Tržišta električne energije u Jugoistočnoj Evropi ulaze u složeniju i konkurentniju fazu razvoja. Naredne dve godine biće obeležene dubljom likvidnošću na berzama, širenjem unutardnevnog trgovanja, sve većom primenom petnaestominutnog formiranja cena, rastućim učešćem baterijskih sistema, kontinuiranim prekograničnim ograničenjima i sve zahtevnijim regulatornim obavezama.
Osnovni scenario za period 2026–2028. nije potpuna tržišna konvergencija. Umesto toga, reč je o periodu delimične integracije uz trajnu volatilnost, što istovremeno stvara i prilike i izazove za tržišne učesnike.
Tržišta EU u okviru Jugoistočne Evrope nastaviće da se usklađuju sa širim principima evropskog dizajna tržišta. Mađarska, Rumunija, Bugarska, Grčka, Hrvatska i Slovenija već su integrisane u širi EU okvir tržišnog spajanja (market coupling). Prelazak na petnaestominutno trgovanje na tržištu za naredni dan od 30. septembra 2025. godine očekuje se da stvori granularnije cenovne signale i poveća komercijalnu vrednost fleksibilnosti.
Tržišta Zapadnog Balkana nastaviće da se razvijaju, ali različitim brzinama. Srbija ostaje najvažnije strateško tržište u regionu zbog SEEPEX-a, uvođenja negativnih cena, svoje centralne geografske pozicije i uloge u regionalnim tokovima električne energije. Albanija i Kosovo su uspostavili spajeno tržište za dan unapred preko ALPEX-a, dok je Severna Makedonija unapredila tržišnu funkcionalnost pokretanjem unutardnevnog trgovanja na MEMO platformi. Bosna i Hercegovina i dalje predstavlja najveći nedostajući deo u organizovanom razvoju tržišta.
Očekuje se da će proces tržišnog spajanja napredovati, ali ne odmah. Energetska zajednica je u decembru 2025. godine saopštila da bi najranije spajanje tržišta za ugovorne strane moglo biti realizovano 2028. godine, uz uslov verifikacije usklađenosti od strane Evropske komisije. Zbog toga bi trgovci trebalo da računaju na još nekoliko godina hibridnih tržišnih uslova, koji kombinuju spojena tržišta, eksplicitne prekogranične mehanizme i neujednačenu likvidnost.
Volatilnost cena verovatno će ostati ključna karakteristika regionalnog tržišta. ACER u svojim analizama Jugoistočne Evrope ističe ograničene prekogranične kapacitete i nedovoljnu fleksibilnost sistema kao glavne uzroke tržišnih stres događaja. Kako se udeo obnovljivih izvora energije nastavlja povećavati, region će verovatno imati sve više perioda niskih ili negativnih cena tokom dana, dok će fleksibilnost u večernjim satima postajati sve vrednija.
Baterijsko skladištenje postepeno će menjati oblikovanje cena, ali neće eliminisati volatilnost. Iako će doprineti smanjenju pojedinih intradnevnih ekstremnih oscilacija, prekogranična ograničenja, varijabilnost hidroelektrana, toplotni talasi, kretanja na tržištu gasa i efekti CBAM-a i dalje će izazivati značajne promene cena.
CBAM će ostati jedna od najvećih neizvesnosti u trgovini električnom energijom između Zapadnog Balkana i EU. Tokom prvog kvartala 2026. godine, komercijalno zakazane prekogranične razmene između EU i Zapadnog Balkana pale su za 25%, dok su cene na dan unapred u ugovornim stranama Energetske zajednice bile u proseku 30 €/MWh niže nego na susednim tržištima EU. Ukoliko se pravila o obračunu ugljenika, tranzitu i sertifikaciji porekla ne razjasne, deo ekonomski opravdanih trgovina može ostati komercijalno neisplativ.
Glavni dobitnici ove tržišne transformacije biće sofisticirane trgovačke firme, integrisane elektroprivrede, operateri baterijskih sistema, upravljači hidroportfelja, fleksibilni industrijski potrošači i berze koje uspeju da privuku veću likvidnost.
Nasuprot tome, učesnici koji se oslanjaju na pojednostavljene pretpostavke baznog opterećenja, slabe sisteme usklađenosti, nedovoljno kapitalizovane trgovačke operacije ili isključivo „merchant“ obnovljive izvore bez upravljanja profilnim rizikom, mogli bi se suočiti sa sve većim izazovima.
Za trgovce, uspešan model će kombinovati ekspertizu u prognoziranju vremena, upravljanje prekograničnim kapacitetima, optimizaciju na nivou petnaestominutnih intervala, REMIT usklađenost, CBAM dokumentaciju i disciplinovano upravljanje kolateralom.
Za elektroprivrede, trgovanje postaje funkcija optimizacije portfolija, a ne zasebna aktivnost. Proizvodni kapaciteti, obaveze snabdevanja, PPA ugovori, skladišni resursi, balansne odgovornosti i prekogranične pozicije moraju se upravljati kao jedinstven portfelj.
Za developere obnovljivih izvora, tržišne pretpostavke sve više moraju uključivati negativne cene, rizik „capture price“, izloženost debalansu i bazni rizik. Budući prihodi projekata zavisiće ne samo od količine proizvedene energije, već i od toga kada i gde je ona isporučena.
Za industrijske kupce, strategije nabavke električne energije moraju prevazići tradicionalno godišnje planiranje baznog opterećenja. Ključni komercijalni rizici sve više će biti vezani za satnu i petnaestominutnu profilnu izloženost, večernje vršne cene, neusaglašenost solarnih PPA ugovora i indeksni bazni rizik.
Za regulatore, prioriteti postaju sve jasniji: ubrzanje tržišnog spajanja, povećanje upotrebljivih prekograničnih kapaciteta, unapređenje dizajna balansnog tržišta, razjašnjenje regulative skladištenja, jačanje REMIT nadzora i smanjenje tržišnih distorzija povezanih sa CBAM-om.
Jugoistočna Evropa verovatno neće postati jednostavno ili savršeno integrisano tržište električne energije do 2028. godine. Međutim, očekuje se da će postati transparentnije, likvidnije i atraktivnije za investicije. Istovremeno, učešće na tržištu zahtevaće viši nivo tehničke, komercijalne i regulatorne sofisticiranosti.
Buduća vrednost trgovanja u regionu biće sve više definisana kroz pet dimenzija: vreme, lokaciju, fleksibilnost, ugljenik i usklađenost.
To je novi okvir tržišta električne energije Jugoistočne Evrope: više trgovanja na berzi, veća prekogranična složenost, kontinuirana volatilnost i veća nagrada za one koji su u stanju da upravljaju svim tim faktorima.
