakon okonĉanja postupaka po gore navedenim tuţbama, protiv rješenja Upravnog suda Crne Gore, 

Elektroprivreda Crne Gore je pokrenula tri postupka za vanredno preispitivanje istih pred Vrhovnim sudom 

Crne Gore. Vrhovni sud je vratio predmete Upravnom sudu na ponovni postupak i odluĉivanje i oni još uvijek 

nijesu okonĉani. 

_____________________________________________________________________________ 

56



8.2. Odobreni troškovi i regulatorni prihod 

U periodu regulacije od 01.07.2007. do 31.12.2011. godine, Agencija je elektroenergetskim preduzećima 

odobrila ili utvrdila ukupne troškove u iznosu od 1.144,68 mil.€ ili prosjeĉno godišnje 254,37 mil €. 

Planirani obim prodaje elektriĉne energije kupcima iznosio je 15.903,19 GWh ili prosjeĉno godišnje 3.534,04 

GWh, od ĉega prodaja kupcima na prenosnoj mreţi 1.540,94 GWh (43,6%) a distributivnim kupcima 

1.993,11 GWh (56,4%) 

Shodno kriterijumima pravilnika odnosno metodologija za utvrĊivanje tarifa, odobreni ukupni troškovi su 

umanjeni za planirane vanredne prihode u iznosu od 88,04 mil.€ ili prosjeĉno godišnje za 19,56 mil.€, tako 

da je u tarife za naplatu od potrošaĉa transponovano ukupno 1.056,64 mil.€ ili prosjeĉno godišnje 234,81 

mil.€. 

Struktura troškova i regulatorno dozvoljenog prihoda prikazani su u sljedećoj tabeli: 

PERIOD 01.07.2007 - 31.12.2011. (54. mjeseca) 

TROŠKOVI I REGULATORNI PRIHOD 

zbir mjeseĉni godišnji 

perioda prosjek prosjek 

(struktura troškova) mil.€ mil.€ mil.€ 

UKUPNI TROŠKOVI POSLOVANJA (I+II+V) 1.144,677 21,198 254,373 

I. TROŠKOVI (1 + 2) 1.114,303 2,635 247,623 

1. OPEX (1.1.+1.2.+1.3.+1.4.) 813,417 15,063 180,759 

1.1. Gorivo za TEP 188,436 3,490 41,875 

1.2. Uvoz 241,468 4,472 53,659 

1.3. Porezi i doprinosi 43,681 0,809 9,707 

1.4. Ostali OPEX 339,832 6,293 75,518 

2. CAPEX (2.1.+2.2.) 300,886 5,572 66,863 

2.1. Amortizacija 166,787 3,089 37,064 

2.2. Povrat na investicije 134,098 2,483 29,800 

II. Vanredni rashodi 1,359 0,025 0,302 

III. Vanredni prihodi 88,035 1,630 19,563 

IV. SALDO (I+II-III) 1.027,627 19,030 228,361 

V. Rezervisanja 29,016 0,537 6,448 

VI. REGULATORNI PRIHOD ZA TARIFE (IV+V) 1.056,642 19,567 234,809 

U strukturi ukupnih troškova elektroenergetskog sektora prosjeĉno uĉešće operativnih troškova (OPEX) je 

oko 73,00%, dok je uĉešće kapitalnih troškova (CAPEX) oko 27,00% ili za tri indeksna poena veće nego u 

prethodnom (troipogodišnjem) izvještajnom periodu. Uĉešće odobrenih kapitalnih troškova u ukupnim 

troškovima je od 2009. godine u stalnom rastu, ali to se nije kod energetskih subjekata odrazilo kao 

povećanje investicione snage, što se realno moglo oĉekivati, naprotiv investiciona ulaganja se smanjuju. 

Povećanje uĉešća povrata na investicije sa 38,5% na 45% u ukupno odobrenim kapitalnim troškovima od 

300,89 mil.€, ili 66,86 mil.€ prosjeĉno godišnje, potvrĊuje da je Agencija dosljedno sprovodila regulatornu 

politiku u oblasti regulatornog prihoda utvrĊenu februara 2008. godine. 

Polazeći od ĉinjenice da se investiranje u sredstva kod subjekata smanjuje, Agencija ocijenjuje da se kod 

energetskih subjekata dio prihoda odobren po osnovu kapitalnih rashoda preliva na operativne, pa je 

neophodno da energetski subjekti stvaraju efikasnije naĉine upravljanja operativnim troškovima na koje 

mogu potpuno ili djelimiĉno uticati. 

U cilju spreĉavanja ove pojave koja štetno utiĉe na pouzdanost elektroenergetskog sistema, i sigurnost 

isporuke elektriĉne energije, Agencija će ubuduće u postupku odobravanja investicionih planova, vezano za 

odobravanje kapitalnih troškova, primjenjivati odobravanje svake investicije pojedinaĉno, pratiti realizaciju i 

primjenjivati godišnje korekcije odobrenih kapitalnih rashoda, ako se planirano investiciono ulaganje ne 

izvrši. 

_____________________________________________________________________________ 

57



8.3 Obim prodaje, fakturisana realizacija i potrošaĉke cijene 

8.3.1. Obim prodaje i fakturisana realizacija 

U toku ĉetvoroipogodišnjeg perioda regulacije tj. od 01.07.2007. do 31.12.2011. godine ukupno ostvareni 

obim prodaje elektriĉne energije domaćim kupcima iznosio je 14.878 GWh ili prosjeĉno godišnje 3.306 GWh, 

što je za oko 5,2% više u odnosu na troipogodišnji prosjek predregulacionog perioda (januar 2004. - jun 

2007. godina). Struktura prodaje je prikazana u Tabeli 1 u prilogu na kraju ovog izvještaja. 

Obim prodaje je manji od planiranog za 1.025,41 GWh ili prosjeĉno godišnje 227,87 GWh. Na direktne kupce 

na prenosnoj mreţi odnosi se 80,4%,, a na kupce na distributivnoj mreţi 19,57% manje ostvarene prodaje 

elektriĉne energije. 

U istom periodu ostvarena ukupna fakturisana realizacija od prodaje elektriĉne energije iznosila je 1010,36 

mil.€ ili prosjeĉno godišnje 224,52 mil.€. 

Fakturisana realizacija je manja od planirane za 50,32 mil.€. ili prosjeĉno godišnje 11,18 mil.€. Na direktne 

kupce na prenosnoj mreţi odnosi se 65,08% a na kupce na distributivnoj mreţi 34,92% manje ostvarene 

fakturisane realizacije. 

U odnosu na odgovarajući predregulacioni period, januar 2004 - jun 2007. godine, prosjeĉna godišnja 

fakturisana realizacija je bila veća za oko 39,4% i to kod potrošaĉa na 110 kV za 38,56%, a kod distributivnih 

za 39,70%. Trend pada fakturisane realizacije zabiljeţen je na 110 kV naponu kod Ţeljeznice, minimalno kod 

Ţeljezare, kao i kod potrošaĉa na naponu 35 kV. 

Struktura fakturisane realizacije je prikazana u Tabeli 2 u prilogu na kraju ovog izvještaja. 

8.3.2. Ostvarene cijene kod krajnjih potrošaĉa 

Prosjeĉna cijena elektriĉne energije kod krajnjeg potrošaĉa je porasla za 32,5% u odnosu na uporedni period 

prije regulacije. 

Podudarnost cijena kako po naponskim nivoima tako po kategorijama potrošnje, u periodu regulacije skoro 

sa odobrenim ili utvrĊenim cijenama je nastavljena i u protekloj godini, što potvrĊuje da je odabrana 

metodologija ukljuĉila dovoljan broj elemenata za formiranje tarifa. 

UporeĊenjem ostvarenih prosjeĉnih cijena u periodu jul 2007. - decembar 2011. godine sa prosjeĉnim 

cijenama iz perioda januar 2004. - jun 2007. godine, moţe se zakljuĉiti: 

- porast cijene kod potrošaĉa na 110 kV naponu iznosio je 47,24%, od ĉega najviše kod Kombinata 

aluminijuma 58,72%; 

- porast cijene kod distributivnih potrošaĉa je iznosio 21,88%, pri ĉemu su cijene na srednjem naponu 

(uglavnom mala i srednja industrijska preduzeća) smanjene za oko 1,61%, a cijene na niskom naponu 

za sve potrošaĉe, osim domaćinstava, su smanjene za isti procenat; 

- kod kategorije potrošnje domaćinstva je ostvaren najveći rast cijene od 59,31% (ukupno kod 

domaćinstava sa jednotarifnim i kod domaćinstava sa dvotarifnim mjerenjem). 

