Schimburile programate de electricitate dintre Balcanii de Vest și UE au scăzut cu 14,3% în trimestrul III din 2026, față de anul anterior

Schimburile comerciale programate de electricitate dintre cele șase economii din Balcanii de Vest și Uniunea Europeană au scăzut cu 14,3% în trimestrul III din 2026 față de aceeași perioadă din 2025, deși au crescut cu 8,6% față de trimestrul precedent. În schimb, volumul tranzacționat pe bursele regionale a crescut cu 26,7%. Al treilea raport trimestrial al Secretariatului Comunității Energiei arată că aceste evoluții nu pot fi atribuite exclusiv mecanismului european de ajustare a carbonului la frontieră, CBAM.

Secretariatul a făcut publice concluziile la 4 noiembrie, într-un raport care urmărește primele trei trimestre ale perioadei definitive CBAM. Analiza compară Albania, Bosnia și Herțegovina, Kosovo, Muntenegru, Macedonia de Nord și Serbia cu șase piețe UE învecinate: Bulgaria, Croația, Grecia, Ungaria, Italia și România. Republica Moldova și Ucraina nu intră în comparația generală de piață, din cauza datelor insuficiente, deși schimburile programate Ungaria–Ucraina sunt folosite pentru explicarea unor evoluții regionale.

Volumele programate arată cantitățile stabilite comercial între zonele de piață. În trimestrul III, exporturile din regiune spre UE au fost de 3.363 GWh, cu 17,2% mai mici decât în aceeași perioadă din 2025, iar importurile din UE de 4.774 GWh, în scădere cu 12,2%. Soldul importurilor nete, de 1.411 GWh, a rămas apropiat de cel de 1.372 GWh din anul precedent. Revenirea față de trimestrul II a venit în principal din importuri mai mari, fără a elimina scăderea anuală: în ianuarie–septembrie, schimburile brute au fost cu 17,8% mai mici decât în primele nouă luni din 2025.

În paralel, piețele organizate din regiune au continuat să crească. Tranzacțiile pentru ziua următoare pe bursele ALPEX, MEMO, MEPX și SEEPEX au totalizat aproximativ 2,97 TWh, cu 26,7% peste trimestrul III din 2025 și cu 10,2% peste trimestrul precedent. Creșterea s-a înregistrat pe toate cele patru burse. Volumul tranzacționat echivala cu aproximativ 23% din consumul piețelor care au o bursă, față de circa 19% cu un an înainte, ceea ce indică o lichiditate mai bună.

Activitatea bursieră și schimburile programate la frontiere măsoară însă lucruri diferite. Tranzacțiile pe o bursă regională nu înseamnă automat exporturi către UE, iar creșterea volumelor nu dovedește o creștere egală a consumului. Raportul nu stabilește dacă avansul provine din transferarea unor contracte bilaterale pe burse, din intrarea unor participanți noi sau din alte schimbări de comportament comercial.

Separarea prețurilor s-a accentuat. Pe cele opt perechi de piețe WB6–UE analizate, diferențele absolute de peste 20 €/MWh au apărut în 53,9% dintre orele pentru care existau ambele prețuri, față de 43,5% în trimestrul II și 21,7% în trimestrul III din 2025. Fiecare oră este numărată separat pentru fiecare pereche; indicatorul nu înseamnă că toate frontierele au depășit simultan pragul. În septembrie, proporția a ajuns la 63%. Reperul de 20 €/MWh a fost introdus de Secretariat pentru a surprinde diferențele orare importante și nu este o cerință de reglementare.

Prețurile din majoritatea piețelor Balcanilor de Vest s-au mișcat mai strâns în raport cu piața ungară decât în trimestrul precedent, fără ca nivelurile lor să conveargă. O corelație mai mare arată evoluții în același sens, nu prețuri egale. Față de trimestrul III din 2025, prețurile au crescut mai mult în fiecare piață UE vecină decât în oricare dintre zonele balcanice observate. Secretariatul menționează, între factorii relevanți, cererea și producția pe gaze mai mari din Italia, producția nucleară mai mică din România și capacitatea transfrontalieră redusă pe unele direcții.

