Jugoistočna Evropa: likvidnost i volatilnost rastu, a regulacija postaje ključna za tržišne učesnike do 2028.

Jugoistočna Evropa ulazi u složeniju i konkurentniju fazu razvoja tržišta električne energije, gde se očekuje više berzanske aktivnosti, ali i dugotrajniji period cenovne nestabilnosti. Za investitore i tržišne učesnike to znači da će vrednost sve manje zavisiti od „jednostavnih“ pretpostavki, a sve više od sposobnosti da se upravlja vremenom isporuke, prekograničnim ograničenjima i regulatornim zahtevima.

Delimična integracija umesto potpune konvergencije

Osnovni scenario za period 2026–2028. ne predviđa potpunu tržišnu konvergenciju. Umesto toga, reč je o delimičnoj integraciji uz trajnu volatilnost, što otvara prilike, ali istovremeno povećava operativne i finansijske izazove za učesnike na tržištu.

Tržišta EU unutar regiona nastaviće usklađivanje sa širim principima evropskog dizajna tržišta. Mađarska, Rumunija, Bugarska, Grčka, Hrvatska i Slovenija su već uključene u širi EU okvir spajanja tržišta (market coupling). Prelazak na petnaestominutno trgovanje za dan unapred planiran je za 30. septembar 2025. godine, a očekuje se da donese granularnije cenovne signale i poveća komercijalnu vrednost fleksibilnosti.

Zapadni Balkan napreduje neujednačeno

Na Zapadnom Balkanu razvoj tržišta nastavlja se različitim tempom. Srbija ostaje strateški važna zbog SEEPEX-a, uvođenja negativnih cena, centralne geografske pozicije i uloge u regionalnim tokovima električne energije.

Albanija i Kosovo uspostavili su spajeno tržište za dan unapred preko ALPEX-a, dok je Severna Makedonija unapredila funkcionalnost pokretanjem unutardnevnog trgovanja na MEMO platformi. Bosna i Hercegovina i dalje se navodi kao najveći nedostajući deo u organizovanom razvoju tržišta.

Spajanje tržišta će napredovati sporije nego što bi trgovci želeli

Proces spajanja se očekuje da napreduje, ali ne odmah. Energetska zajednica je u decembru 2025. godine saopštila da bi najranije spajanje tržišta za ugovorne strane moglo biti realizovano 2028. godine, uz uslov verifikacije usklađenosti od strane Evropske komisije.

Zbog toga bi trgovci trebalo da računaju na nekoliko godina hibridnih uslova: kombinaciju spojenih tržišta, eksplicitnih prekograničnih mehanizama i neujednačenu likvidnost.

Zašto volatilnost ostaje dominantan rizik

Volatilnost cena verovatno će ostati ključna karakteristika regionalnog tržišta. ACER u analizama Jugoistočne Evrope navodi ograničene prekogranične kapacitete i nedovoljnu fleksibilnost sistema kao glavne uzroke stres događaja na tržištu.

Kako udio obnovljivih izvora raste, region će verovatno imati sve više perioda niskih ili negativnih cena tokom dana. Istovremeno, fleksibilnost u večernjim satima dobijaće sve veću vrednost.

Baterijsko skladištenje postepeno će menjati oblikovanje cena, ali neće ukloniti volatilnost. Iako može smanjiti neke intradnevne ekstremne oscilacije, prekogranična ograničenja, varijabilnost hidroelektrana, toplotni talasi te kretanja na tržištu gasa—uz efekte CBAM-a—i dalje mogu izazivati značajne promene cena.

CBAM kao tačka neizvesnosti koja može prekinuti ekonomski opravdane poslove

CBAM je označen kao jedna od najvećih neizvesnosti u trgovini električnom energijom između Zapadnog Balkana i EU. Tokom prvog kvartala 2026. godine komercijalno zakazane prekogranične razmene između EU i Zapadnog Balkana pale su za 25%, dok su cene na dan unapred u ugovornim stranama Energetske zajednice bile u proseku 30 €/MWh niže nego na susednim tržištima EU.

Ako pravila o obračunu ugljenika, tranzitu i sertifikaciji porekla ne budu razjašnjena, deo ekonomskih transakcija mogao bi ostati komercijalno neisplativ—što dodatno pojačava potrebu za preciznom dokumentacijom i upravljanjem rizikom.

Ko dobija — a ko se suočava s većim pritiskom

Najveći dobitnici transformacije trebalo bi da budu sofisticirane trgovačke firme; integrisane elektroprivrede; operateri baterijskih sistema; upravljači hidroportfelja; fleksibilni industrijski potrošači; kao i berze koje uspevaju da privuku veću likvidnost.

S druge strane, učesnici koji se oslanjaju na pojednostavljene pretpostavke baznog opterećenja; imaju slabe sisteme usklađenosti; posluju sa nedovoljnom kapitalizacijom; ili se oslanjaju isključivo na „merchant“ obnovljive izvore bez upravljanja profilnim rizikom mogli bi se suočiti sa rastućim izazovima.

Šta model uspeha traži od trgovaca, elektroprivreda i industrije

Za trgovce uspešan pristup podrazumeva kombinovanje ekspertize u prognoziranju vremena; upravljanje prekograničnim kapacitetima; optimizaciju na nivou petnaestominutnih intervala; REMIT usklađenost; CBAM dokumentaciju; kao i disciplinovano upravljanje kolateralom.

Za elektroprivrede trgovanje postaje funkcija optimizacije portfolija umesto zasebne aktivnosti: proizvodni kapaciteti moraju se tretirati zajedno sa obavezama snabdevanja, PPA ugovorima, skladišnim resursima, balansnim odgovornostima i prekograničnim pozicijama kao jedinstven sistem upravljanja.

Za developere obnovljivih izvora naglašava se potreba da tržišne pretpostavke uključuju negativne cene; rizik „capture price“; izloženost debalansu; kao i bazni rizik—jer budući prihodi zavise ne samo od količine proizvedene energije već od toga kada i gde je isporučena.

Industrijski kupci moraju prilagoditi strategije nabavke električne energije: prelazak sa tradicionalnog godišnjeg planiranja baznog opterećenja ka pristupu koji obuhvata satnu i petnaestominutnu profilnu izloženost te večernje vršne cene. Dodatni komercijalni rizici vezuju se za neusaglašenost solarnih PPA ugovora i indeksni bazni rizik.

Regulatori: ubrzanje spajanja uz jaču kontrolu pravila igre

Regulatorni prioriteti postaju jasnije definisani: ubrzanje tržišnog spajanja; povećanje upotrebljivih prekograničnih kapaciteta; unapređenje dizajna balansnog tržišta; razjašnjenje regulative skladištenja; jačanje REMIT nadzora; te smanjenje distorzija povezanih sa CBAM-om.

Krajolik do 2028.: više transparentnosti i investicione atraktivnosti — ali uz viši nivo sofisticiranosti

Iako Jugoistočna Evropa verovatno neće postati jednostavno ili savršeno integrisano tržište električne energije do 2028. godine, očekuje se da će postati transparentnije, likvidnije i atraktivnije za investicije. Istovremeno, učestvovanje na tržištu zahtevaće viši nivo tehničke, komercijalne i regulatorne sofisticiranosti.

Buduća vrednost trgovanja u regionu biće definisana kroz pet dimenzija: vreme, lokaciju, fleksibilnost, ugljenik i usklađenost—odnosno kroz sposobnost da se istovremeno upravlja operativnim detaljima novog režima trgovanja koji donosi više berzanskog prometa i više prekogranične složenosti.