Nuklearno tržište jugoistočne Evrope u julu 2026: Vrednost pouzdanih kapaciteta raste dok se novi projekti suočavaju sa rizicima realizacije

[[PRRS_LINK_1]] jugoistočne Evrope ušlo je u jul 2026. godine sa jasnom podelom između neposredne komercijalne vrednosti reaktora koji su u pogonu i neizvesne ekonomike buduće izgradnje. Postojeće nuklearne elektrane imaju koristi od elektroenergetskog sistema koji karakterišu velika potražnja tokom toplog vremena, ograničena proizvodnja hidroelektrana i viši troškovi prirodnog gasa. Novi projekti, međutim, nastavljaju da napreduju na političkom i tehničkom nivou, ali finansiranje, građevinski rizik, izloženost lancima snabdevanja i dugi rokovi razvoja i dalje ostaju presudni.

Neposredna tržišna priča zato nije samo pitanje toga koliko bi nuklearnih kapaciteta moglo da bude u pogonu tokom 2030-ih. Važnije pitanje jeste da li su današnji reaktori raspoloživi u trenucima kada je regionalni elektroenergetski sistem pod najvećim pritiskom. U jugoistočnoj Evropi vrednost nuklearne energije sve se više meri ne samo instalisanim megavatima, već i pouzdanošću, raspoloživošću i sposobnošću da se smanji zavisnost od skuplje marginalne proizvodnje.

Raspoloživost reaktora ima neposrednu tržišnu vrednost. Regionalni presek proizvodnje za 10. jul pokazao je nuklearnu proizvodnju od 5.579 MW, u poređenju sa 4.871 MW iz hidroelektrana i 4.521 MW iz gasnih elektrana. Istog dana cena električne energije u Srbiji pala je na 20 evra/MWh tokom solarnog perioda u poslepodnevnim satima, pre nego što je uveče porasla na 208,10 evra/MWh. Nuklearne elektrane ne mogu da prate takve unutardnevne promene cena na način na koji to mogu hidroelektrane, gasne elektrane ili baterije, ali njihova kontinuirana proizvodnja smanjuje preostalu potražnju koju moraju da pokriju fleksibilni i često skuplji izvori.

Rumunija je pružila praktičan primer ove vrednosti. Blok 1 nuklearne elektrane Černavoda ponovo je priključen na nacionalnu mrežu 5. jula nakon završetka planiranog programa održavanja. Regionalna procena tržišta od 7. jula pripisala je deo naknadnog poboljšanja uslova snabdevanja u Rumuniji povratku približno 700 MW nuklearnog kapaciteta. Cena električne energije na rumunskom tržištu za dan unapred tog dana iznosila je 103,81 evra/MWh, iako je zemlji i dalje bio potreban neto uvoz od približno 596 MW.

Najnoviji kompletni mesečni rezultat nuklearne elektrane Krško bio je podjednako snažan. Zajedničko slovenačko-hrvatsko postrojenje proizvelo je 495.096 MWh u junu, približno 1% iznad plana, uz prijavljenu raspoloživost i faktor iskorišćenja kapaciteta od 100%. To odgovara prosečnoj neto proizvodnji od približno 688 MW, koja se deli između dva nacionalna sistema.

Ovi primeri pokazuju trenutnu vrednost nuklearne energije u jugoistočnoj Evropi. Nuklearna energija nije resurs koji iz minuta u minut rešava večernji rast potražnje. Umesto toga, ona smanjuje obim tog povećanja koji moraju da pokriju gasne elektrane, hidroelektrane, baterije i uvoz. U relativno malim nacionalnim elektroenergetskim sistemima, povratak ili gubitak jednog reaktora snage 700–1.000 MW može značajno da promeni potrebe za uvozom, prekogranične tokove i kratkoročne cene električne energije.

Program remonta u Rumuniji trenutno predstavlja najlakše finansirajući segment nuklearne industrije u regionu. Rumunija je u julu objavila najznačajniju regionalnu odluku o finansiranju nuklearne energije, kada je Evropska investiciona banka odobrila zajam od 800 miliona evra za remont bloka 1 nuklearne elektrane Černavoda. Za ugovaranje zajma i dalje je potrebno odobrenje akcionara kompanije Nuclearelectrica. Finansiranje bi dopunilo zajam od 540 miliona evra za pripremnu fazu, potpisan u septembru 2025. godine, dok šira finansijska struktura kombinuje sopstveni kapital kompanije, međunarodne finansijske institucije, izvozne kreditne agencije i komercijalne banke.

Projekat je već ušao u drugu razvojnu fazu, koja obuhvata dozvole, inženjering i ugovore o izvođenju radova, nabavku opreme i finansiranje. Veliki radovi na remontu, uključujući zamenu reaktorskih cevi, planirani su za period 2027–2030. godine, a očekuje se da će blok 1 ponovo početi da radi 2030. godine. Nuclearelectrica procenjuje da bi obnovljeni blok mogao da obezbeđuje približno 9% godišnje potrošnje električne energije u Rumuniji između 2030. i 2060. godine. Reaktor je istorijski ostvarivao faktor iskorišćenja kapaciteta veći od 90%.

