CBAM prekida konvergenciju cena električne energije u Jugoistočnoj Evropi: šta to znači za arbitražu i rizik na tržištu

Prvi kvartal 2026. godine označava strukturnu prekretnicu na tržištima električne energije u Jugoistočnoj Evropi. Više od decenije region se postepeno—iako neujednačeno—kretao ka čvršćoj integraciji sa unutrašnjim tržištem Evropske unije, a konvergencija cena preko granica, posebno između Zapadnog Balkana (WB6) i susednih EU država, bila je jedan od najvidljivijih pokazatelja tog napretka. Taj trend je sada prekinut.

CBAM menja ekonomsku logiku prekogranične trgovine

Uvođenje Mehanizma za prilagođavanje ugljenika na granicama (CBAM) u punoj fazi 1. januara 2026. poklopilo se sa padom korelacije cena, pojavom trajnih cenovnih razlika i promenom trgovačkog ponašanja koja upućuje na rane faze fragmentacije tržišta.

U središtu promene je način formiranja cena prekogranične trgovine električnom energijom. Uvoz električne energije u EU iz država koje nisu članice sada podleže trošku ugljenika usklađenom sa EU sistemom trgovine emisijama (EU ETS). U teoriji, to stvara ravnopravnije uslove između proizvođača iz EU i onih van nje. U praksi, dodatni ne-tržišni trošak remeti tradicionalne mehanizme arbitraže i konvergencije cena.

Dnevna tržišta to odražavaju direktno: prosečne cene u ključnim referentnim EU tržištima, poput Mađarske i Italije, ostale su stabilne na nivou od 120–130 €/MWh tokom prvog kvartala 2026., što je u skladu sa 2025. godinom. Nasuprot tome, cene u ključnim WB6 tržištima značajno su pale: Srbija je imala prosek od 94,7 €/MWh, Crna Gora 85,8 €/MWh i Severna Makedonija 96,7 €/MWh. Nastali raspon—veći od 30 €/MWh—ne samo da je širi od istorijskih vrednosti već je bio postojan tokom celog kvartala.

Zašto arbitraža nije „zatvorila“ jaz uprkos kapacitetima

Da bi se razumela razlika između cikličnog i strukturnog efekta, poređenje sa prethodnim godinama je ključno. Tokom 2025., razlike u cenama između Mađarske i Zapadnog Balkana uglavnom su se kretale u rasponu od 5–15 €/MWh uz visoku korelaciju često iznad 0,90. Takvi uslovi su podržavali funkcionalnu arbitražu: električna energija se kretala iz jeftinijih ka skupljim zonama dok se cene ne izjednače.

U prvom kvartalu 2026. taj mehanizam je oslabio. Korelacije su naglo pale u januaru; neke veze su kratkotrajno bile blizu nule ili čak negativne. Iako je krajem kvartala došlo do delimičnog oporavka, korelacije su ostale ispod istorijskih nivoa.

Jedno objašnjenje moglo bi biti hidrološka slika: hidroproizvodnja u regionu porasla je za 33%, sa 16,7 TWh na 22,18 TWh, što je preplavilo WB6 tržišta jeftinom energijom i oborilo cene. Efekat je bio naročito izražen u Albaniji, Srbiji i Bosni i Hercegovini; Grčka je takođe zabeležila značajan rast hidroproizvodnje koji delimično objašnjava približavanje cenama WB6 regiona.

Ipak, novina nije samo nivo cena nego njihova trajnost uprkos dostupnim prekograničnim kapacitetima i snažnim ekonomskim podsticajima za trgovinu. Dodela prekograničnih kapaciteta ostala je visoka—često iznad 95%—što ukazuje da infrastruktura nije bila ograničavajući faktor. Umesto toga presudan je bio ekonomski teret povezan sa CBAM-om.

Troškovi povezani sa CBAM-om zasnovani na podrazumevanim emisijama i ceni CO₂ od prosečno 75,36 €/t dodali su između 70 i 86 €/MWh na uvoz električne energije iz termoelektrana na ugalj u WB6 regionu. Time je praktično neutralisana cenovna prednost koju bi inače donosila jeftinija proizvodnja.

