U jugoistočnoj Evropi odvija se strukturna promena na tržištima električne energije, kako cene ugljenika počinju da preoblikuju prekograničnu ekonomiku, pokrećući rast trgovačke aktivnosti i ulazak novih tržišnih učesnika. Ono što je u početku delovalo kao regulatorno prilagođavanje povezano sa klimatskom politikom EU, brzo se razvija u mehanizam formiranja cena, koji redefiniše strategije arbitraže, preraspodeljuje marže i ubrzava finansijalizaciju regionalne trgovine električnom energijom.
U centru ove transformacije nalazi se sve veći jaz između električne energije u EU sa cenom ugljenika i sistema proizvodnje izvan EU, posebno onih koji se i dalje oslanjaju na lignit i ugalj. Sa cenama u okviru EU ETS sistema u rasponu od 70–90 €/tCO₂, ugrađeni trošak ugljenika u termo proizvodnji unutar EU sada se prevodi u dodatnih približno 55–85 €/MWh, u zavisnosti od efikasnosti postrojenja. Nasuprot tome, veliki deo proizvodnje na ugalj u jugoistočnoj Evropi—posebno u Srbiji, Bosni i Hercegovini i Severnoj Makedoniji—nastavlja da funkcioniše bez u potpunosti internalizovanog troška ugljenika.
Ovaj jaz je stvorio trajne prekogranične cenovne razlike od 20–60 €/MWh, uz povremene skokove koji prelaze 80 €/MWh tokom perioda vršne potrošnje ili niske proizvodnje iz obnovljivih izvora. Ove razlike više nisu isključivo vođene gorivom ili hidrološkim uslovima, već sve više karbonski prilagođenim marginalnim cenama, koje uvode novi sloj volatilnosti i prilika.
Nastanak novog trgovačkog sloja
Jedna od najjasnijih posledica jeste brz ulazak nezavisnih trgovačkih firmi i portfolio aktera u jugoistočnu Evropu. Ovi akteri nisu tradicionalne elektroprivrede, već tržišni učesnici vođeni kapitalom, specijalizovani za trgovinu spread-ovima, kratkoročno pozicioniranje i prekograničnu optimizaciju.
Njihove strategije zasnivaju se na nekoliko ključnih mehanizama.
Prvo, pozicioniranje na forward krivi. Trgovci zauzimaju pozicije u vezi sa očekivanom razlikom između EU day-ahead cena (npr. Italija, Mađarska, Rumunija, Grčka) i tržišta Balkana (Srbija, Bosna, Crna Gora). Na primer, forward ugovori za Q3 2026 pokazali su da se spread između HUPX (Mađarska) i SEEPEX (Srbija) proširio na 25–35 €/MWh, što odražava i troškove ugljenika i zaoštravanje ponude u EU.
Drugo, optimizacija fizičke arbitraže. Tokovi električne energije preko interkonektora sve se više planiraju ne samo na osnovu potreba sistema, već i očekivane profitabilnosti prilagođene ugljeniku. Koridori Srbija–Mađarska, Bosna–Hrvatska i Severna Makedonija–Grčka postali su ključne tačke ove aktivnosti, pri čemu se kapacitet interkonekcija često koristi na maksimumu tokom perioda velikih razlika u cenama.
Treće, iskorišćavanje intradnevne volatilnosti. Sa sve većim udelom obnovljivih izvora u EU, intradnevne oscilacije cena su intenzivirane. Trgovci koriste kratkoročne neskladnosti između padova cena usled solarne proizvodnje u Grčkoj ili Italiji i stabilnijih cena u termo-baziranim sistemima Balkana, ostvarujući spreadove koji mogu prelaziti 40–70 €/MWh u toku jednog dana.
Formiranje koridora karbonske arbitraže
Region se praktično reorganizuje u skup koridora karbonske arbitraže, gde tokovi električne energije sve više zavise od karbonskog intenziteta, a ne samo od troška proizvodnje.
