Czy magazyn energii przy farmie PV może być rentowny?

Wstęp

Coraz więcej farm PV sprzedaje energię po cenach SPOT na TGE. Tym samym właściciele narażeni są na ryzyko zmienności cen i postępującą kanibalizację przychodów. Dość oczywistą odpowiedzią na te wyzwania, wydaje się być wielkoskalowy magazyn energii współpracujący z taką farmą. Jednak czy inwestycja w taki magazyn ma szansę być rentowną? Jeśli tak to przy jakim koszcie magazynu, przy jakich cenach energii elektrycznej i przy jakich parametrach magazynu? W tym artykule odpowiadam na te i kilka innych pytań związanych z taką inwestycją. Artykuł jest skierowany do wszystkich rozważających taką inwestycję.

Magazyny oprócz farm PV, mogą być instalowane w wielu innych miejscach i konfiguracjach takich jak: farmy wiatrowe, samodzielnie w sieci, u klientów biznesowych za licznikiem, u prosumentów przy instalacji PV. Każda z tych inwestycji ma swoje uwarunkowania i modele biznesowe. Ten artykuł dotyczy tylko wielkoskalowego magazynu energii elektrycznej przy wielkoskalowej farmie PV.

Magazyn + PV w układzie hybrydowym

Artykuł dotyczy instalacji w układzie hybrydowym, gdzie magazyn energii i PV umieszczone są za wspólnym licznikiem rozliczeniowym. Z punktu widzenia sieci są widziane jako jedna instalacja. Dzięki temu możliwe jest przesyłanie energii z PV do magazynu i z magazynu do PV, bez naliczania jej przez licznik rozliczeniowy. Z drugiej strony wprowadza to pewne ograniczenia ale o tym będzie w dalszej części.

Każda z instalacji, zarówno PV jak i magazyn energii (BESS) ma swój inwerter. Umożliwia to niezależną pracę układów i pobieranie oraz oddawanie energii przez magazyn, w pewnym zakresie niezależnie od produkcji z PV. Schemat układu jest przedstawiony na Rysunek 1.

Możliwe źródła przychodów z magazynu energii

Rozważając inwestycję w magazyn energii przy farmie PV, można wyobrazić sobie kilka źródeł przychodów.

Zakładam, że w modelu podstawowym magazyn energii uzyskuje przychody jedynie z arbitrażu cenowego energii z PV i energii z sieci. W pierwszym kroku analizy dotyczy takiego właśnie modelu.

Model wykorzystany do symulacji pracy i przychodów z magazynu energii

Model, na podstawie którego dokonane są obliczenia przedstawione w artykule powstał w ramach pracy dyplomowej, której jestem współautorem. Praca ta zwieńczyła studia podyplomowe w Szkole Biznesu Politechniki Warszawskiej, na kierunku „Energetyka odnawialna dla biznesu. Inwestycje i Rynek Energii”. Autorami pracy oprócz mnie, są:

Przygotowany model dokonuje obliczeń na bazie danych o cenach energii na RDN i produkcji z PV dla każdej godziny roku. Dokonuje symulacji pracy oddzielnie dla każdej doby w roku. Model dotyczy zarówno arbitrażu energii z PV jak i z sieci. Model symuluje pracę instalacji w 2-ch wariantach. Dla każdego z nich wyznacza przychody i koszty. Następnie wybiera bardziej korzystny wariant indywidualnie dla każdej doby w roku. Warianty jakie są symulowane to:

1. Wariant 1+2a, w którym każda doba jest dzielona na 2 okresy:
   • Okres poranny od godziny 0:00 do 7:59. W cyklu porannym przesuwana jest produkcja z PV i/lub dokonywany jest arbitraż energii z sieci, w zależności od tego co jest bardziej opłacalne.
   • Okres południowy od 8:00 do 23:59. W tym cyklu przesuwana jest tylko energia wytworzona z PV.
2. Wariant 2b, w którym wykonywany jest tylko 1 cykl pracy. W ramach tego cyklu przesuwana jest energia wyprodukowana z PV i/lub dokonywany jest arbitraż energii z sieci, w zależności od tego, co jest bardziej opłacalne.

