Tržišta električne energije u Jugoistočnoj Evropi sada formalno funkcionišu pod liberalizovanim i uglavnom EU-usklađenim okvirima, ali njihovo stvarno ponašanje i dalje odražava strukturne slabosti koje ovu regiju razlikuju od dubljih i likvidnijih evropskih tržišta. Ograničena veličina sistema, stalna zavisnost od uvoza, tanka participacija trgovaca i ograničene međuveze kombinuju se da proizvedu rezultate koji su pravno usklađeni, ali ekonomski distorzirani. Tokom poslednjih nekoliko godina, a sa rastućom vidljivošću od 2024–2025, ove slabosti su se višestruko manifestovale kroz cene prekograničnih kapaciteta, naročito na dnevnim aukcijama, prenoseći značajnu vrednost sa potrošača i industrijskih korisnika ka uskom krugu učesnika tržišta.
Primer uvoza električne energije na Kosovo, gde je Kosovski operator sistema i tržišta (KOSTT) ukazao na anomalne rezultate u prekograničnim aukcijama koje su uključivale EPS i Noa Energy Trade, doveo je ovu temu u javnu sferu. Međutim, taj slučaj nije predstavljao odstupanje od regionalnih normi, već je otkrio obrazac koji se pojavljuje u celoj Jugoistočnoj Evropi kada se strukturne potrebe za uvozom sukobe sa mehanikom dnevnih aukcija i koncentrisanom participacijom.
U celoj regiji, sistemi kao što su Kosovo, Crna Gora i Severna Makedonija često zavise od uvoza u značajnom broju sati, ne zbog oportunističkog arbitraža već zato što domaća proizvodnja ne može pouzdano pokriti potražnju. U ovim sistemima uvoz nije diskrecioni, već operativno neophodan. Ova realnost fundamentalno oblikuje formiranje cena. Kada električna energija mora da se uvozi bez obzira na cenu, trošak pristupa prekograničnom kapacitetu postaje poluga kroz koju se mogu izvlačiti rente oskudice, čak i bez eksplicitne koluzije ili kršenja pravila.
Kosovski slučaj je ovu dinamiku ilustrovao sa neobičnom jasnoćom. Tokom većeg dela 2025, dnevne prekogranične aukcije za Kosovo više puta su bile rešavane samo od strane dva učesnika. U takvim uslovima, aukcija prestaje da funkcioniše kao konkurentni mehanizam otkrivanja cene i umesto toga reflektuje hitnost marginalnog kupca. Istorijski podaci koje je KOSTT citirao pokazali su da je na određenim danima komponenta troška prenosa u uvezenoj električnoj energiji dostizala i do 800 € po megavat-času, što se ne može objasniti samo oskudicom generacije. Ovi rezultati nisu bili posledica jedinstvenog događaja, već ponovljenih strukturnih uslova: ograničenog broja ponuđača, dnevne hitnosti i odsustva alternativnih fizičkih ruta.
Slična dinamika se pojavila i drugde u Jugoistočnoj Evropi, iako sa manjom medijskom pažnjom. U Crnoj Gori, intradnevna i balansna tržišta tokom 2022. i 2023. višestruko su pokazivala cene znatno iznad referentnih vrednosti tokom perioda hidrološkog stresa ili mrežnih ograničenja. Mala veličina sistema i ograničena domaća fleksibilnost značila je da i umerena ograničenja međuveza pretvaraju tanko intradnevno tržište u okruženje gde cenu određuje jedan ili dva učesnika. Cene su se formirale na nivoima koji su imali malo veze sa marginalnim troškovima proizvodnje, ali su ostajale formalno u skladu sa tržišnim pravilima.
Slični fenomeni su se javljali u balansnim tržištima Srbije i Rumunije tokom 2023. i 2024. U oba sistema, balansne cene su naglo rasle tokom stresnih događaja, ne zbog apsolutnog manjka kapaciteta, već zato što je mali broj jedinica ili trgovaca ponavljano određivao marginalnu cenu. U Srbiji, gde su ugljenične i lignitne jedinice strukturno centralne, balansne cene su ponekad reflektovale rente ograničenja umesto stvarnih marginalnih troškova. Rumunija je beležila slične efekte kada su se ograničena participacija i operativna ograničenja poklopila. Iako ovo nisu bile striktno prekogranične aukcije, ekonomski mehanizam je bio isti: tanka likvidnost na kratkim horizontima omogućavala je uskom krugu aktera da određuje cene za ceo sistem.
