Na srpskom tržištu električne energije svi učesnici na tržištu su balansno odgovorne strane a njihovi odnosi se regulišu ugovorima.
Prema pravilima, snabdevači svakog dana operatoru prenosnog sistema – Elektromreži Srbije i operatorima distributivnog sistema šalju procene potreba za naredni dan i kako su predvideli da ih izbalansiraju.
Postoji određeni stepen tolerancije za “treperenje” razlike, a ukoliko je razlika velika, operator mora da kupi ili proda energiju koja se pojavi kao višak ili manjak u sistemu. Troškove podmiruju oni koji su izazvali taj debalans lošim procenama.
EMS nabavlja balansnu rezervu od Elektroprivrede Srbije, koji je jedini provajder balansnih rezervi, po regulisanoj ceni, što znači da balansiranje nije tržišno zasnovano.
Kada je u pitanju prekogranično balansiranje, EMS zajedno sa crnogorskim CGES i makedonskim MEPSO radi na upostavljanju Imbalance Netting-a (jedinstvenoj EU platformi za upravljanje debalansima) u okviru SMM bloka (Srbija, Crna Gora i Makedonija).
U Makedoniji, operator prenosnog sistema MEPSO balansnu rezervu kupuje od kompanije ELEM, koja je zadužena za sekudnarnu i tercijanu regulaciju.
Balansno odgovorne strane u slučaju negativnog debalansa uzimaju električnu energiju iz sistema, i obratno, u slučaju pozitivnog debalansa, isporučuju energiju u sistem. U prvom slučaju, balansno odgovorne strane plaćaju MEPSO za preuzetu energiju, dok u drugom slučaju MEPSO nema obavezu plaćanja.
Plan je da se u budućnosti u segmentu sekundarne i tercijarne regulacije MEPSO oslanja na provajdere balansnih usluga.
Nakon uspostavljanja tržišno zasnovanog mehanizma balansiranja, MEPSO će započeti učešće na reionalnom balansnom tržišu u na nivou kontrolnog bloka SMM, kao i u projektu Imbalance Netting, zajedno sa SMM i WB6 projektom.
U skladu sa pravilima o radu tržišta električne energije u Crnoj Gori, administrator balansnog tržišta je operator tržišta električne energije (COTEE), u cilju balansiranja sistema, obračuna odstupanja balansno odgovornih subjekata i povezanih troškova.
Svi učesnici na tržištu imaju pravo da zaključuju bilateralne ugovore o kupovini i prodaji električne energije i pristupe prekograničnim prenosnim kapacitetima radi uvoza i izvoza električne energije. Oni su dužni su da učestvuju u balansnom mehanizmu i snose troškove koje iz njega proističu.
Svi učesnici na tržištu imaju balansnu i finansijsku odgovornost za uticaj svojih transakcija na rad elektroenergetskog sistema Crne Gore.
Snabdevač koji je sa krajnjim kupcem zaključio ugovor o prodaji električne energije sa potpunim snabdevanjem (otvoreni ugovor) dužan je da preuzme balansnu odgovornost za tog kupca.
Operator prenosnog sistema, CGES, nabavlja potrebne sistemske usluge od nacionalne elektroenergetske kompanije EPCG.
Zajedničko za ove tri države, Srbiju, Crnu Goru i Makedoniju, jesto to što tržište regulišu agencije za energetiku, i da operatori prenosnih sistema nabavljaju pomoćne usluge od dominantnih proizvođača električne energije u državnom vlasništvu.
Pored sličnosti, postoje i određene razlike, pre svega u veličini elektroenergetskih sistema, ali i u proizvodnom portfoliju. Srbija je najveći elektroenergetski sistem u kontrolnom bloku, sa godišnjom proizvodnjom od oko 35 GWh i proizvodnim kapacitetima ukupne instalisane snage 7.326 MW.
Čak 8% neto instalisane snage u Srbiji mora biti zakupljeno u rezervi, što je oko 600 MW.
Regulativa Evropske Unije propisuju rezervu koja treba da pokrije potencijalni ispad najvećeg proizvođača u sistemu, a u Srbiji to je TENT B, sa instalisanom snagom od 600 MW.
EMS, kao operator prenosnog sistema, zadužen je, između ostalog, za nabavku pomoćnih usluga. Potrebne pomoćne usluge EMS nabavlja od EPS-a, kao jedine kompanije koja ima proizvodne mogućnosti da te usluge i pruži.
Kako je EPS monopolista na tržištu, uslovi i cene nabavke usluga reguliše Agencija za energetiku Republike Srbije.
Prema propisima, EMS i EPS sklapaju godišnje ugovore. Trenutno EPS isporučuje EMS-u usluge balansne rezerve, blek start i regulaciju napona.
U pogledu balansne rezerve, primarnа rezervа је obavezna za sve upravljive proizvodne jedinice, a zbirno, primarna rezerva mora da iznosi najmanje 36 MW. Ova usluga je besplatna, što је slučaj u većini evropskih zemalja.
Rezervacija balansnog kapaciteta za sekundarnu (aFRR), tercijarnu sporu (mFRR) i tercijarnu brzu (RR) regulaciju, nije tržišno zasnovana. Iznos za svaku rezervaciju definisan je Ugovorom o pružanju sistemskih usluga koji je zaključen između operatora prenosnog sistema i provajdera balansnih usluga.
