U 2026. godini, tržište električne energije u jugoistočnoj Evropi biće oblikovano trojicom ključnih faktora: cenama gasa, cenama emisije CO₂ i hidrološkim uslovima. Ovi elementi će direktno uticati na troškove termalne proizvodnje, a ne toliko na instalirane kapacitete. Trgovinske strategije će se fokusirati na razlike u proizvodnji između perioda sa obiljem hidroenergije i onih sa nedostatkom termalne energije.
Analiza cene gasa i CO₂ je od suštinskog značaja, jer one određuju marginalne troškove u kritičnim trenucima na povezanim tržištima. Očekuje se da će prosečna cena gasa tokom 2026. godine iznositi oko 30 €/MWh, dok će letnje cene biti približno 26 €/MWh. Ove cene su ključne za tržišta kao što su Grčka i Balkan, posebno u trenucima visoke potražnje. Kada je reč o ceni CO₂, analitičari predviđaju da će se kretati između 83 €/t i 91 €/t, uz mogućnost da dostigne 100 €/t zbog smanjenja kvote.
Nakon postavljanja ovih parametara, može se izračunati osnovni „termalni minimum“ za formiranje cena. Na primer, ako je cena gasa 30 €/MWh, a moderna CCGT jedinica funkcioniše sa neto efikasnošću od 55%, trošak goriva bi bio oko 55 €/MWh. Uzimajući u obzir cenu CO₂ od 90 €/t, trošak emisija bi se približio 32 €/MWh. Uz dodatne varijabilne troškove od 3–6 €/MWh, marginalni troškovi će se kretati između 90–95 €/MWh.
Tržišta zasnovana na uglju su još osetljivija na cenu CO₂, pošto tipična jedinica koja sagoreva ugalj emituje oko 0.90 tCO₂/MWh. Ovaj trošak može dostići oko 81 €/MWh uz cenu CO₂ od 90 €/t, što čini ugalj manje atraktivnim osim u situacijama kada je potražnja visoka.
Hidrološki uslovi dodatno utiču na tržišne cene, jer varijacije u proizvodnji hidroelektrana mogu značajno promeniti dinamiku snabdevanja. U vlazi, hidroelektrane često potiskuju termalne jedinice, dok sušnije godine mogu smanjiti proizvodnju.
Stoga, prognoze cena za 2026. godinu treba posmatrati kao skup scenarija. U godinama sa normalnim hidrološkim uslovima, očekuje se da će cene osnovnog opterećenja varirati između 85–110 €/MWh, dok će vršni sati često prelaziti 120 €/MWh. U povoljnim hidrološkim uslovima, osnovne cene mogu pasti na 70–95 €/MWh, ali intradnevne razlike će ostati privlačne zbog lokalnih ograničenja.
Povezivanje termalne i hidroelektrične proizvodnje postaje ključno za stabilnost snabdevanja. Dok su termalne jedinice oslonac, njihova efikasnost varira od zemlje do zemlje. Grčka, sa svojim bogatim gasnim resursima i pristupom LNG-u, može brzo povećati termalnu proizvodnju i postati izvoznik tokom kritičnih sati.
U godini kada sistemi zasnovani na lignitu suočavaju s problemima snabdevanja, šanse da termalne jedinice nadoknade nedostatak hidroenergije opadaju, što rezultira višim cenama tokom nedostataka.
Trgovinske mogućnosti u 2026. godini najviše će se fokusirati na tri vrste razlika: sezonske razlike između hidro i termalne energije, intradnevne razlike tokom večernjih sati i prekogranične razlike tokom sušnih perioda kada više zemalja beleži slične izazove.
Ključni indikatori za trgovanje u 2026. godini neće biti samo pojedinačne prognoze, već i interakcija između očekivanja o CO₂, budućim nivoima gasa i signalima o sezonskim hidrološkim uslovima. Ova dinamika će odrediti koliko često će jugoistočna Evropa moći da ostane unutar postavljenog minimalnog nivoa ili prisiljena da ga premaši zbog nestabilnosti hidroelektrana ili rasta cena gasa.