W algorytmie pracy magazynu zaszyty jest dodatkowo mechanizm zabezpieczający przed wykonywaniem nieopłacalnych cykli pracy, tj. takich, w których koszty wykonania cyklu są wyższe niż zysk z wykonania takiego cyklu. Koszty wykonania cyklu to koszty strat energii w procesie ładowania i rozładowania oraz koszt odprowadzenia ciepła wydzielanego podczas pracy magazynu. Algorytm dla każdej godziny doby określa maksymalną cenę, przy której może nastąpić ładowanie. Ładowanie jest planowane tylko dla godzin spełniających ten warunek.

Opis wariantów

Sposób działania algorytmu w wariancie 1+2a obrazuje Wykres 1, a w wariancie 2b Wykres 2.

W wariancie 1 + 2a w pierwszej kolejności planowany jest cykl południowy, w którym przesuwana jest energia produkowana z PV. W pokazanym przykładzie w godzinach 11-16 energia z PV nie jest oddawana do sieci, tylko ładuje magazyn. Energia ta jest oddana do sieci w godzinach najwyższych cen tego dnia czyli 21-22. W drugim kroku zaplanowany jest poranny cykl arbitrażu cenowego. Magazyn jest ładowany tanią energią w godzinach 5-6. Energia ta jest oddawana do sieci przed rozpoczęciem cyklu południowego, w tym przypadku w godzinach 8-9.

W wariancie 2b planowany jest tylko jeden cykl . Magazyn w tym cyklu jest ładowany podczas najtańszych godzin w dobie. W przedstawionym przykładzie jest to 2-ga i 4-ta godzina. Natomiast rozładowywany jest w godzinach najwyższych cen, w tym przypadku w godzinach 17-18.

Parametry modelu

Opracowany model ma możliwość dokonywania symulacji, w zależności od wielu zmiennych będących parametrami modelu. Poniżej lista tych parametrów:

Wykonane symulacje dotyczą wielu lat pracy magazynu. Czas pracy magazynu to ilość pełnych lat, w których wykonana zostanie założona ilość cykli. Aby zasymulować degradację magazynu, w każdym kolejnym roku analizy przyjmowana jest mniejsza pojemność magazynu wynikająca ze stopnia degradacji. Przyjęto liniowy spadek pojemności. Stopień degradacji określany jest na podstawie czasu pracy magazynu i deklarowanej pojemności końcowej magazynu.

Koszty dystrybucji

W przypadku zakupu energii z sieci, na potrzeby magazynowania ponoszone będą opłaty dystrybucyjne. Koszty dystrybucji dla magazynu energii określa wzór na Rysunek 2.

W skrócie oznacza to że opłaty dotyczą:

Zakładam, że magazyn i PV przyłączone są do sieci średniego napięcia. Zarówno wysokość składnika stałego jak i zmiennego w grupie taryfowej B różni się w zależności od OSD. Wysokości opłat dla grupy taryfowej B21 zostały przedstawione w Tabela 1. Analiza wykonana jest dla nieznanej lokalizacji na terenie Polski. Zakładam rozpoczęcie pracy magazynu w 2025r. Z tych powodów stawki przyjęte w pierwszym roku to średnia arytmetyczna stawek ze wszystkich OSD zaokrąglona nieco w górę. W kolejnych latach eksploatacji stawki zwiększane są o 1% r/r.

