Zapadni obod balkanskog elektroenergetskog sistema ulazi u decembar 2025. sa poznatom neravnotežom: strukturalno malim berzama električne energije, skromnom likvidnošću, proizvodnjom koja snažno zavisi od vremenskih prilika i gotovo potpunom oslonjenošću na susedne habove za formiranje cena. Crna Gora, Hrvatska i Albanija nalaze se van gravitacione zone koju stvaraju HUPX, OPCOM, SEEPEX i IBEX, ali njihovi zimski cenovni signali postaju sve važniji za razumevanje energetske stabilnosti jugoistočne Evrope. Rano decembarsko trgovanje potvrđuje koliko su međusobno isprepletani — i koliko njihovi lokalni faktori i dalje odjekuju preko granica kada se sistem zategne.
Hrvatska ostaje najzrelije tržište u regionu nakon Slovenije i Mađarske, zahvaljujući razvijenom ekosistemu HROTE-a i dugogodišnjoj integraciji sa tokovima iz centralne Evrope. Ipak, dnevno-tržišne cene u Hrvatskoj krajem 2025. ne formiraju se nezavisno od suseda. Decembar počinje jasnim znacima konvergencije: hrvatske bazne cene kreću se između 120 i 140 evra po megavat-času, gotovo potpuno usklađene sa mađarskim i slovenačkim čvorištima. Ova usklađenost nije slučajna. Hrvatski miks — gas, hidro, uvoz i postepeno rastući udeo obnovljivih izvora — znači da se marginalna cena i dalje oslanja na tokove sa severa. Kada je vreme blago i kada je alpski hidro tok jak, Hrvatska ima direktnu korist. Kada temperature padnu i CCGT elektrane u centralnoj Evropi određuju cenu, Hrvatska sledi isti obrazac. Rezultat je decembarska cena koja je manje volatilna od srpske, manje strukturno povišena od bugarske, ali i dalje sklona iznenadnim noćnim oscilacijama pod uticajem vetra duž Jadrana.
Albanija se nalazi na drugom kraju spektra. Verovatno je najviše hidro-zavisno elektroenergetsko tržište u Evropi, što čini da njena kriva cena prati ritam koji u potpunosti diktira količina padavina. U kišnim godinama Albanija postaje značajan izvoznik; u sušnim zimama prisiljena je na skupe uvoze u trenucima kada su i njeni susedi pod pritiskom. Decembar 2025. prikazuje obe strane ove zavisnosti. Obilne padavine u novembru popunile su akumulacije i smanjile pritisak na uvoz tokom prvih dana decembra. Ali ni povoljna hidrologija nije mogla u potpunosti da zaštiti Albaniju od šireg regionalnog okruženja: kada je Srbija početkom decembra ušla u zategnut period i SEEPEX skočio na 150–170 evra, uvozne cene Albanije odmah su rasle. Što je razmena manja i plića, to brutalnije odražava uslove veleprodaje kod većih suseda. Albanski učesnici na tržištu godinama zagovaraju dublju integraciju u evropski okvir tržišnog spajanja, ali je proces ostao delimičan, ograničavajući mogućnost Albanije da ublaži volatilnost koja doseže vrhunac svake zime.
Crna Gora zauzima sredinu: premala da bude formirač cena, ali i previše strateški pozicionirana da bi bila zavisan periferijski čvor. Decembar 2025. otkriva ovaj dualitet. S jedne strane, crnogorski cenovni nivo ostaje čvrsto vezan za Srbiju i hrvatsko-slovenački koridor, sa ranim decembarskim cenama u rasponu od 115–135 evra po megavat-času. S druge strane, sistem je izuzetno osetljiv na ispade ili promene proizvodnje u TE Pljevlja i hidroelektranama, posebno kada region prolazi kroz istovremene stresne epizode. Kada je SEEPEX prešao 150 evra u prvoj nedelji decembra, crnogorski kupci su se suočili sa gotovo identičnom uvoznom cenom; kada su se vetrovi duž Jadrana pojačali i hrvatske cene se spustile, crnogorski efektivni trošak snabdevanja pao je paralelno. Odsustvo potpuno strukturirane nacionalne berze ostavlja Crnu Goru zavisnom od bilateralnih trgovina i regionalnih referentnih tačaka — što donosi i prednosti i ranjivosti njene geografske pozicije.
