Uticaj CBAM-a na Srbiju menja formiranje cena električne energije i strukturu PPA ugovora

Režim EU za prekogranično prilagođavanje ugljenika stvara novi sloj tržišnog rizika oko električne energije iz Srbije, sve više razdvajajući uobičajenu domaću nabavku električne energije iz obnovljivih izvora od verifikovane električne energije koja se fizički isporučuje preko granice EU.

Srpsko [[PRRS_LINK_1]] ulazi u fazu u kojoj se poreklo energije iz obnovljivih izvora, fizička isporuka i tretman emisija ugljenika više ne mogu vrednovati kao da predstavljaju isti proizvod. Konačni [[PRRS_LINK_2]] primenjuje se od 1. januara 2026. godine, uz objavljene cene CBAM sertifikata od 75,36 evra po toni CO₂ u prvom kvartalu i 75,28 evra u drugom kvartalu 2026. godine. Za proizvođače, snabdevače, trgovce, korporativne kupce i finansijere, to stvara potencijalno značajnu razliku u vrednosti između električne energije iz obnovljivih izvora proizvedene i potrošene u Srbiji i iste električne energije fizički uvezene u Evropsku uniju.

Ključna razlika je mesto isporuke. Električna energija proizvedena i potrošena u Srbiji ostaje transakcija na srpskom tržištu električne energije, bez obzira na to da li je kupac kompanija u domaćem vlasništvu ili društvo-kćer neke industrijske grupe iz EU. Srpski proizvođač koji u EU izvozi čelik, aluminijum, đubrivo ili cement može biti obuhvaćen CBAM-om za proizvode, ali električna energija koju njegova fabrika u Srbiji kupuje nije sama prešla carinsku granicu EU. Tretman CBAM-a specifičan za električnu energiju postaje direktno relevantan kada se električna energija iz Srbije fizički uvozi u neku državu članicu EU.

Ova razlika menja i vrednost PPA ugovora za vetroelektranu ili solarnu elektranu u Srbiji. Za domaćeg industrijskog potrošača, PPA je prvenstveno instrument za upravljanje cenom energije, profilom proizvodnje i izloženošću troškovima balansiranja. On može podržati i dekarbonizaciju kompanije i izveštavanje o emisijama, ali sama električna energija ne podleže posebnoj CBAM obavezi kao roba. Za kupca iz EU koji uvozi električnu energiju iz Srbije, međutim, ugovor mora da utvrdi da li relevantni MWh mogu da koriste važeći regulatorni podrazumevani faktor ili stvarne emisije srpskog proizvodnog postrojenja.

To su ekonomski različiti proizvodi. Domaći PPA u Srbiji može se procenjivati kroz cenu energije, naknade za usklađivanje i upravljanje isporukom, izloženost odstupanjima, troškove profila, mrežarine, poreze i garancije porekla. Prekogranični PPA dodatno uključuje prenosne kapacitete, tranzit, gubitke, nominacije, verifikaciju i CBAM rizik. Zbog toga poređenje ova dva modela samo na osnovu ugovorene cene može dati pogrešnu ekonomsku sliku.

Veliki industrijski potrošači u Srbiji predstavljaju pouzdanu osnovu za domaće dugoročno ugovaranje električne energije iz obnovljivih izvora. Čeličana HBIS Group Serbia u Smederevu, sa projektovanim godišnjim kapacitetom od oko 2,2 miliona tona, predstavlja značajan i relativno kontinuiran profil potrošnje električne energije. Postrojenja Elixir Group-a za proizvodnju đubriva i fosforne kiseline u Prahovu i Šapcu predstavljaju još jedan energetski intenzivan potrošački kompleks, podržan investicionim programom vrednim 179 miliona evra koji je završen tokom 2025. godine. Impol Seval u Sevojnu, Moravacemova cementara kapaciteta 1,35 miliona tona u Popovcu, Holcim Srbija i Titan Cementara Kosjerić predstavljaju dodatnu tražnju koja može podržati strukturirano snabdevanje, sleeved PPA ugovore i portfolijske proizvode.

