Srbija planira uvoz od gotovo 7 TWh električne energije uprkos očekivanom neto izvoznom bilansu

Srbija očekuje da će tokom 2026. godine uvesti približno 6,93 TWh električne energije, čime se potvrđuje da prekogranična kupovina ostaje važan deo strukture domaćeg elektroenergetskog tržišta, čak i u situaciji kada godišnji izvoz premašuje uvoz.

Zvanični elektroenergetski bilans predviđa uvoz od 6.931 GWh, što je oko 14% manje nego 2025. godine, dok bi izvoz trebalo da iznosi 7.410 GWh, odnosno približno 2% više. Srbija bi tako godinu završila sa skromnim fizičkim neto suficitom od oko 479 GWh.

Taj suficit ne znači da je zemlja nezavisna od [[PRRS_LINK_1]]. Mala razlika između izvoza i uvoza pokazuje da Srbija razmenjuje velike količine električne energije sa susednim tržištima kako bi upravljala satnim deficitima u proizvodnji, raspoloživošću termoelektrana, hidrološkim uslovima, promenljivošću proizvodnje iz obnovljivih izvora i promenama regionalnih cena.

Bruto uvoz odgovara približno 23% projektovane finalne potrošnje električne energije od 29.972 GWh. Ukupna prekogranična trgovina u oba smera trebalo bi da dostigne gotovo 14,34 TWh, čime Srbija dobija sve značajniju ulogu regionalnog tržišta za trgovinu električnom energijom, tranzit i balansiranje sistema.

Komercijalni rezultat zavisiće mnogo manje od godišnje neto pozicije nego od cena po kojima Srbija uvozi i izvozi električnu energiju. Električna energija može biti izvezena tokom perioda visoke hidrološke proizvodnje, povoljne proizvodnje iz vetra ili manje domaće potrošnje, a zatim ponovo kupljena tokom zimskih večernjih sati, sušnih perioda ili havarijskih ispada po znatno višim cenama.

Zemlja stoga može biti neto izvoznik u fizičkom smislu, a da istovremeno ostvari nepovoljan finansijski rezultat trgovine električnom energijom. Ključna varijabla jeste razlika između prosečne izvozne cene i troška električne energije uvezene tokom deficitnih sati.

Pri ilustrativnoj prosečnoj uvoznoj ceni od 80 €/MWh, planirani bruto uvoz električne energije Srbije vredeo bi približno 555 miliona evra. Pri ceni od 100 €/MWh vrednost bi porasla na oko 693 miliona evra, dok bi pri 130 €/MWh dostigla približno 901 milion evra.

Ovo su scenarijske vrednosti, a ne prognoza stvarnog troška uvoza. Nabavka se realizuje kroz bilateralne ugovore, berze, aranžmane za balansiranje i različite proizvode sa različitim rokovima isporuke. Ipak, proračun pokazuje razmere izloženosti Srbije regionalnim veleprodajnim cenama.

Svako dodatno povećanje prosečne cene od 10 €/MWh na planirani obim uvoza povećalo bi bruto troškove nabavke za približno 69 miliona evra. Povećanje od 20 €/MWh povećalo bi trošak za oko 139 miliona evra, pre nego što se uzmu u obzir hedžing, prihodi od izvoza i vremenski raspored pojedinačnih transakcija.

Za Elektroprivredu Srbije (EPS), najvećeg proizvođača i snabdevača električnom energijom u zemlji, uvoz predstavlja istovremeno operativni instrument i značajan likvidnosni rizik. Proizvodni portfelj EPS-a i dalje se zasniva prvenstveno na termoelektranama na lignit i hidroelektranama, dok vetar i solarna energija imaju sve veći, ali još uvek manji doprinos.

Uvoz postaje neophodan kada dođe do problema u proizvodnji lignita, pada kvaliteta uglja, smanjenja raspoloživosti termoenergetskih blokova ili pogoršanja hidroloških uslova. Električna energija se, međutim, uvozi i iz komercijalnih razloga, kada je energija dostupna na susednim tržištima jeftinija od marginalnog troška domaće proizvodnje.

