Poslednjih nedelja, kroz rad sa klijentima, pratim novi krug obnavljanja ugovora o komercijalnom snabdevanju električnom energijom sa Elektroprivredom Srbije. Takvi ugovori se kod EPS-a u praksi najčešće zaključuju na dvanaest meseci, pa se upravo sada za veliki broj kompanija definiše jedan od važnijih operativnih troškova za narednu poslovnu godinu.

Ono što ove godine posebno upada u oči jeste cena. U nekoliko ponuda koje smo imali priliku da vidimo, cena električne energije za naredni ugovorni period viša je za otprilike 30–40% u odnosu na prethodni ugovorni period.

Nekoliko ponuda, naravno, nije statistika celog tržišta. Ipak, teško je ignorisati činjenicu da se ovo dešava baš u godini u kojoj se poklopilo nekoliko nepovoljnih okolnosti koje direktno pogađaju EPS i šire tržište. Na prvom mestu tu je toplo i sušno leto, koje je veoma jasno pokazalo koliko je naš elektroenergetski sistem izložen kada istovremeno podbace hidrologija, poraste potrošnja i deo nedostajuće energije mora da se obezbedi na tržištu.

To je tokom avgusta potvrdio i sam EPS, kada je objavljeno da je HE „Đerdap 1“ proizvodila svega oko 20% svoje uobičajene proizvodnje, a „Đerdap 2“ oko 30%, uz istorijski nizak dotok Dunava. U istom periodu očekivan je rast dnevne potrošnje na oko 100 GWh.

Nema tu mnogo filozofije, jer ako proizvodiš manje, a potrošnja raste, logično je da razliku moraš da obezbediš na drugom mestu, na primer kupovinom na tržištu.

Sa druge strane, od 1. januara 2026. godine primenjuje se definitivni režim CBAM-a, koji je značajno otežao profitabilan izvoz električne energije iz Srbije prema Evropskoj uniji. Tokom juna sam naišao na izjavu generalnog direktora EPS-a da je EPS prethodnih godina u EU prosečno izvozio oko 1.000 GWh godišnje, vrednosti približno 150 miliona evra, dok nakon početka primene CBAM-a tog izvoza praktično nema.

Time je EPS-u značajno sužen prostor da višak električne energije plasira na tržište EU kada su tamo cene povoljnije. Uvoz i izvoz se, naravno, ne „prebijaju“ megavat-sat za megavat-sat, ali su deo istog portfolija. Prihod i marža ostvareni u povoljnim periodima mogu da ublaže troškove u periodima u kojima nedostajuću energiju treba kupovati na tržištu. Ako u istoj godini loša hidrologija povećava potrebu za tržišnim nabavkama, a CBAM istovremeno ograničava profitabilan izvoz, jasno je da takva kombinacija dodatno opterećuje EPS.

Ali ni suša ni CBAM nisu prava suština problema. Oni pre svega ogoljavaju koliko je sistem ranjiv kada razvoj novih kapaciteta ne prati dovoljno brzo promene na tržištu.

I čisto da pojasnim, ovde ne govorim o teoretskim kapacitetima, tj. o onima koji postoje na papiru. Gledajući samo te brojke, mogli bismo čak da kažemo da situacija nije tako crna: u drugom krugu aukcija za tržišne premije podršku je dobilo deset novih projekata ukupne snage 645 MW, dok se, prema navodima Elektromreže Srbije, oko 11 GW novih kapaciteta iz vetra i sunca trenutno nalazi u procesu priključenja na prenosni sistem.

Međutim, megavati na aukciji ili u procesu priključenja ne pomažu današnjem bilansu sve dok novi kapaciteti stvarno ne budu izgrađeni i priključeni. A do toga ima još dosta posla i potrebni su i veća podrška države i daleko efikasniji rad državne uprave.

