Tokom većeg dela protekle decenije, tržišta električne energije u Jugoistočnoj Evropi bila su oblikovana relativno jednostavnom komercijalnom logikom. Razlike u troškovima proizvodnje između Zapadnog Balkana i susednih tržišta Evropske unije stvarale su trajne, ali iskoristive cenovne razlike. Sistemi zasnovani na uglju u Srbiji, Bosni i Hercegovini i Crnoj Gori—uprkos visokom intenzitetu emisija—često su proizvodili električnu energiju po nižem marginalnom trošku nego gasni sistemi u Italiji, Mađarskoj ili Grčkoj. Trgovci su monetizovali ove razlike izvozeći energiju preko granica, koristeći interkonekcije kao kanale za arbitražu. Rezultat je bio region u kome je prekogranična trgovina, a ne samo domaći faktori, imala ključnu ulogu u formiranju cena i likvidnosti.
Taj model počinje da se raspada. Uvođenje Mehanizma za prilagođavanje ugljenika na granicama (CBAM) u njegovoj punoj fazi početkom 2026. promenilo je ekonomiku prekogranične trgovine električnom energijom na način koji suštinski dovodi u pitanje održivost strategija zasnovanih na arbitraži. Prvi kvartal godine pruža najjasniji dokaz do sada da tradicionalna trgovačka arhitektura Jugoistočne Evrope više nije očuvana.
Mehanika ove promene je u osnovi jednostavna, ali njeni efekti su dalekosežni. CBAM uvodi trošak ugljenika na uvoz električne energije u EU, obračunat na osnovu podrazumevanih faktora emisija i direktno vezan za EU sistem trgovine emisijama (EU ETS). U prvom kvartalu 2026, prosečna cena CO₂ iznosila je 75,36 €/t, što je rezultiralo efektivnim troškovima uvoza od približno 70–86 €/MWh za električnu energiju iz sistema dominantno zasnovanih na uglju u regionu Zapadnog Balkana. Ovaj dodatni sloj troška ne samo da smanjuje marže—u mnogim slučajevima ih potpuno eliminiše.
Posledice su vidljive u odnosu između cenovnih razlika i fizičkih tokova. U funkcionalnom arbitražnom okruženju, širenje cenovnog raspona između dva tržišta trebalo bi da podstakne povećanje prekogranične trgovine dok se razlika ne smanji. U prvom kvartalu 2026. desilo se suprotno. Razlike u cenama između tržišta Zapadnog Balkana i susednih EU zona proširile su se na nivoe retko viđene poslednjih godina—često iznad 30 €/MWh, a na nekim pravcima i preko 40 €/MWh—dok su prekogranični tokovi opali. Ovaj diskonekt između cenovnih signala i trgovačkog ponašanja predstavlja ključnu karakteristiku nove tržišne realnosti.
Koridor Crna Gora–Italija pruža posebno ilustrativan primer. Južna Italija beležila je neke od najviših cena na dnevnom tržištu u regionu, sa prosekom iznad 130 €/MWh, dok su cene u Crnoj Gori bile bliže 85 €/MWh. U tradicionalnim uslovima, razlika od oko 43 €/MWh podstakla bi snažan izvoz iz Crne Gore ka Italiji putem podmorskog interkonektora. Međutim, i planirani i fizički tokovi na ovoj ruti su opali. Razlog nije nedostatak kapaciteta ili tražnje, već apsorpcija cenovne razlike kroz CBAM troškove. Sa podrazumevanim faktorom emisija koji implicira trošak od oko 73–74 €/MWh, potencijal za arbitražu je praktično neutralisan.
Ovaj obrazac nije ograničen na jedan koridor. Širom regiona uočavaju se slični trendovi. Granica Srbija–Mađarska, istorijski jedna od najaktivnijih trgovačkih zona u Jugoistočnoj Evropi, beležila je razliku od oko 31 €/MWh u prvom kvartalu 2026. Ipak, to nije dovelo do očekivanog rasta izvoza iz Srbije ka Mađarskoj. Objašnjenje leži u istom mehanizmu: CBAM troškovi, u kombinaciji sa regulatornom neizvesnošću u vezi sa primenom i izveštavanjem, smanjili su ekonomsku privlačnost prekograničnih transakcija.
Uticaj ove promene prevazilazi spot tržišta i zadire u samu strukturu trgovačkih strategija. Arbitraža, u svom tradicionalnom obliku, zasniva se na iskorišćavanju predvidivih razlika u cenama između tržišta. Kada su te razlike podložne regulatorno uslovljenim troškovima koji zavise od cene ugljenika, profil rizika se suštinski menja. Trgovci više ne upravljaju samo tržišnim varijablama poput cena goriva, potražnje ili vremenskih uslova, već i regulatornim rizikom, volatilnošću cena CO₂ i specifičnostima CBAM-a.