Planirano smanjenje uvoza sa približno 8,1 TWh u 2025. godini na 6,93 TWh u 2026. godini zavisi od veće domaće proizvodnje i bolje raspoloživosti proizvodnih jedinica. Prostor za slabije rezultate ostaje ograničen.

Duži ispad jednog velikog termoenergetskog bloka može stvoriti potrebu za nadoknadom od nekoliko stotina gigavat-časova. Ako se takav ispad poklopi sa niskim temperaturama ili slabom regionalnom proizvodnjom iz obnovljivih izvora, EPS može biti prinuđen da kupuje električnu energiju upravo tokom najskupljih sati na tržištu.

Trošak dodatno povećava struktura veleprodajnih cena. Uvoz tokom sunčanih popodnevnih sati može biti relativno jeftin. Uvoz tokom hladnih večernjih vršnih opterećenja, kada je proizvodnja iz vetra slaba, znatno je skuplji. Godišnji obim uvoza stoga govori malo o stvarnoj finansijskoj izloženosti bez odgovarajućih podataka o satnim cenama.

Hidroenergija Srbiji pruža dragocenu fleksibilnost, jer akumulacione hidroelektrane mogu pokrivati vršnu potrošnju i brzo reagovati na promene u elektroenergetskom sistemu. Njihov doprinos, međutim, zavisi od dotoka vode i upravljanja akumulacijama. Slabi hidrološki uslovi mogu istovremeno smanjiti jeftinu domaću proizvodnju i povećati potrebu za skupim uvozom.

Proizvodnja iz lignita obezbeđuje stabilniju osnovu proizvodnje, ali nosi sopstvene rizike. Poremećaji u rudarstvu, slabiji kvalitet uglja, ekološka ograničenja i starenje termoenergetskih jedinica mogu smanjiti raspoloživost kapaciteta. Izloženost Srbije uvozu stoga zavisi podjednako od operativnog stanja postojeće proizvodne flote i od brzine razvoja novih obnovljivih kapaciteta.

Širenje proizvodnje iz vetra i sunca postepeno će menjati strukturu uvoza, ali ove dve tehnologije ne treba posmatrati kao ekvivalentne.

Proizvodnja iz vetra obično ima veći faktor iskorišćenja i može da proizvodi tokom zime, noću i u periodima kada solarna proizvodnja nije dostupna. Njena proizvodna kriva stoga može smanjiti deo skupljeg sezonskog i večernjeg uvoza Srbije. Energija vetra takođe drugačije doprinosi regionalnom balansiranju i sistemskoj vrednosti, iako proizvodnja i dalje zavisi od vremenskih uslova.

Solarna energija smanjuje potrebu za proizvodnjom iz termoelektrana i uvozom tokom dnevnih sati, naročito u proleće i leto. Velike količine solarne proizvodnje, međutim, mogu stvoriti viškove tokom podneva, a da ne reše večernje deficite. Srbija bi mogla da izvozi električnu energiju tokom jeftinih solarnih sati, a da je nakon zalaska sunca ponovo uvozi po višoj ceni.

Ovaj rizik promene cenovne krive postaje važniji sa rastom kapaciteta obnovljivih izvora energije. Srbija je dostigla približno 1.232 MW instalisanih kapaciteta vetra i sunca, u poređenju sa nešto više od 400 MW pre nekoliko godina, dok strateški cilj iznosi oko 3,5 GW do 2030. godine.

Novi kapaciteti trebalo bi da smanje potrebu za proizvodnjom iz fosilnih goriva i umanje deo potrebe za uvozom. Stvarni rezultat zavisiće od strukture tehnologija, dostupnosti mreže, kapaciteta za skladištenje, ograničenja proizvodnje i operativne fleksibilnosti termo- i hidroportfelja EPS-a.