Struktura cijena je prikazana u Tabeli 3 u prilogu na kraju ovog izvještaja. 

8.3.3 Rješavanje unakrsnog subvencioniranja 

Odlukom o odobravanju regulatornog prihoda i cijena iz marta 2011. godine, potpuno je ukinuto unakrsno 

subvencioniranje koje je postojalo izmeĊu grupa tarifnih kupaca na niskom naponu, tako da od tada svi kupci 

u Crnoj Gori plaćaju elektriĉnu energiju po cijenama koje odraţavaju realne troškove proizvodnje, prenosa 

distribucije i snabdijevanja elektriĉnom energijom koje priĉinjavaju sistemu. 

8.3.4 UporeĊenje cijena elektriĉne energije za domaćinstva sa zemljama EU i regiona 

Uporedni pregled je prikazan u sljedećoj tabeli (izvor: EUROSTAT) 

_____________________________________________________________________________ 

58



ELEKTRIĈNA ENERGIJA ZA DOMAĆINSTVA - PROSJEĈNA CIJENA BEZ POREZA (c€/kWh) 

Eurostat dpg 2011. 

Zemlja /godina 1996 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 

1 Austrija-AT 10,32 9,45 9,32 9,26 9,81 9,64 8,94 10,50 12,71 13,80 14,27 14,40 

2 Belgija-BE 12,37 11,84 11,37 11,20 11,45 11,16 11,23 12,29 15,00 14,31 14,49 16,00 

3 Bugarska-BG - - - - 4,86 5,37 5,52 5,47 5,93 6,85 6,75 7,20 

4 Ĉeška-CZ - 5,38 6,42 6,54 6,6 7,29 8,29 8,98 10,60 11,02 11,08 12,10 

5 Danska-DK 6,46 7,81 8,65 9,47 9,15 9,27 9,97 11,70 12,03 12,39 11,68 13,20 

6 Estonija-EE - - 4,57 5,50 5,50 5,76 6,20 6,35 6,39 7,12 6,95 7,70 

7 Finska-FI 7,70 6,37 6,97 7,38 8,10 7,92 8,09 8,77 9,15 9,74 9,98 10,30 

8 Francuska-FR 10,22 9,14 9,23 8,90 9,05 9,05 9,05 9,21 9,14 9,08 9,22 - 

9 Grĉka-EL 6,09 5,64 5,80 6,06 6,21 6,37 6,43 6,61 9,57 10,55 9,75 10,10 

10 Holandija-NL 8,69 9,78 9,23 9,70 10,31 11,02 12,07 14,00 12,7 14,4, 12,66 13,40 

11 Irska-IE 7,17 7,95 8,83 10,06 10,55 11,97 12,85 14,65 15,59 17,89 15,89 17,50 

12 Italija-IT 15,08 15,67 13,90 14,49 14,34 14,4 15,48 16,58 - - - 14,30 

13 Kipar-CY - 9,90 8,45 9,15 9,28 9,15 12,25 11,77 15,28 13,36 15,97 20,30 

14 Latvija-LT - - - - 4,87 7,02 7,02 5,83 8,02 9,57 9,54 11,00 

15 Litvanija-LV - - - - 5,35 6,09 6,09 6,58 7,29 7,99 9,55 10,10 

16 Luksemburg-LU 10,90 11,20 11,48 11,91 12,15 12,88 13,9 15,09 14,42 16,19 14,33 14,30 

17 MaĊarska-HU 3,72 6,34 7,23 7,33 7,94 8,51 8,96 10,19 12,77 12,27 13,49 - 

18 Malta-MT 4,76 6,17 6,31 6,52 6,36 7,27 9,04 9,40 9,45 16,27 16,15 16,20 

19 Njemaĉka-DE 13,20 12,20 12,61 12,67 12,59 13,34 13,74 14,33 12,99 14,01 13,81 14,00 

20 Poljska-PL - 7,10 8,18 7,75 6,99 8,23 9,23 9,45 9,65 8,83 10,49 10,50 

21 Portugal-PT 12,59 12,00 12,23 12,57 12,83 13,13 13,40 14,20 10,74 12,64 10,93 10,70 

22 Rumunija-RO - - - - - 6,55 7,92 8,55 8,85 8,14 8,56 8,20 

23 Slovaĉka-SK - - - - 10,24 11,23 12,16 12,92 11,48 12,94 12,77 13,90 

24 Slovenija-SI 7,00 8,37 8,58 8,33 8,41 8,61 8,74 8,87 9,11 10,56 10,57 11,50 

25 Španija-ES 10,92 8,59 8,59 8,72 8,85 9,00 9,40 10,04 11,24 12,94 14,17 16,90 

26 Švedska-SE - 6,29 7,01 8,38 8,98 8,46 8,76 10,88 10,85 10,4 11,95 13,40 

27 Velika Britanija-UK 8,76 9,96 10,31 9,59 8,37 8,36 9,71 12,54 13,94 13,99 13,21 15,00 

28 Hrvatska-HR - - - - - 7,02 7,59 7,6 7,98 9,35 9,34 9,30 

29 Norveška-NO 6,53 7,88 9,27 15,68 9,85 11,37 11,01 13,61 11,79 11,31 14,84 13,60 

30 Crna Gora-CG - - - - 4,24 4,52 4,95 6,21 7,45 8,48 7,52 7,21 

EU-15 11,00 10,27 10,32 10,36 10,27 10,42 10,94 12,05 12,50 12,40 - - 

EU-25 - - - - 10,02 10,23 10,77 11,83 - - - - 

EU-27 - - - - - 10,13 10,68 11,73 11,77 12,17 12,13 12,91 

bold - cijene koje su niţe od cijene u Crnoj Gori 

U sljedećoj tabeli prikazane su cijene elektriĉne energije za domaćinstva koje su vaţile u IV kvartalu 2011. 

godine (izvor:ERRA) 

_____________________________________________________________________________ 

59



ELEKTRIĈNA ENERGIJA ZA DOMAĆINSTVA 

CIJENA BEZ POREZA U 4. KVARTALU 2011. 

GODINE (c€/kWh) 

ERRA-Budimpešta (van EU) 

1 Albanija-AL 6,43 

2 Bosna i Hercegovina-BiH 7,47 

3 Makedonija-MK 5,45 

4 Srbija-RS 5,34 

5 UNMIK-Kosovo 5,62 

6 Hrvatska-HR 9,19 

ERRA-Budimpešta (EU) 

7 Bugarska-BG 6,21 

8 Estonija-EE 8,03 

9 Latvija-LT 10,81 

10 Litvanija-LV 10,08 

11 MaĊarska-HU 11,11 

12 Poljska-PL 11,44 

13 Rumunija-RO 8,26 

14 Slovaĉka-SK 13,95 

15 Crna Gora-CG 7,21 

Prosjeĉna cijena elektriĉne energije za domaćinstva u Crnoj Gori se u periodu od 2004. do 2006. godine 

kretala u rasponu od 4,24 do 4,95 c€/kWh i bila je niţa od cijena u regionu i u zemljama ĉlanicama EU. 

Dostizala je 42,32 do 45,96 % prosjeĉne cijene EU-25 (25 zemalja Evropske unije). 

U periodu regulacije koji obuhvata drugu polovinu 2007, 2008. i 2009. godinu, cijena se kretala od 6,21 do 

8,48 c€/kWh, a dostizala je 52,94 do 69,68 % prosjeĉne cijene EU-27 (27 zemalja Evropske unije). U 2007. 

godini cijena u Crnoj Gori je bila veća od cijena u Bugarskoj i Latviji, a u 2008. i 2009. godini od cijena u 

Bugarskoj, Estoniji i Litvaniji. 