Parametry finansowe inwestycji

Wynikiem symulacji przeprowadzonych z wykorzystaniem opracowanego modelu są przychody z magazynu w poszczególnych latach eksploatacji. Dane te są następnie „wsadem” do analiz ekonomicznych, w celu oceny rentowności inwestycji. Analizy te są wykonane przy pewnych założeniach. Te założenia to:

Profil PV w symulacjach

Przygotowany model jest w stanie wykonywać symulacje dla dowolnego profilu produkcji z PV. W prezentowanych obliczeniach wykorzystany został profil farmy PV o mocy 9 MW i produkcji w pierwszym roku na poziomie 10,3 GWh. Uśredniony profil roczny z tej farmy oraz profile z 3-ch wybranych miesięcy znajdują się na Wykres 3. Maksymalna moc farmy w pierwszym roku to 7,4MW. W symulacji założono uproszony liniowy spadek produktywności o 0,5% rocznie

Zmienność cen ważniejsza niż poziom cen

Z punktu widzenia funkcji realizowanych przez magazyn poziom cen enegii ma drugorzędne znaczenie. O wiele istotniejszy jest poziom zmienności cen. To głównie ten poziom decyduje jakich przychodów można się spodziewać z tytułu arbitrażu cenowego. Jest więc ogromnie istotne jakie założenia w tym zakresie zostaną przyjęte w symulacjach. Z drugiej strony prognoza takiej zmienności jest niezmiernie trudna.

Na początek spójrzmy jak ta zmienność wyglądała historycznie na Polskim rynku. Miarą tej zmienności jest dobowe rozchylenie cen (tzw. spread). Spread to różnica pomiędzy ceną maksymalną i minimalną w danej dobie. Wykres 4 obrazuje jak kształtowały się średnie kwartalne spready na RDN od początku 2021 r. do końca 2023 r.

2023 jako okres bazowy

Pokazany na Wykresie 4 okres można podzielić na 3 podokresy. Pierwszy to okres przed kryzysem energetycznym, w którym przez wiele lat spready utrzymywały się na poziomie ok 100 zł/MWh. Na wykresie jest to okres Q1-Q3 2021. Następnie mamy okres kryzysu energetycznego od Q4 2021 do Q4 2022 z bardzo wysokimi spreadami, sięgającymi 1240 zł/MWh w Q3 2022 r. Trzeci okres to okres po kryzysie. Od Q1 2023 poziomy spreadów mieszczą się w przedziale 250-370 zł./MWh. Są to poziomy oczywiście wyższe niż w czasach przed kryzysem. Z drugiej strony są zdecydowanie niższe niż w czasie kryzysu.

W mojej ocenie można uznać, że okres roku 2023 to bardzo dobry okres bazowy i można spodziewać się podobnych spreadów w latach 2024 i 2025. W roku 2023 średni spread wynosił 304,5zł/MWh. Jakie jednak przyjąć wartości na kolejne lata?

Inwestycja w magazyn energii to długoterminowa inwestycja nawet na kilkanaście lat. W takim okresie spready mogą znacząco się zmienić, wpływając tym samym na rentowność inwestycji. Aby więc zaprognozować przychody z arbitrażu cenowego w całym okresie eksploatacji trzeba założyć odpowiednie profile cenowe w poszczególnych latach. Na rynku można spotkać skrajne opinie, co do tego jak mogą kształtować się poziomy spreadów w przyszłości. Od takich że aktualne spready (w 2023 r.) są nadal „obciążone” kryzysem i że będą spadały w kolejnych latach, przez takie że zwiększający się udział źródeł odnawialnych i powrót do mechanizmów rynkowych będą powodowały sukcesywne wzrosty, po takie, że po okresie silnego wzrostu nastąpi spadek w momencie pojawiania się w systemie większej ilości magazynów energii.