Vrednost ovih industrijskih kupaca ne zavisi samo od njihove izloženosti CBAM-u za proizvode. Njihova veličina, faktor opterećenja i kreditni kvalitet mogu podržati finansiranje novih kapaciteta iz obnovljivih izvora, dok njihovi profili potrošnje utiču na vrednost različitih tehnologija. Proizvodnja čelika, đubriva i cementa može obezbediti relativno stabilnu industrijsku tražnju, što stvara prirodno poklapanje sa proizvodnjom vetroelektrana. Proizvodnja aluminijuma i druge industrijske aktivnosti sa koncentrisanom dnevnom potrošnjom mogu ostvariti veću vrednost iz solarne energije. Periodi održavanja, obustave proizvodnje i smanjenje obima rada ipak stvaraju rizik odstupanja potrošnje kupca, koji mora biti modelovan odvojeno od raspoloživosti proizvodnog postrojenja.

Za domaće tržište, PPA modeli „pay-as-produced“, odnosno ugovori prema stvarno proizvedenoj količini, predstavljaju jednostavnu početnu strukturu. Industrijski potrošač preuzima raspoloživu proizvodnju iz vetroelektrane ili solarne elektrane, dok preostalu električnu energiju nabavlja od licenciranog snabdevača. Time se održava jasna veza između proizvodnje postrojenja i ugovorene energije, dok troškovi odstupanja i preostalog snabdevanja ostaju vidljivi. Strukturirani ili bazni modeli prenose deo rizika profila na prodavca ili snabdevača, ali istovremeno uvode zamensku električnu energiju čija cena, izvor i ekološke karakteristike mogu da se razlikuju od karakteristika imenovanog obnovljivog postrojenja.

Cena bazne isporuke vezana za solarni projekat zato ekonomski nije jednaka ceni same solarne proizvodnje. Ona predstavlja kombinaciju solarne proizvodnje, zamenske električne energije, sezonskog oblikovanja profila, upravljanja odstupanjima, kreditnog rizika i marže snabdevača. Zamenska električna energija može postati značajan trošak tokom zime, perioda slabog sunčevog zračenja ili produženih perioda negativnih cena. Ugovori zato moraju jasno definisati koja strana nabavlja zamenske količine i da li ta energija nosi prosečne tržišne, portfolijske ili specifične emisijske karakteristike konkretnog postrojenja.

Model CBAM-a specifičan za električnu energiju je zahtevniji. Uvezena električna energija generalno koristi važeći podrazumevani faktor emisija, dok se stvarne ugrađene emisije mogu koristiti samo kada su za konkretnu uvezenu količinu dokazani svi relevantni uslovi. Sama činjenica da je električna energija proizvedena iz obnovljivog izvora nije dovoljna, a garancija porekla ne zamenjuje potrebne fizičke i ugovorne dokaze.

Električna energija koja ispunjava uslove mora biti obuhvaćena PPA ugovorom između ovlašćenog CBAM deklaranta i proizvođača iz treće zemlje. Srpsko postrojenje mora da ispuni relevantne uslove u pogledu priključenja na mrežu, dok emisije fosilnog CO₂ iz postrojenja moraju ostati ispod praga od 550 g CO₂ po kWh. Uvezene količine moraju biti čvrsto nominovane od strane nadležnih operatora prenosnih sistema kroz sisteme zemlje porekla, tranzita i odredišta, pri čemu proizvodnja i nominacija moraju da se odnose na isti period, koji ne može biti duži od jednog sata. Akreditovani verifikator mora da potvrdi ispunjenost uslova i dobije potrebne međupodatke.

Za trgovce ovo stvara satni redosled provere podobnosti. PPA mora biti važeći za relevantni sat isporuke, imenovano postrojenje mora da proizvede odgovarajuću količinu električne energije, ugovorena količina mora ostati raspoloživa u skladu sa pravilima raspodele, prekogranične nominacije moraju biti potvrđene, a uslovi u vezi sa mrežom moraju biti potkrepljeni dokazima. Količina koja može da koristi tretman na osnovu stvarnih emisija tako postaje najmanja od količine kvalifikovane proizvodnje, ugovorene količine i nominovane količine.

Ako, na primer, postrojenje tokom jednog sata proizvede 50 MWh, PPA pokriva 45 MWh, a kvalifikovana prekogranična nominacija iznosi samo 38 MWh, tretman na osnovu stvarnih emisija može se primeniti na najviše 38 MWh, pod uslovom da su ispunjeni i svi ostali kriterijumi. Preostala proizvodnja ne može se automatski preneti na drugi sat, drugog uvoznika ili drugu nominaciju. Prosečna mesečna proizvodnja iz obnovljivog izvora ne može nadoknaditi nedostatak dokaza za pojedinačni sat.

