W ostatnim czasie coraz częściej mamy okazję pracować z klientami zainteresowanymi magazynami energii. Co ciekawe, najczęstszym problemem, z jakim się do nas zwracają, jest brak wiedzy lub narzędzi do zweryfikowania analizy stopy zwrotu przygotowanej przez sprzedawcę magazynu. Szczególnie że czasem można spotkać tabelki kuszące okresem zwrotu na poziomie 2-3 lat, a nawet poniżej.
Teoretycznie nie jest to niemożliwe, ale w praktyce bardzo rzadko spotyka się odbiorców o charakterystyce, która uzasadniałaby tak optymistyczne wyniki. Rynek nie znosi próżni. W obliczu nasycenia rynku PV i spadku jego rentowności – chociaż nadal dobrze dobrana instalacja jest opłacalna – coraz większe grupy handlowców przerzucają się na oferowanie magazynów energii: „Skoro zrobiłem Panu instalację PV, to dlaczego nie magazyn, przecież się już znamy”.
Niektórzy z nich oczywiście są bardzo profesjonalni i to nie o nich jest ta historia. Aktywni są jednak również tacy, dla których jedynym pomysłem na transakcję jest obietnica bardzo krótkiego okresu zwrotu. Czasem idą za tym wykresy i tabelki w Excelu, wszystko okraszone trudnym słownictwem. Niestety najczęściej liczby te nie mają uzasadnienia w praktyce.
Poniżej zebraliśmy 5 przypadków, z którymi mieliśmy okazję pracować. Ich celem nie jest przedstawienie uniwersalnej odpowiedzi, lecz pokazanie, na jakie elementy warto zwrócić uwagę przed podjęciem decyzji inwestycyjnej.
Weźmy „na tapet” przykład klienta, który poprosił nas o weryfikację założeń otrzymanych w ofercie. Roczne zapotrzebowanie wynosiło około 1,3 GWh, a moc zamówiona 400 kW. Klientowi zaoferowano magazyn o mocy 500 kW i pojemności 1200 kWh. Już sama moc urządzenia wymagała podwyższenia mocy zamówionej i generowała wyższe koszty stałe.
Często spotykanym błędem, który wystąpił również w tym wypadku, jest wycena maksymalnych korzyści z każdego elementu bez sprawdzenia, czy poszczególne źródła przychodu się nie wykluczają. Nie można tutaj pracować wyłącznie na danych zagregowanych. Optymalizacji trzeba dokonywać co najmniej doba po dobie, a w praktyce w interwałach odpowiadających rozliczeniom i sterowaniu.
Niemal każdy odbiorca, widząc projekt zwracający się w niecałe 2 lata, uzna, że jest on co najmniej ciekawy. W takich sytuacjach zalecamy jednak dużą ostrożność i pogłębioną analizę.
W tym konkretnym przypadku magazyn o mocy 0,3 MW miałby stopę zwrotu IRR wyższą o około 3 punkty procentowe niż urządzenie zaproponowane w ofercie. Klient był przy tym wdzięcznym obiektem dla BESS: nawet magazyn 0,3 MW/0,6 MWh mógł ograniczyć koszty opłaty mocowej o około 30%. Przy konserwatywnych założeniach projekt miał szansę zwrotu w 3-4 lata – bez opowiadania historii o DSR i bez marzeń o usługach systemowych.
Drugi przypadek dotyczył odbiorcy zużywającego około 18 GWh rocznie, z mocą szczytową 2,9 MW, mocą zamówioną 3 MW i mocą przyłączeniową 4 MW. Zakład pracował w systemie trzyzmianowym i posiadał instalację PV o mocy 1,8 MWp, bez możliwości eksportu energii do sieci.
Planowana inwestycja obejmowała dodatkową instalację PV o mocy 2 MWp, magazyn energii 4 MW/8 MWh oraz zwiększenie mocy zamówionej do 4 MW, aby w pełni wykorzystać potencjał magazynu. Problem analityczny sprowadzał się do dwóch pytań: czy inwestycja osiągnie oczekiwaną stopę zwrotu i czy dobór magazynu jest optymalny.
Wariant początkowy zakładał, że magazyn sterowany przez odpowiedni EMS obniżał koszt energii o 12% poprzez wykorzystanie nadwyżek z PV (redukcja wolumenu niewykorzystanego o ponad 30%) oraz poprawę profilu poboru z sieci. Bazowy koszt profilu odbiorcy wynosił 110% ceny BASE, a po optymalizacji przez BESS spadał do 97%.