Scenariusze cen przyjęte do symulacji

Ja osobiście jestem przekonany że spready będą rosły. Poziom spreadu zalezy w dużej mierze od udziału pogodozaleznych OZE w miksie wytwórczym. A ten wzrósł z 15% w 2021 do 27% w 2023 i na pewno będzie rósł w przyszłości. Poziom spreadu zależy też od stopnia elastyczności systemu (zarówno odbiorców, wytwórców jak i magazynów energii w systemie). Rzeczywiście od roku 2027 można spodziewać się skokowych wzrostów elastyczności wynikających z budowy magazynów energii, które wygrały aukcje w rynku mocy – 0,16GW w 2027 i 1,7GW w 2028. Ale jednocześnie następował będzie przyrost pogodozależnych OZE. Wprowadzone i planowane dodatkowe zmiany w ustawie „antywiatrakowej” powinny skutkować znaczącym wzrostem mocy w lądowych instalacjach turbin wiatrowych, który zbiegnie się w czasie z uruchamianiem magazynów z aukcji rynku mocy.

Jednak aby nie przedstawiać tylko jednej perspektywy, analiza wykonana jest dla 4 scenariuszy cenowych przedstawionych poniżej:

We wszystkich scenariuszach założyłem uproszony liniowy wzrost lub spadek spreadów. Scenariusze różnią się od siebie stopniem nachylenia, który jest uzależniony od zakładanych poziomów spreadu w pierwszym roku analizy i w roku 2040. W każdym z powyższych scenariuszy ustaliłem pierwszy rok analizy na 2025, a profil cenowy w tym roku to profil z 2023 r. ze spreadem na poziomie 304,5 zł. To jak wyglądają wykresy średnich spreadów dla poszczególnych lat, w poszczególnych scenariuszach prezentuje Wykres 5. Założenia przyjęte dla poszczególnych scenariuszy opisane są poniżej.

Scenariusz optymistyczny

W tym scenariuszu zakładam, że spready w Polsce będą wzrastały wraz ze wzrostem udziału pogodozależnych OZE. Zakładam też, że będą osiągały poziomy podobne do poziomów w innych krajach europejskich, z większym niż Polska udziałem OZE. Tak jak pisałem wcześniej zakładam, że w 2025 roku spread będzie wynosił 304,5 zł/MWh. Aby określić poziom nachylenia wzrostów potrzebuję drugiego punkty w przyszłości i określenia spreadu dla tego punktu. Jako ten drugi punkt wybrałem rok 2040, ze względu na dostępne opracowania na temat udziału OZE w miksie wytwórczym, jakiego można się wtedy spodziewać. W pierwszym kroku określam jakiego udziału OZE możemy się spodziewać. W drugim zaś jaki spread może wystąpić przy takim udziale.

Jakiego udziału OZE można się spodziewać w 2040 r?

Aby odpowiedzieć na to pytanie skorzystłem z 2-ch dostępnych na rynku opracowań. Pierwszym źródłem jest PEP 2040, w scenariuszu do prekonsultacji. Oczywiście jest pewne, że ten scenariusz będzie wkrótce podlegał aktualizacji, jednak ze względu na brak finalnej wersji przyjmuję tą do prekonsultacji. W tym scenariuszu udział pogodozależnych OZE przewidywany w 2040 r. to 45%.

Kolejne źródło to raport Instrat zatytułowany „Polska prawie bezemisyjna. Cztery scenariusze transformacji energetycznej do 2040 r.” opublikowany w grudniu 2023r. W raporcie tym przedstawione są, jak sama nazwa wskazuje 4 scenariusze dekarbonizacji. Jeśli chodzi o system elektroenergetyczny udział pogodozależnych OZE w 2040 r., w tych scenariuszach waha się od 55,7% do 82,7%. Szczegóły przedstawione zostały na Wykres 6.

Jakiego poziomu spread można się spodziewać w 2040 przy takim udziale OZE?

Aby odpowiedzieć na to pytanie przyjmuję założenie, że spread będzie zbliżony do poziomów w krajach, w których już obecnie występuje zbliżona do tej prognozowanej w 2040 r. w Polsce struktura wytwarzania i udział pogodozależnych OZE. W momencie dokonywania analiz ostanie dostępne dane, na temat struktur wytwarzania energii elektrycznej w poszczególnych krajach, to dane za 2022 r. W oparciu o te dane dokonałem wyboru szerokiej grupy krajów rokujących do bycia referencyjnymi.