UporeĊujući prosjeĉnu cijenu elektriĉne energije za domaćinstva u 2010. godini u Crnoj Gori sa cijenama u 

27 zemalja EU i susjednim zemljama, moţemo zakljuĉiti da je cijena u Crnoj Gori veća jedino od cijene u 

Estoniji i Bugarskoj i da je smanjen dostignuti nivo cijena na oko 62 % prosjeĉne cijene EU-27. U 2011.godini 

nivo cijena elektriĉne energije u Crnoj Gori je smanjen na 55,8% u odnosu na EU-27 što je rezultat 

smanjenja cijena u Crnoj Gori po odluci Regulatorne agencije. UporeĊivanjem cijene u Crnoj Gori sa 

cijenama zemalja Evropske unije iz tabele se vidi da Crna Gora u odnosu na sve zemlje EU ima niţu cijenu. 

Od zemalja u okruţenju veće cijene imaju Slovenija, Hrvatska i Bosna i Hercegovina. Povećanje cijena su 

najavile Srbija i Makedonija. 

9. SPROVOĐENJE SPORAZUMA O OSNIVANJU ENERGETSKE 

ZAJEDNICE JUGOISTOĈNE EVROPE 

Potpisivanjem Sporazuma o formiranju Energetske zajednice, Evropska unija i 9 ugovornih strana iz 

Jugoistoĉne Evrope su stvorile pravni okvir za uspostavljanje jedinstvenog regionalnog trţišta elektriĉne 

energije i gasa, sa krajnjim ciljem njegove integracije u trţište Evropske unije. Sporazum je stupio na snagu 

1. jula 2006. godine. 

_____________________________________________________________________________ 

60



Skupština Republike Crne Gore je 26. oktobra 2006. godine ratifikovala ovaj Sporazum ĉime je Crna Gora 

postala punopravna ĉlanica Energetske zajednice. Pored Crne Gore, ovaj Sporazum su ratifikovale 

Hrvatska, Srbija, Bosna i Hercegovina, Makedonija, Albanija, Moldavija, Ukrajina i Misija privremene uprave 

Ujedinjenih nacija na Kosovu. 

Glavni cilj Energetske Zajednice je stvaranje stabilnog regulatornog i trţišnog okvira koji će privući investicije 

u proizvodnju energije i energetske mreţe koje su potrebne za stabilno i neprekidno snabdijevanje energijom 

koje je vaţno za ekonomski razvoj i socijalnu stabilnost; kreiranje regionalnog integralnog trţišta energije 

koje omogućava prekograniĉnu trgovinu energijom i interkonekciju sa trţištem Evropske Unije; povećanje 

sigurnosti u snabdijevanju i konkurencije; kao i unapreĊenje zaštite ţivotne sredine. Funkcionisanje 

Energetske zajednice treba da ojaĉa saradnju meĊu drţavama Jugoistoĉne Evrope i doprinese ukupnom 

ekonomskom razvoju i socijalnoj stabilnosti. Pravni okvir Sporazuma o formiranju Energetske zajednice ĉini 

regulativa Evropske unije, što znaĉi da ĉlanice Energetske zajednice imaju obavezu da usaglase svoje 

zakonodavstvo sa direktivama EU koje se odnose na energetiku i zaštitu ţivotne sredine. Implementacija 

obaveza iz Sporazuma je od ogromnog znaĉaja, ne samo za uspjeh reformi našeg energetskog sektora i 

njegovo funkcionisanje u okviru Energetske zajednice, već i za sveukupni proces evropskih integracija naše 

zemlje. TakoĊe, cilj je da se postigne ekonomski i socijalni napredak te visok nivo zaposlenja, kao i 

izbalansiran i odrţiv razvoj stvaranjem jedinstvenog podruĉja bez unutrašnjih granica za gas i elektriĉnu 

energiju 

Ugovorne Strane su se obavezale da implementiraju acquis communautaire o elektriĉnoj energiji, gasu, 

obnovljivim izvorima, ţivotnoj sredini i sigurnosti u snabdijevanju; da izrade adekvatni regulatorni okvir i 

liberalizuju svoja trţišta energije u skladu sa datim acquis-om. Pored toga, Ugovorne strane su se obavezale 

da implementiraju set pravila koja se odnose na sigurnost u snabdijevanju i energetsku efikasnost i nove 

aspekte obnovljivih izvora energije. Acquis se mora implementirati u okviru datih rokova i uz adekvatne 

akcione planove. 

Crna Gora je u tom smislu napravila znaĉajna usklaĊivanja svoga zakonodavstva sa zakonodavstvom 

Evropske unije i napravila iskorak u primjeni direktiva Evropske unije a koje se odnose na elektriĉnu energiju 

i gas. 

_____________________________________________________________________________ 

61



Institucionalni okvir neophodan za primjenu datog procesa ĉine sljedeća tijela: 

Energetska zajednica 

Ministarski savjet 

Permanentna grupa visokog nivoa 

Regulatorni odbor 

Sekretarijat energetske zajednice 

Forumi za el. energiju, gas,naftu i socijalna pitanja 

Predstavnici Crne Gore (Ministarstvo ekonomije i Regulatorna agencija za energetiku) aktivno su uĉestvovali 

u radu pomenutih institucija Energetske zajednice. 

Ministarski savjet je najvaţniji organ Energetske Zajednice koji pruţa opšte smjernice, preduzima mjere i 

usvaja proceduralna akta u smislu postizanja ciljeva Sporazuma. 

Ministarski savjet je ocijenio da su sve ugovorne strane u svim sektorima ustanovile pravni okvir za 

implementaciju Sporazuma na osnovu elemenata sadrţanih u pravnom zakonodavstvu EU Acquis 

communautaire. SprovoĊenje Acquis-a je usporeno zbog kašnjenja implementacije Sporazuma u zemljama 

potpisnicama ugovora. Crna Gora je meĊu uspješnijim ĉlanicama Energetske zajednice po ispunjavanju 

obaveza iz Acquis-a. Na sastanku Ministarskog savjeta zakljuĉeno je da su glavni prioriteti promocija 

investicija u kontekstu razvoja regionalnog trţišta, energetska efikasnost (fokusiranje na uĉinak akcionih 

planova) , Obnovljivi izvori energije (OIE) i poboljšanje socijalnog dijaloga u skladu sa Memorandumom o 

socijalnim pitanjima u Energetskoj zajednici. Na sastanku odrţanom poĉetkom oktobra 2011. godine u 

Kišinjevu, Moldavija, Ministarski savjet je usvojio odluku o implementaciji pravila Evropske Unije o internom 

trţištu za elektriĉnu energiju i gas pod nazivom „Treći paket“. Na osnovu odluke Ministara, ugovorne strane 

su obavezane da implementiraju ova pravila najkasnije do 1 januara 2015.godine. 

Pored Ministarskog savjeta, veoma vaţnu ulogu u sprovoĊenju aktivnosti Energetske zajednice ima 

Regulatorni odbor kojeg ĉine predsjedavajući i ĉlanovi odbora regulatornih agencija i koji se sastoji od ĉetiri 

radne grupe: radna grupa za elektriĉnu energiju, radna grupa za gas, radna grupa za pitanja vezana za 

osnivanje i rad kancelarije za koordinirane aukcije i radna grupa za pitanja kvaliteta usluga i zaštite 

potrošaĉa. Regulatorni odbor i radne grupe sastaju se ĉetiri puta godišnje. 

Regulatorni odbor je razmatrao pitanja koja su prethodno pripremale radne grupe. 

Radna grupa za elektriĉnu energiju je razmatrala pitanja: 

- upravljanja zagušenjima; 

- balansiranje tokova elektriĉne energije koji je rezultirao pripremom izvještaja vezanog za balansne 

mehanizme; 

- otvaranje veleprodajnog trţišta na osnovu uraĊene studije za otvaranje veleprodajnog trţišta, koja je 

morala biti proširena zbog pristupanja Moldavije i Ukrajine Energetskoj zajednici, i Regionalnog 

akcionog plana za otvaranje trţišta u Jugoistoĉnoj Evropi ĉija je primjena poĉela; 

_____________________________________________________________________________ 

62



- saradnje regulatora u odnosu na investicije u prekograniĉne kapacitete što je rezultiralo izradom 

studije o mogućim regulatornim podsticajima za investicije kao i aktivnosti na monitoringu trţišta što 

je rezultiralo izradom Uputstava za monitoring trţišta. 