Planirani državni program izgradnje 1 GW solarnih elektrana sa baterijskim skladištima mogao bi značajno da utiče na dnevni bilans električne energije Srbije. Njegov doprinos smanjenju uvoza zavisiće od veličine skladišnog kapaciteta i načina njegovog dispečovanja.

Baterije mogu da prebace deo solarnog viška u večernje sate, smanje kupovinu tokom vršnih opterećenja i pruže usluge balansiranja. One, međutim, ne mogu da pokriju dugotrajne zimske deficite ili nekoliko uzastopnih dana slabe proizvodnje iz obnovljivih izvora, osim ako su kapacitet skladištenja i trajanje pražnjenja izuzetno veliki.

Ekonomiku programa stoga treba meriti kroz izbegnuti uvoz tokom sati sa visokim cenama, a ne samo kroz godišnju proizvodnju električne energije iz obnovljivih izvora. Jedan megavat-čas isporučen tokom večernjeg vršnog opterećenja može imati znatno veću vrednost od jednog megavat-časa proizvedenog u trenutku kada su regionalna tržišta preplavljena električnom energijom.

Poziciju Srbije dodatno jačaju razvijene interkonekcije sa Mađarskom, Rumunijom, Bugarskom, Severnom Makedonijom, Crnom Gorom, Bosnom i Hercegovinom, Hrvatskom i Albanijom. To učesnicima na tržištu omogućava pristup različitim proizvodnim sistemima koji kombinuju nuklearnu energiju, hidroenergiju, ugalj, gas, vetar i solar.

Mađarska povezuje Srbiju sa formiranjem cena u Centralnoj Evropi i likvidnim tržištem HUPX. Rumunija i Bugarska donose izloženost nuklearnoj, hidro i obnovljivoj proizvodnji. Crna Gora i Bosna i Hercegovina imaju izražene hidrološke varijacije, dok Severna Makedonija i Albanija pružaju dodatne pravce trgovine sever–jug.

Prekogranični pristup omogućava Srbiji da kupuje električnu energiju kada su cene u susednim zemljama niže, čak i kada bi domaća proizvodnja teoretski mogla da pokrije potrošnju. Stoga svaki uvoz ne treba tumačiti kao dokaz energetskog deficita.

Deo obima predstavlja komercijalnu optimizaciju, tranzitne tokove ili istovremeno trgovanje preko različitih granica. Električna energija može ući u Srbiju iz jednog tržišta i izaći prema drugom, dok trgovci koriste razlike u cenama, a Srbija obezbeđuje prenosni pravac.

Ograničavajući faktor jeste raspoloživi prekogranični kapacitet. Prava na prenosni kapacitet postaju vrednija tokom regionalnih nestašica, upravo u periodima kada rastu i cene električne energije. Isporučena cena uvezene električne energije stoga uključuje i cenu same energije i trošak obezbeđivanja prenosnog kapaciteta.

Zagušenje mreže može sprečiti Srbiju da pristupi najjeftinijem susednom izvoru. Čak i kada je jeftinija električna energija dostupna u drugom delu jugoistočne Evrope, nedovoljan kapacitet na relevantnoj granici može primorati kupce da nabavku obave preko skupljeg pravca.

Uvoz električne energije Srbije stoga treba analizirati kroz četiri odvojene komponente: planirane komercijalne kupovine, balansnu energiju, hitnu pomoć i tokove povezane sa tranzitom. Njihovo objedinjavanje u jednu godišnju brojku prikriva različite ekonomske razloge prekogranične razmene.

Finansijske posledice prevazilaze EPS. Veliki industrijski potrošači dobijaju ponude za električnu energiju koje se delimično zasnivaju na cenama na SEEPEX-u, regionalnim terminskim cenama, troškovima balansiranja i proceni dobavljača o riziku uvoza. Viši troškovi zamenske energije na kraju se odražavaju u novim komercijalnim ugovorima, čak i kada se regulisane tarife za domaćinstva menjaju sporije.