Bugarska pruža dodatni poučan primer. Između 2021. i 2023, nadzor tržišta je pokazao kako dugoročni bilateralni ugovori i koncentracija vlasništva nad generacijom smanjuju likvidnost na tržištima za dan unapred i intradnevnim tržištima. Iako formalno nije utvrđeno zloupotrebljenje aukcija, rezultat je bila stalna volatilnost i rasponi cena koji nadmašuju ono što bi sami fundamentalni faktori opravdali. Bugarski slučaj pokazuje da čak i bez eksplicitnih aukcionih mehanizama, strukturna dominacija može proizvesti ekonomske efekte slične onima u prekograničnom određivanju cena u manjim sistemima.
Sve ove slučajeve povezuje ne ilegalnost, već strukturna ranjivost. Tržišta električne energije u Jugoistočnoj Evropi su formalno liberalizovana, ali funkcionalno tanka. U takvom okruženju, vremenski horizont trgovanja postaje odlučujući. Godišnje i mesečne aukcije kapaciteta, iako nisu imune na koncentraciju, omogućavaju učesnicima da hedžuju, diversifikuju i apsorbuju rizik tokom vremena. Dnevne aukcije to ne omogućavaju. One komprimiraju svu neizvesnost, hitnost i fizička ograničenja u jedinstveni događaj razduženja. Kada je uvoz operativno neophodan, dnevna potražnja za kapacitetom postaje vrlo neelastična – kupac mora da obezbedi pristup danas ili se suoči sa neravnotežom, obustavom ili rizikom sistema.
Zbog toga su dnevne aukcije strukturno najslabija tačka sistema. Likvidnost kolapsira na kratkim horizontima. Granica koja može imati desetak registrovanih učesnika na godišnjem nivou često vidi samo dva ili tri aktivna ponuđača u dnevnim aukcijama, ponekad samo dva. Tada cena razduženja više nije rezultat konkurencije, već refleksija toga koliko je marginalni kupac spreman ili primoran da plati da bi sistem ostao uravnotežen.
Operativne realnosti pojačavaju ovaj efekat. Isključenja prenosa, radovi na održavanju, N-1 margine sigurnosti i unutrašnja mrežna uska grla rutinski smanjuju upotrebljivi kapacitet bez prethodnog obaveštenja. Kada se takva ograničenja jave blizu realnog vremena, dnevne aukcije odmah cene oskudicu, bez prostora za arbitražu ili alternativne izvore. Kapacitet kupljen po nižim cenama na dužim horizontima može se potom ponovo ponuditi u dnevnim prozorima gde hitnost inflira njegovu vrednost. Ovo sekvencijalno ponašanje može biti u skladu sa formalnim pravilima, ali je ekonomski efekat ne razlikuje se od ekstrakcije rente oskudice.
Magnituda vrednosti prenesene kroz ove mehanizme može se modelovati sa konzervativnim pretpostavkama. Ako granica zavisna od uvoza efektivno ceni 150 MW uvoznih kapaciteta tokom godine, taj kapacitet odgovara oko 1,31 TWh električne energije. Čak i umerena odstupanja od konkurentnog formiranja cena su značajna na ovom nivou. Višak cene od 5 € po MWh primenjen na 0,8 TWh daje godišnji transfer od oko 4 miliona €, što se često tiho apsorbuje unutar sistemskih troškova.
U Jugoistočnoj Evropi, češće vladaju uslovi srednjeg stresa. Višak cene od 25 € po MWh primenjen na 1,2 TWh proizvodi godišnji transfer od oko 30 miliona € na jednoj granici. Tokom produženih perioda stresa, višak od 80 € po MWh na sličnim količinama implicira transfere do približno 96 miliona €. Ovo nisu apstraktne brojke; one predstavljaju stvarne tokove novca ugrađene u tarife, marže dobavljača i troškove nabavke.