Grupa za pripremu Kancelarije za koordinirane aukcije je radila na pripremi svih neophodnih preduslova za 

formiranje Projektnog tima kompanije. Sjedište kompanije je u Crnoj Gori a Projektni tim je formiran u junu 

mjesecu ove godine. Crnoj Gori je pripalo da vodi ovaj tim. 

Radna grupa za gas je takoĊe bila veoma aktivna a posebno vezano za pitanje izgradnje «gasnog prstena» 

za napajanje zemalja regiona gasom. 

Radna grupa za potrošaĉe je razmatrala pitanja zaštite potrošaĉa sa posebnim osvrtom na zaštitu ranjivih 

kupaca praksama za obraĊivanje ţalbi potrošaĉa, socijalnom dimenzijom energetskih reformi,kvalitetom 

snadbijevanja elektriĉnom energijom, tzv. »pametnim» mjerenjem i bilingom. 

Investicioni okvir Zapadnog Balkana (WBIF) je 24 juna 2011.godine odluĉio da finansira sprovoĊenje studije 

izvodljivosti regionalnog projekata izgradnje interkonektivnog dalekovoda od 400 kv izmeĊu Srbije, Crne 

Gore i Bosne i Hercegovine. Ovaj projekat se smatra jednim od prioritetnih projekata Energetske zajednice u 

oblasti elektriĉne energije i vezuje se za planiranu izgradnju podmorskog energetskog kabla izmeĊu 

energetskih sistema Italije i Crne Gore. 

Kada su u pitanju obnovljivi izvori energije, u septembru 2011. godine Vlada Crne Gore je donijela Uredbu o 

tarifnom sistemu za utvrĊivanje podsticajnih cijena elektriĉne energije iz obnovljivih izvora energije i 

kogeneracije kao i Uredbu o vrstama i naĉinima podsticanja proizvodnje iz obnovljivih izvora energije i 

kogeneracije. Ove aktivnosti se obavljaju uz podršku konsultanta iz projekta EU i pomoć od strane Evropske 

banke za rekonstrulciju i razvoj (EBRD). 

U junu 2011.g Crna Gora je pripremila Socijalni akcioni plan koji je kasnije iste godine bio usvojen od strane 

Vlade i prezentovan na Socijalnom forumu u Moldaviji. Plan analizira aktuelnu situaciju koja ukljuĉuje pravni 

okvir, predlaţe poboljšanja, zajedno sa krajnjim rokovima i odgovornim institucijama. 

Od svog osnivanja 2003. godine Regulatorna agencija veoma uspješno ostvaruje aktivnu meĊunarodnu 

saradnju kako sa regulatorima iz drţava u regiji, tako i sa regulatorima zemalja ĉlanica Evropske unije, a 

najveći dio saradnje odvija se kroz ĉlanstvo u udruţenjima regulatornih tijela na evropskom nivou, odnosno 

nivou Evropskih regija i radu u struĉnim radnim grupama tih udruţenja. 

Od vaţnijih projekata u okviru ECRB-a potrebno je istaknuti Pilot projekt nadzora trţišta Jugoistoĉne Europe, 

ĉiji je cilj uspostavljanje nadzora dodjele prekograniĉnih kapaciteta na regionalnom nivou, kao i studiju 

Otvaranje trţišta elektriĉne energije, na osnovu koje je izraĊen plan aktivnosti koje trebaju dovesti do 

otvaranja trţišta na nivou regije Jugoistoĉne Europe. 

10. TABELE SA REZULTATIMA REGULACIJE 

U tabelama koje slijede prikazani su rezultati troipogodišnjeg perioda regulacije (01.07.2007. – 31.12.2010. 

godine) u odnosu na troipogodišnji predregulacioni period (01.01.2004. – 30.06.2007. godine). 

_____________________________________________________________________________ 

63

ODOBRENI UKUPNI TROŠKOVI I ODOBRENI REGULATORNI PRIHOD ELEKTROENERGETSKIM SUBJEKTIMA EPCG I CGES NA GODIŠNJEM NIVOU PERIOD: 

01.07.2007. do 31.12.2011. 

A B C D E E 

VRIJEME DONOŠENJA ODLUKE jun 2007. oktobar 2007. maj 2008. jun 2009. decembar 2010. mart 2011. 

PERIOD PRIMJENE ODLUKE 3 mjeseca 8 mjeseci 6 mjeseci 13 mjeseci 15 mjeseci 9 mjeseci 

PERIOD PRIMJENE ODLUKE 1.07.-30.09.07. 

1.10.07.- 

31.05.08. 

1.06.-30.11.08. 

1.12.08.- 

31.12.09. 

1.01.10.- 

31.03.11. 

1.04.10.-31.12.11. 

T - I : Ukupni troškovi poslovanja - 000 € 228.594 243.279 272.274 281.993 246.910 233.435 

I: TROŠKOVI (1. + 2.) 220.261 234.490 266.234 275.793 236.753 233.435 

1. OPEX (1.1.+1.2.+1.3.+1.4.) 183.824 198.053 204.728 214.287 155.728 141.676 

1.1. Gorivo za TEP 25.888 27.231 39.383 42.963 50.028 46.719 

1.2. Uvoz 76.126 82.513 72.197 72.197 27.573 24.866 

1.3. Porezi i doprinosi 7.957 14.457 10.417 16.396 3.346 6.535 

1.4. Ostali OPEX 73.852 73.852 82.731 82.731 74.782 63.555 

2. CAPEX (2.1.+2.2.) 36.437 36.437 61.506 61.506 81.025 91.759 

2.1. Amortizacija 36.437 36.437 37.481 37.481 37.475 36.265 

2.2. Povrat na investicije 0.000 0.000 24.025 24.025 43.550 55.494 

3. Vanredni rashodi 0.283 0.283 0.399 0.399 0.374 0.000 

4. Vanredni prihodi 10.616 10.616 28.503 28.503 18.631 13.180 

II: Saldo (1.+2.+3.-4.) 209.928 224.157 238.131 247.689 218.496 220.255 

III. Rezervisanja nenapl. potraţivanja 8.050 8.505 5.640 5.801 9.783 0.000 

IV: Regolatorni prihod-za tarife (II+III) 217.978 232.662 243.771 253.490 228.279 220.255 

NAPOMENA: U 2011. godini je prestala nadleţnost Agencije da odobrava regulatorno dozvoljeni prihod proizvoĊaĉa elektriĉne 

energije pa su njegovi troškovi, radi omogućavanja ove analize ,procijenjeni na osnovu istorijskih podataka.

UPOREĐENJE OSTVARENJA GODIŠNJIH OBIMA PRODAJE (T-1). FAKTURISANE REALIZACIJE (T-2) I PRODAJNIH CIJENA (T-3) JAVNOG SNABDJEVAĈA U ĈETVOROIPOGODIŠNJEM PERIODU 

REGULACIJE (01.07.2007. - 31.12.2011.) SA TROIPOGODIŠNJIM PREDREGULACIONIM PERIODOM (01.01.2004. - 30.06.2007.) 

TABELA - 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 

Godina 2004. 2005. 2006. 2007. 2008. 2009. 2010. 2010. prosjeĉna cijena (5+6+7+8+9) Trend 

prije regulacije 2004. - ppg 2007. ekonomska regulacija cijene dpg 2007. -2011. 2004.-ppg 2007.pr. dpg 2007.-2011.pr. 12./10. 

ppg 

Uĉešće 

Uĉešće 

Potrošaĉ/Period GWh GWh GWh ppg GWh 

GWh GWh GWh GWh pr. GWh 

pr. GWh 

% +- 

GWh 

% 

% 

a. KAP 1283,16 1282,93 1221,09 612,51 626,26 1187,13 965,70 1241,18 1386,86 1257,05 40,00 1201,58 36,34 -4,41 

b. ŢNK 154,33 132,76 191,62 89,77 92,34 228,18 122,57 79,15 85,97 162,42 5,17 135,16 4,09 -16,79 

c. ŢCG 22,34 22,80 24,42 11,54 11,84 21,62 18,22 20,63 15,01 23,17 0,74 19,40 0,59 -16,27 

d. TE PLJEVLJA sopstvena 

potrošnja 

0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 6,83 0,00 0,00 1,52 0,05 #DIV/0! 

