Do 2025. godine, Rumunija i Bugarska su se istakle u jugoistočnoj Evropi zbog postignutog obima trgovanja električnom energijom na spot tržištu, koji mnogi susedni tržišta nisu mogli da dostignu. Mesečni obimi na oba berze redovno su dostizali nivoe teravat-sati, čime su obezbeđivali formaciju cena širom istočnih Balkana. Ipak, ovaj uspeh je prikrio osnovnu slabost. I pored impresivnog prometa, nijedno tržište nije moglo da apsorbuje rizik na velikoj skali.
U Rumuniji, OPCOM je imao jednu od najlikvidnijih tržišta za dnevnu trgovinu u regionu. Tokom 2025. godine, mesečni obimi trgovanja su konstantno prelazili 1.4–1.6 TWh, uz podršku raznovrsnog energetskog miksa koji je uključivao nuklearnu energiju, hidroenergiju, vetroelektrane i gas. Ova raznolikost je proizvodila cenu koja se široko smatrala kredibilnom i relevantnom za region. Trgovci iz Bugarske, Srbije i čak Grčke pratili su cene OPCOM-a kao pokazatelj osnovnih faktora jugoistočne Evrope.
Bugarska IBEX je dodatno povećala likvidnost na spot tržištu. Mesečni obimi su često dostizali 2.2–2.4 TWh, a intraday trgovina je premašila 600 GWh mesečno. IBEX je postao magnet za kratkoročnu optimizaciju, posebno za balansiranje hidroenergije i prekograničnu arbitražu prema Grčkoj i Rumuniji.
Ipak, dominacija na spot tržištu nije se prenela u dubinu hedginga na terminskim tržištima. Terminski ugovori koji su bili dostupni ostali su tanki i neprozirni. Otvoreni interes bio je ograničen, pokrivenost tenorima neujednačena, a kapacitet izvršenja nedovoljan za velike industrijske ili komunalne portfolije. Kao rezultat toga, upravljanje rizikom prema cenama OPCOM-a ili IBEX-a gotovo potpuno se preselilo u bilateralni OTC prostor.
Bilateralni terminski ugovori su imali svoju svrhu; omogućili su strankama da fiksiraju cene indeksirane na poznate spot reference. Međutim, oni su sadržavali višestruke slojeve skrivenih troškova. Premije za kreditni rizik odražavale su bilanse stranaka umesto tržišne likvidnosti, dok su premije likvidnosti nadoknađivale prodavcima zadržavanje nehedžiranih izloženosti. Premije za osnovni rizik računale su na nemogućnost dinamičkog offsetovanja pozicija.
U 2025. godini, ovi ugrađeni troškovi postali su merljivi. Industrijski kupci u Rumuniji i Bugarskoj često su plaćali efikasnu cenu hedga koja je bila 3–6 €/MWh viša od sličnih potrošača u Nemačkoj ili Austriji, čak i pre nego što se uzmu u obzir troškovi mreže i porezi. Ova razlika nije bila vođena samo troškovima proizvodnje, već strukturnom nemogućnošću lokalnih tržišta da efikasno skladište rizik.
Paradoksalna situacija bila je očigledna: OPCOM i IBEX generisali su neke od najjasnijih signala cena na spot tržištu jugoistočne Evrope, ali ti signali nisu mogli biti transformisani u skalabilne instrumente hedginga. Rizik je bio cenjen, ali ne apsorbovan; pomeren je prema HUPX-u i dalje ka centralnim evropskim terminskim tržištima gde postoje dublji bazeni likvidnosti.
Do kraja 2025. godine učesnici na tržištu jasno su razumeli ovu razliku: OPCOM i IBEX bili su središta formacije cena, a ne središta hedginga. Njihova vrednost leži u transparentnosti i hitnosti, a ne u dugoročnom upravljanju rizikom. Dok ne dođe do vidljive dubine sa više tenora i anonimnim kliringom na terminskim tržištima u Rumuniji i Bugarskoj, ova podela rada će se nastaviti, a premije za rizik će ostati ugrađene u troškove električne energije širom istočnih Balkana.