Iznos rezerve određuje se na osnovu preporuku ENTSO-E i Agencija određuje cenu rezerviranog kapaciteta po MW za svaki tip rezerve. Ugovor o pružanju sistemskih usluga ugovara se za jednu kalendarsku godinu. Ovo je minimalni iznos rezerve koji provajder balansne usluge mora ponuditi operatoru prenosnog sistem u realnom vremenu.
Tražena sekundarna rezerva zavisi od meseca u godini, i iznosi minimalno 160 MW. Nju obezbeđuju HE Đerdap 1, Bajina Bašta, Bistrica i RHE Bajina Bašta, a od skoro i TENT A.
Dominantan udeo u sekundarnoj rezervi imaju HE Đerdap 1 (65%) i HE Bajina Bašta (20%). Aktuelna cena sekundarne rezerve je oko 10 evra po MW.
Tercijarnu rezervu čine sva postrojenja koja nisu u pogonu, a prijavljena su kao raspoloživa, i postrojenja koja su u pogonu, ali ne rade maksimalnim kapacitetom. Tercijarna rezerva iznosi 300 MW za pozitivnu i 150 MW za negativnu rezervu.
Najveći udeo u tercijarnoj rezervi imaju akumulacione hidroelektrane, koje se koriste u intervalima vršne potrošnje, kada su cene visoke, tako da su tokom perioda sa niskim cena i nižom potražnjom u rezervi. Trenutna cena tercijarne rezerve, prema podacima AERS-a, iznosi oko 3 evra po MW.
U regionu ne postoji prekogranično obezbeđenje kapaciteta za rezervu, osim u vidu uvoza havarijske energije iz susednih sistema, koja se tretira kao razmena/kupovina (ili prodaja) balansne energije,.
Makedonski elektroenergetski sistem je, srazmerno veličini zemlje, manji od srpskog. Ukupno instalisana snaga svih elektrana je oko 1.400 MW, a godišnja proizvodnja oko 6 TWh. Najveća proizvodna jedinica, prema kojoj se dimenzioniše potrebna balansna rezerva, je TE Bitola, koja ima 3 bloka snage po 233 MW.
Sekundarnu i tercijarnu rezervu nabavlja MEPSO, od državne kompanije ELEM, koji je dominantni proizvođač električne energije.
Cene su regulisane, ali se ne obračunavaju po MW pružene rezerve, već regualtorna agencija priznaje godišnje ukupne troškove MEPSO za nabavku pomoćnih usluga. U 2017. godini ovi troškovi su iznosili oko 16,3 miliona evra, za nabavku 40 MW sekundarne i 100 MW tercijarne balansne rezerve.
Ukupna balansa rezerva i u Makedoniji je manja od preporučene rezerve, odnosno od 233 MW, koliko iznosi snaga najveće proizvodne jedinice u sistemu.
Crnogorski elektroenergetski sistem je najmanji u SMM bloku. Instalisana snaga svih elektrana je oko 1.000 MW, a godišnja proizvodnja je oko 3 TWh. Najveća jedinica u sistemu je TE Pljevlja, koja ima 2 bloka po 210 MW.
CGES nabavlja potrebne sistemske usluge od EPCG, koji je takođe nacionalna elektroenergetska kompanija. Tržište je takođe monopolsko i regulisano je od strane Agencije za energetiku Crne Gore.
Propisana je ukupna potrebna količina balansne rezerve, koja tokom godine u proseku iznosi oko 100 MW (oko polovina snage TE Pljevlja). Od toga oko 25 MW prosečno čini sekundarna rezerva, osim u mesecima kada zbog remonta HE Perućica ona nije raspoloživa (april, jun, jul i avgust).
U tim mesecima se nabavlja samo 100 MW tercijarne rezerve. Zbir tercijarne i sekundarne rezerve koju CGES nabavlja od EPCG treba da iznosi 50 MW, i to 25 MW sekundarne i 25 MW tercijarne rezerve. Preostalih 50 MW tercijarne rezerve obezbeđuje potrošači koji su spremni da ponude takvu uslugu.
Troškove proizvođača za obezbeđivanje tercijarne rezerve u 2019. godini, regulator je procenio na 468.884 evra.
Pored količine, regulisana je i cena balanse rezerve. Cena sekundarne rezerve usklađuje se sa inflacijom i za raspoloživost kapaciteta sekundarne regulacije u 2019. godini iznosi 83.233,99 evra/MW godišnje, odnosno na mesečnom nivou 6.936,17 evra/MW/mesec.
Za raspoloživost tercijarne rezerve iz domaćih izvora, koju pružaju proizvođači električne energije u Crnoj Gori, odobrena je cena od 1.387,23 evra/MW/mesec. Za raspoloživost tercijarne rezerve iz domaćih izvora, koju pružaju krajnji kupci, cena je od 462,41 €/MW/mesec.
Crnogorskom elektroprenosnom sistemu za 2019. godinu, prema podacima regulatorne agencije, odobreni su ukupni troškovi za obezeđenje pomoćnih usluga i usluga balansiranja, koji se transponuju u tarife, u iznosu od 1,247 miliona evra.
U skladu sa trenutnom situacijom, ukupna balansna rezerva u SMM bloku iznosi oko 850 MW – Srbija 610 MW, Makedonija 140 MW i Crna Gora 100 MW. Ukupan godišnji trošak obezbeđivanja balansne rezerve na nivou bloka iznosi oko 38 miliona evra.
Cilj regionalne saradnje je smanjenje troškova balansne rezerve, što je posebno značajno imajući u vidu da se ti troškovi prenose na krajnje potrošače. Jedan od načina za postizanje ovog cilja jeste zajedničko dimenzionisanje balansne rezerve na nivou SMM bloka.