Sistemi sa visokim udelom uglja, poput EPS u Srbiji ili Elektroprivrede BiH, proizvode električnu energiju po marginalnim troškovima često ispod 50–60 €/MWh, zahvaljujući jeftinom lignitu. Međutim, kada se uključi CBAM-ekvivalentna cena ugljenika, efektivni trošak ove energije raste na 110–140 €/MWh, što je čini nekonkurentnom na tržištima EU bez strukturnih promena.
Nasuprot tome, tržišta EU—uprkos višim nominalnim cenama—nude karbonski usklađenu električnu energiju, što im omogućava konkurentnost unutar bloka. Nastaje paradoks: energija koja je jeftinija za proizvodnju postaje manje konkurentna za izvoz, dok skuplja, ali niskougljenična energija dobija pristup tržištu.
Ova dinamika je posebno vidljiva u Italiji. Italijanska PUN bazna cena, koja se često kreće između 110–150 €/MWh, i dalje privlači uvoz, ali samo iz izvora koji mogu zadovoljiti karbonske kriterijume. Istorijski gledano, balkanski izvoz ka Italiji—posebno preko Crne Gore i Bosne—imao je balansirajuću ulogu. U novom režimu, ovi tokovi se suočavaju sa sve većim ograničenjima osim ako nisu zasnovani na niskougljeničnoj proizvodnji.
Finansijalizacija trgovine električnom energijom
Ono što se odvija jeste brza finansijalizacija tržišta električne energije u jugoistočnoj Evropi, nalik ranijim trendovima u severozapadnoj Evropi tokom širenja EU ETS sistema.
Tržišno ponašanje se menja u tri pravca.
Prvi je prelazak sa bilateralnih ugovora elektroprivreda na berzansku i portfolio trgovinu. Platforme kao što su SEEPEX (Srbija) i CROPEX (Hrvatska) beleže povećanu aktivnost, dok se prekogranično hedžovanje sve više oslanja na EEX forward proizvode.
Drugi je rast strategija kratkoročnog pozicioniranja. Umesto dugoročnih PPA ugovora koji dominiraju tokovima, sve veći deo energije se trguje na day-ahead i intraday tržištima, gde se volatilnost može monetizovati.
Treći je integracija ugljenika kao trgovačke varijable rizika. Trgovci ne određuju samo cenu električne energije, već implicitno određuju i cenu izloženosti ugljeniku, koristeći EU ETS futures kao referencu. Time se uspostavlja nova korelacija između cena električne energije, tržišta ugljenika i gasnih benchmark-a.
Kvantifikacija tržišne promene
Obim transformacije postaje jasniji kroz regionalne tokove i volumene.
Između 2015. i 2024. godine, jugoistočna Evropa je izvezla približno 10–15 TWh električne energije godišnje ka EU tržištima, sa vršnim godinama iznad 18 TWh. Srbija je pojedinačno povremeno izvozila 3–5 TWh godišnje, u zavisnosti od hidroloških uslova i domaće potrošnje.
Pod trenutnim pretpostavkama cena ugljenika, čak 60–70% ovih izvoza može postati ekonomski neodrživo bez restrukturiranja. To implicira potencijalni pad od 8–10 TWh godišnje u prekograničnim tokovima, što odgovara gubitku od približno 800 miliona–1,2 milijarde evra u trgovačkoj vrednosti.
Istovremeno, marže na preostalim tokovima rastu. Za aktivne trgovce, ostvarivanje spread-a od 20–40 €/MWh na 1 TWh trgovine znači 20–40 miliona evra bruto marže, što objašnjava rast tržišnog učešća.
Studija slučaja: koridor Srbija–Mađarska
Interkonekcija Srbija–Mađarska ilustruje novu trgovačku logiku.
Mađarska, potpuno integrisana u EU ETS, reflektuje troškove ugljenika u veleprodajnim cenama. Srbija, koja nije u ETS sistemu, ima niže proizvodne troškove, ali je izložena CBAM-u pri izvozu.
