Prvi kvartal 2026. godine označava strukturnu prekretnicu na tržištima električne energije u Jugoistočnoj Evropi. Tokom više od jedne decenije, region se postepeno—iako neujednačeno—kretao ka sve čvršćoj integraciji sa unutrašnjim tržištem električne energije Evropske unije. Konvergencija cena preko granica, naročito između Zapadnog Balkana (WB6) i susednih država članica EU, bila je jedan od najvidljivijih pokazatelja tog napretka. Taj trend je sada prekinut. Uvođenje Mehanizma za prilagođavanje ugljenika na granicama (CBAM) u njegovoj punoj fazi 1. januara 2026. poklopilo se sa naglim padom korelacije cena, pojavom trajnih cenovnih razlika i promenom trgovačkog ponašanja koja ukazuje na rane faze fragmentacije tržišta.
U središtu ove promene nalazi se fundamentalna promena u načinu 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 ravnopravne uslove između proizvođača iz EU i onih van nje. U praksi, uvodi dodatni ne-tržišni trošak koji remeti tradicionalne mehanizme arbitraže i konvergencije cena. Neposredan efekat vidljiv je na dnevnim tržištima. Prosečne cene u ključnim referentnim EU tržištima, poput Mađarske i Italije, ostale su stabilne na nivou od 120–130 €/MWh u prvom kvartalu 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, a Severna Makedonija 96,7 €/MWh. Nastali raspon—veći od 30 €/MWh—ne samo da je značajno širi od istorijskih vrednosti, već je i postojan tokom celog kvartala.
Obim ove divergencije najbolje se razume u poređenju sa prethodnim godinama. 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 odražavali su funkcionalan mehanizam arbitraže: električna energija se kretala iz jeftinijih ka skupljim zonama dok se ne postigne izjednačavanje cena. U prvom kvartalu 2026. ovaj mehanizam je oslabio. Korelacije su naglo pale u januaru, pri čemu su neke veze kratkotrajno bile blizu nule ili čak negativne. Iako je krajem kvartala došlo do delimičnog oporavka, korelacije su ostale ispod istorijskih nivoa, što ukazuje na narušavanje osnovnog mehanizma integracije.
Ključno pitanje je da li je ovo razdvajanje ciklične ili strukturne prirode. Površna analiza mogla bi ga pripisati izuzetnim hidrološkim uslovima u tom periodu. Hidroproizvodnja u regionu porasla je za 33%, sa 16,7 TWh na 22,18 TWh, preplavivši WB6 tržišta jeftinom energijom i oborivši cene. Ovaj efekat bio je naročito izražen u Albaniji, Srbiji i Bosni i Hercegovini, dok je i Grčka beležila značajan rast hidroproizvodnje, delimično objašnjavajući njeno približavanje cenama WB6 regiona. Međutim, iako su hidro-viškovi poznat fenomen, novina je postojanost velikih cenovnih razlika uprkos dostupnim prekograničnim kapacitetima i snažnim ekonomskim podsticajima za trgovinu.
U normalnim uslovima, razlika od 30–40 €/MWh između susednih tržišta podstakla bi značajan izvoz iz jeftinijih zona. Međutim, u prvom kvartalu 2026. arbitražni tokovi su bili ograničeni. Dodela prekograničnih kapaciteta ostala je visoka—često iznad 95%—što ukazuje da infrastruktura nije bila ograničavajući faktor. Umesto toga, presudan je bio ekonomski faktor. 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 jeftinije proizvodnje.
Rezultat je svojevrstan paradoks: tržišta koja deluju cenovno razdvojeno ostaju fizički povezana, ali ekonomski segmentisana. Električna energija i dalje teče u skladu sa fizičkim zakonima mreže, ali tržišni podsticaji više nisu usklađeni sa tim tokovima. Ova razlika između ekonomskih i fizičkih signala predstavlja odstupanje od osnovnih principa evropske integracije tržišta, gde cene treba da usmeravaju i trgovinu i dispečing.
