Tržište električne energije u Srbiji ulazi u novi cenovni režim, pri čemu SEEPEX planira uvođenje negativnih cena od početka maja 2026. godine, čime se tržište usklađuje sa evropskim modelom i značajno menja raspodela rizika među proizvođačima, trgovcima i finansijskim akterima.
Prva aukcija na dnevnom unapred tržištu (day-ahead) koja omogućava negativne cene biće održana 5. maja 2026. godine za isporuku 6. maja, dok će unutardnevno trgovanje (intraday) uslediti iste večeri. Ova promena zamenjuje postojeći cenovni minimum od 0 EUR/MWh novim granicama od –500 EUR/MWh za day-ahead i –9.999 EUR/MWh za intraday trgovanje, u skladu sa harmonizovanim limitima EU koje koordinira ENTSO-E.
Iako je regulatorni korak formalno predstavljen kao tehničko usklađivanje, njegove praktične implikacije duboko zadiru u ekonomiku proizvodnje, strategije trgovanja i strukture finansiranja.
Proizvodni sektor: Od volumena ka opcionalnosti
Za proizvodni sektor u Srbiji, uvođenje negativnih cena praktično transformiše proizvodnju električne energije u dvosmernu izloženost riziku, gde prihodi više nisu ograničeni na nulu.
Termoelektrane—pre svega lignitska postrojenja kojima upravlja Elektroprivreda Srbije—strukturno su najizloženije. Ova postrojenja, projektovana za bazno opterećenje, suočavaju se sa tehničkim i ekonomskim ograničenjima prilikom smanjenja proizvodnje. U uslovima negativnih cena, operateri biraju između:
- održavanja proizvodnje uz apsorpciju gubitaka tokom sati negativnih cena, ili
- smanjenja proizvodnje uz cenu neefikasnosti cikliranja, povećanih troškova održavanja i mogućih ograničenja sistema
Ova dinamika uvodi novi sloj troškova. Čak i ograničen broj sati negativnih cena—50 do 150 sati godišnje u ranim fazama tržišta—može značajno umanjiti EBITDA za nefleksibilna postrojenja. Dugoročno, sa rastom udela obnovljivih izvora, izloženost može porasti na 200–400 sati, u skladu sa razvijenijim tržištima EU.
Kod hidroelektrana, efekti su složeniji. Fleksibilne hidroelektrane dobijaju operativnu opcionalnost, jer mogu odložiti proizvodnju tokom negativnih cena i plasirati energiju u vršnim periodima. Međutim, protočne hidroelektrane ostaju delimično izložene zbog ograničenih akumulacionih kapaciteta.
Obnovljivi izvori: Pritisak na prihode i strukturne promene
Za projekte iz obnovljivih izvora, posebno solarne elektrane, uvođenje negativnih cena suštinski menja projekcije prihoda.
Solarna proizvodnja je prirodno povezana sa periodima viška energije u sistemu. Zbog toga se očekuje pad tzv. capture cena—prosečne ostvarene cene u odnosu na bazno opterećenje. Na tržištima poput Germany, solarni capture faktori već su pali na 70–85% bazne cene, uz dodatni pritisak tokom perioda visoke proizvodnje.
U Srbiji, gde se CAPEX za velike solarne projekte kreće između 600.000 i 900.000 evra po MW, finansijski modeli sada zahtevaju:
- konzervativnije pretpostavke cena
- eksplicitno modeliranje izloženosti negativnim cenama
- integraciju cenovnih podova, collar mehanizama ili hibridnih PPA ugovora
Vetrogeneratori su otporniji zbog drugačijeg profila proizvodnje, sa faktorom iskorišćenja od 30–40%, i manjom korelacijom sa dnevnim viškovima. Ipak, snažni vetrovi u povezanim tržištima, posebno u Romania i Bulgaria, mogu izazvati epizode negativnih cena.
Zaključak je jasan: samostalni OIE projekti bez fleksibilnosti postaju teže finansijski održivi na tržišnoj (merchant) osnovi.
Fleksibilni resursi: Od opcije do ključne infrastrukture
Negativne cene šalju direktan ekonomski signal za razvoj fleksibilnosti.
