Magazyny energii jako nowa klasa inwestycyjna. Jak zarabiają projekty BESS?

Magazyny energii odpowiedzią na zmienność produkcji z OZE

Rozwój magazynów energii jest bezpośrednio związany ze zmianami zachodzącymi w systemie elektroenergetycznym. W ostatnich latach szybko rosła liczba aktywów generacyjnych wykorzystujących odnawialne źródła energii, przede wszystkim instalacji fotowoltaicznych. Ich produkcja jest jednak zależna od pory dnia i warunków atmosferycznych, przez co przepływy energii stają się mniej przewidywalne.

W godzinach intensywnej pracy fotowoltaiki w systemie może występować wysoka podaż energii. Wieczorem, gdy zapotrzebowanie pozostaje duże, produkcja energii słonecznej zanika. Prowadzi to do znacznych różnic cenowych w ciągu dnia i tworzy przestrzeń dla aktywów, które mogą pobierać energię w okresach nadwyżki, a następnie oddawać ją wtedy, gdy jest najbardziej potrzebna.

„Magazyn energii może zgromadzić energię i oddać ją w momencie największego zapotrzebowania” tłumaczy Krzysztof Kadłubowski. BESS może również bardzo szybko reagować na nagłe zmiany sytuacji w systemie. Jeżeli niespodziewanie przestaje działać źródło produkcyjne albo pogarszają się warunki dla OZE, magazyn może w ciągu sekund rozpocząć oddawanie energii do sieci. Pomaga w ten sposób utrzymać częstotliwość systemu na wymaganym poziomie 50 Hz.

Usługi systemowe, arbitraż i rynek mocy

Model przychodowy magazynu energii jest bardziej złożony niż model typowej instalacji fotowoltaicznej. BESS może zarabiać m.in. na regulacyjnych usługach systemowych, arbitrażu cenowym oraz, w przypadku części projektów, na kontraktach zawartych w ramach rynku mocy.

Na rzecz operatora systemu przesyłowego mogą być świadczone tzw. usługi bilansujące (FCR, aFRR i mFRR), które różnią się od siebie przede wszystkim wymaganym czasem reakcji i sposobem aktywacji. Część z nich uruchamiana jest automatycznie poprzez systemy komunikacji magazynu z infrastrukturą operatora, a inne opierają się na dyspozycjach przekazywanych przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne.

Podmiot realizujący takie usługi nazywany jest Dostawcą Usług Bilansujących, w skrócie DUB. Tradycyjnie funkcję tę pełniły duże elektrownie i elektrociepłownie. Obecnie coraz większe znaczenie jako DUB-y zyskują optymalizatorzy, w tym podmioty zarządzające pracą magazynów energii.

Zdaniem Krzysztofa Kadłubowskiego w pierwszych latach funkcjonowania rynku BESS usługi systemowe mogą być jednym z najważniejszych źródeł przychodów magazynów. Z czasem rynek może się jednak nasycać, ponieważ rosnąca liczba BESS zwiększy podaż takich usług. Wtedy coraz większą rolę będzie odgrywał arbitraż, czyli kupowanie energii przy niższych cenach i sprzedawanie jej w okresach cen wyższych.

Co po dotychczasowych aukcjach rynku mocy?

Rynek mocy zapewnił części projektów BESS wieloletni, stosunkowo przewidywalny strumień przychodów. Ma to szczególne znaczenie z punktu widzenia finansowania, ponieważ banki preferują projekty, których przyszłe przepływy są przynajmniej częściowo zakontraktowane.

Nie oznacza to jednak, że wszystkie planowane magazyny mogą opierać swój model biznesowy na tym mechanizmie. Projekty, które wygrały wcześniejsze aukcje, zachowują przyznane kontrakty, lecz nowe inwestycje mają bardziej ograniczone możliwości pozyskania takiego wsparcia. Dodatkowo współczynnik korekcyjny stosowany wobec BESS był stopniowo ograniczany, przez co znaczenie przychodów z ostatnich aukcji było mniejsze niż w przypadku pierwszych projektów.

Brak kontraktu mocowego nie musi przekreślać inwestycji, ale wymusza znalezienie innego sposobu stabilizacji przepływów. Jednym z rozwiązań mogą być umowy tollingowe. Jak zauważa Krzysztof Kadłubowski, „alternatywą dla części wcześniejszych przychodów z rynku mocy mogą być umowy z optymalizatorami”.

