Pad cena struje u Srbiji otkriva dublji problem: likvidnost tržišta

Pad cena električne energije na srpskom tržištu tokom 24. nedelje donosi kratkoročno olakšanje, ali istovremeno otvara pitanje koje je ključno za investitore i finansiranje: koliko je tržište dovoljno likvidno da bi niže spot cene postale predvidiv prihod i pouzdana referenca za upravljanje rizikom.

Cene padaju, ali Srbija ostaje “drugo najjeftinije” tržište uz ograničenu dubinu

Prosečna cena na tržištu za dan unapred u Srbiji pala je za 21,5% na 78,22 €/MWh, čime je Srbija postala drugo najjeftinije tržište u jugoistočnoj Evropi, odmah iza Turske (22,85 €/MWh). Za domaće kupce to predstavlja kratkoročni benefit. Za trgovce, investitore i finansijske institucije, međutim, pad cena je samo deo slike—transparentnost se poboljšava, dok likvidnost ostaje ograničena.

Više obnovljivih izvora ublažilo pritisak na cene

Promene na strani ponude bile su značajne. Potrošnja električne energije porasla je za 2,0% na 554,08 GWh, dok je proizvodnja iz promenljivih obnovljivih izvora povećana za 76,8% u odnosu na prethodni period. Veća proizvodnja iz vetroelektrana i solarnih elektrana doprinela je smanjenju pritiska na tržišne cene. Srbija je pritom zabeležila i najnižu dnevnu cenu među SEE tržištima—83,87 €/MWh 17. juna.

Termo kapaciteti i dalje nose sistemsku sigurnost

Ipak, proizvodni miks nije napustio oslonac na termoenergetske kapacitete. Proizvodnja iz hidroelektrana smanjena je za 4,2%, dok je proizvodnja iz termoelektrana na ugalj povećana za 66,0 GWh. Zbog toga niže tržišne cene ne znače automatski prekid sa modelom balansiranja koji se oslanja na ugalj: podaci ukazuju da obnovljivi izvori već mogu značajno da utiču na formiranje cena, ali lignit i ugalj i dalje imaju ključnu ulogu kada hidrološki uslovi oslabe.

Niska likvidnost otežava zaštitu od rizika i razvoj ugovora

Najveći izazov leži u dubini tržišta. Ukupan obim trgovanja električnom energijom na srpskoj berzi tokom nedelje iznosio je svega 120 GWh. To je znatno manje od obima zabeleženog u drugim zemljama regiona: Italija (22.300 GWh), Grčka (4.030 GWh), Bugarska (2.320 GWh), Mađarska (2.090 GWh), Hrvatska (930 GWh) i Rumunija (850 GWh).

Niska cena za dan unapred može biti koristan signal potražnje i ponude, ali ograničena likvidnost smanjuje mogućnost zaštite od cenovnog rizika za velike industrijske potrošače. Takođe otežava formiranje finansijski održivih ugovora o kupoprodaji električne energije (PPA) i ograničava razvoj dubljih terminskih pozicija.

Šta to znači za investicije u obnovljive izvore

Za projekte obnovljivih izvora investitorima je potreban pouzdan put od transparentnih spot cena do predvidivih i finansijski održivih prihoda. Industrijskim kupcima potrebni su ugovori koji mogu da upravljaju rizikom profila potrošnje, troškovima balansiranja i dugoročnom izloženošću promenama cena. Finansijske institucije i kreditori pak traže dovoljno razvijene cenovne reference kako bi mogli da procenjuju rizike i održivost investicionih projekata.

Pozitivan signal—ali nepotpun prelaz ka dugoročnoj strukturi

Tržišni signal Srbije tokom 24. nedelje bio je pozitivan: korekcija cena pokazala je da obnovljivi izvori mogu relativno brzo uticati na rezultate na tržištu. Ipak, podaci o likvidnosti ukazuju da komercijalna infrastruktura još nije dostigla nivo potreban da se taj signal pretvori u stabilne mehanizme finansiranja i dugoročnu ekonomsku logiku.

Naredni izazov srpskog tržišta električne energije neće se svesti samo na izgradnju novih proizvodnih kapaciteta. Biće potrebno povećati tržišnu likvidnost, unaprediti pristup mreži i uspostaviti ugovorne i finansijske mehanizme koji će omogućiti da niže cene prerastu u dugoročno održivu i finansijski isplativu tržišnu strukturu.