Industrije čelika, bakra, cementa, hemikalija, rudarstva, prehrambene industrije i drugi kontinuirani procesi posebno su izloženi, jer ne mogu lako da zaustave proizvodnju tokom skupih sati. Njihove strategije nabavke električne energije moraju uzeti u obzir iste satne i sezonske rizike sa kojima se suočava i nacionalni sistem.

Dugoročni ugovori o otkupu električne energije mogu smanjiti deo ove izloženosti, ali je struktura ugovora od ključnog značaja. PPA ugovor zasnovan samo na solarnoj energiji može pokriti dnevnu potrošnju, dok kupac ostaje izložen tokom zimskih večernjih sati. Energija vetra pruža drugačiji i često vredniji profil proizvodnje, ali ne može da garantuje stalnu isporuku.

Diversifikovani portfelj vetra i sunca, u kombinaciji sa snabdevanjem iz mreže, fleksibilnom potrošnjom i odgovarajuće dimenzionisanim baterijskim skladištima, nudi uverljiviji put ka smanjenju izloženosti uvozu tokom skupih perioda. Relevantna mera nije samo procenat godišnje potrošnje pokriven obnovljivim izvorima, već preostala satna pozicija koja ostaje otvorena prema tržištu.

Za izvoznike koji posluju sa evropskim kupcima, nabavka električne energije ima i dimenziju ugljenika i dokumentacije. Teška zavisnost Srbije od termoelektrana znači da poreklo, merenje i ugovorna alokacija obnovljive električne energije sve više utiču na izveštavanje o ugljeničnom otisku proizvoda i komercijalni pristup lancima snabdevanja sa nižim emisijama.

Očekivana neto izvozna pozicija Srbije od 479 GWh stoga ne treba da se predstavlja kao dokaz da je elektroenergetski sistem izolovan od spoljnih tržišta. Ona predstavlja samo oko 1,6% projektovane finalne potrošnje, zbog čega bilans ostaje osetljiv na relativno male promene domaće proizvodnje ili potrošnje.

Slabija hidrološka godina, odloženi remont termoenergetskih jedinica ili veći ispad proizvodnog kapaciteta mogli bi brzo da eliminišu projektovani suficit. Uvoz bi tada porastao iznad 6,93 TWh, potencijalno u periodu povišenih regionalnih cena.

Bolji hidrološki uslovi, snažnija proizvodnja lignita i termoelektrana, manja potrošnja ili brže puštanje novih obnovljivih kapaciteta mogli bi da povećaju izvoz i smanje potrebu za kupovinom iz inostranstva. Čak i u takvoj godini, uvoz bi ostao komercijalno koristan kad god je električna energija iz susednih zemalja jeftinija od domaće proizvodnje.

Strateški cilj stoga nije eliminisanje uvoza električne energije. Potpuna samodovoljnost zahtevala bi skupe proizvodne i rezervne kapacitete koji bi tokom normalnih uslova mogli ostati nedovoljno iskorišćeni. Interkonekcije omogućavaju Srbiji da pristupi jeftinijoj električnoj energiji, upravlja ispadima i učestvuje u regionalnoj trgovini.

Važniji cilj jeste smanjenje prinudnog uvoza tokom sati sa visokim cenama. Za to su potrebni pouzdana termoenergetska proizvodnja tokom tranzicionog perioda, disciplinovano upravljanje hidroakumulacijama, uravnotežen portfelj vetra i sunca, skladištenje energije, snažnija mrežna infrastruktura i fleksibilnija industrijska potrošnja.

Planirani uvoz Srbije od 6,93 TWh stoga predstavlja istovremeno meru fleksibilnosti sistema i upozorenje na preostalu izloženost. Zemlja može ostati neto izvoznik na godišnjem nivou, a da i dalje u velikoj meri zavisi od regionalne električne energije tokom kritičnih sati. Finansijska snaga takve pozicije biće određena vremenom i cenom prekograničnih transakcija, a ne samo godišnjim fizičkim bilansom.