Jugoistočna Evropa se profiliše kao jedno od najatraktivnijih tržišta za skladištenje električne energije u Evropi, jer sve veće razlike između cena električne energije tokom dana stvaraju snažniju komercijalnu osnovu za baterijske sisteme nego u mnogim zrelijim tržištima severne Evrope. Ovu priliku podstiču ubrzana izgradnja solarnih kapaciteta, ograničenja u prenosnoj mreži, promenljiva proizvodnja hidroelektrana i kontinuirana zavisnost od termoelektrana tokom večernjih vršnih perioda potrošnje.
Najnoviji pokazatelji vrednosti koje objavljuje ENTSO-E pozicioniraju Mađarsku na vrh evropskog tržišta skladištenja, a slede je Grčka sa €798/MW, Bugarska sa €797/MW i Rumunija sa €792/MW. Hrvatska je zabeležila €692/MW, a Slovenija €668/MW, dok su Italija sa €406/MW, Švedska sa €326/MW i Norveška sa €215/MW ostvarile znatno niže vrednosti.
Ovi pokazatelji mere prosečnu razliku između osam sati sa najnižim i osam sati sa najvišim cenama tokom svakog dana. Ne treba ih tumačiti kao prognoze godišnjih prihoda, ali pružaju koristan pokazatelj tržišta na kojima su uslovi za energetski arbitražni model najpovoljniji. Regionalna premija rezultat je čestih perioda niskih cena tokom sati sa visokom solarnom proizvodnjom, nakon čega sledi nagli oporavak cena kada proizvodnja iz fotonaponskih elektrana počne da opada.
Rumunija se posebno brzo kreće ka pretvaranju ove volatilnosti u investicionu klasu imovine. Zemlja je u okviru najnovije alokacije iz Fonda za modernizaciju EU dobila €636,9 miliona, uključujući sredstva za samostalne sisteme za skladištenje energije. Kompanija Nova Power & Gas, deo grupacije E-INFRA, takođe je najavila investicioni program vredan €1 milijardu do 2029. godine, koji obuhvata proizvodnju električne energije, baterijske sisteme i integrisanu energetsku infrastrukturu.
Grčka je još jedno prirodno tržište za razvoj skladištenja energije. Solarna snaga povećana je sa 8,82 GW na kraju 2024. godine na 11,5 GW na kraju 2025. godine, dok je prijavljena vrednost solarne proizvodnje pala na €43/MWh, što je najniža vrednost među analiziranim tržištima jugoistočne Evrope. Ovaj pad vrednosti solarne energije čini baterijsko skladištenje sve važnijim za očuvanje vrednosti novih fotonaponskih projekata.
Investiciona računica, međutim, zahteva mnogo više od množenja teorijskog raspona cena raspoloživim kapacitetom. Model prihvatljiv za kreditore mora da uključi stepen povratne efikasnosti, degradaciju baterije, sopstvenu potrošnju sistema, mrežne naknade, ograničenja stanja napunjenosti, garancije za broj ciklusa i potencijalno smanjenje trgovačkih marži. Prihode od balansiranja, pomoćnih usluga, upravljanja zagušenjima i kapacitetskih mehanizama takođe treba modelovati odvojeno od arbitraže na dan-unapred tržištu.
Tipičan regionalni baterijski sistem za skladištenje energije u trajanju od dva sata može zahtevati investicione troškove od približno €250.000–€400.000 po MW, u zavisnosti od trajanja skladištenja, radova na priključenju na mrežu, zahteva protivpožarne zaštite i izabranog integratora. Sistemi u trajanju od četiri sata zahtevaju veći kapitalni okvir, ali mogu pružiti bolju zaštitu od viškova solarne proizvodnje i produženih večernjih perioda visoke potrošnje.
Najviši prinosi verovatno će se ostvarivati na projektima koji rano obezbede pristup mreži i kombinuju više izvora prihoda. Čisto tržišno orijentisane baterije ostaju izložene smanjenju raspona cena kako novi kapaciteti za skladištenje budu ulazili na tržište. Ko-locirani sistemi mogu pomoći u zaštiti vrednosti solarne proizvodnje, dok samostalno priključene baterije mogu slobodnije da trguju na veleprodajnim i balansnim tržištima.
Prilika za razvoj baterijskih sistema u jugoistočnoj Evropi zato je u istoj meri priča o mreži i dizajnu tržišta koliko i o tehnologiji. Projekti koji budu dolazili do finansijskog zatvaranja biće oni koji se oslanjaju na kvalitetne FEED studije, pouzdane simulacije rada sistema i ugovore o priključenju koji omogućavaju puni predviđeni operativni profil projekta.