Dodatkowo koszt opłaty mocowej zmniejszał się o 11%, dzięki poprawie kwalifikacji dobowej K1–K4. Oszczędność z tego tytułu stanowiła jednak jedynie około 3% wartości oszczędności na energii. Kluczowy okazał się wzrost kosztów opłaty stałej o 33% na skutek podwyższenia mocy zamówionej. Element ten nabiera znaczenia z czasem: przychody z magazynu maleją na skutek naturalnego spadku pojemności, a koszty stałe pozostają lub rosną, zależnie od założeń modelowych.
Wniosek był prosty: pomimo że magazyn generował istotne oszczędności na kosztach energii, uzyskana stopa zwrotu nie była satysfakcjonująca dla inwestora.
W dalszej analizie założyliśmy brak podwyższania mocy zamówionej oraz wykorzystanie magazynu o mocy 3 MW i pojemności 6 MWh. Efektem było ograniczenie kosztów energii o 9%, obniżenie kosztu profilu ze 110% BASE do 100% BASE oraz nieco mniejsze wykorzystanie nadwyżek energii z PV – różnica nie przekraczała jednak 5%.
Obniżka kosztów była mniejsza niż w wariancie początkowym, ale jej spadek nie przekraczał oszczędności na stawce stałej za dodatkowy 1 MW mocy. Stopa zwrotu IRR w zmienionej konfiguracji była prawie dwukrotnie wyższa niż początkowo i spełniała założenia inwestora.
W trzecim przypadku wspieraliśmy klienta w podjęciu kierunkowej decyzji, czy magazyn energii ma szansę się u niego sprawdzić. Roczny wolumen wynosił około 1,7 GWh.
Profil miał dwie istotne cechy:
Mniejszy magazyn, np. 100 kW/200 kWh, nie był w stanie wygenerować istotnych oszczędności na opłacie mocowej. Średni współczynnik K przesuwał się z 0,99 na 0,98, a całkowita oszczędność w tym obszarze wynosiła około 10 tys. zł rocznie, czyli 5%. Większy magazyn natomiast wymagałby zwiększenia mocy zamówionej, a jednocześnie nie dawał możliwości pełnego wykorzystania urządzenia.
Najwyższą rentownością charakteryzował się więc najmniejszy analizowany magazyn. W okresie zimowym wykonywał najczęściej jeden cykl na dobę, a latem układ cen pozwalał często na dwa cykle. W pierwszym roku magazyn ograniczał łączne koszty o około 3%: koszt energii o 4%, stawkę zmienną o 5% i opłatę mocową o 5%, bez oszczędności na stawce stałej.
Analizowana firma nie zdecydowała się na otwarcie projektu inwestycji w magazyn energii. Ponieważ NPV pozostawało dodatnie, projekt odłożono do ponownej analizy w przyszłości. Wyższą rentownością charakteryzowała się inwestycja we własne źródło PV i to ona uzyskała priorytet w realizacji.
To również jest wartościowy wynik analizy. Rolą doradcy nie powinno być udowodnienie za wszelką cenę, że magazyn się opłaca, lecz wskazanie rozwiązania, które najlepiej odpowiada na potrzeby klienta i daje najwyższą wartość przy akceptowalnym ryzyku.
Znamy wielu odbiorców energii, którzy bardzo cenią swój obecny model kupowania energii i nie chcą go zmieniać za wszelką cenę. Najczęściej dotyczy to produktu bazującego na stałej cenie (z uwagi na przewidywalność kosztów i łatwość wyboru oferty) lub modelu, w którym transze są realizowane procentowo, dzięki czemu koszt bilansowania przejmuje sprzedawca energii.
Nie ulega wątpliwości, że pełne wykorzystanie magazynu, umożliwiające ładowanie przy niskich cenach i rozładowanie przy wyższych, wymaga modelu rozliczeń, który ten fakt uwzględnia. Pytanie sprowadza się zatem do tego, na ile strategia arbitrażu cenowego jest kluczowa dla rentowności konkretnej inwestycji.
Niestety, podobnie jak w poprzednich przykładach, nie ma jednej odpowiedzi. Wszystko zależy od indywidualnej charakterystyki poboru.
Weźmy przykład klienta z branży chemicznej. Analiza profilu i wykresu uporządkowanego mocy wskazywała, że magazyn może obniżyć moc zamówioną. Średni współczynnik korygujący K dla opłaty mocowej wynosił 0,73. Sprawdziliśmy wpływ magazynu o mocy 200 kW i pojemności 400 kWh na poszczególne kategorie kosztów.
Energia elektryczna. Magazyn wykonujący średniorocznie 1,35 cyklu ładowania na dobę obniżał współczynnik profilu klienta z 1,01 do 0,96, co przekładało się na około 18 zł/MWh. Zdyskontowanie tej korzyści wymagało modelu zakupu z bilansowaniem godzinowym.
Stawka zmienna. Przesunięcie zapotrzebowania do III strefy obniżało koszt o 7,6 tys. zł w pierwszym roku.