Nowe zasady przyłączeń mają uporządkować rynek

Jedną z najważniejszych barier rozwoju inwestycji energetycznych pozostaje dostęp do mocy przyłączeniowych. Przez lata część wydanych warunków przyłączenia dotyczyła projektów, które nie przechodziły do realizacji. Blokowało to możliwość przyłączania kolejnych aktywów.

Odpowiedzią na ten problem jest nowelizacja sieciowa UC84. Wprowadzone rozwiązania obejmują m.in. wyższe opłaty, krótsze terminy realizacji oraz obowiązek wniesienia kaucji, której wysokość jest powiązana z wielkością projektu. Zwrot kaucji zależy od realizowania inwestycji zgodnie z harmonogramem i osiągania określonych kamieni milowych.

Według Krzysztofa Kadłubowskiego regulacja może wyeliminować projekty tworzone głównie po to, aby pozyskać warunki przyłączenia, a następnie nimi handlować. Jednocześnie zwiększa ona bariery wejścia. Szczególnie mniejsi deweloperzy mogą mieć trudności z wniesieniem zabezpieczenia albo długotrwałym zamrożeniem kapitału.

Nowe zasady powinny więc skłaniać inwestorów do bardziej selektywnego podejścia. Każdy projekt wymaga obecnie dokładniejszej analizy, bardziej przekonującego modelu biznesowego i realnego harmonogramu wykonania.

Projekt RTB nie oznacza inwestycji pozbawionej ryzyka

Dla wielu inwestorów momentem wejścia w projekt jest osiągnięcie statusu Ready to Build, czyli RTB. Taki projekt powinien mieć najważniejsze pozwolenia i decyzje niezbędne do rozpoczęcia budowy. Podstawowym dokumentem jest pozwolenie na budowę. Wcześniej konieczne może być pozyskanie warunków zabudowy, zgodności z odpowiednim planem oraz, w niektórych przypadkach, decyzji środowiskowej.

Kluczowe znaczenie mają warunki przyłączenia i umowa przyłączeniowa. Określają one m.in. moc, parametry techniczne, termin realizacji oraz wysokość opłaty przyłączeniowej. Projekt może otrzymać warunki inne niż pierwotnie zakładane. Jeżeli inwestor wnioskował o 100 MW, ale otrzymał 60 MW, zmienia to skalę inwestycji i jej ekonomikę.

„Warunki przyłączenia to być albo nie być dla projektu” podkreśla Krzysztof Kadłubowski. Projekty RTB ograniczają część ryzyka administracyjnego, ale nadal wymagają dokładnego due diligence. Trzeba sprawdzić ostateczność decyzji, ich zakres, terminy obowiązywania oraz zgodność przyjętych założeń z dokumentacją.

Pierwszym filtrem inwestycyjnym powinien być jednak model finansowy. Dopiero gdy projekt zachowuje atrakcyjność po skorygowaniu założeń dotyczących przychodów, kosztów i harmonogramu, uzasadnione jest prowadzenie pełnego badania prawnego, technicznego i finansowego.

Umowa tollingowa ogranicza ryzyko, ale wymaga precyzyjnych zasad

Inwestor może zachować pełną ekspozycję na ceny energii albo przenieść część ryzyka na optymalizatora. Jednym ze skrajnych wariantów jest umowa tollingowa, w ramach której właściciel udostępnia magazyn innemu podmiotowi w zamian za ustaloną opłatę. Rozwiązaniem pośrednim jest kontrakt z minimalnym poziomem przychodów, tzw. floorem, oraz podziałem nadwyżki wypracowanej ponad uzgodniony próg.

Wyższa przewidywalność nie oznacza jednak braku ryzyka. Umowa powinna dokładnie regulować sposób eksploatacji baterii. Znaczenie mają m.in. liczba cykli, maksymalny i minimalny stan naładowania, temperatura pracy, szybkość ładowania oraz częstotliwość zmiany kierunku między ładowaniem a rozładowywaniem.

Intensywna eksploatacja przyspiesza degradację ogniw. Gdy pojemność spada poniżej akceptowalnego poziomu, konieczna może być augmentacja, czyli uzupełnienie systemu o dodatkowe ogniwa. Kontrakt powinien wskazywać, kto odpowiada za takie działania i kto ponosi ich koszt.

