Od 1. januara 2026. godine, električna energija koja se uvozi u Evropske unije iz zemalja van EU ušla je u CBAM fazu naplate. Uvoznici iz EU sada moraju imati status ovlašćenog deklaranta, prijavljivati ugrađene emisije i predavati CBAM sertifikate čija se cena formira na osnovu EU ETS — obračunata kao kvartalni prosek u 2026. i prelazeći na nedeljni prosek od 2027. godine. Za električnu energiju ne postoji mehanizam besplatne alokacije, što ovaj sistem čini direktnijim nego u nekim industrijskim sektorima. Svaka dokaziva cena ugljenika već plaćena u zemlji izvoznici može se odbiti, ali samo ako je realna, dokumentovana i regulatorno priznata.
Ovo odmah menja ekonomiku izvoza električne energije iz Zapadnog Balkana ka EU. Pravna obaveza jeste na uvozniku iz EU, ali se komercijalni teret prenosi dalje. U praksi, trgovci i partneri ugrađuju trošak kroz niže otkupne cene, uže marže, kraće rokove i selektivniji izbor izvora. Energy Community jasno ističe da će CBAM uticati na arbitražu, obim i strukturu trgovine, kao i profitabilnost proizvodnih kapaciteta u regionu i susednim državama EU.
Obim nije zanemarljiv. Na osnovu podataka o trgovini i sistemu iz 2024. godine, procene Energy Community pokazuju da godišnja izloženost CBAM-u može dostići oko 1,17 milijardi evra. Po državama: Srbija 612,5 miliona evra, Severna Makedonija oko 200 miliona, Crna Gora oko 190 miliona, Bosna i Hercegovina oko 158 miliona, Moldavija oko 6 miliona, dok je Albanija na nuli zbog dominantno obnovljivog miksа. Prosečni trošak po MWh iznosi oko 66,71 €/MWh za Srbiju, 73,37 za BiH, 62,45 za Crnu Goru, 59,71 za Severnu Makedoniju i 33,14 za Moldaviju.
Ovi brojevi su ključni jer su dovoljno veliki da neutralizuju značajan deo izvozne marže termoenergetskih sistema na ugalj. Kada su regionalne cene oko 80–120 €/MWh, dodatni trošak od 60–70 €/MWh predstavlja strukturalno preformulisanje cene. To efektivno pretvara deo bazne proizvodnje u granično ili neisplativo tržište, osim u uslovima ekstremne potražnje ili niskih emisija.
Zato će se obrazac trgovine promeniti pre same proizvodnje. Prva reakcija tržišta nije nestanak tokova, već segmentacija. Bazna energija iz uglja postaje teže plasirati, dok niskougljenični sati dobijaju na vrednosti. Hidro i obnovljivi izvori stiču relativnu konkurentnost, što objašnjava zašto je Albanija u povoljnijoj poziciji.
Za trgovce, posledica je prelazak sa klasične arbitraže na arbitražu prilagođenu emisijama. Stari model više ne funkcioniše bez integrisanog troška ugljenika. Potrebni su podaci o emisijama, regulatorna usklađenost i procena porekla energije. Evropska komisija već je implementirala sistem kontrole, čineći CBAM operativnim, a ne teorijskim pitanjem.
Ova promena utiče i na strukturu trgovine. Kratkoročni i fleksibilni poslovi postaju atraktivniji od baznih. Regionalni komentari sa ADEX ukazuju na rast intradnevnog trgovanja, algoritamskih strategija i uloge obnovljivih izvora, uz pad likvidnosti i veću razliku cena u odnosu na EU.
Regionalna berzanska infrastruktura dodatno ubrzava ove promene. ADEX beleži rast obima trgovine sa 49 TWh (2023) na 66 TWh (2025), dok SEEPEX uvodi negativne cene od maja 2026. godine. Ovo približava region evropskom modelu gde vrednost zavisi od fleksibilnosti, vremena i upravljanja volatilnošću.
Rezultat je istovremeni uticaj CBAM-a i modernizacije tržišta. Ugljenično intenzivan izvoz postaje skuplji, dok tržišta postaju dinamičnija i volatilnija. Portfoliji postaju defanzivniji, selektivniji i više oslonjeni na intradnevnu optimizaciju.
Postoji i efekat na unutrašnje formiranje cena. Ako izvoz ka EU slabi, deo energije ostaje u regionu, što može sniziti cene u određenim satima, ali i povećati volatilnost — niže cene u višku, više kada nedostaje fleksibilnost.
Vreme izuzeća je ključno. Energy Community navodi da nijedna država trenutno nema pravo na izuzeće, iako su Srbija, Moldavija, Severna Makedonija i Crna Gora blizu regulatorne tačke bez povratka. Moguće je privremeno izuzeće, ali uz stroge uslove poput tržišnog povezivanja i klimatske politike.
Očekuje se da će tržišno povezivanje sa EU biti realizovano tek 2028–2029. godine, što znači višegodišnji period sa punim CBAM troškovima. To direktno utiče na investicione odluke i usporava neke projekte, uprkos činjenici da je dugoročno rešenje više obnovljivih izvora i integracije.
Postoje i metodološki izazovi. ENTSO-E upozorava na pravnu i tehničku neizvesnost, posebno oko obračuna emisija i uticaja na operatore sistema. To povećava rizik i premije u trgovanju.
Najverovatniji trend u periodu 2026–2027. nije kolaps izvoza, već njegova transformacija. Ugalj gubi udeo, obnovljivi izvori i fleksibilnost dobijaju, a intradnevno tržište raste brže od dnevnog.
Do perioda 2028–2030. postoje dva scenarija. U prvom, dolazi do integracije i razvoja tržišta, što omogućava povratak konkurentnosti kroz niskougljeničnu proizvodnju. U drugom, bez reformi, izvoz postaje povremen i ograničen, a konvergencija cena sa EU usporava.
Zaključak je da je CBAM pretvorio električnu energiju iz regiona u selektivan proizvod, a ne generički. Ključni faktori više nisu samo cena i kapacitet, već emisije, sertifikati i regulatorna usklađenost.
Zbog toga se ponašanje trgovaca menja pre same proizvodnje — a naredne dve godine biće ključne za određivanje koji deo energetskog sistema Zapadnog Balkana ostaje komercijalno održiv u novim uslovima.