CBAM podobnost zato postaje problem raspodele količina i obračuna. Trgovinski sistemi moraju da razlikuju uobičajeno isporučenu električnu energiju od električne energije koja ispunjava uslove za CBAM tretman na osnovu stvarnih emisija. Kupac može komercijalno obračunati 100 MWh, dok samo 70 MWh ispunjava uslove za tretman na osnovu stvarnih emisija. Preostalih 30 MWh može biti obuhvaćeno odgovarajućim podrazumevanim faktorom, stvarajući dodatni obračun troška ugljenika izvan uobičajenog obračuna odstupanja.

Ekonomija ovog modela već je značajna pri ceni sertifikata od 75,28 evra po toni u drugom kvartalu. Stres-test raspon od 0,5 do 0,8 tona CO₂ po MWh, koji ne predstavlja zvanični faktor emisija za Srbiju, podrazumeva trošak ugljenika od približno 37,64 do 60,22 evra/MWh. Za prekogranični portfolio koji godišnje isporučuje 100 GWh, razlika između verifikovanog tretmana sa niskim emisijama i potpunog prelaska na podrazumevani faktor mogla bi da dostigne približno 3,8–6,0 miliona evra godišnje.

PPA za električnu energiju iz obnovljivih izvora u Srbiji po ceni od 55–70 evra/MWh, uz dodatnih 10–20 evra/MWh za prenosne kapacitete, gubitke, trgovinu, balansiranje i troškove usklađivanja, mogao bi da proizvede okvirnu isporučenu cenu u EU od oko 66–93 evra/MWh kada uvezena električna energija ispunjava uslove za povoljniji tretman na osnovu stvarnih niskih emisija. Kod primene punog podrazumevanog faktora, ista transakcija mogla bi da dostigne 104–153 evra/MWh, pre poreza specifičnih za kupca i regulisanih naknada.

Potencijalna razlika je zato prevelika da bi ostala nealokiran ugovorni rizik. Snabdevač ne može verodostojno garantovati tretman CBAM-a na osnovu stvarnih emisija konkretnog postrojenja bez kontrole nad PPA lancem, merenjem, nominacijama, dokazima o mrežnim uslovima i komunikacijom sa verifikatorom. Isto tako, industrijski kupac ne može pretpostaviti da garancija porekla automatski prenosi taj rizik na proizvođača. Ugovori moraju da sadrže poseban mehanizam za slučaj prelaska na podrazumevani faktor i jasno definišu odgovornost za dodatne troškove ugljenika nastale zbog grešaka proizvođača, trgovca, kupca ili deklaranta, mrežnih događaja i promena propisa.

Greške pod kontrolom proizvođača mogu uključivati netačne podatke sa mernih uređaja, pogrešnu identifikaciju postrojenja i nedostavljanje podataka o emisijama. Greške pod kontrolom trgovca mogu obuhvatiti propuštene nominacije, promene trase i neusaglašenost podataka u procesu raspoređivanja. Kupac ili ovlašćeni deklarant trebalo bi, po pravilu, da snosi posledice kasne registracije, grešaka u prijavljivanju ili neispunjavanja obaveze kupovine i predaje sertifikata. Zagušenja i drugi sistemski događaji zahtevaju unapred dogovoren mehanizam za pogođene količine, podelu troškova ili prenos troška primene podrazumevanog faktora.

Posredničke strukture zahtevaju posebnu pažnju. Konvencionalni regionalni lanac trgovine može uključivati srpskog proizvođača, licenciranog domaćeg snabdevača, prekograničnog trgovca, snabdevača iz EU i krajnjeg industrijskog potrošača. Ovi ugovori „back-to-back“ mogu da omoguće obračun fizički isporučene električne energije, ali sami po sebi ne čuvaju automatski podobnost za tretman na osnovu stvarnih emisija. Učesnici moraju utvrditi da li ovlašćeni deklarant ostaje povezan sa srpskim proizvođačem kroz kvalifikovanu ugovornu strukturu i da li se potrebni dokazi mogu dostaviti na način specifičan za konkretnog deklaranta.

To stvara potencijalnu premiju za obnovljive izvore sa kvalitetnom podatkovnom infrastrukturom. Dve vetroelektrane sa sličnim prognozama proizvodnje i tržišnim cenama više ne moraju imati istu ekonomsku vrednost. Postrojenje koje može da obezbedi pouzdano satno merenje, stabilnu identifikaciju postrojenja, usklađivanje nominacija, akreditovanu verifikaciju i dugoročna prava revizije može da podrži proizvod sa verifikovanim tretmanom pri uvozu. Projekat bez takvih kontrola ostaje običan proizvođač električne energije iz obnovljivih izvora čija prekogranična proizvodnja na kraju može biti obračunata prema podrazumevanom faktoru.