Krzysztof Kadłubowski porównuje ten mechanizm do wynajmu samochodu z limitem kilometrów. Właściciel aktywa otrzymuje przewidywalną zapłatę, ale nadal musi kontrolować sposób używania majątku, ponieważ wpływa on na jego stan, dostępność i wartość w kolejnych latach.

Bankowalność zależy od kontrahentów i jakości dokumentacji

Dla banku umowa tollingowa jest wartościowa tylko wtedy, gdy stojący za nią kontrahent jest wiarygodny. Instytucja finansująca analizuje jego sytuację finansową, rating, doświadczenie oraz zdolność do wykonywania wieloletnich zobowiązań. Jeżeli sam kontrahent nie daje wystarczającego zabezpieczenia, potrzebna może być gwarancja bankowa, ubezpieczeniowa albo gwarancja spółki matki.

Podczas fazy budowy równie ważni są wykonawca EPC oraz dostawca technologii. Finansujący chce mieć pewność, że inwestycja zostanie zrealizowana zgodnie z harmonogramem, budżetem i wymaganymi parametrami. Stosowane są rozwiązania znane z klasycznego project finance, w tym direct agreement, czyli umowa bezpośrednia pomiędzy kluczowymi uczestnikami przedsięwzięcia.

O koszcie magazynu nie decyduje wyłącznie jego moc. Równie istotna jest pojemność, czyli czas, przez jaki aktywo może oddawać określoną moc do sieci. Projekt 50 MW może mieć pojemność wystarczającą na dwie, cztery albo więcej godzin pracy. Dłuższy czas zwiększa elastyczność, lecz oznacza wyższe nakłady.

Koszt zależy także od poziomu napięcia, długości przyłącza, konieczności budowy transformatorów i głównego punktu odbioru, a także od dodatkowych prac infrastrukturalnych i wymagań gruntowych. Z tego powodu dwa projekty o tej samej mocy mogą znacząco różnić się całkowitym budżetem.

LTC, DSCR i zwrot dla inwestora

Poziom możliwego zadłużenia zależy w dużej mierze od przewidywalności przychodów. Im większa część przepływów pochodzi z rynku mocy, umowy tollingowej albo kontraktu z floorem zawartego z wiarygodnym optymalizatorem, tym większy może być udział długu w kosztach inwestycji.

W rozmowie Krzysztof Kadłubowski wskazuje, że w wybranych projektach wskaźnik LTC, czyli relacja długu do kosztów projektu, może osiągać około 60–70 proc., z zastrzeżeniem, że każdy przypadek wymaga osobnej analizy. Umowy tollingowe i kontrakty z floorem zawierane są zazwyczaj na okres 7–10 lat. W modelach finansowania może pojawiać się również cash sweep, czyli przeznaczanie nadwyżek wolnych środków na szybszą spłatę długu.

Drugim istotnym parametrem jest DSCR, czyli wskaźnik pokrycia obsługi zadłużenia. Porównuje on wolne przepływy pieniężne projektu z planowanymi płatnościami odsetkowymi i ratami kapitałowymi. Dla przychodów uznawanych za bardziej przewidywalne rozmówca wskazuje orientacyjnie poziom 1,2–1,3. Dla przepływów rynkowych, które nie są zabezpieczone kontraktami, stosowane mogą być wyższe wartości, od około 1,5 do 1,8.

Magazyny energii oferują obecnie, według Krzysztofa Kadłubowskiego, dwucyfrowe projektowe stopy zwrotu, choć konkretny wynik zależy od struktury przychodów, kosztów, technologii i finansowania. Jeżeli koszt długu pozostaje niższy niż stopa zwrotu z projektu, zastosowanie finansowania zewnętrznego może zwiększać zwrot z kapitału własnego.

BESS może więc być atrakcyjną klasą inwestycyjną, ale nie jest prostym odpowiednikiem instalacji fotowoltaicznej. Sukces projektu wymaga połączenia kompetencji technicznych, regulacyjnych, handlowych i finansowych. Inwestor musi jednocześnie ocenić warunki przyłączenia, trwałość przychodów, jakość kontrahentów, sposób eksploatacji baterii i odporność modelu na stopniowe nasycanie rynku.