Proizvođači električne energije, trgovci i banke u jugoistočnoj Evropi suočavaju se sa sve većim jazom između cene dostupne na susednim EU berzama i prihoda koji mogu zadržati nakon troškova ugljenika, troškova prenosa i rizika isporuke. Taj jaz menja investicionu sliku za proizvodnju iz uglja, projekte iz obnovljivih izvora i prekogranične ugovore o kupovini električne energije, posebno u Srbiji i Crnoj Gori.
Ključno komercijalno pitanje sve više glasi da li izvezena megavat-sat može ostvariti pozitivnu maržu nakon što se utvrdi tretman njenih emisija. Viša cena u Mađarskoj ili Italiji pruža priliku, ali transakcija takođe zahteva dovoljno prenosnog kapaciteta, merljivo izloženost uravnoteženju i odbranjiv proračun granične obaveze po osnovu ugljenika.
Službena CBAM cena Evropske komisije za električnu energiju i druge obuhvaćene proizvode uvezene tokom trećeg kvartala 2026. iznosi 82,32 EUR po toni CO₂ ekvivalenta, u odnosu na 75,28 EUR u Q2 i 75,36 EUR u Q1. Kvartalna cena se primenjuje na relevantni period uvoza; ne treba je mešati sa dnevnom kotacijom EU dozvola. Kupovina sertifikata počinje u februaru 2027, iako se finansijska izloženost odnosi na uvoz ostvaren tokom 2026. godine.
Za trgovce, taj vremenski raspored razdvaja nastanak obaveze od njenog konačnog gotovinskog izmirenja. Prihod od transakcije električne energije može se naplatiti znatno pre kupovine sertifikata. Ukoliko se odredba za ugljenik ne zadrži ili ne bude adekvatno finansirana, profitabilno izgledajući trgovački portfelj može kasnije zahtevati znatno plaćanje.
Za zajmodavce, isto vremensko usklađivanje stvara razlog da se preispitaju potraživanja, kolateral i raspoloživost gotovine uz konvencionalna trgovačka ograničenja. Finansiranje kupovine električne energije bez uračunavanja pripadajuće obaveze po osnovu ugljenika može potceniti obrtni kapital potreban za okončanje transakcije.
Mehanizam funkcioniše paralelno sa EU sistemom trgovanja emisijama, koji već ceni emisije iz obuhvaćene proizvodnje električne energije unutar EU. Kada proizvođač fosilnih goriva postavlja veleprodajnu cenu električne energije, njegov trošak ugljenika može se odraziti na cenu koja se plaća na tržištu. Međutim, prenos zavisi od strukture proizvodnje, cena goriva i marginalnog postrojenja u svakom periodu isporuke.
To stvara neujednačen komercijalni odnos širom SEE. Ugljenik može podržati veleprodajnu cenu dostupnu u EU odredištu, dok CBAM smanjuje maržu na električnu energiju uvezenu iz treće zemlje. Izvoznik stoga mora izračunati oba efekta, umesto da višu EU cenu tretira kao nedvosmernu korist.
Jedna jednostavna ilustrativna transakcija pokazuje razmeru razlike. Pretpostavimo da se električna energija kupuje na ne-EU tržištu po 80 EUR/MWh, prodaje u EU po 130 EUR/MWh i da nastaju 10 EUR/MWh troškova kapaciteta, uravnoteženja i drugih troškova isporuke. Pre CBAM-a, transakcija ostvaruje 40 EUR/MWh marže.
Pri Q3 ceni sertifikata, primenljivi faktor emisija od 0,40 tCO₂/MWh stvara bruto trošak ugljenika od 32,93 EUR/MWh, ostavljajući 7,07 EUR/MWh. Pri 0,80 tCO₂/MWh, trošak ugljenika dostiže 65,86 EUR/MWh, pretvarajući transakciju u gubitak od 25,86 EUR/MWh.
Ovi podaci su proračuni osetljivosti, a ne nacionalne podrazumevane vrednosti ili konačne procene usklađenosti. Pretpostavlja se da ne postoji odbitak za ugljenik koji je efektivno plaćen u zemlji porekla. Njihova svrha je da pokažu da se značajan razmak između cena može izgubiti kada se uključi proračun emisija.
