CBAM od 2026. preoblikuje cene električne energije: trošak ugljenika postaje ključni faktor prekogranične trgovine

Uvođenje Mehanizma za prilagođavanje ugljenika na granicama (CBAM) početkom 2026. nije samo promenilo tokove prekogranične trgovine u Jugoistočnoj Evropi, već je počelo da preoblikuje i samu arhitekturu formiranja cena električne energije. Umesto da dominiraju gorivo, hidrološki uslovi i ciklusi tražnje, sve veći uticaj dobija četvrti faktor: trošak ugljenika ugrađen u prekogranične transakcije.

Veza CBAM-a i EU ETS-a: CO₂ kao direktan trošak u uvozu

Centralna promena proizlazi iz veze 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, pa se trošak uvoza direktno vezuje za tržište ugljenika u EU.

Ta veza se zatim prevodi u dodatne troškove po megavat-satu za uvoz iz sistema van EU. Za izvoznike sa dominantnim udelom uglja na Zapadnom Balkanu, podrazumevani faktori emisija doveli su do CBAM troškova u rasponu od 70 do 86 €/MWh. Nasuprot tome, niskougljenični sistemi poput Albanije bili su oslobođeni dodatnih troškova zahvaljujući nultom faktoru emisija.

Marginalna logika cena dobija karbonski korektor

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. Na Zapadnom Balkanu marginalna cena tradicionalno zavisi od uglja ili hidroenergije, zavisno od sezone.

CBAM uvodi novu dimenziju: marginalni trošak uvoza više ne zavisi samo od strukture proizvodnje izvoznog sistema, već i od karbonskog troška na granici. Time se menja konkurentska slika između tržišta koja su ranije mogla da oslanjaju razlike cena na realne proizvodne troškove.

Razlike cena ostaju, ali trgovinski podsticaj slabi

Posledice su vidljive kroz razlike cena između EU tržišta i Zapadnog Balkana. U prvom kvartalu 2026. EU tržišta poput Mađarske i Italije zadržala su nivoe cena od 120–130 €/MWh. Istovremeno, tržišta Zapadnog Balkana uz snažnu hidroproizvodnju beležila su znatno niže vrednosti: Srbija oko 94,7 €/MWh i 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 približno 70–80 €/MWh, efektivna cena uvoza često premašuje domaće EU cene, pa ekonomski motiv za trgovinu slabi ili nestaje.

Neravnomerno prenošenje troška: podrazumevani faktori mogu distorzirati signale

Prenošenje troška ugljenika nije jednako među sistemima jer zavisi od podrazumevanih faktora emisija na nivou države — aproksimacije intenziteta emisija. Ti faktori ne moraju dosledno da odražavaju realnu strukturu proizvodnje tokom izvoza. Zemlja sa kombinacijom hidro i termo proizvodnje može imati visok faktor emisija, što znači da CBAM trošak može preceniti stvarne emisije.

Prema tome, distorzije cenovnih signala imaju nekoliko posledica: smanjuju efikasnost tržišta jer cene ne odražavaju realne proizvodne troškove; povećavaju neizvesnost jer promene u EU ETS-u direktno utiču na troškove uvoza; a volatilnost CO₂ dodatno pojačava finansijski rizik — što je posebno naglašeno kroz dinamiku prvog kvartala 2026.

Dnevna trgovina opreznija; investicione odluke menjaju prioritet tehnologijama

Integracija troškova ugljenika utiče i na ponašanje učesnika na dnevnim tržištima. Trgovci i proizvođači moraju uzeti u obzir ne samo ponudu i tražnju već i uticaj CBAM-a, što vodi opreznijem licitiranju pri izvozu ka EU zbog neizvesnosti oko konačnih troškova sertifikata.

CBAM takođe prenosi signal o konkurentnosti tehnologija van EU: sistemi sa visokim faktorima emisija trpe veće troškove dok niskougljenični sistemi dobijaju prednost. U poređenju Albanije i Crne Gore to se vidi kroz različite pozicije izvoza — Albanija sa hidroenergetskim sistemom i nultim emisijama može izvoziti bez dodatnih troškova, dok Crna Gora sa značajnim udjelom uglja snosi oko 73–74 €/MWh CBAM tereta.

Kao rezultat toga, tokom prvog kvartala 2026. zabeležen je rast izvoza iz Albanije i pad iz Crne Gore, što pokazuje da CBAM postaje ključni faktor tržišnog pristupa.

Terminski ugovori zahtevaju hedžing protiv CO₂ rizika

Uticaj CBAM-a širi se dalje od dnevnih aktivnosti 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.

Šta to znači za investitore: veća neizvesnost za projekte vezane za izvoz

Za investitore posledice su neposredne. Projekti koji zavise od izvoza — posebno oni zasnovani na uglju — suočavaju se sa većom neizvesnošću prihoda zbog karbonski korigovanih ulaznih pretpostavki za prodaju ka EU tržištu. Nasuprot tome, niskougljenični projekti dobijaju strukturnu prednost koja može preusmeriti investicione tokove u regionu.

Pitanje ravnoteže između efikasnosti i klimatskih ciljeva

Na nivou sistema integracija troška ugljenika doprinosi dekarbonizaciji, ali može istovremeno stvoriti neefikasnosti: u nekim slučajevima koristi se skuplja domaća proizvodnja umesto jeftinijeg uvoza zbog karbonskih troškova. Time se otvara pitanje odnosa između ekonomskog optimuma i klimatskih ciljeva.

Kuda dalje: kretanja EU ETS-a i moguće regionalno usklađivanje

U budućnosti će razvoj mehanizma zavisiti od kretanja cena u EU ETS-u, regulatornih izmena CBAM-a i eventualnog uvođenja regionalnih sistema određivanja cene ugljenika na 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 element formiranja cena — on postaje centralan kroz ugrađivanje u prekogranične transakcije. Time je CBAM proširio uticaj EU ETS-a van granica Evropske unije i transformisao regionalna tržišta električne energije Jugoistočne Evrope u složeniji regulatorno vođen sistem.