Otvaranje tržišta pomoćnih usluga u Srbiji 2026: novi regulatorni i tržišni okvir

Tržište električne energije u Srbiji ulazi u ključnu fazu tranzicije – 2026. godina donosi potpunu implementaciju tržišnih mehanizama za nabavku pomoćnih usluga, zamenjujući dosadašnje administrativne metode transparentnim aukcijskim procesima

Razumevanje novih Pravila o radu tržišta, mehanizama formiranja cena pomoćnih usluga i uloge dominantnih učesnika postaje preduslov za opstanak na tržištu električne energije

Osnovni parametri nabavke pomoćnih usluga (balansnih kapaciteta) u Srbiji, 2026 godine, su objašnjeni u nastavku.

1. Kvantifikacija potreba i aukcijski model

EMS je definisao precizne kvote za balansne rezerve u 2026. godini. Nabavka će se vršiti isključivo putem kvartalnih i dnevnih aukcija, što zahteva precizno predviđanje raspoloživosti od strane svih učesnika (PUB – pružalaca usluga balansiranja).

Definisane količine za 2026. godinu su:

• FCR (Primarna rezerva): 42 MW (za smer „naviše“ i za smer „naniže“)
• aFRR (Sekundarna rezerva): 80 MW (za smer „naviše“ i za smer „naniže“)
• mFRR (Tercijarna rezerva): 300 MW za smer „naviše“ i 135 MW za smer „naniže“.

Ključna strukturna promena je uvođenje marginalne cene (pay-as-cleared) za obračun aktivirane balansne energije, od 1. aprila 2026. godine. Do tog datuma primenjivaće se pay-as-bid model.

Prema pay-as-bid modelu – svako dobija onoliko koliko je tražio u svojoj ponudi. Uvođenje marginalne cene (pay-as-cleared) podrazumeva da svi koji su prošli na aukciji dobijaju istu cenu – onu koju je ponudio najskuplji prihvaćeni ponuđač (tzv. marginalni ponuđač).

Ovo usklađivanje sa evropskom praksom (EBGL) podstaći će učesnike da nude svoje stvarne marginalne troškove, eliminišući potrebu za špekulativnim uračunavanjem rizika u ponuđenu cenu.

2. Ekonomski parametri: cena rezervacije i oportunitetni troškovi

Jedan od najvažnijih aspekata novog okvira su maksimalne cene rezervacije kapaciteta („capacity payments“). EMS je ove cene utvrdio na osnovu troška propuštene prilike (opportunity cost), koristeći modele optimizacije rada hidroelektrana—HE Đerdap 1 za aFRR i RHE Bajina Bašta za mFRR.

Gornje granice (price caps) za aFRR u 2026. godini se kreću od 5.13 – 20.96 €/MW/h, dok se za mFRR kreću u rasponu 0.9 – 5.33 €/MW/h.

Iako tehnička potreba sistema za FCR iznosi 42 MW, maksimalna cena rezervacije je limitirana na 0 €/MW/h, iz razloga što se primarna regulacija tretira kao obavezan tehnički standard i preduslov za priključenje, a ne kao komercijalna usluga za koju se plaća naknada za spremnost.

Procenjuje se da bi ukupni troškovi rezervacije kapaciteta (aFRR + mFRR) u 2026. mogli dostići maksimalno 31 milion evra, uz napomenu da će konkurencija na aukcijama verovatno rezultirati nižim finalnim troškovima.

3. Dominantni učesnik i „Pravilo 25 MWh“

Novi tržišni okvir prepoznaje specifičnu poziciju EPS-a kao dominantnog učesnika (kontrola >40% instalisanih kapaciteta). Kako bi se sprečilo narušavanje tržišta, uvedena su stroga pravila licitiranja, pa tako EPS mora podnositi jednu zbirnu ponudu za sve svoje resurse, a ne pojedinačno po agregatima.

Pored toga, uvedeno je i ograničenje cene (25 MWh)- za prvih 25 MWh regulacije (naviše ili naniže), cena je čvrsto vezana za cenu na dan-unapred tržištu (DAM). Na primer, za smer „naviše“, cena ne može biti veća od DAM cene uvećane za 30 €/MWh ili 40% apsolutne vrednosti DAM cene (šta god je veće). Ovo je mehanizam zaštite sistema od ekstremnih cena u zonama plitke likvidnosti tržišta.

4. Upravljanje potrošnjom (Demand Response) – novi model fleksibilnosti

Zakon i tržišna pravila eksplicitno prepoznaju upravljivu potrošnju kao resurs. U kontekstu balansiranja, smer „naniže“ (downward regulation) za upravljanje potrošnjom (DR) podrazumeva povećanje potrošnje na zahtev operatora.

Agregatori i industrijski potrošači mogu učestvovati na aFRR i mFRR aukcijama ravnopravno sa proizvođačima. Ako, na primer, hladnjača ponudi povećanje potrošnje kako bi apsorbovala višak energije iz vetra ili solara, za tu spremnost (rezervaciju) biće plaćeni po istim tržišnim principima kao i reverzibilna hidroelektrana.