Uslov za tačku pokrića sledi direktno. Pod tim pretpostavkama, 40 EUR/MWh marže može da podrži samo faktor emisija od oko 0,486 tCO₂/MWh pri ceni ugljenika od 82,32 EUR/tCO₂. Više naknade za kapacitet ili troškovi uravnoteženja dodatno smanjuju tu toleranciju.
Proračun takođe otkriva rizik u strategijama trgovanja na osnovu godišnjeg proseka. Proizvođač može očekivati povoljan prosečan razmak tokom godine, ali može ostvariti većinu svog izvoznog outputa u satima kada je cena odredišta slaba. Troškovi ugljenika moraju se proceniti u odnosu na prihod od stvarne transakcije, a ne na osnovu regionalne glavne cene.
Rani tržišni dokazi ukazuju da je prekogranična aktivnost već oslabljena. Sekretarijat Energetske zajednice navodi da su bruto planirane razmene električne energije između Zapadnog Balkana i EU pale sa 8.828 GWh na 7.494 GWh u Q2 2026, približno 15% na godišnjem nivou. Razmene u prvom polugodištu bile su oko 19% niže. Reč je o bruto tokovima u oba smera, a ne o merilu samo izvoza.
Ove brojke ne treba tumačiti kao dokaz da je CBAM izazvao pad u celosti. Promenila se i hidrologija, dostupnost proizvodnje i cene susednih EU tržišta. Ipak, smanjena trgovačka aktivnost stvara komercijalnu zabrinutost kada se zadržava uprkos prilikama za konvergenciju cena.
Za tržišne učesnike, razlika između fizičkih tokova i komercijalnih rasporeda postaje sve korisnija. Električna energija može da se kreće kroz međusobno povezana mreža, a da svako kretanje ne predstavlja profitabilan, posebno ugovoren izvoz. Trgovačka strategija stoga treba da prati zakazanu transakciju, carinski tretman i ugovorne obaveze, a ne da profitabilnost izvodi samo iz podataka o fizičkim tokovima.
Srbija ilustruje izazov delimične konvergencije cena ugljenika. Njeni nacionalni okvir primenjuje se od 1. januara 2026, uz domaći porez na emisije koji je Svetska banka evidentirala kao 4 EUR/tCO₂e na emisije iznad referentnih nivoa zasnovanih na tehnologiji u obuhvaćenim sektorima, uključujući proizvodnju električne energije. Taj okvir se razlikuje od primene cene ugljenika EU na svaku tonu emitovanu.
Komercijalna implikacija je da postojanje srpskog poreza na ugljenik ne uspostavlja ekvivalentne troškove ugljenika preko granice. Trgovac takođe ne bi trebalo automatski da oduzme glavnu stopu 4 EUR od cene EU sertifikata za svaku tonu pripisanu izvozu. Svako umanjenje mora da odražava prihvatljiv trošak ugljenika koji je efektivno plaćen i potkrepljen potrebnim dokazima.
Za srpske komunalne službe i nezavisne snabdevače, to stvara pitanje portfolija. Domaća prodaja, regionalna prodaja u zemlje van EU i izvoz u EU mogu ponuditi različite marže za isti proizvodni portfolio. Te alternative treba uporediti nakon isporuke i troškova ugljenika, uz uključene domaće obaveze snabdevanja i operativna ograničenja.
Za proizvođača intenzivnog na ugalj, visoka veleprodajna cena u EU i dalje može opravdati neke izvoze. Ali odluka postaje osetljivija na primenjeni tretman emisija i trošak prenosnog kapaciteta. Izvozni prihod više ne može pouzdano da se procenjuje samo na osnovu cene odredišta.
Crna Gora ima drugačiju polaznu tačku jer već ima domaći okvir za kredite po osnovu emisija. Objavljeno obaveštenje o aukciji za dozvole za 2024. godinu navodilo je minimalnu ponudu od 24 EUR/tCO₂. Taj istorijski prag nije dokaz da svaka aktuelna izvezena megavat-sat nosi odbitnu uplatu po osnovu ugljenika po toj stopi. U julu 2026. godine, vlada je takođe objavila predloženi plan puta za sprovođenje EU ETS-a po pristupanju.