Još važnije, razvoj novih projekata postaje zahtevniji upravo u trenutku kada bi morao da bude brži. CBAM je promenio uslove regionalne trgovine i suzio pristup profitabilnijem izvozu ka EU, dok domaće tržište dugoročnih PPA ugovora još nije dovoljno razvijeno da investitorima obezbedi stabilan model prodaje električne energije na kojem se može zasnovati projektno finansiranje.

I tu dolazimo do poslednjeg dela jednačine: korporativnog PPA tržišta. PPA nije rešenje za svakog kupca niti za svaki projekat, ali jeste jedan od osnovnih tržišnih mehanizama kojim veliki potrošač može deo troška energije da učini dugoročno predvidivijim, dok investitoru u OIE daje stabilniji prihod potreban za finansiranje projekta.

Na prvi pogled, ovo može da deluje kao problem elektroenergetskog sistema i države. Međutim, rast cena električne energije pokazuje da njegov teret na kraju snosi privreda, a posredno i potrošači. Veliki deo domaće privrede električnu energiju i dalje kupuje kroz relativno kratke ugovore o snabdevanju, pa se tržišni rizik svakih dvanaest meseci ponovo vraća kupcu. Ako se ugovor obnavlja u nepovoljnom trenutku, kompanija mora da ugradi znatno višu cenu energije u svoj budžet za narednu godinu, a zatim, gde je to moguće, i u cenu svog proizvoda ili usluge.

Koja su onda praktična rešenja?

Odgovor nije baš jednostavan.

Veći potrošači bi svakako trebalo da razmisle o izgradnji sopstvenih proizvodnih kapaciteta, kojima bi smanjili količinu električne energije koju kupuju od snabdevača. Kako je izgradnja novih kapaciteta kroz model kupca-proizvođača za privredu ograničena na 150 kW, ovaj jednostavan i najpraktičniji model samosnabdevanja po pravilu nije dovoljan za velike potrošače. Jedno od rešenja za njih može da bude model aktivnog kupca, za koji je nedavno zaokružen i regulatorni okvir.

Međutim, kako govorimo o praktično novom institutu, tek treba da vidimo kako će ovaj model zaživeti u praksi, posebno kada su u pitanju postupak priključenja i, što je najbitnije, trošak balansne odgovornosti, sticanje statusa balansno odgovorne strane, kao i troškovi pristupa sistemu.

Drugo rešenje je direktnije povezivanje privrede, odnosno velikih potrošača, sa investitorima koji nameravaju da ulažu u izgradnju novih kapaciteta. Dugoročni PPA ugovori mogu da budu korisni za obe strane jer kupcu daju veću predvidivost troška električne energije, dok investitoru daju predvidivost prihoda i olakšavaju finansiranje projekta.

Problem je što oba ova rešenja zahtevaju vreme. Elektrana ne može da se projektuje, izgradi i priključi za nekoliko meseci, a ni ozbiljan dugoročni PPA se ne zaključuje preko noći.

Šta onda može da uradi kompanija kojoj ugovor o snabdevanju ističe sada?

Pre svega, da ne gleda samo jednu brojku iz ponude koja se bazira na fiksnoj ceni jednog MWh. Na tržištu već postoje i drugačiji modeli ugovaranja, uključujući ugovore vezane za SEEPEX i hibridne modele u kojima se deo potrošnje ugovara po fiksnoj ceni, a deo ostaje vezan za tržišnu cenu.

Takav model, naravno, ne znači automatski da će električna energija biti jeftinija. Za kompaniju koja može aktivnije da upravlja svojom potrošnjom, međutim, može da znači da ne mora celokupnu godišnju potrošnju da zaključa po jednoj ceni upravo u trenutku kada je tržište nepovoljno.

Iako ovo nije idealno rešenje, može da posluži kao prelazno rešenje dok se sopstveni kapaciteti ne izgrade i dok se PPA tržište ozbiljnije ne razvije.

Ono što je, međutim, prilično jasno jeste da privredu, koja je već dovoljno opterećena drugim troškovima, čeka još jedna zahtevna godina u kojoj će električna energija predstavljati značajnu stavku u poslovanju.