Tržište električne energije u Jugoistočnoj Evropi sve više je definisano jednom strukturnom kontradikcijom. Obnovljivi izvori—predvođeni hidroenergijom, solarnom energijom i, u manjoj meri, vetrom—sada čine značajan deo ukupne proizvodnje, približavajući se nivou od oko 45% tokom vršnih dana. Ipak, uprkos ovoj transformaciji proizvodnog miksa, formiranje cena i dalje je čvrsto vezano za termoenergetski sektor, pri čemu elektrane na ugalj i gas i dalje određuju marginalnu cenu u većini sati trgovanja.
Podaci za početak aprila 2026. godine jasno oslikavaju ovu dinamiku. Dan unapred cene na ključnim tržištima JIE kretale su se u relativno uskom rasponu od 84–91 €/MWh: Mađarska (HUPX) na 91,29 €/MWh, Srbija (SEEPEX) na 90,42 €/MWh, Rumunija (OPCOM) na 87,93 €/MWh i Bugarska (IBEX) na 84,58 €/MWh. Ove vrednosti ne odražavaju troškove obnovljive proizvodnje, koji su praktično blizu nule na margini, već cenu poslednje jedinice potrebne da se zadovolji potražnja—gotovo uvek termoelektrane.
Ova postojanost marginalnog formiranja cena iz termo sektora proizlazi iz osnovnih karakteristika obnovljivih izvora. Solarna proizvodnja, koja sada prelazi 3,9 GW, koncentrisana je u dnevnim satima i nije dispečabilna po potrebi. Vetar, sa oko 1,9 GW, varira i često nije usklađen sa vršnim opterećenjima. Hidroenergija, iako fleksibilna, ograničena je upravljanjem akumulacijama i hidrološkim uslovima. Zajedno, ovi faktori znače da obnovljivi izvori ne mogu kontinuirano pokrivati potražnju, što zahteva stalno prisustvo termoelektrana.
Elektrane na ugalj i gas tako ostaju kičma balansiranja sistema. Na posmatrani dan, proizvodnja iz uglja iznosila je oko 4.843 MW, dok je gas doprineo sa oko 2.502 MW, što zajedno čini više od četvrtine ukupne proizvodnje. Još važnije, upravo ovi kapaciteti određuju tržišnu cenu u periodima zategnute ponude.
Troškovna struktura termoelektrana direktno se prenosi na cene električne energije. Gasne elektrane posebno odražavaju odnos između cena goriva, emisija i efikasnosti. Sa cenom gasa od oko 52 €/MWh i efikasnošću od 50–55%, trošak goriva za proizvodnju električne energije kreće se između 95–105 €/MWh, pre troškova emisija. Kada se dodaju troškovi CO₂—oko 70–75 €/t, odnosno 25–35 €/MWh—ukupni marginalni trošak dostiže 120–140 €/MWh.
Ipak, tržišne cene su često niže od ovih teorijskih nivoa. Razlozi su višestruki: pojedine gasne elektrane rade sa nižim troškovima zbog dugoročnih ugovora ili veće efikasnosti; elektrane na ugalj mogu u određenim uslovima ponuditi niže kratkoročne troškove; a visoka proizvodnja iz obnovljivih izvora u pojedinim satima dodatno obara cene.
Elektrane na ugalj ostaju posebno značajne u ovom kontekstu. Sa padom cena uglja—oko 5% na API2 indeksu—i nižim troškovima goriva u odnosu na gas, one mogu biti konkurentnije u merit orderu. Ovo je naročito izraženo u zemljama poput Srbije i Bugarske, gde domaći lignit predstavlja relativno jeftin izvor energije.
Interakcija između uglja i gasa formira slojevitu strukturu cena. U periodima umerene potražnje i visoke proizvodnje iz obnovljivih izvora, ugalj može određivati cenu, što rezultira nižim nivoima. Kako potražnja raste ili proizvodnja iz obnovljivih izvora opada, gas dolazi na marginu, podižući cene. Ova tranzicija jasno je vidljiva kroz intradnevne cenovne obrasce, posebno u večernjim satima.
Tržište emisija CO₂ dodatno utiče na ovu strukturu. EU ETS sistem nameće trošak emisija koji više pogađa ugalj nego gas. Sa cenama od 70–75 €/t, trošak za ugalj iznosi oko 60–80 €/MWh, dok je za gas 25–35 €/MWh. Time se smanjuje konkurentska prednost uglja i postepeno menja merit order.
Ipak, ugalj ostaje konkurentan u JIE zbog strukturnih faktora kao što su dostupnost domaćih resursa i postojeća infrastruktura. Njegova uloga nije samo ekonomska, već i povezana sa energetskom bezbednošću i sporijom tranzicijom u odnosu na Zapadnu Evropu.
Ovakvo stanje ima značajne posledice po tržišno ponašanje i investicije. Za proizvođače iz obnovljivih izvora, prihodi i dalje zavise od cena fosilnih goriva, a ne njihovih sopstvenih troškova. Iako visoka proizvodnja može kratkoročno sniziti cene, ukupni nivo ostaje vezan za termo sektor.
Za termoelektrane, situacija je kompleksnija. Iako i dalje ostvaruju visoke prihode tokom vršnih sati, suočavaju se sa smanjenjem broja radnih sati i regulatornim pritiscima. Njihova uloga ostaje ključna, ali uz smanjenu iskorišćenost i rastuće izazove.
Terminska tržišta odražavaju ovu strukturu. Cene za 2026. godinu kreću se oko 113–114 €/MWh, što ukazuje na očekivanja nastavka oslanjanja na termoelektrane i stabilnih cena emisija.
Povezanost sa tržištima goriva uvodi dodatnu volatilnost. Promene cena gasa ili CO₂ mogu brzo uticati na cene električne energije, stvarajući i rizike i prilike za učesnike na tržištu.
Prelazak sa termo marginalnog formiranja cena zahteva duboke promene u strukturi sistema. Ključnu ulogu ima razvoj skladištenja energije i fleksibilne potrošnje, koji mogu uskladiti proizvodnju iz obnovljivih izvora sa potražnjom.
Međutim, ova rešenja su još u ranoj fazi u JIE. Dok ne dostignu dovoljan obim, termoelektrane će i dalje određivati cenu, čak i uz pad njihovog udela u proizvodnji. Time nastaje prelazno tržište u kojem koegzistiraju stari i novi modeli.
Implikacije za dekarbonizaciju su značajne. Iako rast obnovljivih izvora smanjuje emisije, fosilna goriva i dalje igraju ključnu ulogu u određivanju cena. Dublja dekarbonizacija zahteva promenu ne samo proizvodnje, već i načina na koji se energija vrednuje.
U tom smislu, tržište JIE predstavlja indikator šire evropske tranzicije. Kombinacija rasta obnovljivih izvora, značajnog termo sektora i ograničenog skladištenja verovatno će se ponavljati i u drugim regionima.
Za investitore, razumevanje ove dinamike je ključno. Vrednost energetskih aktiva sve više zavisi od njihove pozicije u merit orderu, fleksibilnosti i izloženosti cenama goriva i emisija.
Tržište električne energije u JIE još uvek nije post-termo sistem. Ono je u tranziciji, gde obnovljivi izvori menjaju strukturu ponude, ali još uvek ne određuju cenu. Brzina ove promene zavisiće od razvoja fleksibilnosti, tržišta goriva i regulatornih reformi.
Pripremljeno od strane virtu.energy