5. 15-minutno poravnanje

Od 1. januara 2025. godine, obračunski interval je fiksiran na 15 minuta. Ovo je fundamentalni zahtev za Balansno odgovorne strane (BOS). Cene debalansa i angažovane energije obračunavaće se za svaki kvartal, sa gornjim limitom za cenu debalansa od 15,000 €/MWh, odnosno maksimalno 1.5 puta cene angažovane energije u datom intervalu.

Uticaj na razvoj baterijskih sistema

Uprkos otvaranju tržišta pomoćnih usluga, u modelu za 2026. godinu postoje značajne strukturne i ekonomske ograde za baterijske sisteme (BESS).
Ekonomski signali u 2026. godini nisu povoljni za samostalne (standalone) baterije, već favorizuju postojeće hidro-kapacitete.

• Prepreka zvana „FCR = 0 €“

Najveći izazov za samostalne baterijske projekte u 2026. godini je odluka da maksimalna cena rezervacije za FCR (primarnu rezervu) bude 0 €/MW/h.
Na razvijenim tržištima EU, FCR je glavni izvor prihoda za baterije zbog brze reakcije i malog energetskog sadržaja. Baterije tu dominiraju.

Uklanjanjem prihoda od rezervacije (kapaciteta) za FCR, investitori u baterijske skladišne sisteme gube najsigurniji tok prihoda. Baterije bi se morale oslanjati isključivo na arbitražu ili druge vrste rezervi, što drastično povećava rizik investicije.

• aFRR i „Hydro-Proxy“ ograničenje cena

EMS je cene rezervacije za aFRR (sekundarnu rezervu) limitirao na osnovu oportunitetnog troška hidroelektrana (HE Đerdap). Projektovani maksimum je relativno nizak za nove baterijske projekte, koji imaju visoke kapitalne troškove u poređenju sa amortizovanim hidroelektranama.

Da bi samostalni baterijski sistem bio isplativ samo kroz aFRR u ovom okviru, on mora biti izuzetno efikasan i kombinovan sa agresivnom strategijom na intraday tržištu.

• Mogućnosti za baterijske sisteme – 15-minutne fluktuacije i arbitraža

Uvođenje 15-minutnog obračunskog intervala i prelazak na marginalne cene (pay-as-cleared) od aprila 2026. mogu biti jedan od glavnih pokretača za baterijske sisteme.

Baterije mogu eksploatisati razlike u ceni unutar dana (Intraday), kupujući jeftino kada solari rade „punom parom“ i prodajući skupo u večernjim pikovima.
Sa penalima za debalans koji mogu ići do 15,000 €/MWh (teoretski) ili 1.5x cene energije, vrednost baterije nije samo u prodaji usluga EMS-u, već u smanjenju troška debalansa za vlasnike elektrana na OIE.

• Hibridizacija kao dominantan model

Zbog navedenih ograničenja (niske cene kapaciteta), u 2026. nećemo videti bum velikih, samostalnih baterija povezanih na prenosnu mrežu samo radi balansiranja. Umesto toga, tržište će podstaći ko-lokaciju (hibride).

Investitori u vetar i solar će integrisati baterije (kapaciteta npr. 20% snage elektrane) kako bi optimizovali svoj profil proizvodnje i izbegli visoke penale za debalans. Baterija ovde služi kao „polisa osiguranja“.

• Tehnička prednost baterijskih sistema u aFRR-u

Iako je cena limitirana, baterijski sistem ima tehničku prednost nad hidroelektranama u brzini odziva.

Ako EMS u budućnosti uvede strožije zahteve za kvalitet regulacije ili proizvode sa bržim odzivom (npr. FFR – Fast Frequency Response), baterije će postati neophodne jer hidroelektrane imaju mehanička ograničenja i troškove habanja pri stalnim promenama režima rada.

Zaključak

Otvaranje tržišta pomoćnih usluga u Srbiji, za investitore u obnovljive izvore energije znači da se vrednost fleksibilnosti (naročito aFRR i mFRR) sada može preciznije kvantifikovati kroz transparentne aukcije.

Tržište u 2026. godini neće automatski izazvati „zlatnu groznicu“ za baterijskim sistemima zbog konzervativno postavljenih ograničenja cena, baziranih na hidrologiji.

Međutim, njegovo otvaranje pruža mogućnost za razvoj poslovnih modela baziranih na ostvarivanju prihoda iz više izvora (Value Stacking):

• Učešće u aFRR i mFRR aukcijama (uzimanje onoga što je dostupno)
• Agresivna arbitraža na 15-minutnom Intraday tržištu
• Interno balansiranje OIE elektrana.

Investitori koji razmatraju ulaganja u baterijske sisteme treba da se fokusiraju na finansijske modele koji se ne oslanjaju primarno na prihode od kapaciteta, već na energetsku arbitražu i uštede na debalansu. Samostalni baterijski projekti su rizični – projekti ko-locirani sa OIE elektranama su najpovoljnija varijanta u postojećem modelu.