I. sum VN (a+b+c+d) 1459,83 1438,49 1437,12 713,81 730,44 1436,92 1106,49 1340,95 1494,66 1442,65 45,91 1357,66 41,06 -5,89 

II. sum ED (II.1.+II.2.) 1710,60 1689,55 1684,39 865,34 910,22 1876,41 1925,01 1998,65 2058,04 1699,96 54,09 1948,52 58,94 14,62 

e. 35 kV 118,02 84,99 85,79 42,77 42,67 75,72 71,10 76,92 87,48 94,73 3,01 78,64 2,38 -16,98 

f. 10 kV 206,66 191,94 174,34 86,34 110,75 222,03 234,90 252,65 286,40 188,37 5,99 245,94 7,44 30,56 

II.1. sum SN (e+f) 324,67 276,93 260,12 129,12 153,42 297,75 306,00 329,57 373,88 283,10 9,01 324,58 9,82 14,65 

g. 0,4 kV I stepen-snaga se mjeri 87,79 93,99 101,04 51,55 58,71 122,87 126,56 132,89 137,78 95,53 3,04 128,63 3,89 34,64 

h. 0,4 kV II stepen Ostala potrošnja 225,33 226,38 226,63 119,42 135,36 277,79 288,57 291,14 309,98 227,93 7,25 289,52 8,76 27,02 

i. 0,4 kV Domaćinstva 1072,80 1092,25 1096,59 565,25 562,73 1178,00 1203,88 1245,05 1236,40 1093,40 34,79 1205,79 36,47 10,28 

II.2. sum NN (g+h+i) 1385,92 1412,62 1424,26 736,22 756,80 1578,66 1619,01 1669,08 1684,16 1416,86 45,09 1623,93 49,12 14,61 

UKUPNO (I. + II.) 3170,43 3128,04 3121,51 1579,15 1640,66 3313,33 3031,49 3339,60 3552,70 3142,61 100,00 3306,17 100,00 5,20

TABELA - 2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 

Godina 2004. 2005. 2006. 2007. 2008. 2009. 2010. 2010. (1+2+3+4)/3,5 (5+6+7+8+9)/4,5 Trend 

prije regulacije 2004. - ppg 2007. ekonomska regulacija cijene dpg 2007.-2011. 

2004.-ppg 

2007.pr. 

Potrošaĉ/Period mil. € mil. € mil. € mil. € mil. € mil. € mil. € mil. € mil. € pr.mil. € 

Uĉešće 

% 

dpg 2007.- 

2011.pr. 

pr. mil. Uĉešće 

€ % 

a. KAP 26,23 26,22 24,96 26,10 18,01 40,16 36,52 50,03 57,19 29,57 18,36 44,87 19,98 51,72 

b. ŢNK 4,37 3,51 12,70 7,10 5,55 14,22 7,91 3,81 3,78 7,91 4,91 7,84 3,49 -0,88 

c. ŢCG 1,23 1,29 1,64 0,83 0,71 1,41 1,23 1,00 0,77 1,43 0,89 1,14 0,51 -20,47 

d. TE PLJEVLJA sopstvena potrošnja 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,32 0,00 0,00 0,07 0,03 #DIV/0! 

I,.sum VN (a+b+c+d) 31,83 31,03 39,30 34,03 24,26 55,79 45,66 54,84 62,06 38,91 24,16 53,91 24,01 38,56 

II. sum ED 107,03 115,92 126,98 77,52 81,88 180,07 196,02 158,49 151,29 122,13 75,84 170,61 75,99 39,70 

e. 35 kV 4,57 4,59 5,11 3,02 2,61 5,09 4,74 3,73 4,31 4,94 3,07 4,55 2,03 -7,89 

f. 10 kV 12,73 13,96 14,83 8,75 8,12 18,07 18,56 14,97 17,77 14,36 8,92 17,22 7,67 19,92 

II.1. sum SN (e+f) 17,30 18,54 19,94 11,77 10,73 23,17 23,30 18,70 22,08 19,30 11,99 21,77 9,70 12,80 

g. 04,kV I stepen-snaga se mjeri 11,21 13,19 15,05 9,25 9,68 19,92 20,01 14,63 13,45 13,92 8,64 17,26 7,69 24,07 

h. 04 kV II stepen Ostala potrošnja 33,04 34,79 37,76 23,52 24,44 49,21 50,17 31,55 25,44 36,89 22,91 40,18 17,89 8,91 

i. 0,4 kV Domaćinstva 45,49 49,40 54,23 32,97 37,03 87,78 102,54 93,61 90,33 52,02 32,31 91,40 40,71 75,68 

II.2. sum NN (g+h+i) 89,73 97,38 107,04 65,75 71,15 156,90 172,72 139,79 129,21 102,83 63,85 148,84 66,29 

UKUPNO (I.+ II.) 138,86 146,95 166,28 111,54 106,14 235,86 241,68 213,33 213,35 161,04 100,00 224,52 100,00 39,42 

12./10. 

% +-

UPOREĐENJE OSTVARENJA GODIŠNJIH OBIMA PRODAJE (T-1), FAKTURISANE REALIZACIJE (T-2) I PRODAJNIH CIJENA (T-3) JAVNOG SNABDJEVAĈA 

U ĈETVOROIPOGODIŠNJEM PERIODU REGULACIJE (01,07,2007, - 31,12,2011,) SA TROIPOGODIŠNJIM PREDREGULACIONIM PERIODOM (01.01.2004. – 30.06.2007.) 

NASTAVAK 

TABELA - 2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 

Godina 2004. 2005. 2006. 2007. 2008. 2009. 2010. 2010. prosjeĉna cijena prosjeĉna cijena Trend 

dpg 2007.- 

prije regulacije 2004. - ppg 2007. ekonomska regulacija cijene dpg 2007.-2011. 2004.-ppg 2007.pr. 

12./10. 

2011.pr. 

Potrošaĉ/Period €c/kWh €c/kWh €c/kWh €c/kWh €c/kWh €c/kWh €c/kWh €c/kWh €c/kWh €c/kWh €c/kWh % +- 

1. KAP 2,04 2,04 2,04 4,26 2,88 3,38 3,78 4,03 4,12 2,35 3,73 58,72 

2. ŢNK 2,83 2,64 6,63 7,91 6,01 6,23 6,45 4,81 4,40 4,87 5,80 19,12 

3. ŢCG 5,53 5,68 6,72 7,20 5,98 6,51 6,74 4,86 5,12 6,17 5,86 -5,02 

4. TE PLJEVLJA sopstvena potrošnja 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,69 4,69 

I. sum VN (1+2+3+4) 2,18 2,16 2,73 4,77 3,32 3,88 4,13 4,09 4,15 2,70 3,97 47,24 

II. sum ED 6,26 6,86 7,54 8,96 9,00 9,60 10,18 7,93 7,35 7,18 8,76 21,88 

5. 35 kV 3,87 5,40 5,96 7,07 6,11 6,72 6,67 4,85 4,93 5,22 5,79 10,95 

6. 10 kV 6,16 7,27 8,51 10,13 7,33 8,14 7,90 5,93 6,20 7,62 7,00 -8,15 

II.1. sum SN (5+6) 5,33 6,70 7,67 9,12 6,99 7,78 7,62 5,68 5,91 6,82 6,71 -1,61 

7. 0,4 kV I stepen-snaga se mjeri 12,77 14,04 14,90 17,94 16,49 16,21 15,81 11,01 9,76 14,57 13,42 -7,85 

8. 0,4 kV II stepen Ostala potrošnja 14,66 15,37 16,66 19,70 18,05 17,71 17,39 10,84 8,21 16,18 13,88 -14,26 

9. 0,4 kV Domaćinstva 4,24 4,52 4,95 5,83 6,58 7,45 8,52 7,52 7,31 4,76 7,58 59,31 

II.2. sum NN (7+8+9) 6,47 6,89 7,52 8,93 9,40 9,94 10,67 8,38 7,67 7,26 9,17 

UKUPNO (I.+ II.) 4,38 4,70 5,33 7,06 6,47 7,12 7,97 6,39 6,01 5,12 6,79 32,52 

IZVOR: mjeseĉni izvještaji EPCG-FC SNABDIJEVANJE



11. REZIME 

Zakonom o energetici su propisani obavezni elementi izvještaja koji su opredijelili nazive i sadrţinu poglavlja u 

kojima se daje prikaz stanja energetskog sektora Crne Gore za 2011. godinu. Izvještaj sadrţi Zakonom 

utvrĊene elemente: energetske resurse i kapacitete; nalaze iz nadzora energetskog sektora; Investicije u 

energetskom sektoru; finansijsko poslovanje energetskih subjekata i stanje i aktivnosti na trţištu elektriĉne 

energije. 