Kratkotrajni ekstremni događaji, koji često dominiraju javnom percepcijom, mogu biti još štetniji. Ako 200 MW kapaciteta razduži po višku od 300 € po MWh samo deset dana, rezultat je transfer veći od 14 miliona € u tom kratkom periodu. Takvi događaji često oblikuju godišnje troškove i pokreću rizik premije dugo nakon što događaj prođe.
Za industrijske potrošače, ove dinamike imaju opipljive posledice. Veloprodajne cene električne energije uključuju rizik zagušenja kao stalnu premiju, a ne privremenu anomaliju. Kada osnovne cene budu oko 70 € po MWh, dodatnih 6–10 € po MWh povezano sa zagušenjem i prekograničnim rizikom predstavlja 9–14% povećanja energetske komponente industrijskih tarifa. Dobavljači reaguju skraćivanjem ugovornih rokova, širenjem marži i uključivanjem klauzula za prilagođavanje zagušenja.
Balansni i profili troškova rastu paralelno. Industrijski tereti sa promenljivim profilima potrošnje posebno su izloženi kada prekogranična fleksibilnost postane ograničena. U tim uslovima, balansne cene lakše rastu, a dobavljači dodaju 2–5 € po MWh kao sloj rizika kako bi pokrili izloženost koju ne mogu efikasno hedžovati.
Za energetski intenzivne industrije, uticaj na konkurentnost je direktan. Procesi koji troše 80–200 kWh po toni, kao što su cement, metali i hemikalije, vide povećanje proizvodnih troškova od 0,8–2,0 € po toni za svako održivo povećanje cena od 10 € po MWh. Za velike industrijske korisnike sa potrošnjom 200–500 GWh godišnje, povećanje od 10 € po MWh znači dodatni godišnji trošak od 2–5 miliona €. Pri uslovima srednjeg stresa i zagušenja od 25 € po MWh, teret raste na 5–12,5 miliona €, često nadmašujući marginu čitavih proizvodnih linija.
Osim cena, rizik pouzdanosti dodatno pojačava štetu. Kada granice postanu vezane, a domaća fleksibilnost ograničena, operatori sistema pribegavaju hitnom uvozu po bilo kojoj ceni, industrijskom odgovoru ili potpunom obustavljanju. Ekonomski trošak jednog događaja obustave, kroz izgubljenu proizvodnju, stres opreme i ugovorne penale, često nadmašuje godišnju rentu od zagušenja. Ovi troškovi retko se pojavljuju u tržišnim statistikama, ali oblikuju investicione odluke i dugoročne izbore lokacije industrije.
Regulatorni odgovori u Jugoistočnoj Evropi do sada se bore da drže korak sa ovim realnostima. Visoke cene same po sebi nisu dokaz manipulacije u okviru postojećih okvira. Režimi sprovođenja zahtevaju dokaz namere ili kršenja pravila, a ne samo ekonomski preterane ishode. Kao rezultat, većina slučajeva se završava bez sankcija, čak i kada je ekonomska šteta značajna. Strukturna rešenja, a ne kaznena akcija, stoga su jedino dugoročno održivo rešenje.
Suštinski problem nije da li su tržišta liberalizovana, već da li su dovoljno duboka i otporna. Bez veće likvidnosti, šire participacije, alternativnih fizičkih ruta i redizajniranih kratkoročnih mehanizama kapaciteta, dnevne aukcije će i dalje koncentrovati tržišnu moć u malim sistemima. U takvom okruženju, formiranje cena odražava hitnost, a ne konkurenciju, i vrednost i dalje odlazi sa produktivnih sektora ka rentama zagušenja.
Distorzije u prekograničnom određivanju cena električne energije u Jugoistočnoj Evropi stoga nisu anomalije, već predvidivi rezultati dizajna tržišta u interakciji sa strukturnim ograničenjima. Nedavni slučajevi na Kosovu, u Crnoj Gori, Srbiji, Rumuniji i Bugarskoj pokazuju da pravna usklađenost ne garantuje konkurentne rezultate. Dok region ne adresira temeljnu ranjivost svojih kratkoročnih tržišta, slični incidenti će se ponavljati, tiho oblikujući cene električne energije, industrijsku konkurentnost i investicione perspektive u celoj Jugoistočnoj Evropi.