Za crnogorski posao sa električnom energijom, veza sa Italijom čini razliku komercijalno značajnom. Viša italijanska cena može obezbediti vrednost izvoza, ali pristup interkonekciji ne uspostavlja poreklo niti tretman emisija isporučene električne energije.
Razborita procena bi ispitivala dostupnost hidroenergije, termo proizvodnju, zamenske kupovine i ugovornu alokaciju odvojeno. Tokom perioda slabe hidrologije, trošak ispunjavanja obaveze isporuke može porasti čak i kada je prvobitni ugovor bio povezan sa proizvodnjom iz obnovljivih izvora.
Ista logika važi i za električnu energiju koja se iz drugog tržišta usmerava kroz Crnu Goru. Prolazak kroz sistem električne energije sa nižim emisijama sam po sebi ne menja proizvodno poreklo trgovane električne energije. Usmeravanje, vlasništvo i proizvodno poreklo moraju se nezavisno dokumentovati.
Pitanja i odgovori Komisije o CBAM-u razlikuju električnu energiju puštenu za slobodnu cirkulaciju u EU od kvalifikovanih tranzitnih kretanja. Takođe navode da, kada električna energija iz treće zemlje prolazi kroz drugu treću zemlju pre potrošnje u EU, relevantni podrazumevani tretman prati zemlju proizvodnje. Komercijalno preusmeravanje stoga zahteva pažljivu procenu carine i porekla.
Proizvođači iz obnovljivih izvora suočavaju se sa povoljnijim fizičkim profilom emisija, ali i dalje moraju da utvrde podobnost za stvarne vrednosti. Smernice za električnu energiju trenutno zahtevaju kvalifikovani fizički PPA, direktnu vezu ili dokaz da duž rute nema fizičkog zagušenja, emisije ispod 550 gCO₂/kWh, nominirani kapacitet usklađen sa proizvodnjom u periodima ne dužim od jednog sata, i akreditovanu verifikaciju potkrepljenu mesečnim dokazima.
Zbog toga struktura izvoza postaje deo investicione slike projekta iz obnovljivih izvora. Vetroelektrana može tehnički da radi kako se očekuje, ali da ne postigne pretpostavljenu izvoznu cenu ako ugovori, nominacije i dokazi ne podržavaju planirani tretman emisija.
Sekretarijat Energetske zajednice je eksplicitno identifikovao praktične poteškoće za proizvođače iz obnovljivih izvora i developere koji žele da pokažu stvarne emisije. Njegova procena iz jula opisuje dodatne troškove usklađenosti i neizvesnost koja utiče na operacije i projekte.
Rezultujući rizik pripada finansijskom modelu pre odobravanja kredita. Zajmodavac treba da proceni najmanje dva scenarija prihoda: planirani tretman podržan prihvatljivim dokazima i nepovoljan scenario u kojem taj tretman nije dostupan. Razlika može uticati na servisiranje duga, kapacitet za distribuciju i iznos potrebnog kapitala.
Sertifikat za obnovljive izvore može podržati tvrdnje o poreklu i zahteve korporativne nabavke, ali ne bi trebalo da se vrednuje kao zamena za kompletne dokaze o isporuci po osnovu CBAM-a. Godišnje usklađivanje takođe ostavlja operativni problem: proizvodnja vetra i sunca ne mora nužno da se poklapa sa ugovorenim izvoznim satima.
Za trgovca koji obezbeđuje oblikovan proizvod, trošak zamene propuštene proizvodnje iz obnovljivih izvora mora biti vidljiv. Zamenska električna energija može očuvati komercijalnu isporuku, ali stvara drugačiju izloženost po osnovu emisija. Ugovor mora da identifikuje ko finansira tu izloženost i kako se ona usaglašava.
To je posebno relevantno za developere koji nude PPA sa fiksnim obimom. Fiksni profil isporuke može biti privlačan za kupca, ali prebacuje rizik proizvodnje i rizik zamenske električne energije na stranu odgovornu za oblikovanje outputa. Ta strana mora imati adekvatnu likvidnost i jasnu metodu za alokaciju prihvatljive proizvodnje.
Dogovor po principu plaćanja po proizvedenom smanjuje neke obaveze zamene, ali ostavlja kupca izloženim riziku obima i vremena. Najpogodnija struktura zavisi od operativnog profila proizvođača, fleksibilnosti kupca i kapaciteta dostupnog na planiranoj ruti.