Iz investicione perspektive, produženje radnog veka trenutno predstavlja najzreliju nuklearnu priliku u regionu. Projekat se oslanja na postojeću lokaciju, razvijenu mrežnu infrastrukturu, iskusnu radnu snagu i organizaciju sa dugogodišnjim operativnim iskustvom. Takođe izbegava deo, iako ne sve, građevinskih, regulatornih i tehnoloških rizika povezanih sa potpuno novom nuklearnom elektranom.

Glavna komplikacija predstavlja sam period remonta. Rumunija mora da pripremi zamenu proizvodnje bloka 1 tokom radova od 2027. do 2030. godine kombinacijom raspoloživosti bloka 2, obnovljivih izvora, uvoza, gasnih elektrana i skladištenja energije. Projekat produženja radnog veka zato može da ojača dugoročnu energetsku bezbednost, ali istovremeno privremeno zaoštri tržišne uslove tokom realizacije radova.

Odluka Rumunije o SMR projektu ostaje uslovna uprkos oznaci „konačna investiciona odluka“. Projekat malog modularnog reaktora u Doičeštiju manje je definitivan nego što bi terminologija povezana sa njegovim februarskim odobrenjem mogla da sugeriše. Akcionari su odobrili FID za planirano postrojenje snage 462 MW, koje bi zamenilo deo nekadašnje termoelektrane snage 600 MW. Odobrenje je uključivalo dodatne uslove, nakon čega je projekat ušao u šestomesečni period usmeren na finansijsko strukturiranje i razvoj partnerstava.

U julu su akcionari kompanije Nuclearelectrica odbili predlog uprave da preispita početnu strategiju poređenjem dodatnih SMR tehnologija i potencijalnih lokacija. Uprava je saopštila da nekoliko uslova povezanih sa FID-om za Doičešti nije moglo da bude ispunjeno iz razloga koji su van kontrole kompanije Nuclearelectrica i projektne kompanije. Takođe je ukazala na veću tehničku, operativnu i finansijsku složenost povezanu sa prvom primenom određene tehnologije.

Komercijalno tumačenje jeste da Doičešti ostaje napredna razvojna opcija, ali još nije ekvivalent potpuno finansiranom projektu spremnom za izgradnju i ponavljanje na drugim lokacijama. Napredak će zavisiti od državne podrške, dogovora sa dobavljačem tehnologije, strukture kapitala, izvesnosti troškova i raspodele rizika prve primene tehnologije. Ti faktori su važniji od formalne oznake koja je dodeljena februarskoj odluci.

Bugarska diversifikuje nuklearno gorivo, ali još ne i čitav lanac snabdevanja nuklearnom industrijom. Operativna flota zemlje pokazuje razliku između diversifikacije goriva i potpune nezavisnosti lanca snabdevanja. Blok 5 nuklearne elektrane Kozloduj vratio se sa godišnjeg remonta 15. juna nakon što je po treći put dobio gorivne sklopove kompanije Westinghouse. Bugarska je 2024. godine započela postepeni prelazak na alternativno gorivo za reaktor VVER-1000.

Međutim, Bugarska je u junu dobila još jedno izuzeće od sankcija kako bi Kozloduj mogao da nabavi neophodne delove i komponente ruskog porekla. Dva operativna reaktora VVER-1000 obezbeđuju približno 34% električne energije u Bugarskoj, dok se veliki deo njihove ugrađene opreme i dalje zasniva na ruskom dizajnu i proizvodnji. Blok 6 je takođe imao dva zimska ispada iz pogona, koji su navodno bili povezani sa poteškoćama u nabavci zamenskih delova od ruskog dobavljača.

Ova razlika je značajna i za investitore i za kreatore politika. Alternativni dobavljači goriva mogu da smanje jednu stratešku zavisnost, ali dugovečni reaktori takođe zahtevaju kvalifikovane komponente, inženjersko znanje, usluge održavanja i tehničku dokumentaciju. Zamena šireg ekosistema zahteva znatno više vremena nego promena ugovora o nabavci goriva.

Bugarska istovremeno razvija dva reaktora AP1000 kompanije Westinghouse u Kozloduju. Zvanična projektna kompanija tokom jula je zabeležila sastanke sa kompanijama Westinghouse i Hyundai Engineering & Construction, kao i sa predstavnicima SAD, dok su indikativni ciljevi za blokove 7 i 8 postavljeni na 2035. i 2037. godinu. Projekat se ipak i dalje nalazi u fazi razvoja i strukturiranja, a ne u fazi finansijskog zatvaranja ili punog naloga za početak izgradnje.

Razvojni portfelj novih nuklearnih elektrana obuhvata projekte sa veoma različitim nivoima zrelosti. Turski blok 1 nuklearne elektrane Akuju najbliži je velikim novim reaktorima u širem regionu komercijalnom radu. Građevinski radovi na prvom bloku su završeni, a hladna hidraulička ispitivanja počela su u junu. Akuju obuhvata četiri reaktora VVER-1200 ukupne snage 4.800 MW u okviru ruskog modela izgradi–poseduj–upravljaj, pri čemu se očekuje da blok 1 tokom 2026. godine počne da isporučuje električnu energiju turskom sistemu.