Fizički tokovi postoje, ali ekonomski signali se razilaze

Zato nastaje „paradoks“: tržišta koja deluju cenovno razdvojeno ostaju fizički povezana kroz mrežne tokove, ali ekonomski podsticaji više nisu usklađeni sa tim tokovima. Električna energija teče prema pravilima mreže, ali tržišni signali više ne vode trgovinu i dispečing onako kako bi to činili u integrisanom sistemu gde cene treba da usmeravaju oba procesa.

Posledice po formiranje cena su jasne: umesto zajedničkog marginalnog troška uz korekcije za prenosna ograničenja, cene postaju lokalizovane i zavise od domaćih uslova ponude. U prvom kvartalu 2026., cene u WB6 regionu bile su pre svega određene dostupnošću hidroenergije; istovremeno su cene u EU ostale vezane za gasne elektrane i troškove emisija.

Raste rizik za terminske pozicije i menja se likvidnost

Bifurkacija ima implikacije i na terminska tržišta koja se oslanjaju na očekivanje buduće konvergencije cena. Kada se razdvajanje učvrsti ili produži, ta pretpostavka postaje neizvesna pa raste rizik pri određivanju ugovornih cena, hedžingu i sklapanju dugoročnih sporazuma.

Pad terminskih kapaciteta za 24–67% na ključnim interkonekcijama ukazuje da su učesnici unapred očekivali smanjene mogućnosti arbitraže—što dodatno podržava tezu o strukturnoj prirodi promena.

I likvidnost daje signal o promeni režima trgovanja: ukupni promet u WB6 regionu porastao je za 11% na godišnjem nivou, ali rast nije bio ravnomerno raspoređen. Berze koje profitiraju od hidroproizvodnje—ALPEX u Albaniji i MEPX u Crnoj Gori—beležile su značajan rast. Nasuprot tome, srpski SEEPEX—tradicionalno važan za tranzitnu trgovinu—zabeležio je pad od 11%. To sugeriše pomeranje sa arbitražne likvidnosti ka likvidnosti zasnovanoj na sopstvenoj proizvodnji.

Pitanje market couplinga: regulatorni trošak nadjačava cilj integracije

Dugoročni cilj EU bio je spajanje susednih tržišta kroz market coupling kako bi resursi bili efikasnije raspoređeni uz veću sigurnost snabdevanja. Međutim, CBAM uvodi prepreke koje su „u suprotnosti“ s tim ciljem jer uniformni troškovi emisija—bez obzira na stvarni izvor proizvodnje—narušavaju cenovne signale koji bi inače podržavali integraciju.

Za donosioce odluka izazov ostaje balansiranje dekarbonizacije i tržišne integracije: CBAM sprečava „curenje ugljenika“, ali njegova trenutna struktura—posebno korišćenje podrazumevanih faktora emisija—stvara grube signale koji ne reflektuju različite energetske miksove. Hidro-sistemi poput Albanije imaju korist dok sistemi zasnovani na uglju trpe značajne troškove, produbljujući strukturne neravnoteže.

Šta dalje može da promeni sliku

Naredni period zavisiće od više faktora. Hidrološki uslovi će se verovatno normalizovati tokom druge polovine godine čime bi cenovna prednost WB6 regiona mogla da oslabi. Istovremeno rast solarne proizvodnje tokom leta može doneti novu volatilnost cena.

Kretanje cena emisija u EU ETS-u ostaće ključno kao varijabla koja utiče na relativne troškove proizvodnje unutar EU okvira; jednako važna biće regulatorna jasnoća o tretmanu tranzitnih tokova i metodologiji emisija.

Završnica: integracija ulazi u novu fazu

Već sada je jasno da prvi kvartal 2026 predstavlja više od prolazne epizode: pad korelacije cena, trajni rasponi i slabljenje arbitraže ukazuju na strukturnu transformaciju tržišta električne energije u Jugoistočnoj Evropi. Region više ne funkcioniše kao produžetak EU tržišta već pokazuje karakteristike segmentisanog sistema gde politički i regulatorni faktori ograničavaju trgovinu.

Za investitore, trgovce i operatore sistema to znači potrebu prilagođavanja strategija: konvergencija cena više nije sigurna kao ranije; arbitraža zavisi od troškova emisija; a regulatorni faktori sve više određuju tržišni rizik dok se „era integracije“ prepliće sa politikom dekarbonizacije i menja pravila igre.