Negativne cene na SEEPEX-u: kako se menja raspodela rizika i finansijska logika tržišta električne energije u Srbiji

Tržište električne energije u Srbiji ulazi u novi cenovni režim, a SEEPEX planira uvođenje negativnih cena od početka maja 2026. godine. Iako je regulatorni potez predstavljen kao tehničko usklađivanje s evropskim modelom, njegova suština je promena raspodele rizika između proizvođača, trgovaca i finansijskih aktera—uz posledice koje se direktno preliju na strategije proizvodnje, trgovanja i finansiranja.

Kada počinje i šta se menja u cenovnim granicama

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.

Proizvodnja pod pritiskom: od ograničenja prihoda ka dvosmernoj izloženosti

Za proizvodni sektor negativne cene uvode dvosmernu izloženost riziku: prihodi više nisu ograničeni na nulu, pa odluke o proizvodnji postaju ekonomskije složenije. Termoelektrane—posebno lignitska postrojenja kojima upravlja Elektroprivreda Srbije—strukturno su najizloženije jer su projektovana za bazno opterećenje, a smanjenje proizvodnje nosi tehničke i ekonomske troškove.

U režimu 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. Čak i relativno ograničen broj sati negativnih cena—navodi se raspon od 50 do 150 sati godišnje u ranim fazama—može značajno umanjiti EBITDA za nefleksibilna postrojenja.

Kako udeli obnovljivih izvora rastu, izloženost bi mogla porasti na 200–400 sati godišnje, što je povezano s obrascima razvijenijih tržišta EU. Kod hidroelektrana efekti su neujednačeni: fleksibilne hidroelektrane dobijaju operativnu opcionalnost kroz odlaganje proizvodnje tokom negativnih cena i plasiranje energije u vršnim periodima, dok protočne hidroelektrane ostaju delimično izložene zbog ograničenih akumulacionih kapaciteta.

Obnovljivi izvori: pad capture cena i potreba za strukturom ugovora

Za projekte iz obnovljivih izvora, posebno solarne elektrane, negativne cene menjaju projekcije prihoda kroz očekivani pad tzv. capture cena—odnos 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 će zahtevati konzervativnije pretpostavke cena, eksplicitno modeliranje izloženosti negativnim cenama i integraciju mehanizama koji ublažavaju rizik—poput cenovnih podova (floor), collar aranžmana ili hibridnih PPA ugovora.

Vetrogeneratori su opisani kao otporniji zbog drugačijeg profila proizvodnje (faktor iskorišćenja od 30–40% i manja korelacija sa dnevnim viškovima), ali snažni vetrovi u povezanim tržištima mogu izazvati epizode negativnih cena—posebno u regionu koji uključuje Romania i Bulgaria.

Zaključak koji se provlači kroz analizu je da samostalni OIE projekti bez fleksibilnosti postaju teže finansijski održivi na merchant osnovi.

Fleksibilnost kao ekonomski odgovor: BESS, reverzibilne hidroelektrane i demand response

Negativne cene šalju jasan signal da vrednost prelazi sa pukog kapaciteta na sposobnost upravljanja vremenom isporuke energije. Baterijski sistemi za skladištenje energije (BESS) pozicioniraju se kao centralni deo tržišta jer omogućavaju arbitražu između negativnih i vršnih cena.

Navedeni CAPEX raspon za BESS je 400.000 do 700.000 evra po MWh, a modeli prihoda postaju robusniji kroz kombinaciju energetskih arbitraža, balansnih usluga te kapacitetnih i pomoćnih prihoda. Kao referenca se navode spread-ovi od 100–200 EUR/MWh na razvijenijim tržištima EU.

Reverzibilne hidroelektrane (pumpno-akumulacione) takođe dobijaju novi strateški značaj kao veliki i dugotrajni fleksibilni kapaciteti potrebni za balansiranje sistema. Dodatno, industrijski demand response dobija monetizabilnu dimenziju: veliki potrošači poput metalurgije, hemijske industrije ili proizvođača vodonika mogu pretvoriti potrošnju električne energije u izvor prihoda tokom perioda negativnih cena.