Cijeneći znaĉaj ekonomske regulacije cijena i tarifa energetskih djelatnosti koja se primjenjuje u Crnoj Gori od 

jula 2007. godine, u skladu sa prvim reformskim Zakonom o energetici iz 2003. godine, a zatim Zakonom o 

energetici iz 2010. godine, sadrţaj izvještaja je proširen posebnim poglavljem koje sadrţi rezultate reforme 

cijena i tarifa energetskih djelatnosti u periodu jul 2007 - decembar 2011. godine, uporeĊenje sa 

odgovarajućim predregulacionim periodom i analitiĉki osvrt na postignute rezultate i pozitivan uticaj regulacije 

cijena i tarifa na cjelinu stanja u elektroenergetskom sektoru. 

Ovaj izvještaj takoĊe sadrţi prikaz normativnog okvira regulacije, dio o tehniĉkoj pomoći za implemetaciju 

sporazuma o energetskoj zajednici, koja je znaĉajno doprinijela da Agencija realizuje poslove u svom 

njihovom obimu i sloţenosti, kao i poglavlje o sprovoĊenju Sporazuma o osnivanju Zajednice Jugoistoĉne 

Evrope, istaknutom zbog znaĉaja i obaveznosti tog akta za ukupnu regulaciju sektora. U Izvještaju su date i 

tabele uporednih cijena sa zemljama EU i regiona. 

U 2009. godini izvršena je dokapitalizacija Elektroprivrede i prodaja dijela akcija koje je drţava Crna Gora 

imala u ovoj kompaniji. Time je obezbijeĊen strateški partner A2A sa vlasništvom od oko 43,7%, pri ĉemu je 

Drţava zadrţala 55% vlasništva. U toku 2010. godine izvršena je i dokapitalizacija CGES na naĉin što je 

strateški partner TERNA postao vlasnik 22,01% kapitala kompanije, ostala lica posjeduju 22,99% vlasništva 

dok je Crna Gora zadrţala 55% vlasništva. Oĉekivanja od privatizacije subjekata u energetskom sektoru su da 

strateški investitori realizuju ugovorne obaveze u pogledu investicija i poboljšanja efikasnosti poslovanja, što 

treba da dovede do poboljšanja usluga koje pruţaju uz istovremenu optimizaciju cijena usluga. 

Problem sa nepovoljnim karakteristikama prenosne mreţe Crne Gore i dalje je prisutan jer okosnicu sistema 

ĉine paralelne 400 kV i 220 kV veze (400 kV Pljevlja 2 - Ribarevine - Podgorica 2 - Trebinje i 220 kV HE ''Piva'' 

- Pljevlja 2 - Podgorica 1 -HE ''Perućica'' - Trebinje) nejednakih prenosnih moći (1.330 MVA po vodu 400 kV 

nasuprot 280-310 MVA po vodu u 220 kV mreţi), usljed ĉega pri ispadu pojedinih dionica 400 kV mreţe, u 

odreĊenim pogonskim stanjima (posebno pri radu HE ''Perućica'' sa malom snagom) dolazi do preopterećenja 

pojedinih dionica 220 kV mreţe, što moţe da izazove ozbiljne poremećaje u radu, ĉak i raspad 

elektroenergetskog sistema. 

Uvozna zavisnost crnogorskog elektroenergetskog sektora je u 2011 godini došla do izraţaja zbog nepovoljnih 

hidroloških uslova na što ukazuje odnos ostvarenog uvoza koji je u 2011 godini iznosio 1.371.117 MWh ili 

89,93% više od ostvarenog u 2010 godini (ostvaren uvoz u 2010.g. je iznosio 721.925 MWh). 

Na trţištu naftnih derivata u Crnoj Gori posluje 59 licenciranih subjekata od kojih se maloprodajom naftnih 

derivata i teĉnog naftnog gasa, preko maloprodajnih objekata – benzinskih stanica, bavi 35 subjekata, 

veleprodajom 15, dok se preostalih 9 subjekta bavi iskljuĉivo komercijalnim transportom naftnih derivata i 

TNG. 

Zakonom je utvrĊeno da se djelatnost distribucije elektriĉne energije moţe obavljati samo u pravnom licu 

nezavisnom od ostalih energetskih djelatnosti, kao i obaveza da se pravno razdvajanje operatora izvrši u roku 

od godinu dana od dana stupanja na snagu Zakona, odnosno do 22. maja 2011. godine. Da bi se ovaj proces 

doveo do kraja Agencija je u martu 2011. godine izvršila neposredni nadzor Elektroprivrede Crne Gore po 

ovom pitanju. Konstatovano je da se aktivnosti na razdvajanju ne sprovode oĉekivanom dinamikom, te da se 

ne moţe ispoštovati Zakonom propisani rok. Agencija je u aprilu 2011. godine, naloţila Elektroprivredi 

da intenzivira 

proces razdvajanja. Taj postupak još uvijek traje. Elektroprivreda je traţila odlaganje razdvajanja Operatora 

distribucije pozivajući se na krajnje rokove koje je odredila Evropska komisija (01.01 2013) 

Po ocjeni Agencije, pravno razdvajanje distribucije, kao mreţne djelatnosti, odnosno prirodnog monopola, je 

jedan od uslova za razvoj konkurentnog trţišta elektriĉne energije, i obaveza koja je Zakonom prihvaćena na 

_______________________________________________________________________________ 

68



osnovu evropskog energetskog zakonodavstva, i isti treba sprovesti bez odlaganja, na naĉin propisan 

Zakonom. 

Osnovan je Crnogorski operator trţišta elektriĉne energije, koji je 27. jula 2011. godine upisan u Centralni 

registar u Podgorici i na taj naĉin stekao status pravnog lica. Novom energetskom subjektu je 22. decembra 

2011. godine na njegov zahtjev izdata Licenca za djelatnost Operatora trţišta elektriĉne energije, ĉime je isti 

stekao pravo da obavlja djelatnost pod propisanim uslovima. 

U toku 2011 godine EPCG je investirala u sopstvenu infrastrukturu 11,79 mil.€ što je za 50,01 % manje od 

ivesticionih ulaganja u 2010 godini. u kojoj je uloţeno 23,6 miliona €. 

Od ukupnih kapitalnih ulaganja u proizvodne kapacitete je investirano 3,16 mil.€ ili 26,84 %, u distributivnu 

infrastrukturu 7,58 mil.€ ili 64,28 %, u idejne i razvojne projekte i izradu projektne dokumentacije 0,42 mil.€ ili 

3,56 % i u osnovna sredstva Snabdijevanja 0,64 mil.€ ili 5,42 %. 

U Elektroprivredi se realizuje izuzetno znaĉajan projekat na ugradnji oko 170 000 multifunkcionalnih brojila 

ĉime će se u najvećoj mjeri riješiti problemi gubitaka i naplate potraţivanja. Ukupna investiciona vrijednost 

projekta je oko 43 mil.€ 

CGES je investirao u sopstvene kapacite 5.833.000 mil.€. 

Najznaĉajniji projekat sa aspekta povezivanja prenosnog sistema Crne Gore sa prenosnim sistemom Italije 

podvodnim kablom prenosne moći 1000MW koji se realizuje na osnovu ugovora Crne Gore i Italije odnosno 

CGES-a i Terne. Investiciona vrijednost projekta je oko 900mil.€. 

Ukupna potrošnja elektriĉne energije u Crnoj Gori iznosila je 4.217,60 GWh, što je u odnosu na plan manje za 

285,4 GWh ili 6,3%, a u odnosu na ostvarenje iz prethodne godine više za 195,9 GWh ili 4,9%. 

U 2011.godini ostvarena je proizvodnja energije od 2.656,13 GWh, što je za 1.365,20 GWh odnosno 34% 

manje od proizvodnje u 2010.godini i za 450,9 GWh ili 14,5% manje od plana za 2011. godinu. 