Ispitivanja, regulatorno odobrenje, punjenje goriva i puštanje u rad i dalje razdvajaju projekat od održivog komercijalnog rada. Akuju je zato mnogo bliži realizaciji od većine drugih regionalnih projekata novih nuklearnih elektrana, ali konačni prelazak sa završene izgradnje na pouzdanu komercijalnu proizvodnju i dalje podrazumeva važne tehničke i regulatorne faze.

Slovenija se sa projektom JEK2 nalazi u mnogo ranijoj fazi planiranja. Vlada je pokrenula pripremu nacionalnog prostornog plana za drugu nuklearnu elektranu u Krškom, uključujući procene uticaja na životnu sredinu i zaštićena područja. Očekuje se da će procedura prostornog planiranja biti završena vladinom uredbom u jesen 2028. godine, nakon čega projekat može da pređe u kasnije faze investicionih, tehnoloških i finansijskih odluka.

Hrvatska je, u međuvremenu, uspostavila širi pravni okvir za mogući razvoj civilne nuklearne energije. Zakon objavljen 27. maja ne odobrava neposrednu izgradnju nuklearne elektrane, već uspostavlja institucionalnu osnovu za buduće odluke o politici, lokaciji, tehnologiji, finansiranju i licenciranju. Takođe potvrđuje nastavak hrvatske podrške zajedničkoj nuklearnoj elektrani Krško.

Ove projekte ne treba objedinjavati u jedan jedinstveni kapacitetni portfelj. Akuju je u fazi ispitivanja i puštanja u rad; blok 1 Černavode ima napredan plan remonta i finansiranja; projekat AP1000 u Bugarskoj se strukturira; JEK2 ulazi u fazu prostornog planiranja; dok je Hrvatska uspostavila političku opciju za budući razvoj. Svaki od ovih projekata predstavlja različitu verovatnoću i rok do stvarne proizvodnje električne energije.

Voda postaje potcenjeni nuklearni rizik. O nuklearnoj energiji se često govori kao o zaštiti od volatilnih cena fosilnih goriva, ali jul je pokazao da reaktori ostaju izloženi fizičkim klimatskim uslovima i dostupnosti vode. Protok Dunava na ulasku u Rumuniju pao je na približno 1.700 kubnih metara u sekundi, u poređenju sa julskim prosekom od oko 4.700 kubnih metara u sekundi.

Rumunske vlasti kontrolisale su ispuštanje vode iz akumulacija kako bi održale minimalne nivoe potrebne za hlađenje dva reaktora u Černavodi. Nije zabeleženo gašenje reaktora povezano sa julskim događajem niskog vodostaja, a očekivalo se da će se protoci poboljšati nakon padavina. Ipak, dostupnost vode za hlađenje sada mora da se procenjuje zajedno sa rizicima vezanim za gorivo, održavanje i mrežu u okviru letnjeg planiranja nuklearne energije.

Isti rečni sistem podržava i hidroelektrane, poljoprivredu, plovidbu, ekosisteme i potrebe lokalnog stanovništva, zbog čega raspodela vode predstavlja pitanje na nivou čitavog sistema, a ne samo pojedinačne elektrane. Kako klimatski uslovi postaju promenljiviji, nuklearni projekti će sve više morati da pokažu ne samo dugoročnu bezbednost snabdevanja gorivom i priključenja na mrežu, već i otporan pristup vodi za hlađenje u uslovima visokog opterećenja.

Postojeća nuklearna imovina imaće najveću kratkoročnu vrednost. Najsnažniji investicioni argument za nuklearnu energiju u jugoistočnoj Evropi i dalje predstavljaju bezbedan rad i produženje radnog veka postojećih elektrana. Ovi projekti imaju jasniju tehničku istoriju, postojeću mrežnu infrastrukturu i vidljiviji put do prihoda od prodaje električne energije nego SMR projekti prve primene ili velike nuklearne elektrane na potpuno novim lokacijama.

Novi kapaciteti će nastaviti da napreduju jer vlade žele manju izloženost uvozu, smanjenu zavisnost od gasa i stabilnu proizvodnju električne energije sa niskim emisijama ugljenika. Razvoj događaja tokom jula ipak pokazuje da politička podrška sama po sebi nije dovoljna. Projekti će zahtevati pouzdane građevinske budžete, odobrenje državne pomoći gde je primenljivo, dugoročne modele prihoda, podršku izvoznih kreditnih agencija, kvalifikovane lance snabdevanja i transparentnu raspodelu rizika od prekoračenja troškova.

Regionalna vrednost nuklearne energije raste, ali će tržište oštro razlikovati različite vrste megavata. Operativni kapaciteti, reaktori koji prolaze kroz finansirani remont i projekti koji i dalje postoje prvenstveno u planskim dokumentima ne mogu da se vrednuju na isti način. U jugoistočnoj Evropi će u kratkoročnom periodu najvredniji biti nuklearni megavati koji već proizvode električnu energiju, za koje je dokazano da mogu da budu finansirani ili koji imaju kredibilan put do izgradnje i komercijalnog rada.