Rumunski elektroenergetski sistem doživljava strukturnu kontrakciju u raspoloživoj kapacitetu. Do početka 2026. godine, planirano je povlačenje oko 1.7 GW lignitnih kapaciteta, uglavnom iz Oltenije. Ove jedinice su istorijski obezbeđivale osnovnu energiju i pouzdanost tokom zimskih perioda kada su hidro inflow-i slabi, a proizvodnja vetra nesigurna. Njihovo uklanjanje dovodi do smanjenja rezervi u trenutku kada potražnja za električnom energijom raste zbog elektrifikacije i oporavka industrijske potražnje.
S druge strane, Srbija ulazi u isti period sa gotovo netaknutim termalnim kapacitetima koje upravlja Elektroprivreda Srbije, sa više od 4.4 GW instalirane lignitne snage. Iako su ove jedinice zastarele, one nastavljaju da pružaju pouzdanu proizvodnju po marginalnim troškovima od €25–35/MWh, bez troškova emisije ugljen-dioksida. Hidro kapacitet veći od 3.0 GW dodatno moduliše vršne opterećenja, omogućavajući Srbiji da zadovolji zimske vršne potrebe od 7.5–8.0 GW bez oslanjanja na uvoz.
Povlačenje rumunskih termoelektrana menja istorijski obrazac izvoza prema Mađarskoj i povremeno prema Srbiji i Bugarskoj. U normalnim uslovima sa jakim hidrološkim izvorima Rumunija može da izvozi, ali tokom hladnih ili sušnih perioda postaje neto uvoznik, što pritisne severno-jugovne koridore koji povezuju Rumuniju sa susedima.
Srbija se sada pozicionira kao ključni igrač u ovoj novoj konfiguraciji; kada se rumunski sistem suoči sa problemima, Srbija može održati ravnotežu bez prekomernog korišćenja istih ograničenih koridora za prenos. Tokom stresnih perioda, nedostatak potražnje za uvozom iz Srbije oslobađa prekogranične kapacitete za rumunsko balansiranje.
Dinamika cena na tržištu jasno pokazuje ovu promenu; cene na dan unapred u Rumuniji postaju sve nestabilnije sa oštrim porastima tokom zimskih stresova. Cene u Srbiji ostaju vezane za marginalne troškove lignita tokom tih perioda, a razlika između rumunskih i srpskih cena ponekad prelazi €20–30/MWh. Ove razlike signaliziraju dublju preraspodelu troškova nedostatka unutar regiona.
Za investitore je ova preraspodela značajna jer se rumunski sistem kreće ka profilu gde će cene nedostatka postati učestalije, povećavajući potencijal prihoda za fleksibilne resurse kao što su skladištenje i gasni peaker-i. Srbija monetizuje pouzdanost smanjenjem volatilnosti umesto njenog povećanja, što ima implikacije na odluke o lokaciji industrije i dugoročne ugovore o kupovini električne energije.
Povezivanje između Srbije i Rumunije postaje ključno pitanje; više interkonekcija od 400 kV povezuje ova dva sistema unutar šire mreže tokova istok-zapad i sever-jug. Dok je tehnička prenosna kapacitet značajna, komercijalni kapacitet često je ograničen sigurnosnim zahtevima N-1 i unutrašnjim uskim grlima na obe strane granice.
Kada se uzmu u obzir troškovi ulaganja za jačanje interfejsa između Srbije i Rumunije, oni obično padaju u rasponu od €200–400 miliona. Ova ulaganja opravdavaju se ne samo nacionalnom adekvatnošću već i smanjenjem troškova zagušenja i volatilnosti cena na više tržišta.
Divergencija između dva sistema takođe otkriva različite profile rizika vezanih za emisije ugljen-dioksida; Rumunija potpuno internalizuje troškove EU ETS-a dok Srbija zadržava prednost lignita na kratki rok zbog vanrednog statusa van EU ETS-a.
S obzirom na sve navedeno, operativni rizik dodatno razlikuje ova dva sistema; prelazak Rumunije povećava zavisnost od promenljivih obnovljivih izvora energije i gasa, dok Srbija mora kontinuirano ulagati u održavanje svojih lignitnih kapaciteta kako bi osigurala stabilnost regiona.
S obzirom na sve ove aspekte, jasno je da Srbija mora delovati strateški kako bi iskoristila svoju trenutnu prednost kroz jačanje prekograničnih mreža i investiranje u fleksibilnost koja može zameniti usluge lignita. Za Rumuniju je izazov da nadoknadi izgubljene osnovne kapacitete kako bi očuvala stabilnost svog sistema bez preuzimanja rizika iz susedstva.