Implikacije po formiranje cena su značajne. U integrisanom tržištu, cene u susednim zonama odražavaju zajednički marginalni trošak, uz korekcije za ograničenja prenosa. U fragmentisanom sistemu, cene postaju lokalizovane i zavise od domaćih uslova ponude. U prvom kvartalu 2026, cene u WB6 regionu bile su pre svega određene dostupnošću hidroenergije, dok su u EU ostale vezane za gasne elektrane i troškove emisija. Nedostatak efikasne arbitraže omogućio je da ove razlike opstanu, stvarajući bifurkacionu strukturu cena.
Ova bifurkacija utiče i na terminska tržišta. Ona se oslanjaju na očekivanje buduće konvergencije cena, koje u uslovima razdvajanja postaje neizvesno. Trgovci i energetske kompanije suočavaju se sa većim rizikom pri određivanju cena ugovora, hedžingu i sklapanju dugoročnih sporazuma. Pad cena terminskih kapaciteta za 24–67% na ključnim interkonekcijama ukazuje da su učesnici tržišta unapred očekivali smanjene arbitražne mogućnosti, što dodatno potvrđuje strukturni karakter promena.
Likvidnost na regionalnim berzama električne energije dodatno ilustruje ovu divergenciju. Iako je ukupni promet u WB6 regionu porastao za 11% na godišnjem nivou, rast nije bio ravnomerno raspoređen. Berze koje su profitirale od hidroproizvodnje, poput ALPEX-a u Albaniji i MEPX-a u Crnoj Gori, zabeležile su značajan rast. Nasuprot tome, srpski SEEPEX—tradicionalno važan za tranzitnu trgovinu—zabeležio je pad od 11%. Ovo ukazuje na prelazak sa arbitražne likvidnosti na likvidnost zasnovanu na sopstvenoj proizvodnji.
Ovo razdvajanje otvara i pitanja o budućnosti spajanja tržišta (market coupling) u regionu. Dugoročni cilj EU bio je integracija susednih tržišta u jedinstveni sistem radi efikasnije raspodele resursa i veće sigurnosti snabdevanja. CBAM, iako klimatski instrument, uvodi prepreke koje su u suprotnosti sa tim ciljem. Uniformni troškovi emisija, bez obzira na stvarni izvor proizvodnje, narušavaju cenovne signale i stvaraju sistem u kome regulativa nadjačava tržište.
Za donosioce odluka, izazov je balansiranje između ciljeva dekarbonizacije i tržišne integracije. Iako CBAM sprečava „curenje ugljenika“, njegova trenutna struktura—posebno korišćenje podrazumevanih faktora emisija—stvara grube cenovne signale koji ne odražavaju raznolikost energetskih miksova. Hidro-sistemi poput Albanije imaju korist, dok sistemi zasnovani na uglju trpe značajne troškove, čime se produbljuju strukturne neravnoteže.
U narednom periodu, razvoj situacije zavisiće od više faktora. Hidrološki uslovi će se verovatno normalizovati u drugoj polovini godine, smanjujući cenovnu prednost WB6 regiona. Istovremeno, rast solarne proizvodnje tokom leta može doneti novu volatilnost cena. Kretanje cena emisija u EU ETS-u ostaće ključno, kao i regulatorna jasnoća u vezi sa tretmanom tranzitnih tokova i metodologijom emisija.
Već sada je jasno da prvi kvartal 2026. predstavlja više od prolazne faze. 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 trgovinu ograničavaju politički i regulatorni faktori.
Za investitore, trgovce i operatore sistema, ova promena zahteva prilagođavanje strategija. Konvergencija cena više nije sigurna, arbitraža zavisi od troškova emisija, a tržišni rizik sve više određuju regulatorni faktori. Era integracije ulazi u novu fazu—onu u kojoj se politika dekarbonizacije i tržišni dizajn prepliću i menjaju pravila igre.
Pripremljeno od strane virtu.energy