Tokom perioda visoke potražnje u zimu 2026. godine, razlika između HUPX bazne cene i SEEPEX bazne cene prelazila je 30 €/MWh, uz intradnevne skokove do 50 €/MWh. Trgovci pozicionirani na ovom spread-u mogli su da ostvare profit kroz:
• planiranje izvoza u periodima vršnih cena
• hedžovanje forward pozicija u odnosu na očekivani rast cena ugljenika
• iskorišćavanje zagušenja na interkonektorima
Ovaj koridor je praktično postao testni prostor za karbonsku arbitražu električne energije u jugoistočnoj Evropi.
Strukturni rizici koji se pojavljuju
Iako trgovačka aktivnost raste, sistem postaje i krhkiji.
Volatilnost cena se intenzivira, posebno tokom perioda:
• niske proizvodnje iz obnovljivih izvora u EU
• skokova potražnje tokom hladnog vremena
• zagušenja prenosnih kapaciteta
U takvim uslovima, dnevne oscilacije cena od 100 €/MWh u roku od 24 sata više nisu neuobičajene.
Istovremeno, rast uloge spekulativnog kapitala uvodi nefudamentalne tokove, gde kretanje električne energije više zavisi od trgovačkih strategija nego od optimizacije sistema. To može otežati balansiranje za operatore sistema kao što su EMS (Srbija) i CGES (Crna Gora).
Likvidnost postaje fragmentisana. Iako se obim trgovine povećava, većina aktivnosti koncentrisana je na kratkoročna tržišta, što smanjuje vidljivost za dugoročne investicione odluke.
Promena investicionih signala
Možda najvažniji uticaj ogleda se u načinu na koji CBAM i trgovinska dinamika menjaju investicione signale.
Proizvodnja na ugalj, nekada oslonac izvozne strategije, suočava se sa strukturnim padom. Čak i uz niske operativne troškove, nemogućnost konkurisanja na tržištima prilagođenim ugljeniku smanjuje dugoročnu sigurnost prihoda.
Nasuprot tome, obnovljivi izvori energije dobijaju dvostruku prednost:
• niže marginalne troškove
• potpunu usklađenost sa EU karbonskim pravilima
Projekti vetra i solarne energije u Srbiji, Bosni i Crnoj Gori—sa tipičnim CAPEX opsegom od 0,9–1,3 miliona €/MW za vetar i 0,5–0,8 miliona €/MW za solar—sve više se pozicioniraju ne samo kao domaći izvori snabdevanja, već kao izvozne, karbonski usklađene proizvodne platforme.
Baterijski sistemi za skladištenje energije postaju ključni dodatak. Sa intradnevnim spread-ovima koji često prelaze 50 €/MWh, BESS sistemi sa trajanjem od 1–2 sata mogu ostvarivati arbitražnu vrednost uz podršku stabilnosti mreže.
Tranzicioni tržišni prostor postaje trgovačka granica
Ono što nastaje širom jugoistočne Evrope nije samo prilagođavanje na karbonsku politiku, već formiranje novog tipa tržišta električne energije.
To je tržište u kojem:
• ugljenik definiše konkurentnost
• cenovne razlike pokreću tokove kapitala
• trgovačke strategije oblikuju fizičko kretanje električne energije
U ovom okruženju, vrednost se pomera sa same proizvodnje ka pristupu tržištu, optimizaciji portfolija i karbonskom pozicioniranju.
Zapadni Balkan, smešten između EU sa cenom ugljenika i sistema zasnovanog na uglju, postaje granična zona za trgovinu električnom energijom povezanu sa ugljenikom—prostor gde regulatorna asimetrija stvara i prilike i nestabilnost, a sledeća faza evolucije tržišta biće definisana podjednako finansijskom strategijom koliko i fizičkom infrastrukturom.