Muntenegru–Italia este principala excepție de la reducerea exporturilor. Cantitățile programate către Italia au crescut cu 79,8% față de trimestrul III din 2025, la 984 GWh, iar 99,7% din capacitatea oferită în licitațiile zilnice pe această direcție a fost alocată. Prețul din Muntenegru era în medie cu aproximativ 39 €/MWh mai mic decât cel italian, în timp ce costul indicativ CBAM calculat din valoarea implicită era de circa 81 €/MWh. Faptul că exporturile au crescut în aceste condiții arată de ce două medii trimestriale nu explică singure deciziile comerciale: contează și prețurile orare, contractele și schimburile de pe celelalte frontiere.

Raportul observă că aproape întregul export programat din Muntenegru către Italia a avut loc în ore în care Muntenegru era importator net programat din vecinii săi balcanici. Aceste date pot indica strategii comerciale care combină mai multe frontiere, dar nu identifică originea contractuală a electricității și nu dovedesc tranzitul ei fizic prin regiune. Nici creșterea exporturilor nu demonstrează că CBAM ar fi lipsit de efecte.

Pe direcția Serbia–Ungaria, exporturile programate au scăzut cu 21,6% față de anul anterior, la 678 GWh, deși diferența de preț devenise mai favorabilă Serbiei. Capacitatea oferită a fost mai mică, iar schimburile din Ungaria către Ucraina s-au redus. Secretariatul nu poate separa contribuția fiecărui factor. Evoluția diferită de cea de pe coridorul Muntenegru–Italia confirmă că rezultatele trebuie analizate pe fiecare direcție de comerț.

Fluxurile fizice au urmat altă traiectorie decât programele comerciale. Din Balcanii de Vest spre UE au ajuns fizic 2.382 GWh, cu 31% mai mult decât în trimestrul III din 2025, iar din UE spre regiune 3.773 GWh, cu 27,4% mai mult. Pe direcția România–Serbia, fluxul fizic a crescut de aproape zece ori, în timp ce schimburile programate au avansat doar ușor. Într-o rețea interconectată, electricitatea urmează configurația și condițiile fizice ale sistemului, nu exclusiv traseul contractelor bilaterale. Diferența nu dovedește tranzacții nedeclarate, iar raportul nu stabilește cauzele și consecințele operaționale ale acestor abateri.

CBAM se aplică importurilor de electricitate în UE din 1 ianuarie 2026 și urmărește apropierea costului carbonului suportat de importuri de cel aplicat producției europene prin EU ETS. Obligația privind certificatele revine declarantului CBAM autorizat. Calendarul financiar este distinct de perioada acoperită de importuri: vânzarea certificatelor începe la 1 februarie 2027, iar prima declarație și predarea certificatelor pentru anul 2026 trebuie făcute până la 30 septembrie 2027. Pragul general de scutire de 50 de tone nu se aplică electricității.

Comisia a publicat la 5 octombrie prețul de 82,32 €/tonă CO₂ echivalent pentru trimestrul III, cu aproximativ 9,4% peste cel din trimestrul II. Pentru 2026, prețul se calculează trimestrial din prețurile de adjudecare ale certificatelor EU ETS, ponderate cu volumele licitate; din 2027, calculul este săptămânal. Valoarea pentru trimestrul III nu era cunoscută în momentul importurilor din iulie–septembrie și nu reprezintă o taxă uniformă de 82,32 € pentru fiecare MWh.

Pentru comparațiile sale, Secretariatul înmulțește factorul implicit de emisii aplicabil electricității cu prețul certificatului. Pe fiecare frontieră evaluată pentru care factorul este nenul, costul indicativ rezultat depășește avantajul mediu de preț al pieței balcanice față de vecinul din UE. Calculul este o estimare comparativă, fără a reproduce obligația finală a fiecărui declarant. Valorile implicite pentru electricitate din cadrul actual folosesc factori de emisii ai producției din combustibili fosili; ele nu trebuie confundate cu emisiile medii ale întregului mix național, inclusiv regenerabilele.