Jest to 8 krajów o najwyższych udziałach zależnych pogodowo OZE: Dania, Holandia, Grecja, Litwa, Hiszpania, Portugalia, Niemcy, Irlandia. Niestety w przypadku Irlandii dostępne dane o cenach SPOT zawierały błędy, dlatego wykluczam Irlandię z analizy. Udział pogodozależnych OZE, w wytypowanych krajach waha się od ok 32% dla Niemiec i Holandii do prawie 61% dla Danii, ze średnią dla wszystkich krajów na poziomie 39%. Szczegóły pokazane są na Wykres 7.

Patrząc tylko na udział pogodozależnych OZE, to najlepszym kandydatem na kraj referencyjny byłaby Dania, z wynikiem na poziomie 61% w 2022 r. Jest to poziom pomiędzy scenariuszem PEP, a scenariuszami Instrat. Jednak dominującym OZE w Dani jest wiatr – 90% wśród pogodozależnych OZE. Odbiega to dość mocno od przewidywanej struktury w Polsce – od 25,4% w scenariusz OZE Instrat do 27% w scenariuszu BAZA Instrat. Z tego powodu kandydatura Dani na samodzielny kraj referencyjny została odrzucona przez komitet decyzyjny 🙂

Zaistniała więc konieczność rozszerzenia listy krajów referencyjnych, o te z mniejszym udziałem OZE, ale ze zbliżoną strukturą produkcji do tej przewidywanej w Polsce. Jednak bardzo trudno wśród tych krajów wskazać takie, których miks byłby podobny do miksu przewidywanego w Polsce w 2040 r. Szczególnie że dla Polski jest 5 różnych scenariuszy. Biorąc to wszystko pod uwagę ustaliłem, że jako referencyjne będą traktowane wszystkie wybrane do analizy kraje. Szacunek spread dla 2040 r. w Polsce będzie wyznaczony z wykorzystaniem średniej z tych wszystkich krajów.

To jak wyglądały spready w tych krajach w zestawieniu z Polską, przedstawia Wykres 8. Przedstawione są tu dane dla lat 2020, 2021, 2022 oraz okresu 12 miesięcy od 12.2022 do 11.2023. Widać bardzo duże zróżnicowanie poziomów spreadów pomiędzy krajami, szczególnie w 2022 r. Są zarówno kraje o ponadprzeciętnie wysokich spreadach (jak Litwa), jak i kraje o stosunkowo niskich spreadach – Hiszpania i Portugalia. Potwierdza to zasadność wykorzystania średniej ze wszystkich krajów zamiast wartości z jednego referencyjnego kraju.

Jako wybraną wartość spreadu najlepiej byłoby przyjąć wartość z pełnego okresu kalendarzowego. Jednak w momencie dokonywania analizy nie były jeszcze dostępne pełne dane o cenach SPOT dla 2023 r. Dlatego, aby jak najbardziej to możliwe ograniczyć wpływ kryzysu na analizę, a jednocześnie wyznaczyć średnią roczną, wyznaczam średnią z ostatnich dostępnych 12 miesięcy. Jest to okres od 11.2022 do 12.2023. Średnia dla wszystkich referencyjnych krajów w tym okresie wynosiła 502,47 zł/MWh. Jednak dla przejrzystości i łatwości zapamiętania, jako spread w 2040 r. w Polsce przyjmuję okrągłą wartość 500 zł/MWh.

A może 500 zł to zaniżona wartość?

