Predložene izmene EU Mehanizma za prekogranično prilagođavanje ugljenika (CBAM) mogle bi proizvođačima energije iz obnovljivih izvora na Zapadnom Balkanu da otvore praktičniji put ka evropskim tržištima električne energije, rešavajući pravila koja trenutno otežavaju vetroparkovima, solarnim elektranama i hidroelektranama da dokažu da njihovi izvozi imaju niske ili nulte ugrađene emisije.
Centralni problem nisu emisije koje proizvode obnovljivi izvori, već lanac dokaza koji je potreban da se konkretan proizvođač poveže sa električnom energijom uvezenom u EU kroz međusobno povezan sistem u kojem se električnom energijom trguje, ona preprodaje i fizički meša kroz više zona trgovanja.
Prema postojećem okviru, uvoznici se uglavnom suočavaju sa podrazumevanim faktorima emisija za zemlje izvoznice, osim ako ispune kumulativne uslove za korišćenje stvarnih emisija. Ti uslovi su osmišljeni kako bi uspostavili pouzdanu vezu između proizvodnje i uvoza, ali se teško uklapaju u komercijalnu strukturu evropskog trgovanja električnom energijom.
Vetropark u Srbiji, solarna elektrana u Severnoj Makedoniji ili hidroelektrana u Crnoj Gori mogu prodavati električnu energiju preko posrednika, umesto direktno uvozniku u EU. Električna energija može prelaziti granice više zona trgovanja, dok se prenosni kapacitet može dodeljivati kroz spajanje tržišta, umesto zasebnom nominacijom u okviru prekograničnog ugovora. Fizički tokovi električne energije takođe zavise od stanja mreže, a ne od ugovorenog puta između kupca i prodavca.
Zbog toga obnovljiva električna energija može biti opterećena podrazumevanim emisijama šireg elektroenergetskog sistema zemlje izvoznice. To je posebno nepovoljno na tržištima zavisnim od uglja. Trenutni podrazumevani faktor za Srbiju od 1,041 tone CO₂ po MWh daje indikativnu CBAM obavezu od približno 78,37 evra/MWh pri ceni CBAM sertifikata od 75,28 evra/tCO₂ u drugom kvartalu 2026. godine. Podrazumevani faktor za Bosnu i Hercegovinu od 1,148 tona proizvodi trošak od oko 86,42 evra/MWh.
Ovi troškovi mogu se primeniti čak i kada je električna energija ugovorno povezana sa obnovljivim postrojenjem, osim ako uvoznik može da ispuni uslove za prijavljivanje stvarnih emisija. Za investitore i developere projekata to stvara neizvesnost u pogledu toga da li ugovor o otkupu električne energije (PPA) sa kupcem u EU može doneti očekivanu premiju na cenu.
Predložena revizija priznala bi fizičke PPA ugovore u kojima učestvuju posrednici, pod uslovom da proverljiv ugovorni lanac povezuje proizvođača, posrednika i uvoznika u EU. To je važno jer se regionalne elektroprivrede i nezavisni proizvođači energije iz obnovljivih izvora često oslanjaju na licencirane trgovce za balansiranje, raspoređivanje proizvodnje i pristup tržištu.
Reforma ne bi pretvorila finansijske ili virtuelne PPA ugovore u dokaz fizičke isporuke električne energije. Ugovor bi i dalje morao da bude povezan sa stvarnom proizvodnjom i prekograničnom isporukom. Satno merenje, podaci o nominacijama, podaci o proizvodnji i ugovorna alokacija ostali bi ključni za dokazivanje da je električna energija obuhvaćena ugovorom proizvedena i isporučena tokom relevantnog perioda.
Garancije porekla mogu biti deo prateće dokumentacije, ali one automatski ne predstavljaju zamenu za kompletan lanac dokaza potreban za CBAM. Proizvođači i trgovci moraju biti u stanju da povežu komercijalni ugovor sa merljivom proizvodnjom, odgovarajućim periodom isporuke i električnom energijom prijavljenom za uvoz u EU.
Predlog bi takođe uklonio zahtev da se dokazuje postojanje direktne mrežne veze sa EU ili odsustvo fizičkog zagušenja duž čitave prenosne rute. Uslov koji se odnosi na zagušenje bio je posebno problematičan jer proizvođači energije iz obnovljivih izvora ne mogu da kontrolišu operativno stanje više interkonektora u trenutku isporuke.
Druga izmena ograničila bi zahteve za čvrstim nominacijama kapaciteta na granice na kojima se kapacitet eksplicitno dodeljuje. Tamo gde spajanje tržišta istovremeno dodeljuje električnu energiju i prenosni kapacitet, od trgovaca se više ne bi očekivalo da dostavljaju zasebnu nominaciju koju sam model tržišta ne proizvodi.
Kada se posmatraju zajedno, ove izmene bi omogućile da se stvarne emisije koriste u praksi, a ne da budu samo formalno dostupna opcija. One bi takođe jasnije razdvojile izvoz električne energije proizvedene iz uglja od električne energije isporučene na osnovu ugovora o obnovljivoj energiji čiji je tok moguće pratiti.