Gubici elektriĉne energije na distributivnoj mreţi iznosili su 491,9 GWh, što je za 33,9 GWh ili 7,4% više od 

plana, odnosno za 11 GWh ili 2,2 % manje od prošlogodišnjeg iznosa (distributivni gubici iznose 19,20% od 

preuzete elektriĉne energije iz mreţe Crnogorskog elektroprenosnog sistema AD i malih HE). 

Za pokrivanje gubitaka elektriĉne energije u prenosnoj mreţi EPCG je u 2011.godini isporuĉila CGES-u 159,3 

GWh, što ĉini 3,7% preuzete elektriĉne energije za potrebe ukupnog crnogorskog konzuma a što je manje od 

plana za 2,7 GWh ili 1,7% , odnosno manje je za 5,1 GWh ili 3,1% u odnosu na predhodnu godinu. 

Agencija je shodno odluci Ustavnog suda prihvatila da prizna samo tehniĉke gubitke u iznosu 9%. Zbog ovako 

utvrĊenog nivoa dozvoljenih gubitaka, pred Energetskom zajednicom novembra 2011. godine, pokrenut je 

postupak za rješavanje spora protiv Crne Gore povodom odluke o odobravanju regulatorno dozvoljenog 

prihoda i cijena EPCG za operatora distributivnog sistema. Kao jedan od razloga za pokretanje spora 

navedena je niska stopa dozvoljenih gubitaka u distributivnom sistemu. Agencija je u skladu sa procedurom 

EZ dala odgovor na navode ţalbe ali postupak još uvijek nije okonĉan. 

U 2011.godini Elektroprivreda je ostvarila ukupan prihod u iznosu od 267mil€, a ukupan rashod u iznosu od 

338mil €. Saldo prihoda i rashoda iznosi 71 mil.€ a EPCG je u poslovnoj 2011.godini iskazala neto gubitak u 

iznosu od 66 miliona €. 

Poslovanje Elektroprivrede u toku 2011. godine karakterisalo je sledeće: visoki troškovi uvoza zbog 

energetskog deficita, uvozne zavisnosti i visokih trţišnih cijena uvezene elektriĉne energije; znatno povećani 

troškovi uglja zbog isforsirane proizvodnje skuplje elektriĉne energije u TE “Pljevlja”; gubici u distributivnoj 

mreţi veći od planiranih, iako su evidentno manji u odnosu na ostvarene u 2010 godini; nedovoljan stepen 

naplate; nepovoljan ekonomski ambijent sa niskim nivoom privredne aktivnosti i ţivotnog standarda koji su 

uslovili izraţenu nelikvidnost u privredi i ukupnom društvu kao npr. stalno odstupanje od planirane potrošnje 

od strane Ţeljezare Nikšić; izuzetno nepovoljna hidrološka situacija u većem dijelu godine koja je rezultirala 

znaĉajnim smanjenjem proizvodnje hidroelektrana u odnosu na plan izuzev prva tri mjeseca godine; izraţeni 

manjak elektriĉne energije u drugoj polovini godine u cijelom regionu, što je rezultiralo enormnim povećanjem 

cijena na trţištu elektriĉne energije koje je dostupno EPCG;ostvareni su izrazito negativni efekti po osnovu 

razmjene elektriĉne energije sa EPS-om po ugovoru o DPTS; visok nivo rezervisanja potraţivanja od kupaca 

_______________________________________________________________________________ 

69



koja su nastala zbog sve izraţenijeg rizika i nemogućnosti naplate istih od direktnih i distributivnih potrošaĉa 

koje EPCG snabdijeva elektriĉnom energijom. Operator distributivnog sistema i Javni snabdjevaĉ su ostvarili 

prekoraĉenje troškova na svim pozicijama. 

Prema finansijskim izvještajima za 2011. godinu CGES je ostvario ukupan prihod u iznosu od 26,15mil€ i 

rashode u iznosu od 22,26 mil €. CGES je otvario neto dobit u iznosu 3.5 mil.€. 

Operator prenosnog sistema ostvario je veće troškove zarada i ostalih liĉnih primanja i troškove amortizacije i 

rezervisanja, u odnosu na odobrene, dok je ostavrio nešto niţe troškove materijala i ostale poslovne rashode. 

Po ocjeni regulatora, uĉešće sopstvenog kapitala kod oba energetska subjekta je previsoko, što potencijalno 

moţe opteretiti cijenu elektriĉne energije za potrošaĉe. Imajući u vidu vrstu djelatnosti i poslovni ambijent u 

Crnoj Gori i šire, Agencija će sprovoditi regulatornu politiku koja će omogućiti uspostavljanje optimalnog 

odnosa pozajmljenog i vlasniĉkog kapitala u ukupnom kapitalu u cilju smanjenja troškova, uz poboljšanje 

kvaliteta snabdijevanja elektriĉnom energijom. 

U 2011.godini kao novi energetski subjekt za proizvodnju elektriĉne energije pojavio se «Zeta energy» koji u 

svom sastavu ima male HE «Glava Zete» i HE « Slap Zete» u vlasništvu EPCG-a i norveške firme NTE. 

U 2011. godini Rudnik uglja AD Pljevlja ostvario je ukupan prihod u iznosu od 54.988.250 €, što je za 14,5% 

manje u odnosu na 2010. godinu, ukupne rashode u iznosu od 53.662.874 €, odnosno ostvario neto dobit u 

iznosu od 1.325.376 €, što je svega 10,5% od dobiti ostvarene u prethodnoj godini. 

Ukupno ostvareni prihod Jugopetrola u 2011. godini, iznosio je 192.022.655€, što je za 20,24 % više nego 

prethodne godine. Jugopetrol AD Kotor je ovu poslovnu godinu završio pozitivnim finansijskim rezultatom od 

7.901.104 €, što je 4,14% manje nego prethodne godine. 

Prema navodima iz Izvještaja o izvršenoj reviziji finansijskih izvještaja za 2011. godinu, uraĊenom od strane 

Društva za reviziju finansijskih iskaza EUROREV DOO Podgorica, Montenegro Bonus DOO Cetine je za 

period 01.01-31.12.2011. godine, ostvarilo dobitak iz poslovanja u iznosu od 1.065.000 €. 

Poboljšanje poslovnog rezultata u narednom periodu energetski subjekti treba da zasnivaju na energiĉnom 

suzbijanju kljuĉnih troškova koje mogu kontrolisati (troškovi zarada i ostalih liĉnih primanja, troškovi usluga 

trećih lica, troškovi rezervnih djelova bolje upravljanje zalihama i vanredni troškovi) koji su u 2011. godini 

ostvareni u većem iznosu od odobrenih od strane Agencije. U tom smislu Agencija će, u okviru svojih 

ovlašćenja i odgovornosti, nastaviti da odobrava ove troškove u skladu sa naĉelom odobravanja razumnih 

operativnih troškova koji će dovesti do utvrĊivanja razumnih cijena u narednom periodu. 

Otvaranje slobodnog energetskog trţišta nije pitanje prostog administrativnog postupka koji se vodi od strane 

nadleţnog organa u okviru jedne zemlje. Naprotiv, konstituisanje slobodnog, potpuno otvorenog energetskog 

trţišta je veoma sloţen i dugotrajan proces koji se ne moţe vršiti izolovano, već podrazumijeva 

opredijeljenost, angaţovanje i odgovornost većeg broja (susjednih) drţava. Stoga, pored aktivnosti vezanih za 

organizovanje nacionalnog trţišta, Crna Gora je, zajedno sa zemljama iz okruţenja, a u skladu sa 

Sporazumom o formiranju 

Energetske zajednice, jasno opredijeljena ka stvaranju regionalnog energetskog trţišta. Odvijanje tih aktivnosti 

je sporije nego što je planirano i, sliĉno kao i kod konstituisanja nacionalnih trţišta, praćeno je mnogim 

teškoćama, ali se, ipak, moţe reći da se stvari kreću naprijed. To najbolje potvrĊuju i veoma intenzivne 

aktivnosti vezane za osnivanje pravnog lica „Kancelarija za koordinisane aukcije u JI Evropi“ sa sjedištem u 

Crnoj Gori, što predstavlja prvi pravi regionalni projekat u Jugoistoĉnoj Evropi i prvi konkretan i neophodan 

korak ka konstituisanju regionalnog trţišta elektriĉne energije. 

