Srbija planira 14,4 milijarde evra u energetiku, ali CBAM i negativne cene menjaju računicu

Srbija ulazi u najveći investicioni ciklus u energetici u poslednjih nekoliko decenija, ali se finansijska logika izgradnje novih kapaciteta menja pod pritiskom troškova ugljenika, negativnih veleprodajnih cena električne energije i ograničenja u elektroenergetskoj mreži. U praksi, to znači da ambiciozan program ulaganja do 2035. godine neće zavisiti samo od toga šta će biti izgrađeno, već i od toga kako će se novi kapaciteti uklopiti u tržište koje postaje sve volatilnije.

Koliko Srbija planira da uloži do 2035.

Vlada planira približno 14,4 milijarde evra ulaganja u energetiku između 2028. i 2035. godine. Oko 6,5 milijardi evra bilo bi usmereno na proizvodne kapacitete, 2,4 milijarde na prenosnu i distributivnu mrežu, 1,2 milijarde na gasne interkonekcije i dodatnih 1,2 milijarde evra na naftovode.

U obnovljive izvore stiže sve više stranog kapitala

Najnapredniji projekti iz obnovljivih izvora već pokazuju rastući značaj stranog kapitala. Kompanija SANY Renewable Energy započela je izgradnju vetroparka Alibunar A i B ukupne snage 168 MW uz ulaganje od približno 240 miliona evra. Projekat obuhvata 40 vetroturbina i očekuje se godišnja proizvodnja od oko 480 GWh električne energije. Oko 70% kapaciteta obezbedilo je podršku kroz tržišnu premiju na aukciji za obnovljive izvore energije.

Program kompanija Hyundai Engineering i UGT Renewables predviđa izgradnju solarnih kapaciteta od ukupno 1,2 GWp, priključne snage od 1 GW i baterijskog sistema od 200 MW/400 MWh. Nakon završetka kapaciteti bi trebalo da budu preneti na EPS. Južnokorejska agencija K-Sure obezbeđuje približno 900 miliona evra izvoznog finansiranja, a očekivana godišnja proizvodnja iznosi oko 1,5 TWh.

Gasna elektrana kao strateška pozicija van trgovine energentima

U Nišu EPS pregovara sa azerbejdžanskom kompanijom SOCAR o zajedničkom ulaganju u gasnu elektranu čiji je završetak planiran do 2030. godine. Prema informacijama iz teksta, cilj je da SOCAR dobije mogućnost da se pozicionira van tradicionalne trgovine energentima i uđe u proizvodnju električne energije u Srbiji.

Negativne cene i troškovi ugljenika menjaju očekivane prihode

Iako je investicioni program dovoljno velik da transformiše proizvodni portfelj Srbije, njegov finansijski rezultat zavisiće od tržišnih uslova koji su već pokazali znake ozbiljnih poremećaja. SEEPEX je zabeležio cenu od minus 45,50 evra/MWh uz devet uzastopnih sati sa negativnim cenama (7. jun). Istovremeno je procenjena otkupna cena solarne energije pala na svega 1,70 evra/MWh u poređenju sa dnevnim prosekom bazne energije od 52,20 evra/MWh.

Indikativni rasponi za arbitražu dostigli su 163,60 evra/MWh za baterije sa dva sata skladištenja i 151,50 evra/MWh za četvoročasovne sisteme. To ukazuje na istovremenu potrebu za skladištenjem energije i volatilnost tržišnih prihoda—element koji direktno utiče na ekonomiku novih investicija.

Pritisak izvoza u EU i ograničena zaštita kroz domaću naknadu

U tekstu se navodi da [[PRRS_LINK_1]] stvara dodatni pritisak na ugljem intenzivnu proizvodnju EPS-a. Menadžment procenjuje da bi ograničenja izvoza električne energije u EU mogla dovesti do gubitka prihoda od približno 150 miliona evra. Dodatno, domaća naknada za emisije ugljenika od četiri evra po toni mogla bi da košta EPS oko 100 miliona evra na osnovu emisija od oko 25 miliona tona.

Ipak, naglašava se da je domaća naknada znatno niža od cene unutar EU ETS-a, pa time ostaje ograničen nivo zaštite koji može pružiti od obaveza po osnovu CBAM-a.

Šta će odlučiti ishod: mreža, skladištenje i operativna disciplina

Konačno finansijsko opravdanje programa zavisiće od više međusobno povezanih faktora: završetka prenosne infrastrukture kako bi novi kapaciteti mogli efikasno da se integrišu; razvoja skladištenja energije; nivoa otkupnih cena električne energije iz vetra i sunca; izloženosti troškovima ugljenika; kao i sposobnosti EPS-a da sprovede operativno restrukturiranje bez ugrožavanja realizacije ključnih projekata.

Za investitore to znači da se rizik ne svodi samo na građevinski rok ili tehničku izvedivost već sve više na tržišne signale—od negativnih cena do troškova emisija—koji mogu presudno oblikovati povrat ulaganja tokom naredne decenije.