Garancije porekla trebalo bi i dalje posmatrati odvojeno. One podržavaju tvrdnje o korišćenju energije iz obnovljivih izvora i imaju sopstvena pravila u pogledu cene, prenosa i poništavanja. Ne bi trebalo da budu uključene u nedefinisanu „premiju za zelenu energiju“ koja istovremeno tvrdi da pokriva CBAM tretman. Kupac može u okviru istog komercijalnog paketa nabaviti fizičku električnu energiju, garancije porekla i verifikovanu CBAM podobnost, ali svaka od tih komponenti mora imati zasebnu definiciju i mehanizam obračuna.

Vetar i solarna energija takođe imaju različite uloge na ovom tržištu. Proizvodnja iz vetroelektrana u Srbiji ima širi satni i sezonski profil, veći faktor iskorišćenja i prirodno bolje poklapanje sa kontinuiranom industrijskom potrošnjom. To može povećati količinu električne energije koja se poklapa sa industrijskom tražnjom i prekograničnim nominacijama bez potrebe za velikim veštačkim oblikovanjem profila. Vetar je, međutim, i dalje izložen greškama u prognozama, troškovima odstupanja, ograničenjima proizvodnje i periodima niske proizvodnje koji ne mogu da podrže čvrstu isporuku.

Solarna proizvodnja koncentrisana je tokom dnevnih sati i sve više se poklapa sa periodima nižih regionalnih veleprodajnih cena. Kako se povećavaju solarni kapaciteti u Srbiji i susednim zemljama, pad ostvarive tržišne cene solarne proizvodnje u odnosu na baznu cenu mogao bi postati važniji od godišnjih prosečnih baznih cena. Solarni PPA ugovori mogu ostati atraktivni za fabrike sa snažnom dnevnom potrošnjom, ali prekogranični bazni proizvodi zahtevaju značajne količine zamenske električne energije. Emisijske i CBAM karakteristike te zamenske energije mogle bi na kraju odrediti ekonomiku čitavog ugovora.

Baterijsko skladištenje može smanjiti izloženost odstupanjima i pomeriti deo proizvodnje solarnog projekta, ali samo po sebi ne rešava problem sledljivosti. Baterija koja se puni isključivo iz imenovanog obnovljivog postrojenja, uz odvojeno merenje, može da očuva jasniji lanac dokaza. Baterija koja se istovremeno puni iz srpske mreže uvodi mešovitu električnu energiju u sistem, zbog čega se njena isporučena energija ne može jednostavno označiti kao električna energija poreklom iz prvobitnog obnovljivog postrojenja bez odgovarajuće metodologije i lanca dokaza.

Projektni portfolio Srbije pruža fizičku osnovu za dalji razvoj tržišta. Prve dve aukcije za obnovljive izvore energije dodelile su gotovo 1,3 GW kapaciteta vetra i solarne energije. Na drugoj aukciji pristigao je 41 predlog, a podrška je dodeljena projektima ukupne snage do 645 MW, uz ponuđene cene od 50,9 evra/MWh za solarne i 53,6 evra/MWh za vetroelektrane. Ove cene povećavaju poverenje u tržište, ali ih ne treba tumačiti kao direktno dostupne cene za korporativne PPA ugovore, jer projekti podržani aukcijama imaju sopstvene ugovore za razliku u ceni, modele raspodele prihoda i finansijske obaveze.

Vetroelektrana Pupin kompanije Enlight Renewable Energy, snage 94,4 MW, imala je objavljenu ukupnu vrednost projekta od oko 144 miliona evra, od čega je približno 91,4 miliona evra obezbeđeno od EBRD-a i Erste banke. Masdar i Taaleri Energia obezbedili su 144 miliona evra bespovratnog projektnog duga bez regresa za vetroelektranu Čibuk 2, snage 154 MW, od UniCredit banke i Erste banke. Korišćenje postojeće priključne infrastrukture Čibuka 2 pokazuje finansijski značaj obezbeđenog pristupa mreži na tržištu gde rok priključenja može značajno uticati na rizik izgradnje.