Wartość ta w porównaniu do 300 zł/MWh w 2023 r., czy wartości poniżej 200 zł/MWh w latach przed 2021 może wydawać się bardzo wysoka. Jednak w mojej ocenie może się wręcz okazać zaniżona. Podstawy do takiej opinii poniżej:

1. Oczywiście w momencie pisania tego artykułu trudno wyrokować jaki scenariusz rozwoju OZE w Polsce będzie realizowany. Jest możliwe, że scenariusze prezentowane przez Instrat w szczególności „OZE” i „OZE + EJ” okażą się zbyt optymistyczne. Z drugiej strony jest niewielu ekspertów na rynku, którzy by uważali, że nie przekroczymy przewidywanych w PEP udziałów OZE. Z bardzo dużym prawdopodobieństwem można się więc spodziewać, że udziały OZE w 2040 r. w Polsce znacząco przekroczą 39% będące średnią dla analizowanych krajów w 2022 r.
2. Spready są uzależnione, z jednej strony od ilości OZE w systemie ustalających niskie ceny w okresach wysokiej produkcji. Z drugiej zaś od kosztów wytwarzania jednostek zamykających popyt, w ramach mechanizmu merit order. Tymi zamykającymi w Polsce są bardzo często i jeszcze przez dobre kilka lat będą elektrownie węglowe. W ich przypadku o kosztach decyduje głównie cena węgla oraz cena CO₂. O ile na obniżenie ceny węgla można teoretycznie liczyć (choć to decyzja w dużej mierze polityczna, wiec trudno co do zasady coś przewidzieć) to na obniżenie ceny emisji CO₂ zdecydowanie nie.

Pomimo powyższych wątpliwości i przede wszystkim ze względu na brak innych benchmarków dla wyższych udziałów OZE, przyjmuję wartość 500 zł/MWh w tym scenariuszu. Nie tworzę też jeszcze bardziej optymistycznego scenariusza, choć do tego jeszcze wrócę w dalszej części artykułu.

Scenariusz średni

Ten scenariusz nie wynika z żadnych merytorycznych założeń. Jest to scenariusz środka pomiędzy scenariuszem optymistycznym a stabilnym. Dedykowany jest dla tych inwestorów, którzy mimo przedstawionych przeze mnie argumentów mogą uważać, że scenariusz optymistyczny jest dla nich zbyt optymistyczny, a scenariusz stabilny jest zbyt pesymistyczny. Stąd taki alternatywny scenariusz. W tym scenariuszu przyjęty w 2040 r. poziom spread to okrągłe 400 zł/MWh.

Scenariusz stabilny

W tym scenariuszu przyjęty został najprostszy z możliwych model, w postaci takiego samego spreadu i tych samych profili cen we wszystkich latach analizy. Jego pojawienie się w analizach nie wynika z przesłanek merytorycznych, a jedynie z prostoty tego scenariusza.

Scenariusz pesymistyczny

W tym scenariuszu zakładam, że spready będą sukcesywnie spadać. Poziom do jakiego będą dążyć to poziom gdzieś pomiędzy latami przed 2021, a rokiem 2023. Przyjmuję więc że będzie to poziom roku 2021 wynoszący 225 zł/MWh. Rok 2021 jest oczywiście obciążony kryzysem energetycznym, który rozpoczął się w Q4 2021. Ta większa zmienność cen w 4-tym kwartale podnosi średni roczny spread, w minimalnym zakresie odzwierciedlając wzrosty wynikające z argumentów opisanych w scenariuszu optymistycznym. Osobiście absolutnie nie wierzę w taki scenariusz, jednak aby zaspokoić najbardziej ostrożnych inwestorów, takowy przygotowałem i dla niego przeprowadziłem analizę.

Symulacje dla zdefiniowanych scenariuszy

W pierwszym kroku przeprowadzone zostały symulacje dla opisanych wyżej 4-ech scenariuszy cenowych oraz parametrów technicznych magazynu zdefiniowanych w Tabela 2. Jeśli chodzi o parametry techniczne, to ustalone zostały one raczej zachowawczo i na rynku można znaleźć magazyny o lepszych parametrach. Ewentualne dodatkowe symulacje dla innych parametrów magazynu będą przeprowadzone, w zależności od wyników pierwszej symulacji.

