Uvođenje Mehanizma za prilagođavanje ugljenika na granicama (CBAM) početkom 2026. godine nije samo promenilo tokove prekogranične trgovine u Jugoistočnoj Evropi, već je počelo da preoblikuje i samu arhitekturu formiranja cena električne energije. Ono što je ranije bio sistem vođen pre svega cenama goriva, hidrološkim uslovima i ciklusima tražnje, sada je sve više pod uticajem četvrtog faktora: troška ugljenika direktno ugrađenog u prekogranične transakcije. Prvi kvartal 2026. pruža jasan uvid u ranu fazu ovog mehanizma i njegov uticaj na regionalna tržišta, kao i na redefinisanje marginalne logike formiranja cena u međusobno povezanim sistemima.
U središtu ove transformacije nalazi se veza između CBAM-a i EU sistema trgovine emisijama (EU ETS). U prvom kvartalu 2026, referentna cena CO₂ za uvoz električne energije iznosila je prosečno 75,36 €/t, čime je trošak uvoza direktno vezan za tržište ugljenika u EU. Ova veza nije teorijska—ona se konkretno prevodi u troškove po megavat-satu za uvoz iz sistema van EU. Za izvoznike sa dominantnim udelom uglja u Zapadnom Balkanu, podrazumevani faktori emisija rezultirali su CBAM troškovima u rasponu od 70 do 86 €/MWh, dok su niskougljenični sistemi poput Albanije bili oslobođeni dodatnih troškova zahvaljujući nultom faktoru emisija.
Ovaj dodatni sloj troška suštinski menja strukturu formiranja cena na povezanim tržištima. U klasičnom modelu marginalnog određivanja cena, cenu određuje marginalni proizvođač—poslednja jedinica potrebna da zadovolji tražnju. U većem delu EU to su često gasne elektrane, naročito pri umerenoj tražnji. U Zapadnom Balkanu, marginalna cena je istorijski zavisila od uglja ili hidroenergije, u zavisnosti od sezone. CBAM uvodi novu dimenziju: marginalni trošak uvoza više ne zavisi samo od strukture proizvodnje u zemlji izvoznici, već i od karbonskog troška na granici.
Posledice su vidljive u razlikama cena između tržišta. U prvom kvartalu 2026, EU tržišta poput Mađarske i Italije zadržala su nivoe cena od 120–130 €/MWh, dok su tržišta Zapadnog Balkana, uz snažnu hidroproizvodnju, beležila znatno niže vrednosti—Srbija oko 94,7 €/MWh, a Crna Gora 85,8 €/MWh. U tradicionalnim uslovima, ovakva razlika bi podstakla izvoz ka EU. Međutim, kada se na te cene doda CBAM trošak od 70–80 €/MWh, efektivna cena uvoza često premašuje domaće EU cene, čime nestaje ekonomski motiv za trgovinu.
Ova dinamika ukazuje na ključnu promenu u marginalnoj logici. Cena u EU više nije pod uticajem stvarnih troškova proizvodnje u susednim sistemima, već je definisana karbonski korigovanim troškom uvoza. CBAM tako deluje kao svojevrsni cenovni pod, sprečavajući uvoz da značajno potkopa domaću proizvodnju. Time se ostvaruje cilj sprečavanja „curenja ugljenika“, ali uz značajnu promenu konkurentskih odnosa na tržištu.
Prenos troškova ugljenika nije ujednačen među sistemima. On zavisi od podrazumevanih faktora emisija na nivou države, koji predstavljaju aproksimaciju intenziteta emisija. Ovi faktori ne odražavaju uvek realnu strukturu proizvodnje u trenutku izvoza. Na primer, zemlja sa kombinacijom hidro i termo proizvodnje može imati visok faktor emisija, što znači da CBAM trošak precenjuje stvarne emisije. To dovodi do distorzije cenovnih signala.
Ova distorzija ima nekoliko posledica. Prvo, smanjuje efikasnost tržišta jer cene više ne odražavaju realne proizvodne troškove. Drugo, povećava neizvesnost u formiranju cena, jer promene u EU ETS-u direktno utiču na troškove uvoza. U prvom kvartalu 2026, volatilnost cena CO₂ dodatno je pojačala ovaj efekat, uvodeći novi sloj finansijskog rizika.
Integracija troškova ugljenika utiče i na ponašanje učesnika na dnevnim tržištima. Trgovci i proizvođači sada moraju uzeti u obzir ne samo ponudu i tražnju, već i uticaj CBAM-a. To je dovelo do opreznijeg licitiranja, naročito pri izvozu ka EU, jer postoji neizvesnost oko konačnih troškova CBAM sertifikata.
Još jedan važan aspekt je uticaj na konkurentnost tehnologija. U EU je već došlo do pomeranja ka niskougljeničnim izvorima, a CBAM taj signal prenosi i van EU. Međutim, zbog korišćenja podrazumevanih faktora emisija, ovaj efekat može biti preterano izražen. Sistemi sa visokim faktorima emisija trpe velike troškove, dok niskougljenični sistemi imaju značajnu prednost.
Ovo je posebno vidljivo u poređenju Albanije i Crne Gore. Albanija, sa hidroenergetskim sistemom i nultim emisijama, može izvoziti bez dodatnih troškova. Crna Gora, sa značajnim udelom uglja, suočava se sa troškom od oko 73–74 €/MWh. U prvom kvartalu 2026, to je dovelo do rasta izvoza iz Albanije i pada iz Crne Gore, pokazujući da CBAM postaje ključni faktor tržišnog pristupa.
Uticaj CBAM-a širi se i na terminska tržišta i dugoročne ugovore. Planiranje cena i hedžing strategije sada zahtevaju procenu budućih cena CO₂, regulatornih promena i metodologije emisija. To povećava kompleksnost upravljanja rizikom i otežava strukturiranje ugovora.
Za investitore, posledice su značajne. Projekti koji zavise od izvoza—posebno u sistemima zasnovanim na uglju—suočavaju se sa većom neizvesnošću prihoda. Nasuprot tome, niskougljenični projekti dobijaju strukturnu prednost, što menja investicione tokove u regionu.
Na nivou sistema, integracija troškova ugljenika doprinosi dekarbonizaciji, ali može stvoriti i neefikasnosti. U nekim slučajevima koristi se skuplja domaća proizvodnja umesto jeftinijeg uvoza zbog karbonskih troškova, što otvara pitanje odnosa između efikasnosti i klimatskih ciljeva.
U budućnosti, razvoj ovog mehanizma zavisiće od kretanja cena u EU ETS-u, regulatornih izmena CBAM-a i eventualnog uvođenja regionalnih sistema određivanja cene ugljenika u Zapadnom Balkanu. Takvi koraci mogli bi smanjiti razlike između tržišta i delimično obnoviti tržišnu integraciju.
Prvi kvartal 2026 jasno pokazuje da trošak ugljenika više nije sporedni faktor—on je postao centralni element formiranja cena. Ugrađivanjem ovih troškova u prekogranične transakcije, CBAM je proširio uticaj EU ETS-a van granica EU i transformisao tržišta električne energije u Jugoistočnoj Evropi u složeniji, regulatorno vođen sistem.
Pripremljeno od strane virtu.energy