Trgovci: širi spektar prilika uz višu operativnu kompleksnost

Za trgovce aktivne na SEEPEX-u negativne cene proširuju mogućnosti zarade kroz volatilnost, ali istovremeno povećavaju operativnu složenost. Unutardnevno trgovanje dobija na značaju zbog većih cenovnih razlika i izraženije volatilnosti.

Uspešne strategije zavise od visokofrekventnih prognoza proizvodnje iz OIE, optimizacije portfolija u realnom vremenu te prekograničnih arbitraža uz korišćenje interkonekcija. Kako Srbija učestvuje u regionalnoj mreži, formiranje cena će sve više zavisiti od dešavanja u susednim sistemima uključujući Greece i širi region Centralne i Istočne Evrope.

Upravljanje rizikom postaje zahtevnije jer negativne cene uvode nelinearnu negativnu izloženost koja traži naprednije hedžing strategije i strože upravljanje kolateralom.

Banke i investitori: nova procena rizika za merchant projekte

Negativne cene menjaju način na koji banke i investitori procenjuju projekte. Tržišna (merchant) izloženost postaje rizičnija, a tradicionalni modeli finansiranja zasnovani na stabilnijim cenama više nisu dovoljni. U tekstu se navode pristupi poput dugoročnih PPA ugovora s minimalnim cenama, hibridnih projekata (proizvodnja plus skladištenje) te veće učešće kapitala radi apsorpcije volatilnosti.

Zaduživanje bi trebalo da bude konzervativnije posebno kod solarnih projekata uz strože DSCR kriterijume koji uključuju periode negativnih cena. Istovremeno, fleksibilni resursi—posebno BESS—postaju atraktivni infrastrukturnim fondovima i privatnom kapitalu uz potencijal prinosa od 12–18%+ u volatilnim tržištima kako je navedeno u analizi.

PDV tretman gubitaka: poreska dimenzija koja može oblikovati strukturu trgovanja

Poreski tretman negativnih cena uvodi dodatnu finansijsku dimenziju. Prema zakonodavstvu Srbije koje je pomenuto u tekstu, negativne cene tretiraju se kao uslužna transakcija—što znači da domaći subjekti plaćaju PDV od 20% čak i kada prodaju električnu energiju sa gubitkom.

To može stvoriti pritisak na novčane tokove i uticati na strukturu trgovanja uključujući korišćenje stranih pravnih lica. Dugoročno bi to moglo dovesti do optimizacije trgovačkih struktura radi smanjenja poreskih neefikasnosti.

Sistemski efekti: korak ka market coupling-u uz veću volatilnost

Na nivou sistema uvođenje negativnih cena opisano je kao preduslov za potpuniju integraciju Srbije u evropske mehanizme spajanja tržišta (market coupling). Bez takvih cenovnih signala prekogranični tokovi ostaju ograničeni jer cenovni signali ne bi odražavali realno stanje sistema; ukidanjem cenovnog poda omogućava se efikasnije korišćenje prenosnog kapaciteta uz usklađivanje s evropskim algoritmima.

Ipak, istovremeno raste volatilnost: kako udeli obnovljivih izvora rastu širom JIE-a, Srbija će sve više preuzimati obrazce kretanja cena određene regionalnim faktorima umesto samo domaćim okolnostima.

U konačnici nije reč samo o promeni jednog pravila već o transformaciji tržišnog ponašanja: cenovni signali postaju kontinuirani i sve više zasnovani na fleksibilnosti umesto isključivo na dostupnom kapacitetu. Za proizvođače, trgovce i finansijere to znači početak kompleksnijeg—ali integrisanijeg—tržišta električne energije u Srbiji i širem regionu Jugoistočne Evrope.