W jaki sposób mogą zarabiać hybrydowe instalacje fotowoltaiczne wsparte magazynem energii? Model biznesowy

W jaki sposób mogą zarabiać hybrydowe instalacje fotowoltaiczne wsparte magazynem energii? Na to pytanie w swoim felietonie dla klastry.org.pl spróbuje odpowiedzieć Mariusz Bednarski, CEO Vast Energy, ekspert Krajowej Izby Klastrów Energii i OZE. Zapraszamy do lektury.

Instalacje hybrydowe, rozumiane jako bateryjny magazyn energii pracujący w połączeniu z farmą fotowoltaiczną, mają na dzień dzisiejszy w Polce dwa potencjalne źródła przychodów. Pierwszy może być oparty o przychody z Towarowej Giełdy Energii (TGE), czyli przychody z arbitrażu cen energii.

Kolejnym źródłem przychodu z instalacji hybrydowych – choć często pomijanym – jest rynek mocy. Przyczynami pomijania rynku mocy w modelach biznesowych instalacji składających się z dowolnego źródła OZE i magazynu energii są: skomplikowany regulamin udziału w rynku oraz bariera w postaci wymagań technicznych oraz finansowych

Przychody z rynku mocy

Chcąc stworzyć model biznesowy instalacji hybrydowej, który będzie charakteryzował się realną stopą zwrotu, należy uwzględniać przychody z rynku mocy. Takie podejście jest niezbędne do zapewnienia zwrotu z inwestycji w czasie satysfakcjonującym dla inwestorów. Połączenie ze sobą tych dwóch strumieni znacznie poprawia rentowność takiego przedsięwzięcia.

Rośnie spread cen energii

Z czego wynika wzrost opłacalności arbitrażu?

Deltę ceny energii w ciągu doby określa się jako różnicę między ceną w szczycie zapotrzebowania na energię elektryczną (tzw. piku zapotrzebowania – przedział godzinowy między 16.00 a 20.00 – czasami nawet do godz. 22.00), a ceną w okresie doliny nocnej zapotrzebowania (między godz. 24.00 a godz. 6.00). Jeszcze wiosną 2021 r. delta na cenie energii w ciągu dnia wynosiła około 50 zł/MWh. Tak niski spread uniemożliwia opracowanie opłacalnego modelu biznesowego. Od sierpnia 2021 r. wraz z upływem kolejnych miesięcy tendencja ta była coraz bardziej widoczna.

W grudniu 2021 r. delta cen energii w ciągu dnia wynosiła już 600 zł/MWh. Z kolei średnia różnica cen między szczytem a doliną zapotrzebowania za pięć pierwszych miesięcy bieżącego roku, razem z grudniem 2021 r., wynosiła 300 zł/MWh. Dzięki tej tendencji rentowność w modelu biznesowym systemów hybrydowych znacznie się poprawiła. O ile wcześniej trudno było mówić o realnych dochodach i zwrocie z inwestycji w takich instalacjach, to obecnie systemy hybrydowe mogą być rozpatrywane jako alternatywa inwestycyjna do samodzielnych farm fotowoltaicznych i farm wiatrowych.

Jak podejść do rynku mocy?

Analogicznie jak w przypadku strumieni przychodów, wyzwania związane z kwestiami prawnymi, administracyjnymi i koncesyjnymi również dzielą się na dwie grupy. Uczestnictwo instalacji hybrydowych w rynku mocy determinuje regulamin, w którym mamy zapis określający minimalne wymagania dla źródła wytwórczego na poziomie 2MW mocy znamionowej oraz obowiązku mocowego świadczonego przez cztery godziny. Parametry te są warunkami koniecznymi, żeby w ogóle przystąpić do aukcji na rynku mocy. Taki wymóg oznacza, że inwestor, by mieć możliwość zarabiania na rynku mocy, musi dysponować magazynem energii o mocy 2 MW i pojemności 8 MWh (tak, aby przez 4 godziny móc dostarczać energię na wezwanie operatora sieci). Ten wymóg stanowi barierę dla Inwestorów prywatnych ze względu na fakt, że duża pojemność zasobnika wymaga wyższych nakładów inwestycyjnych.

Inwestor nie musi jednak ponosić tak wysokich kosztów. Istnieje rozwiązanie alternatywne oferowane przez tzw. agregatorów. Agregatorzy to przedsiębiorstwa, które budują własny koszyk energii i mocy do zaoferowania na aukcjach. Koszyk jest „napełniany” z mniejszych źródeł, których moc i pojemność (wymóg 2 MW mocy i 4 godzin pracy) nie wystarcza do samodzielnego ofertowania na rynku mocy. Taki „koszyk” energii jest wystawiany na aukcję. Jest to bardzo popularny model, który świetnie się sprawdza w polskich realiach. Dzięki temu rozwiązaniu, które stanowi niejako adaptację do regulaminu rynku mocy, inwestor może zdecydować się na zainwestowanie w bateryjny magazyn energii o minimalnych parametrach, np. mocy 1 MW i 2 MWh pojemności baterii – które mieszczą się w sześciometrowej długości zasobniku.

