Tomasz Miarczyński
Inżynier ekolog
Magazyny energii w erze deficytu przyłączy
W polskiej energetyce coraz mniej brakuje kapitału, a coraz bardziej brakuje zdolności przyłączeniowych. To właśnie przyłącze, a nie panel fotowoltaiczny czy turbina wiatrowa, staje się dziś najcenniejszym aktywem wielu projektów OZE.
Warunki przyłączenia do sieci wydawane przez operatorów stają się jednym z najbardziej poszukiwanych i deficytowych aktywów na rynku energetycznym. W wielu przypadkach ich wartość dla projektu jest wyższa niż koszt samej instalacji generacyjnej. Z tego powodu magazyny energii zaczynają pełnić rolę znacznie szerszą niż tylko fizyczne przechowywanie energii – stają się narzędziem optymalizacji infrastruktury sieciowej i maksymalizacji zysków.
Najprostszym sposobem myślenia o magazynie energii jest skojarzenie go z dużą baterią. W praktyce jest to jednak kompletna instalacja składająca się z baterii, falowników, transformatora, systemów zabezpieczeń oraz zaawansowanego systemu zarządzania energią EMS (ang. Energy Management System)1. Dlatego właśnie oprogramowanie EMS – działające w oparciu o algorytmy predykcyjne – decyduje w czasie rzeczywistym, kiedy magazyn ma się ładować, kiedy rozładowywać i w jaki sposób optymalizować strumienie przychodów na giełdzie. W ostatnich latach coraz większą popularność zdobywa model współdzielenia przyłącza przez farmę fotowoltaiczną i magazyn energii. Rozwiązanie to określane jest jako cable pooling2. Jego idea jest prosta. Jeżeli farma PV posiada przyłącze o mocy 1 MW, nie oznacza to, że magazyn energii musi otrzymać kolejne 1 MW od operatora. W ciągu dnia część energii z farmy może zostać skierowana do magazynu, a wieczorem bateria odda ją do sieci. Dla operatora systemu dystrybucyjnego nie zmienia się maksymalna moc oddawana do sieci, natomiast inwestor znacznie lepiej wykorzystuje istniejącą infrastrukturę.
Dzięki temu magazyn energii zwiększa dziś szanse rozwoju nowych projektów. Operator nie widzi dodatkowego obciążenia sieci, lecz bardziej elastyczne zarządzanie energią. W warunkach coraz większego obciążenia sieci energetycznych może to mieć ogromne znaczenie dla możliwości realizacji inwestycji.
Cztery filary przychodów i „gra” pod ujemne ceny
Sama technologia nie gwarantuje jednak sukcesu finansowego. O rentowności magazynu decyduje wielopoziomowy model biznesowy (ang. Revenue stacking)3. W praktyce nowoczesne instalacje funkcjonują obecnie w czterech podstawowych obszarach:
- Arbitraż cenowy: zakup energii w godzinach tanich (lub ujemnych) i jej odsprzedaż w okresach szczytowego zapotrzebowania.
- Rynek bilansujący: reagowanie na sygnały operatora w celu wyrównywania bieżącego popytu i podaży energii w systemie.
- Usługi systemowe: bardzo szybka (często milisekundowa) regulacja częstotliwości sieci (usługi typu FCR i aFRR)4,5, które po ostatnich reformach rynku bilansującego są wyceniane i kontraktowane w interwałach 15-minutowych.
- Rynek mocy: wynagrodzenie za samą gotowość do dostarczenia mocy do systemu na wezwanie operatora, niezależnie od tego, czy bateria ostatecznie zostanie uruchomiona.
Warto zwrócić uwagę na różnicę pomiędzy rynkiem bilansującym a usługami systemowymi. W pierwszym przypadku liczy się ilość energii, którą magazyn może dostarczyć przez określony czas. W drugim najważniejsza jest szybkość reakcji. Profesjonalny magazyn energii może uczestniczyć w obu tych segmentach jednocześnie, budując kilka niezależnych strumieni przychodów.