Baterijski sistemi za skladištenje energije (BESS) postaju centralni deo tržišta, omogućavajući arbitražu između negativnih i vršnih cena. Sa CAPEX-om u rasponu od 400.000 do 700.000 evra po MWh, modeli prihoda postaju robusniji kroz kombinaciju:
- energetske arbitraže
- balansnih usluga
- kapacitetnih i pomoćnih prihoda
Na razvijenijim tržištima EU već se beleže spread-ovi od 100–200 EUR/MWh, što predstavlja referentnu vrednost i za region JIE.
Reverzibilne hidroelektrane (pumpno-akumulacione) dobijaju novi strateški značaj kao veliki i dugotrajni fleksibilni kapaciteti, ključni za balansiranje sistema.
Industrijski demand response takođe postaje monetizabilan resurs—veliki potrošači (metalurgija, hemijska industrija, proizvodnja vodonika) mogu pretvoriti potrošnju električne energije u izvor prihoda tokom negativnih cena.
Trgovci: Volatilnost kao glavna prilika
Za trgovce aktivne na SEEPEX, negativne cene proširuju spektar prilika, ali i povećavaju operativnu složenost.
Unutardnevno trgovanje dobija na značaju zbog većih cenovnih razlika i volatilnosti. Uspešne strategije zavisiće od:
- visokofrekventnih prognoza proizvodnje iz OIE
- optimizacije portfolija u realnom vremenu
- prekogranične arbitraže uz korišćenje interkonekcija
Pozicija Srbije u regionalnoj mreži znači da će formiranje cena sve više zavisiti od dešavanja u susednim sistemima, uključujući Greece i region Centralne i Istočne Evrope.
Istovremeno, upravljanje rizikom postaje složenije. Negativne cene uvode nelinearnu negativnu izloženost, što zahteva naprednije hedžing strategije i upravljanje kolateralom.
Bankarstvo i finansiranje: Redefinisanje rizika
Za banke i investitore, negativne cene znače strukturnu promenu u proceni projekata.
Tržišna (merchant) izloženost postaje rizičnija, a tradicionalni modeli finansiranja zasnovani na stabilnim cenama više nisu dovoljni. Novi pristupi uključuju:
- dugoročne PPA ugovore sa minimalnim cenama
- hibridne projekte (proizvodnja + skladištenje)
- veće učešće kapitala radi apsorpcije volatilnosti
Zaduživanje će biti konzervativnije, posebno za solarne projekte, uz strože DSCR kriterijume koji uzimaju u obzir periode negativnih cena.
Istovremeno, fleksibilni resursi—posebno BESS—postaju atraktivni za infrastrukturne fondove i privatni kapital, uz potencijalne prinose od 12–18%+ u volatilnim tržištima.
PDV i tržišne distorzije
Poreski tretman negativnih cena uvodi dodatnu finansijsku dimenziju.
Prema zakonodavstvu Srbije, negativne cene tretiraju se kao uslužna transakcija, što znači da domaći subjekti plaćaju 20% PDV-a čak i kada prodaju električnu energiju sa gubitkom. Ovo može stvoriti pritisak na novčane tokove i uticati na strukturu trgovanja, uključujući korišćenje stranih pravnih lica.
Dugoročno, to može dovesti do optimizacije trgovačkih struktura radi smanjenja poreskih neefikasnosti.
Sistemski efekti: Integracija i volatilnost
Na nivou sistema, uvođenje negativnih cena je preduslov za potpunu integraciju Srbije u evropske mehanizme spajanja tržišta (market coupling).
Bez negativnih cena, prekogranični tokovi ostaju ograničeni jer cenovni signali ne odražavaju realno stanje sistema. Ukidanjem cenovnog poda omogućava se efikasnija alokacija prenosnih kapaciteta i usklađivanje sa evropskim algoritmima.
Međutim, time se uvozi i veća volatilnost. Sa rastom udela obnovljivih izvora u JIE, Srbija će sve više preuzimati cenovne obrasce određene regionalnim kretanjima, a ne samo domaćim faktorima.
Ova tranzicija nije samo promena jednog pravila, već suštinska transformacija tržišnog ponašanja. Cenovni signali postaju kontinuirani, neograničeni i sve više zasnovani na fleksibilnosti, a ne na samom kapacitetu. Za proizvođače, trgovce i finansijere, uvođenje negativnih cena označava početak kompleksnijeg, ali i integrisanijeg tržišta električne energije u Srbiji i širem regionu Jugoistočne Evrope.