Dzięki współpracy z agregatorem może on czerpać korzyści z udziału w rynku mocy bez konieczności posiadania magazynu energii o wymaganych parametrach regulaminowych.

Bariery i wyzwania – arbitraż na TGE

Jeżeli chodzi o drugi strumień przychodów, czyli arbitraż na Towarowej Giełdzie Energii (TGE), to w tym biznesie nie ma bariery natury technicznej (moc i pojemność magazynu energii). Barierami finansowymi mogą być natomiast opłaty i prowizje. Chodzi tu m.in. o opłatę za uczestnictwo w TGE (uczestnictwo, czyli możliwości kupowania i sprzedawania energii). Najprostsza opcja to opłata zryczałtowana, która obecnie wynosi 50 tys. zł rocznie.

Można oczywiście wybrać inny cennik, w którym opłaty są uzależnione od liczby transakcji kupna i sprzedaży oraz ilości obracanej na TGE energii, ale w dalszym ciągu trzeba się z takimi opłatami liczyć. Możliwość handlu energią na TGE wiąże się także z koniecznością uzyskania koncesji na obrót energią. Jest to trudna bariera finansowa dla Inwestora. Spółki obrotu energią zabezpieczają swoje transakcje depozytami (np. gwarancje bankowe lub depozyty pieniężne). Można jednak uniknąć wymogu zabezpieczania swoich transakcji depozytami czy gwarancjami bankowymi korzystając z usług brokerów. Na TGE funkcjonuje kilkudziesięciu certyfikowanych brokerów. Producent energii podpisuje z brokerem umowę kupna i sprzedaży energii. Przed popisaniem umowy konieczne jest przeprowadzenie kalkulacji liczby planowanych transakcji kupna i sprzedaży oraz wolumenu energii w MWh, który będzie podlegał tym transakcjom. Na podstawie tych parametrów broker wycenia wysokość swojej prowizji. Zazwyczaj prowizje te nie są wysokie (duże wolumeny zakupu energii to prowizja 1,5–3 proc.; wolumeny sprzedawanej energii są obciążane prowizją na poziomie 0,5–1 proc.). Broker zapewnia Inwestorowi dostęp do narzędzi analitycznych, dzięki czemu może on monitorować, jak przebiegają transakcje. W niektórych przypadkach broker może udostępnić producentowi energii bardziej wyrafinowane narzędzia analityczne posługujące się algorytmami sztucznej inteligencji. Algorytmy te symulują predykcję cen energii na podstawie danych historycznych. Algorytm, po obliczeniu, że statystycznie najwyższa cena energii na np. stu ostatnich sesjach miała miejsce w oknie czasowym 17.00 do 18.00, automatycznie będzie ustawiał źródła wytwórcy na sprzedaż energii w tym „korytarzu”.

Oczywiście wszystkie bardziej wyrafinowane narzędzia udostępniane przez brokera są dodatkowo płatne. Poważni gracze na rynku energii, którzy dysponują dużymi źródłami i/lub planują realizację dużych źródeł, korzystają z profesjonalnych aplikacji, które przypominają swoją funkcjonalnością aplikacje do gry giełdowej na tzw. krótkie pozycje. Na ten moment rynek energii w Polsce jest rynkiem jednogodzinowym i w takich uwarunkowaniach regulaminowych tego typu instalacje nie mogą się jeszcze wykazać pełnią swoich możliwości. Lepsze warunki dla korzystania z takich aplikacji wystąpią w momencie uruchomienia przez operatora rynku piętnastominutowego.

Perspektywy rynkowe

Wspólny udział w rynku dostawców i odbiorców energii oraz ich wzajemne relacje nabiorą znaczenia w momencie, kiedy zostaną wprowadzone w Polsce dynamiczne ceny energii. Przykładowo, regulamin rynku bilansującego przewiduje możliwość sprzedaży energii w cenie nie wyższej niż 50 tys. zł za MWh. Obecnie mamy spread cen energii na poziomie ok. 300 zł/MWh. W momencie przejścia na ceny wyższe o dwa rzędy wielkości, model biznesowy dla inwestora staje się zupełnie inny niż to wynika z bieżących modeli biznesowych.

Dlatego nie należy patrzeć na rynek energii w sposób krótkowzroczny. Przewiduje się, że wzrost cen energii, a wraz z nim spread, będzie postępował w tempie 10 proc. rocznie, a instalacje fotowoltaiczne czy też bateryjne magazyny energii pracują nie krócej niż dwadzieścia lat. Na ten moment nie widać perspektywy, żeby energia elektryczna miała tanieć. Oznacza to, że ryzyko, które podejmują inwestorzy hybrydowych systemów PV wspartych magazynami energii może zwrócić się im podwójnie.

autor:
Mariusz Bednarski – CEO Vast Energy, ekspert Krajowej Izby Klastrów Energii i OZE