W polskich realiach gospodarczych potężnym katalizatorem dla opłacalności magazynów stają się narastające lawinowo ujemne ceny energii. W godzinach południowych, przy ekstremalnej generacji z fotowoltaiki, ceny na rynku SPOT6 spadają poniżej zera. Dla klasycznej, nieskompensowanej farmy PV oznacza to realne straty lub konieczność wyłączenia produkcji. Dla inwestora posiadającego magazyn energii to optymalny moment biznesowy – EMS przestawia instalację w tryb ładowania, pobierając darmową (lub wręcz dotowaną) energię, by sprzedać ją z wysoką marżą podczas wieczornego szczytu konsumpcyjnego. Zjawisko może istotnie poprawiać ekonomikę projektu, zwiększać potencjał generowania dodatkowych przychodów oraz skracać okres zwrotu z inwestycji.
Inwestorzy często koncentrują się na pojemności magazynu wyrażonej w MWh. Tymczasem równie ważnym parametrem jest relacja pomiędzy mocą i pojemnością, określana jako C-rate (współczynnik C określający maksymalną szybkość ładowania lub rozładowania magazynu w stosunku do jego pojemności). Magazyn o pojemności 20 MWh i mocy 10 MW jest instalacją dwugodzinną. Oznacza to, że może pracować z pełną mocą przez dwie godziny. Niektóre usługi systemowe wymagają jednak krótszego czasu pracy, natomiast część modeli arbitrażowych preferuje magazyny czterogodzinne. Z punktu widzenia ekonomiki projektu nie istnieje więc jeden „najlepszy” magazyn energii. Najpierw należy określić model przychodowy, a dopiero później dobierać technologię. Warto jednak pamiętać, że magazyny energii nie są aktywem pozbawionym ryzyka. Ceny usług systemowych zmieniają się wraz z sytuacją rynkową, baterie stopniowo tracą swoją pojemność, a liczba konkurencyjnych instalacji stale rośnie. Dlatego inwestor kupuje dziś nie tylko baterię, lecz także strategię zarządzania nią.
Fundamentem tzw. bankowalności projektu są długoterminowe, stabilne i przewidywalne przepływy pieniężne. W polskich realiach tę rolę pełnią 17-letnie kontrakty mocowe (Maksymalna długość umowy mocowej dla nowych jednostek (w tym magazynów bateryjnych) wynosi ustawowo 17 lat zgodnie z Ustawą z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy)7. To one stanowią twarde zabezpieczenie spłaty długu (tzw. revenue floor), podczas gdy dynamiczne zarządzanie energią na rynku bilansującym i arbitrażu generuje dodatkową premię, znacząco podnoszącą ostateczną stopę zwrotu (IRR) dla inwestorów.
Podsumowanie
Jeszcze dekadę temu magazyny energii były postrzegane jako kosztowna innowacja i ciekawostka techniczna. Dziś stają się dojrzałą, samodzielną klasą aktywów infrastrukturalnych. O sukcesie rynkowym nowoczesnych projektów OZE nie decyduje już wyłącznie niska cena komponentów czy nominalna pojemność baterii. Decyduje dostęp do przyłącza, zaawansowanie systemów sterowania EMS oraz umiejętność elastycznego łączenia wielu strumieni przychodów. Nie bez znaczenia pozostają również wymagania formalne i techniczne związane z uczestnictwem w poszczególnych segmentach rynku energii, w tym procesy certyfikacji prowadzone przez operatora systemu przesyłowego. To właśnie te elementy decydują o tym, które instalacje pozyskają finansowanie dłużne i zdominują polski rynek energii w najbliższych latach.
Źródła:
1. https://enerad.pl/systemy-zarzadzania-energia-hems-ems/
2. https://www.forum-energii.eu/cable-pooling
3. https://stowarzyszeniepv.pl/revenue-stacking-czy-to-poczatek-nowej-ery-fotowoltaiki-okiemeksperta/
4. https://ochronaklimatu.com/slownik-rynku-energii/454-rezerwa-utrzymania-czestotliwosci-fcr
5. https://www.next-kraftwerke.pl/leksykon/regulacja-wtorna-afrr
6. https://businessinsider.com.pl/gielda/rynek-spot-co-to-jest-na-czym-polega/ygyg7xl
7. https://isap.sejm.gov.pl/isap.nsf/DocDetails.xsp?id=WDU20180000009