Kombinovani portfolio od 1,3 GW vetroelektrana i solarnih elektrana u Srbiji podrazumeva okvirnu investicionu potrebu od približno 1,4–1,9 milijardi evra, na osnovu planskih pretpostavki od 1,3–1,6 miliona evra po MW za vetar i 0,55–0,75 miliona evra po MW za solar. Ugovorene vetroelektrane mogle bi da podrže osnovne prinose na kapital od oko 10–13%, uz potencijalni rast prema 13–15% u uslovima bolje proizvodnje i viših tržišnih cena. Solarni projekti mogli bi da ostvare oko 9–12% u osnovnom scenariju i 12–14% u povoljnom scenariju, iako pad ostvarivih cena tokom podnevnih sati stvara izraženiji rizik na negativnoj strani.

Kašnjenje priključenja od 12–18 meseci moglo bi da smanji IRR na kapital za vetroprojekte za približno 2–3 procentna poena zbog izgubljene proizvodnje, većih kamata tokom izgradnje i produženog trajanja garancija. Solarni projekti mogli bi da izgube 2,5–4 procentna poena, jer bi odloženi projekat mogao da uđe na zasićenije podnevno tržište nego što je pretpostavljeno prilikom finansijskog zatvaranja. Ograničenje proizvodnje vetroelektrane od 3% moglo bi da smanji prinos na kapital za oko 0,4–0,8 procentnih poena, dok bi kombinacija ograničenja solarne proizvodnje i pada ostvarive tržišne cene od 5–8% mogla da umanji prinos za približno 0,8–1,8 procentnih poena.

Industrijski PPA ugovori mogu poboljšati bankabilnost projekta, ali će finansijeri verovatno razlikovati uobičajeni kreditni kvalitet kupca od neverifikovane prekogranične zelene premije. Banke verovatno neće u potpunosti uključiti CBAM uštedu u kapacitet za zaduživanje dok se ne dokaže ugovorni i operativni mehanizam. Uštede na troškovima ugljenika koje zavise od satnih nominacija, rada verifikatora i složenih posredničkih struktura biće znatno više diskontovane nego fiksni prihodi od prodaje električne energije kreditno sposobnom srpskom industrijskom kupcu.

Operativni model zato zahteva dve usklađene evidencije. Energetska evidencija treba da obuhvata rasporede, količine sa mernih uređaja, fakture, odstupanja i obračun. CBAM evidencija treba da utvrđuje MWh koji ispunjavaju uslove za tretman na osnovu stvarnih emisija. Treća evidencija ostaje neophodna za garancije porekla i druge ekološke atribute. Objedinjavanje sve tri evidencije u jedan zapis o električnoj energiji iz obnovljivih izvora stvorilo bi nepotrebnu nejasnoću u obračunu i revizorski rizik.

Dnevne i unutardnevne operacije treba da obuhvate prognoze proizvodnje, rasporede, nominacije i izuzetke. Proces usklađivanja T+1 do T+5 treba da upoređuje izmerenu proizvodnju sa prekograničnim količinama i izdvaja sate za koje nema odgovarajuće dokumentacije. Mesečno zatvaranje treba da uskladi fakture za električnu energiju, kvalifikovane količine, garancije porekla i dokumentaciju verifikatora. Dodatak ugovoru specifičan za deklaranta trebalo bi izdati tek nakon što lanac dokaza prođe odgovarajuću kontrolu.

Srpsko tržište električne energije tako razvija dva različita proizvoda iz obnovljivih izvora, a ne jedan. Prvi je domaće snabdevanje električnom energijom iz obnovljivih izvora, čija se vrednost određuje kroz energiju, profil, balansiranje, mrežu i ekološke atribute. Drugi je verifikovana prekogranična električna energija, koja nosi dodatni paket nominacija, dokaza o mrežnim uslovima, verifikacionih zahteva i raspodele rizika prelaska na podrazumevani CBAM faktor. Drugi proizvod može ostvariti premiju, ali samo kada čitav operativni lanac izdrži satnu proveru.

Najvredniji projekat obnovljive energije u Srbiji zato neće nužno biti onaj sa najnižom ugovorenom cenom. Sve više će biti vredan projekat koji kombinuje konkurentne troškove proizvodnje, siguran pristup mreži, profil proizvodnje prilagođen industrijskoj potrošnji, pouzdane nominacije i kvalitetnu dokumentaciju koja može da očuva predviđeni tretman emisija pri prekograničnoj isporuci.

Elevated by CBAM.Clarion.Engineer