Do 2025. godine, Rumunija i Bugarska su se isticale u Jugoistočnoj Evropi po jednom ključnom aspektu: postigle su obim u spot trgovanju električnom energijom koji mnoga susedna tržišta nisu mogla da dostignu. Mesečni volumeni na obe berze redovno su dostizali nivoe od teravat-časova, što je činilo formiranje cena pouzdanim pokazateljem u istočnom Balkanu. Ipak, ovaj uspeh je prikrivao osnovnu slabost: uprkos visokom prometu, nijedno tržište nije moglo da apsorbuje rizik u velikoj meri. Cene su bile efikasno formirane, ali hedžovanje nije funkcionisalo.
U Rumuniji, OPCOM je upravljao jednim od najlikvidnijih day-ahead tržišta u regionu. Tokom 2025. mesečni promet redovno je prelazio 1,4–1,6 TWh, uz podršku raznovrsne generacije koja je uključivala nuklearne, hidro, vetro i gasne kapacitete. Ova raznolikost je proizvodila cenu koja je smatrana kredibilnom i relevantnom na regionalnom nivou. Bugarski učesnici, srpski trgovci, pa čak i grčki partneri pratili su OPCOM kao indikator osnovnih kretanja u istočnoj SEE.
Bugarski IBEX je dodatno povećao likvidnost na spot tržištu. Mesečni volumeni često su dostizali 2,2–2,4 TWh, dok je intraday promet prelazio 600 GWh mesečno. IBEX je postao magnet za kratkoročno optimizovanje, posebno za balansiranje hidrokapaciteta i arbitražu prema Grčkoj i Rumuniji.
Ipak, dominacija na spot tržištu nije se pretvorila u dubinu forward hedžovanja. Fjučersi na berzi, tamo gde su postojali, ostali su tanki i netransparentni. Otvoreni interes je bio ograničen, pokrivenost po tenorima neujednačena, a kapacitet izvršenja nedovoljan za velike industrijske ili komunalne portfelje. Kao rezultat, forward hedžovanje, koje se referisalo na OPCOM ili IBEX cene, gotovo u potpunosti je migriralo u bilateralne OTC ugovore.
Ovi bilateralni forwards su imali svoju svrhu – omogućavali su ugovaračima da zaključaju cene indeksom poznatih spot referenci. Ipak, oni su uključivali višeslojne skrivene troškove. Premije za kreditni rizik odražavale su bilanse partnera, premije za likvidnost kompenzovale su prodavce za nehedžovan rizik, dok je basis risk uračunavao nemogućnost dinamičkog balansiranja pozicija.
U 2025. ovi skriveni troškovi postali su merljivi. Industrijski kupci u Rumuniji i Bugarskoj često su plaćali efektivnu cenu hedža 3–6 €/MWh više u odnosu na poređenja sa potrošačima u Nemačkoj ili Austriji, čak i pre nego što su uračunati troškovi mreže i porezi. Ova razlika nije bila uzrokovana samo troškovima generacije, već i strukturnom nemogućnošću lokalnih tržišta da efikasno skladište rizik.
Paradoks je očigledan. OPCOM i IBEX su generisali neke od najjasnijih spot signalnih cena u SEE, ali te cene nisu mogle da se transformišu u skalabilne hedž instrumente. Rizik je bio cenen, ali nije bio apsorbovan – iznosio je dalje, prvenstveno prema HUPX i dubljim evropskim fjučers tržištima, gde je postojala veća likvidnost.
Do kraja 2025, učesnici tržišta jasno su razumeli razliku. OPCOM i IBEX su bili centri formiranja cena, a ne hedžovanja. Njihova vrednost ležala je u transparentnosti i trenutnosti, a ne u dugoročnom upravljanju rizikom. Dok forward tržišta u Rumuniji i Bugarskoj ne postignu vidljivu, višetenorsku dubinu sa anonimnim klairanjem, ova podela rada će ostati, a premije rizika biće ugrađene u cenu električne energije širom istočnog Balkana.
Pripremljeno od strane virtu.energy