Ta razlika je važna za finansiranje projekata. Razvoj obnovljivih izvora na Zapadnom Balkanu sve se više zasniva na dugoročnim PPA ugovorima koji treba da stabilizuju prihode i podrže otplatu duga. Kada se ciljani kupac nalazi u EU, neizvesnost u vezi sa CBAM tretmanom može smanjiti bankarski prihvatljivu cenu otkupa, skratiti trajanje ugovora ili zahtevati veću premiju za rizik.
Vetropark od 100 MW, sa faktorom iskorišćenja kapaciteta od 35%, proizveo bi oko 307 GWh godišnje. Čak i CBAM diskont od 10 evra/MWh zbog rizika smanjio bi potencijalne godišnje prihode za približno 3,1 milion evra. Za projekat obnovljive energije koji bi bio neadekvatno izložen podrazumevanom trošku većem od 70 evra/MWh, nominalna obaveza mogla bi biti veća od operativne marže projekta i njegovog kapaciteta za servisiranje duga.
Vetroprojekti zahtevaju posebno razmatranje jer se njihov profil proizvodnje, faktor iskorišćenja i vrednost za elektroenergetski sistem razlikuju od solarnih elektrana. Proizvodnja vetroelektrana češće se ostvaruje tokom večernjih i zimskih sati, kao i u periodima niže proizvodnje iz solarnih elektrana, kada cene električne energije u EU mogu biti više. Solarni projekti suočavaju se sa većim uticajem pada cena tokom perioda visoke proizvodnje u podne i sve više zahtevaju skladištenje, agregaciju ili strukturirane PPA ugovore kako bi očuvali vrednost proizvodnje. Zbog toga CBAM sledljivost mora da funkcioniše na satnom nivou, bez zanemarivanja komercijalnih razlika između tehnologija.
Hidroenergija ima drugačije karakteristike. Hidroelektrane sa akumulacijama mogu preusmeravati proizvodnju u periode viših cena i pružati usluge balansiranja, dok proizvodnja protočnih hidroelektrana ostaje povezana sa hidrološkim uslovima. Albanija ima nulti nacionalni podrazumevani faktor, ali izvoznici obnovljive energije u Crnoj Gori, Bosni i Hercegovini i Srbiji posluju u okviru mešovitih elektroenergetskih sistema i potrebno im je omogućiti pristup izveštavanju o stvarnim emisijama kako ne bi bili tretirani na isti način kao proizvodnja iz lignita.
Analitičari kompanije Virtu.Energy, inženjerske platforme specijalizovane za električnu energiju i CBAM, navode da prekogranična trgovina i izvoz obnovljive energije operativno ostaju deo uobičajenog poslovanja, ali da svaku komercijalnu transakciju sada mora pratiti pouzdan CBAM paket dokaza koji obuhvata izvor proizvodnje, satnu proizvodnju, ugovornu alokaciju, podatke o merenju i isporuci.
Ovlašćeni CBAM deklarant ili uvoznik u EU i dalje je pravno odgovoran za prijavu i konačnu predaju sertifikata. U praksi će, međutim, uvoznik morati da podeli značajan deo obaveza u vezi sa podacima i dokumentacijom sa izvoznikom, trgovcem i proizvođačem električne energije. Deklarant ne može samostalno da kreira dokaze na nivou postrojenja koji proizvođač nikada nije prikupio ili sačuvao.
Prateća dokumentacija mora biti takva da je može proveriti akreditovano telo za verifikaciju u EU. Analitičari Virtu.Energy navode da uključivanje postupka prethodne verifikacije u PPA ugovore, aranžmane trgovanja i sisteme za prikupljanje podataka iz elektrana zbog toga više nije zadatak koji može da se ostavi za kraj izveštajnog perioda. Proces mora početi sada, pre nego što nepotpuni ugovori ili nedostatak satnih podataka onemoguće korišćenje stvarnih emisija.
Kod novih PPA ugovora, CBAM odredbe trebalo bi da definišu odgovornost za pripremu podataka, pristup mernim zapisima, troškove verifikacije, ispravljanje neusaglašenosti i odgovornost u slučaju odbijanja paketa dokaza. Postojeći ugovori mogu zahtevati izmene jer su mnogi zaključeni pre nego što je konačni CBAM režim uspostavio ove zahteve u pogledu dokumentacije.
Predložena metodologija zasnovana na ukupnom proizvodnom miksu smanjila bi izloženost podrazumevanim vrednostima čak i kada proizvođač ne može da ispuni kompletan test za korišćenje stvarnih emisija. Efekat će zavisiti od zemlje, hidrološke godine i kvaliteta nacionalnih podataka o proizvodnom miksu.
Revizija ne bi automatski garantovala pristup evropskom tržištu bez CBAM troška za električnu energiju iz obnovljivih izvora sa Zapadnog Balkana. Ona bi, međutim, zamenila nekoliko praktično teško primenljivih testova pravilima koja su bliža načinu na koji funkcionišu prekogranična tržišta električne energije. Investitori i developeri koji rano uvedu prethodnu verifikaciju biće u boljoj poziciji da zaštite prihode od prodaje električne energije kupcima u EU i jasno razdvoje proizvodnju iz vetra, sunca i hidroelektrana od ugljeničnog intenziteta šireg nacionalnog elektroenergetskog sistema.