În calculul raportului, Albania are o valoare implicită zero și, în consecință, un cost indicativ CBAM zero. Aceasta nu este o exceptare juridică generală a țării. Nici trecerea electricității prin Albania nu transferă automat valoarea zero unor cantități produse în altă țară: normele privind originea și emisiile rămân aplicabile. Pentru producătorii de energie cu emisii reduse, posibilitatea de a folosi emisiile efective ale instalației în locul valorii implicite poate schimba costul calculat, dar presupune condiții suplimentare.

Regulamentul cere cumulativ un contract de achiziție între declarant și producătorul din țara terță, conectare directă la rețeaua de transport a UE sau dovada lipsei congestiei fizice pe traseu la export, emisii de cel mult 550 g CO₂ de origine fosilă/kWh și nominalizarea fermă a cantității pe capacitatea de interconexiune alocată. Nominalizarea și producția trebuie să privească același interval, de maximum o oră, iar îndeplinirea condițiilor trebuie certificată de un verificator acreditat. Un certificat de origine regenerabilă sau un contract, luate separat, nu sunt suficiente.

Pentru identificarea acestor servicii, Secretariatul a publicat o listă informativă cu patru organisme: EMICERT, Intertek Certification AB, RINA Services și SGS ICS Italia. Pagina indică acreditări din partea organismelor naționale de acreditare din Grecia, Suedia și Italia. Lista se bazează pe informații publice, nu reprezintă o afiliere sau o garanție din partea Secretariatului și nu acordă automat dreptul de a folosi emisii efective pentru orice tranzacție.

Muntenegru a încercat să adapteze și prețul intern al carbonului. Reforma adoptată la 23 iulie leagă prețul de referință de media pe șase luni a licitațiilor EU ETS și direcționează veniturile către Eko Fund pentru investiții de mediu și climă. În condițiile legislației UE, prețul carbonului plătit în țara de origine poate reduce obligația CBAM, astfel încât veniturile să rămână în economia exportatoare. Recunoașterea nu este automată: se aplică reguli privind dovada plății, compensările și folosirea valorilor efective ori a prețurilor implicite recunoscute de Comisie.

Comisia a propus în decembrie 2025 revizuirea regulilor pentru electricitate, inclusiv folosirea unui factor care să țină seama de întregul mix de producție și simplificarea condițiilor pentru emisiile efective. Propunerea este încă în procedură legislativă: Consiliul și-a stabilit poziția în iunie, iar Parlamentul European a votat amendamente în septembrie 2026 și a trimis dosarul înapoi comisiei pentru negocieri interinstituționale. Aceste schimbări nu sunt reguli definitive deja aplicabile.

Integrarea piețelor și tratamentul carbonului rămân procese legate, dar distincte. Cuplarea unei piețe balcanice cu cea a UE nu acordă automat scutire de CBAM; sunt necesare evaluarea Comisiei și îndeplinirea condițiilor de piață și climă prevăzute de regulament. Costurile și posibilitatea verificării emisiilor contează pentru accesul producătorilor cu emisii reduse la contracte și piețe mai largi, fără ca raportul trimestrial să cuantifice efectele pe termen lung asupra investițiilor sau facturilor.

Datele provin în principal din platforma ENTSO-E, licitațiile de capacitate, bursele regionale și publicațiile europene. Secretariatul a folosit o singură extracție pentru coerența calculelor; revizuirile ulterioare ale surselor nu sunt incluse automat. Un eveniment de prezentare este programat pentru 10 noiembrie. Următorul raport trimestrial va permite compararea întregului an 2026 cu 2025 și va arăta dacă separarea prețurilor observată în septembrie continuă în iarnă.