Finansiranje Gvozd ilustruje razmeru kapitala koji je već angažovan za crnogorsku tranziciju ka obnovljivim izvorima. Evropska banka za obnovu i razvoj opisuje finansiranje do 82 miliona EUR za nabavku, razvoj, izgradnju i puštanje u rad 54,6 MW vetroprojekta koji uključuje EPCG i Green Gvozd. Ovaj primer ne uspostavlja određeni izvozni aranžman po osnovu CBAM-a; pokazuje zašto ekonomika isporuke ima značaj za velike investicije u energiju.
Širom regiona, skladištenje može poboljšati tu ekonomiku smanjenjem neravnoteže, preusmeravanjem outputa u vrednije sate i ograničavanjem prinudnih prodaja. Ali njegovu vrednost treba izračunati na osnovu operativnih uslova: troškova punjenja, prihoda od pražnjenja, gubitaka, degradacije i raspoloživog prihoda od uravnoteženja.
Punjenje baterije ne briše emisije povezane sa izvorom njene električne energije. Investicija u skladištenje namenjena podršci izvoznom proizvodu sa niskim emisijama stoga zahteva sopstveno merenje i procenu alokacije. Komercijalna fleksibilnost i podobnost po osnovu emisija su pitanja investicije, ali zahtevaju odvojene dokaze.
Sati sa negativnom cenom stvaraju još jednu komplikaciju. Viša cena ugljenika ne garantuje više cene za hvatanje obnovljivih izvora kada je proizvodnja vetra i sunca obilna. Projekat može imati koristi od cena u večernjim satima podržanih ugljenikom, dok prodaje veći deo svoje proizvodnje tokom dnevnih sati sa niskim cenama.
Za banke, to čini modelovanje prihoda po satima korisnijim od oslanjanja na prosečnu baznu cenu. Analiza treba da ispita proizvodnju koja se može izvoziti, dostupnost kapaciteta, ograničenja, neravnotežu i sva ograničenja u pogledu sposobnosti kupca da prihvati output.
Ugovori takođe moraju da obezbede jasnu alokaciju troškova po osnovu CBAM-a. Pravno odgovornost ovlašćenog deklaranta treba razlikovati od komercijalnog sporazuma koji određuje ko u konačnici snosi trošak. Prodavac može da se dogovori da nadoknadi troškove, a da ne postane entitet odgovoran za EU deklaraciju.
Korisne odredbe bi trebalo da obuhvate rokove za dostavljanje dokaza, odbijene podatke, zamenske kupovine, promene cena ugljenika i kasnije korekcije. Takođe treba da uspostave funkcionalan proces rešavanja sporova. Široko obećanje isporuke „zelene električne energije“ ostavlja previše neizvesnosti za transakciju sa merljivim obavezama po osnovu ugljenika i isporuke.
Hedžing zahteva sličnu preciznost. Pozicija u EU dozvolama može obezbediti finansijsku zaštitu od kretanja u osnovnom tržištu ugljenika, ali ne može zameniti CBAM sertifikate niti obezbediti prihvatanje tvrdnje o emisijama. Rizik cene i rizik dokaza ostaju odvojeni.
Promene politike bi eventualno mogle poboljšati položaj izvoznika obnovljivih izvora. Komisija je predložila izmene pripisivanja emisija električne energije, zajedno sa širim merama nizvodno i merama protiv zaobilaženja. Te predloge treba zadržati kao slučaj osetljivosti dok primenljivo zakonodavstvo ne bude konačno.
Zbog toga komunalne službe, trgovci i investitori imaju neposredan operativni zadatak: utvrditi maržu prilagođenu ugljeniku za svaku rutu isporuke, dodeliti odgovornost za dokaze i izmirenje i proveriti da li ekonomika opstaje pri nižim razmacima ili odbijenim stvarnim vrednostima.
Presudna prednost pripadaće preduzećima koja mogu da pretvore imovinu za proizvodnju sa niskim emisijama u pouzdano isporučen i proverljiv komercijalni proizvod. Susedna EU cena može privući trgovinu, ali gotovina koja ostaje nakon troškova ugljenika, kapaciteta i uravnoteženja određuje da li investicija može da otplati svoje zajmodavce.
Analizu je razvio Virtu.Energy