Evropska unija je preko Delegacije EU u Crnoj Gori finansirala Pojekat pomoći Crnoj Gori na implementaciji 

Sporazuma o formiranju energetske zajednice. Projekat je uspješno okonĉan 2011.god. Konsultant je uz 

izvještaj o postignutim rezultatima Projekta istakao i dvije sporne odredbe u Zakonu o energetici, stavovi 2 i 3, 

ĉlana 34, koje se tiĉu razriješenja duţnosti ĉlanova Odbora u toku trajanja mandata, koje ugroţavaju 

nezavisnost rada Regulatorne agencije za energetiku. 

Agencija je saglasno ovlašćenjima iz Zakona i u skladu sa odredbama Pravila o naĉinu i uslovima za 

izdavanje, izmjenu i oduzimanje licenci za obavljanje energetskih djelatnosti, kroz vršenje nadzora nad radom 

_______________________________________________________________________________ 

70



energetskih subjekata, pratila i kontrolisala njihov rad i poslovanje, odnosno ispunjavanje uslova utvrĊenih 

licencom za obavljanje djelatnosti. 

U okviru normativne djelatnosti Agencija je donijela nove, trajne metodologije, zasnovane na podsticajnoj 

metodi regulacije koja ima za cilj da ograniĉi dozvoljeni prihod energetskog subjekta i poveća njegovu 

efikasnost primjenjujući regulatorne periode koji su duţi od jedne godine, tokom kojih je energetskom subjektu 

dozvoljeno da zadrţi uštede od smanjenja troškova poslovanja na koje moţe uticati. Metodologijama je 

propisano da se pri utvrĊivanju regulatorne osnove sredstava uzimaju u obzir i investicije u toku, odnosno 

planirane investicije, što predstavlja dobru osnovu za privlaĉenje investiranja u energetski sektor. Uveden je i 

faktor efikasnosti poslovanja kod troškova na koje subjekat moţe uticati i ukazano na obavezu donošenja akta 

kojim će se definisati kvalitet snabdijevanja elektriĉnom energijom. 

U 2011. godini Agencija je donijela odluke kojim je utvrĊen regulatorno dozvoljeni prihod elektro energetskim 

subjektima na osnovu privremenih metodologija kod kojih je primijenjen princip «trošak plus» . Sve tuţbe kojim 

su navedene odluke osporene odbaĉene su od strane Upravnog suda. 

Na kraju izvještajne 2011. godine, sve donesene odluke iz prethodnih godina su postale pravosnaţne. 

U periodu regulacije od 01.07.2007. do 31.12.2011. godine, Agencija je elektroenergetskim preduzećima 

odobrila ili utvrdila ukupne troškove u iznosu od 1.144,68 mil.€ ili prosjeĉno godišnje 254,37 mil €. 

Planirani obim prodaje elektriĉne energije kupcima iznosio je 15.903,19 GWh ili prosjeĉno godišnje 3.534,04 

GWh, od ĉega prodaja kupcima na prenosnoj mreţi 1.540,94 GWh (43,6%) a distributivnim kupcima 1.993,11 

GWh (56,4%). 

Shodno kriterijumima pravilnika odnosno metodologija za utvrĊivanje tarifa, odobreni ukupni troškovi su 

umanjeni za planirane vanredne prihode u iznosu od 88,04 mil.€ ili prosjeĉno godišnje za 19,56 mil.€, tako da 

je u tarife za naplatu od potrošaĉa transponovano ukupno 1.056,64 mil.€ ili prosjeĉno godišnje 234,81 mil.€. 

U strukturi ukupnih troškova elektroenergetskog sektora prosjeĉno uĉešće operativnih troškova (OPEX) je 

oko 73,00%, dok je uĉešće kapitalnih troškova (CAPEX) oko 27,00% ili za tri indeksna poena veće nego u 

prethodnom (troipogodišnjem) izvještajnom periodu. Uĉešće odobrenih kapitalnih troškova u ukupnim 

troškovima je od 2009. godine u stalnom rastu, ali to se nije kod energetskih subjekata odrazilo kao povećanje 

investicione snage, što se realno moglo oĉekivati, naprotiv investiciona ulaganja se smanjuju. 

Povećanje uĉešća povrata na investicije sa 38,5% na 45% u ukupno odobrenim kapitalnim troškovima od 

300,89 mil.€, ili 66,86 mil.€ prosjeĉno godišnje, potvrĊuje da je Agencija dosljedno sprovodila regulatornu 

politiku u oblasti regulatornog prihoda utvrĊenu februara 2008. godine. 

Polazeći od ĉinjenice da se investiranje u sredstva kod subjekata smanjuje, Agencija ocijenjuje da se kod 

energetskih subjekata dio prihoda odobren po osnovu kapitalnih rashoda preliva na operativne, pa je 

neophodno da energetski subjekti stvaraju efikasnije naĉine upravljanja operativnim troškovima na koje mogu 

potpuno ili djelimiĉno uticati. U cilju spreĉavanja ove pojave koja štetno utiĉe na pouzdanost elektroenergetskog 

sistema, i sigurnost isporuke elektriĉne energije, Agencija će ubuduće u postupku odobravanja 

investicionih planova, vezano za odobravanje kapitalnih troškova, primjenjivati odobravanje svake investicije 

pojedinaĉno, pratiti realizaciju i primjenjivati godišnje korekcije odobrenih kapitalnih rashoda, ako se planirano 

investiciono ulaganje ne izvrši. 

Fakturisana realizacija je manja od planirane za 50,32 mil.€. ili prosjeĉno godišnje 11,18 mil.€. Na direktne 

kupce na prenosnoj mreţi odnosi se 65,08% a na kupce na distributivnoj mreţi 34,92% manje ostvarene 

fakturisane realizacije. 

U odnosu na odgovarajući predregulacioni period, januar 2004 - jun 2007. godine, prosjeĉna godišnja 

fakturisana realizacija je bila veća za oko 39,4% i to kod potrošaĉa na 110 kV za 38,56%, a kod distributivnih 

za 39,70%. Trend pada fakturisane realizacije zabiljeţen je na 110 kV naponu kod Ţeljeznice, minimalno kod 

Ţeljezare, kao i kod potrošaĉa na naponu 35 kV. 

Prosjeĉna cijena elektriĉne energije kod krajnjeg potrošaĉa je porasla za 32,5% u odnosu na uporedni period 

prije regulacije. 

_______________________________________________________________________________ 

71



Odlukom o odobravanju regulatornog prihoda i cijena iz marta 2011. godine, potpuno je ukinuto unakrsno 

subvencioniranje koje je postojalo izmeĊu grupa tarifnih kupaca na niskom naponu, tako da od tada svi kupci 

u Crnoj Gori plaćaju elektriĉnu energiju po cijenama koje odraţavaju realne troškove proizvodnje, prenosa 

distribucije i snabdijevanja elektriĉnom energijom koje priĉinjavaju sistemu. 

UporeĊujući prosjeĉnu cijenu elektriĉne energije za domaćinstva u 2010. godini u Crnoj Gori sa cijenama u 27 

zemalja EU i susjednim zemljama, moţemo zakljuĉiti da je cijena u Crnoj Gori bila veća jedino od cijene u 

Estoniji i Bugarskoj i da je dostignuti nivo cijena na oko 62 % prosjeĉne cijene EU-27. U 2011.godini nivo 

cijena elektriĉne energije u Crnoj Gori je smanjen na 55,8% u odnosu na EU-27 što je rezultat smanjenja 

cijena u Crnoj Gori po odluci Regulatorne agencije. UporeĊivanjem cijene u Crnoj Gori sa cijenama zemalja 

Evropske unije Crna Gora u odnosu na zemlje EU ima najniţu cijenu. Od zemalja u okruţenju veće cijene 

imaju Slovenija, Hrvatska i Bosna i Hercegovina. Povećanje cijena su najavile Srbija i Makedonija. 

Broj:12/1251-3 

Podgorica, 29. jun 2012. godine 

Predsjedavajući Odbora Agencije 

Dragutin Martinović, s.r. 

_______________________________________________________________________________ 

72

izvjeÅ¡taj o stanju energetskog sektora crne gore u 2011. godini

You also want an ePaper? Increase the reach of your titles

Delete template?

Save as template?