Kreditori za baterije u Jugoistočnoj Evropi treba da određuju iznos duga prema rasponu mogućih prihoda, a ne jednoj P50 prognozi, navodi analiza finansiranja skladišta. Takav pristup povezuje neizvesnost cena električne energije i ulazak konkurentskih baterija u pogon sa novčanim tokom, pokrićem otplate duga i prostorom do ugovornih ograničenja.
Modeli bi trebalo da prikažu ishode na osnovu više satnih putanja cena i operativnih uslova. Rasponi tipa P10, P50 i P90 zatim se prevode u novčani tok, pokriće servisiranja duga i prostor do aktiviranja ugovornih klauzula. Simulacija koja odražava flotu baterija u trenutku finansijskog zatvaranja može znatno odstupati već u trećoj ili četvrtoj godini rada projekta, jer novi kapaciteti mogu promeniti cenovnu krivu.
U Rumuniji je instalirana snaga skladišta porasla sa 494 MW 1. januara 2026. na 1.162 MW do 1. oktobra 2026. godine. Flota u Bugarskoj premašuje 6,2 GW i 19 GWh. Ovi kapaciteti utiču na procenu budućih prihoda konkurenata, dok neizvesnost obuhvata i tempo njihovog ulaska u pogon.
Tokom 42. nedelje, prosečne cene bazne energije na glavnim tržištima Jugoistočne Evrope kretale su se od 186,57 €/MWh u Grčkoj do 247,89 €/MWh u Srbiji. Međutim, regionalni prosek bazne energije ne pokazuje satni oblik cena koji određuje prihod baterije. Čak i relativno mala promena večernje premije može ukloniti veliki deo bruto marže.
Među ključnim stres-testovima je scenario u kojem se dnevni rasponi cena umereno, ali trajno sužavaju, dok cene pomoćnih usluga istovremeno padaju. Banke bi trebalo da procene koliko sati donosi godišnji EBITDA projekta, koliki deo prihoda zavisi od najskupljih događaja i kako se prinos menja ako ti skokovi postanu blaži.
Baterija čija otplata zavisi od malog broja sati nestašice nosi drugačiji kreditni rizik od projekta sa prihodima raspoređenim kroz više tržišta i usluga. Zato bi rasponi verovatnih ishoda, umesto jedne prognoze očekivane cene, trebalo da budu osnova za određivanje duga koji projekat može da podrži.