Opłata mocowa. Ten obszar okazał się kluczowym źródłem przychodu. Magazyn redukował średni współczynnik K do 0,53, co oznaczało ograniczenie stawki opłaty mocowej o prawie 44 zł/MWh dla wolumenu podlegającego tej opłacie.
Stawka stała. Bez ingerencji w profil zapotrzebowania, gdzie nadal pozostawał duży potencjał do oszczędności, udało się obniżyć moc zamówioną o 170 kW, co przekładało się na około 41 tys. zł oszczędności.
Arbitraż cenowy był bardzo istotny, a w wielu projektach może być kluczowy. Bywają jednak przykłady klientów, jak omawiany powyżej, gdzie utrata około 30% przychodów na skutek braku chęci zmiany modelu nadal nie przekreśla rentowności projektu. Przychody z pozostałych źródeł (szczególnie z opłaty mocowej) były w stanie zapewnić IRR na poziomie około 24–26%.
Fakt, że dla części klientów inwestycja w magazyn opłaca się nawet bez zmiany modelu zakupu energii, nie oznacza, że jest to rozwiązanie najlepsze. Najczęściej warto dobrać produkt, który z jednej strony zachowuje oczekiwaną przewidywalność kontraktacji, a z drugiej pozwala w pełni wykorzystać korzyści z magazynu.
Piąty przykład, którym chcieliśmy się podzielić, stanowi cała grupa projektów, gdzie decyzje inwestycyjne podejmowane są na podstawie kilku linijek raportu sprowadzającego się do pokazania stopy zwrotu. Przy czym brak jest weryfikacji czy system EMS, którego zadaniem jest optymalne sterowanie magazynem, ma wbudowaną odpowiednią logikę. W szczególności może trafić na przypadki, gdzie:
Przykłady takie można mnożyć. Ich wspólną cechą jest brak optymalnego wykorzystania posiadanego aktywa, a zatem obniżenie potencjalnej stopy zwrotu.
Nie można też zapominać o kwestiach bezpieczeństwa:
Na te wszystkie pytania warto sobie odpowiedzieć w procesie weryfikacji ofert.
Przedstawione przykłady prowadzą do jednego wniosku: przy analizach magazynów energii nie ma łatwych i standardowych odpowiedzi. Za każdym razem trzeba zweryfikować twarde dane. Dwa zakłady o podobnym zużyciu rocznym mogą otrzymać zupełnie inne wyniki ze względu na profil godzinowy, model zakupu energii, taryfę, moc zamówioną, generację PV, ograniczenia eksportu i rzeczywiste możliwości pracy baterii.
Rzetelny proces powinien obejmować co najmniej:
Magazyn energii jest trudniejszym urządzeniem do oceny opłacalności niż instalacja PV. Nie każda firma, która instalowała PV, będzie miała kompetencje, aby prawidłowo oszacować korzyści z magazynu i dobrać odpowiedni sprzęt. Nie musi to wynikać ze złej woli. Niestety czasem chęć sprzedania za wszelką cenę staje się motywacją do sztucznego poprawiania opłacalności.
Widzieliśmy takie zachowania przy stosunkowo prostym produkcie, jakim były instalacje PV, np. przewymiarowane projekty, które miały zwracać się w trzy lata. Tym bardziej należy zachować czujność w przypadku magazynów, które wymagają znacznie wyższych kompetencji, narzędzi i integracji z bieżącą pracą zakładu.
Magazyny energii dla wielu odbiorców są świetnym rozwiązaniem, a rzeczywistość nie wymaga koloryzowania. Dla części firm najlepszy będzie mniejszy magazyn. Dla innych większy, ale bez zwiększania mocy zamówionej. Czasem projekt będzie opłacalny nawet bez zmiany modelu zakupu energii. A czasem lepszą decyzją będzie najpierw inwestycja w PV lub odłożenie BESS do czasu zmiany profilu, cen albo warunków rynkowych.
Uczciwość biznesowa wymaga, aby projekt ocenić rzetelnie, a scenariusz optymistyczny pokazać wyłącznie wraz z warunkami, które muszą się spełnić. Tylko wtedy inwestor może świadomie ocenić relację zysku do ryzyka.
Bartosz Matras
Ekspert rynku energii, związany z branżą od 2012 roku
Były Head of KAM, zespołu odpowiedzialnego za strategicznych klientów w międzynarodowej spółce obrotu Absolwent m.in.: Politechniki Wrocławskiej i SGH w Warszawie
Energy Smart Services sp. z o. o.
ul. Na Ostatnim Groszu 3,
54-207 Wrocław, Polska
NIP: 8943209321
KRS: 0001030958
.png)
.png)
.png)