Ova povećana složenost dovela je do opreznijeg ponašanja na tržištu. Podaci sa aukcija prekograničnih kapaciteta pokazuju da su učesnici smanjili izloženost dugoročnim obavezama čak i pre stupanja CBAM-a na snagu. Godišnje cene kapaciteta pale su za 24–67% na ključnim interkonekcijama, što odražava niža očekivanja u pogledu buduće profitabilnosti arbitraže. Iako su dnevne alokacije kapaciteta ostale visoke—često iznad 95%—njihova ekonomska vrednost je opala.
Transformacija je vidljiva i na regionalnim berzama električne energije. Ukupan obim trgovine u Zapadnom Balkanu porastao je sa 2,16 TWh na 2,39 TWh na godišnjem nivou, ali taj rast prikriva značajnu divergenciju. Tržišta sa snažnom domaćom proizvodnjom, naročito hidroenergetskom, zabeležila su rast. ALPEX u Albaniji gotovo je udvostručio obim, dok je MEPX u Crnoj Gori porastao za 49%. Nasuprot tome, srpski SEEPEX—tradicionalno centar za tranzitnu trgovinu—zabeležio je pad od 11%. Ovo ukazuje na prelazak sa tranzitne i arbitražne likvidnosti ka likvidnosti zasnovanoj na sopstvenoj proizvodnji.
Pad tranzitne trgovine ima poseban značaj. Pre 2026. godine, Zapadni Balkan često je služio kao koridor za tokove električne energije između EU tržišta. Na primer, energija je mogla da teče iz Mađarske preko Srbije ka Bugarskoj, koristeći cenovne razlike. CBAM je narušio ovaj model uvođenjem neizvesnosti u vezi sa tretmanom tranzitnih tokova. Ako energija koja prolazi kroz zemlju van EU podleže troškovima ugljenika, čak i kada je proizvedena i potrošena unutar EU, takve rute postaju manje atraktivne. Kao rezultat, trgovci sve više izbegavaju pravce koji uključuju Zapadni Balkan.
Ova promena ruta ima šire implikacije na geografiju trgovine električnom energijom. Umesto mreže optimizovane za ekonomsku efikasnost, tokovi se sve više oblikuju regulatornim faktorima. Rute koje minimizuju izloženost CBAM troškovima postaju privlačnije, čak i ako nisu najkraće ili najdirektnije. To uvodi neefikasnosti u sistem, jer energija može putovati dužim i manje optimalnim putevima.
Slabljenje arbitraže utiče i na ulogu interkonektora kao finansijskih instrumenata. Njihova vrednost često se ogleda u cenama kapaciteta na aukcijama. Kada se arbitražne prilike smanjuju, opada i spremnost učesnika da plate za ta prava. Pad cena na terminskim aukcijama krajem 2025. ukazuje da su investitori već počeli da preispituju profitabilnost interkonekcija u uslovima CBAM-a, što ima implikacije za buduće investicije.
Sa sistemskog stanovišta, pad arbitražne trgovine donosi nove izazove. Prekogranični tokovi su ranije pomagali u balansiranju ponude i tražnje, smanjujući volatilnost i povećavajući sigurnost snabdevanja. Kada su ti tokovi ograničeni ekonomskim faktorima, sistem gubi deo fleksibilnosti i postaje više zavisan od domaće proizvodnje, koja nije uvek najefikasnija opcija.
Interakcija između CBAM-a i EU ETS-a dodatno komplikuje situaciju. Kako su troškovi direktno vezani za cenu CO₂, ekonomika arbitraže postaje osetljiva na kretanja na tržištu emisija. U prvom kvartalu 2026. cene CO₂ su bile volatilne, što se direktno prenelo na odluke o trgovini električnom energijom. Trgovci sada moraju upravljati i rizikom cena ugljenika, uz standardni energetski rizik.
Za sisteme zasnovane na uglju u Zapadnom Balkanu, posledice su posebno izražene. Njihova konkurentska prednost bila je zasnovana na nižim troškovima proizvodnje, ali CBAM tu prednost umanjuje. Iako to doprinosi ciljevima dekarbonizacije, stvara i tranzicioni izazov, jer su ulaganja u čistiju energiju dugoročna, dok je efekat CBAM-a trenutan.
Istovremeno, niskougljenični sistemi—posebno hidroenergetski—dobijaju relativnu prednost. Albanija, sa praktično nultim faktorom emisija, može izvoziti bez CBAM troškova, što jača njen položaj. Međutim, ova prednost zavisi od hidroloških uslova, koji su promenljivi, pa je dugoročna održivost neizvesna.
U budućnosti, razvoj prekogranične trgovine zavisiće od prilagođavanja tržišnih učesnika i unapređenja regulatornog okvira. Jasnija pravila za tranzit, precizniji faktori emisija i potencijalno uvođenje regionalnog sistema određivanja cene ugljenika mogli bi smanjiti razlike između EU i WB6 tržišta.
Već sada je jasno da se era jednostavne arbitraže završava. Kombinacija troškova emisija, regulatorne neizvesnosti i promenjenih tržišnih uslova transformisala je okruženje. Arbitraža nije nestala, ali je postala kompleksnija i zavisna od politike, što predstavlja duboku promenu za region.
Pripremljeno od strane virtu.energy
