SEEPEX je u maju 2026. uveo negativne cene, čime je srpsko tržište dobilo mogućnost da iskaže višak ponude kroz cenovni signal. Prve negativne cene električne energije ne znače da se Srbija već suočava sa problemom viška obnovljive energije razmera kakve beleže zasićenija evropska tržišta. One, međutim, pružaju priliku da se sistem pripremi pre nego što taj problem postane strukturni.
SEEPEX je na tržištu za dan unapred ukinuo dotadašnju donju granicu od nula i uveo minimum od −500 €/MWh. U kontinuiranom unutardnevnom trgovanju najniža cena sada iznosi −9.999 €/MWh. Prva negativna cena na tržištu za dan unapred zabeležena je 10. maja za isporuku između 14.00 i 15.00, kada je tržište zaključeno po −0,01 €/MWh uz promet od 673,4 MWh.
Na unutardnevnom tržištu 24. maja, u periodu isporuke od 15.00 do 16.00, prometovano je 60 MWh, uz prosečnu cenu ponderisanu količinom od −8,83 €/MWh. Ovi podaci ne ukazuju na to da Srbija već beleži izraženu kanibalizaciju proizvodnje iz obnovljivih izvora. Njihov značaj je u tome što organizovano tržište može da odrazi uslove viška ponude kroz stvarni signal negativne cene.
Projekti se finansiraju za tržište 2030-ih
To je važno jer će projekti iz obnovljivih izvora koji se finansiraju danas poslovati u elektroenergetskom sistemu Srbije koji će se razlikovati od sistema u trenutku njihovog finansijskog zatvaranja. Banke i investitori zato finansiraju tržište 2030-ih, a ne samo tržište kakvo postoji 2026. godine. Srbija ima prostor da prilagodi strukturu projekata pre nego što sabijanje cena tokom podnevnih sati, zagušenja i ograničavanje proizvodnje postanu duboko ukorenjena ograničenja.
Za to je potrebno prevazići pristup prema kojem se kreditna sposobnost projekta dokazuje prvenstveno analizom resursa, dozvolama, troškovima EPC ugovora i jednom dugoročnom prognozom cene električne energije. Buduće projekte treba testirati prema mogućem razvoju proizvodnog portfolija Srbije i prenosne mreže. Solarni projekti su posebno osetljivi jer nove elektrane imaju visoko korelisane profile proizvodnje i najveću proizvodnju ostvaruju približno u isto doba dana.
Pri niskom udelu solarne energije to je relativno bezazleno. Sa rastom udela, dodatna ponuda može da počne da obara upravo cenu koju dobija tehnologija koja tu energiju proizvodi. Vetar ima drugačiji profil proizvodnje, ali nije pošteđen zagušenja, troškova balansiranja ni perioda regionalnog viška ponude. Odgovor nije pretpostavka da ulaganja u obnovljive izvore postaju neprivlačna, već uključivanje fleksibilnosti u razvoj projekata pre nego što tržišni uslovi nametnu njenu naknadnu ugradnju.
Fleksibilnost i realni profili proizvodnje
To podrazumeva očuvanje mogućnosti za ugradnju skladišta energije tamo gde je to tehnički i komercijalno izvodljivo. Analize mreže treba da uzmu u obzir buduća zagušenja, a ne samo trenutnu dostupnost kapaciteta za priključenje. Takođe je potrebno proceniti da li će kontroleri elektrane, SCADA, sistemi za prognoziranje i energetsko upravljanje omogućiti učešće na sve složenijim tržištima.
Ugovore o otkupu električne energije (PPA) treba oblikovati prema realnim profilima proizvodnje, umesto da se polazi od pretpostavke da svaki proizvedeni MWh ima istu vrednost. Negativne cene ove teme čine konkretnim: mogu da utiču na odluke o dispečiranju, obračunske odredbe u PPA ugovorima, strategije balansiranja i ekonomiku punjenja baterija ili fleksibilnih industrijskih potrošača. Ipak, iskustvo Srbije u maju ne treba posmatrati samo kroz sate sa negativnim cenama.
SEEPEX je istovremeno zabeležio najveći mesečni obim trgovanja na tržištu za dan unapred do sada, sa više od 566 GWh prometa u maju. To ukazuje na produbljivanje tržišta i njegovu sve veću sposobnost da prenosi ekonomske signale. Investicioni izazov je da se na te signale odgovori na vreme.
Širi kriterijumi za procenu bankabilnosti
Projekti koji sada ulaze u razvoj i dalje mogu da budu projektovani uzimajući u obzir buduću fleksibilnost, umesto da se nakon puštanja u rad prilagođavaju padu ostvarenih cena. Za kreditore to znači da pre odobravanja finansiranja treba razmotriti koliko je projekat osetljiv na sabijanje cena tokom podneva i šta se dešava ako se ograničavanje proizvodnje poveća. Potrebno je proceniti i da li projekat može naknadno da uključi BESS, ko snosi izloženost troškovima balansiranja i da li PPA štiti prihode u periodima negativnih cena.
Procena treba da obuhvati i uticaj znatno veće volatilnosti tržišta na DSCR. Ova pitanja ne znače da je finansiranje obnovljivih izvora u Srbiji postalo nebankabilno. Ona pokazuju da se pojam bankabilnosti širi. Srbija ima prednost jer promene može da sagleda pre nego što se u potpunosti razviju na domaćem tržištu.
Vrednost te prednosti zavisiće od toga da li će investitori u narednom ciklusu izgradnje obnovljivih izvora projektovati elektrane za tržište kakvo Srbija verovatno ima u budućnosti, umesto samo za tržište kakvo ima danas.