Ono što u decembru 2025. povezuje ova tri tržišta nije njihova veličina, struktura ili likvidnost, već način na koji su povučena u regionalni merit redosled. Početkom 2010-ih, formiranje cena na zapadnom Balkanu i dalje se moglo tumačiti kroz domaće osnove i bilateralne ugovore. Hidro-bogata Albanija imala bi jednu krivu, Crna Gora zavisna od uglja drugu, a Hrvatska — sa gasnim kapacitetima — treću. Decembar 2025. predstavlja sasvim drugačiju sliku: Hrvatska se gotovo identično kreće kao HUPX-Slovenija-Italija trougao. Crna Gora prati Srbiju uz blage devijacije, odražavajući svoju mrežnu strukturu i oslanjanje na SEEPEX kao referentnu tačku. Albanija osciluje snažnije, ali i dalje vezuje svoje uvozne cene za isti regionalni signal. Rezultat je tržište sa tri nivoa: Hrvatska kao spoljašnji prsten EU jezgra, Crna Gora kao balansna zona između EU-spojenih i nespajanih čvorišta, i Albanija kao hidrologijom vođena izuzetna tačka čija volatilnost i dalje utiče na periferiju.
Prognoza za prvi kvartal 2026. za ove manje berze zahteva fokus na fundamentalne faktore, ne na istorijske proseke. Hrvatska ima najpredvidiviju putanju. Sa gasom na višemesečno niskim nivoima i regionom koji trguje u uskom koridoru od 115–135 evra, hrvatski bazni januar–mart verovatno će ostati usklađen sa Slovenijom i Mađarskom, uz pomeranja samo kada vetar ili hidro odstupaju od sezonskih normi. Dokle god se TTF kreće u opsegu 25–35 evra, hrvatske gasne elektrane neće podizati marginalnu cenu, a HROTE učesnici mogu očekivati zimu oblikovanu više prekograničnim tokovima nego domaćim pritiscima.
Crnogorska putanja za Q1 2026. je osetljivija i zavisi od zdravstvenog stanja jedne ključne termoelektrane i hidro uslova koji mogu brzo da se promene. Ako decembarski nivoi akumulacija potraju i regionalna tražnja ne poraste neočekivano, crnogorske veleprodajne cene trebalo bi da ostanu u sličnom opsegu kao SEEPEX. Ali u scenariju hladne zime — posebno onoj koja stavlja pritisak na srpski lignitni sistem — Crna Gora bi mogla da se suoči sa jačim rastom, uz uvoz koji na najzategnutijim danima može dostići 150–170 evra. Pozicija između EU-integrisane Hrvatske i ne-EU Srbije čini da Crna Gora bude izložena šokovima sa obe strane regionalnog sistema, stvarajući cenovnu krivu osetljiviju na udare nego što bi sugerisala njena veličina.
Albanija ulazi u Q1 sa najviše neizvesnosti. Ako se zimske padavine nastave i nivoi vode ostanu visoki, Albanija će smanjiti potrebu za uvozom i povremeno čak izvoziti u određenim satima. U blagom scenariju, njeni efektivni veleprodajni troškovi mogli bi se približiti donjoj granici regionalnog opsega od 100–120 evra. Ali bilo koji duži sušni period u januaru ili februaru odmah izlaže sistem regionalnoj zategnutosti, i tada Albanija može dostići najviše cene u regionu. Sistem ostaje strukturalno ranjiv na zimske epizode volatilnosti — nedelja bez padavina može gurnuti cenu uvoza na 150–180 evra, čak i kada susedi ostaju relativno stabilni. Hidrologija će tako odrediti ne samo domaću ravnotežu snabdevanja, već i stepen integracije Albanije u regionalni cenovni ritam.
Uprkos razlikama, decembar 2025. otkriva važnu činjenicu: tržišne budućnosti Crne Gore, Hrvatske i Albanije više ne oblikuju prvenstveno nacionalni proizvodni kapaciteti ili nasleđene strukture, već regionalna arhitektura koja sada definiše balkanski elektroenergetski pejzaž. Razlike između malih tržišta i njihovih većih suseda su se smanjile, ne zato što su ova tržišta porasla, već zato što se region integrisao. U tom smislu, decembarski cenovni signali nisu samo trenutni pregled zimskih uslova, već uvid u dugoročne trendove. Kako se Q1 2026. približava, sve tri zemlje suočavaju se sa tržištem čijom dinamikom upravljaju cene gasa, vremenski obrasci i rastući uticaj evropskog spojenog tržišta — a ne ograničenja njihovih domaćih sistema.
Ako zima ostane umerena, a gas jeftin, manji balkanski čvorovi mogu očekivati jedan od najstabilnijih prvih kvartala u godinama, sa cenama koje bi do pre nekoliko godina bile nezamislive tokom kriznih sezona. Ako se zima pooštri, ranjivosti će se brzo ponovo pojaviti, ali će se region i dalje kretati zajedno. Priča decembra 2025. jeste da mala tržišta više ne postoje izolovano. Priča Q1 2026. biće da li će uspeti da zadrže isti ritam — ili će hidrologija, vreme i strukturne slabosti ponovo pokazati da veličina i dalje igra ulogu na rubovima energetske karte Evrope.