Wynikiem symulacji pracy magazynu energii z wykorzystaniem opracowanego modelu są między innymi takie wartości jak:

Wyniki symulacji dla analizowanych scenariuszy cenowych zawarte są w Tabela 3. Wyniki zgodne są z oczekiwaniami czyli najlepsze dla scenariusza optymistycznego, a najgorsze dla pesymistycznego. Jednak wyniki w takiej postaci nie pozwalają ocenić czy inwestycja będzie rentowna, a jeśli tak to w których scenariuszach.

Dlatego aby ocenić rentowność przeprowadziłem analizy finansowe, na podstawie otrzymanych z powyższej symulacji przychodów dla poszczególnych lat. Analizy przeprowadziłem przy stałych parametrach zdefiniowanych w poprzednich akapitach, dla 4-ch scenariuszy i dla różnych poziomów nakładów inwestycyjnych projektu. Wynikiem analiz są NPV projektu w poszczególnych konfiguracjach. Wyniki przestawione są w Tabela 4.

Jak widać dla analizowanych scenariuszy i ustalonych parametrów magazynu nawet w optymistycznym scenariuszu cenowym inwestycja nie jest rentowna. NPV jest poniżej zera nawet dla nakładów inwestycyjnych na bardzo niskim poziomie 0,5 MPLN/MWh.

A może podkręcenie parametrów technicznych pomoże?

To że poprawiając parametry techniczne magazynu, takie jak na przykład ilość cykli poprawimy wynik symulacji i w efekcie wzrośnie rentowność inwestycji jest oczywiste i nie trzeba robić żadnych zaawansowanych analiz aby to udowodnić. Jednak odpowiedź na pytanie jak bardzo poprawi się rentowność zmieniając poszczególne parametry oraz czy inwestorzy mogą liczyć na pozytywny wynik, nie jest już taka prosta. Aby odpowiedzieć na te pytania dokonałem kilku dodatkowych symulacji, dla różnych parametrów magazynu. W każdej kolejnej symulacji zmieniałem tylko jeden parametr. Zmieniałem tylko parametry wpływające w największym stopniu na rentowność, takie jak:

Wyniki przedstawione są w Tabela 5.

Jak widać powyżej, każda wprowadzona zmiana powodowała poprawę wskaźników mających bezpośredni wpływ na rentowność takich jak: energia wprowadzona do magazynu w trakcie cyklu życia, suma przychodów czy średni przychód z 1MWh wprowadzonej do magazynu. Pomiędzy początkowymi a końcowymi parametrami można zauważyć wzrost ilości energii wprowadzonej do magazynu o 52% i 87% wzrost przychodów z całego okresu eksploatacji.

Czy zmiana mocy i pojemności pomoże poprawić rentowność?

W ostatnim kroku sprawdziłem jeszcze jak na rentowność wpłynie zmiana mocy i pojemności magazynu. Wyniki symulacji dla różnych mocy przy zachowaniu pojemności na 2h znajdują się w Tabela 7 i Tabela 8. Wyniki symulacji dla mocy 9MW i pojemności mniejszych niż 18MWh znajdują się w Tabela 9 i Tabela 10.

Uzyskane wyniki pokazują, że zmniejszanie mocy magazynu przy zachowaniu pojemności na poziomie 2h praktycznie nie wpływa na rentowność z jednego zainwestowanego MPLN. W Tabela 8 występują co prawda różnice we wskaźniku NPV/MPLN ale są one wynikiem różnej ilości wykonanych cykli wynikającej z zaokrąglania okresu analizy do pełnego roku..

Z kolei zmniejszanie pojemności od 2h do 1h powoduje w początkowej fazie polepszenie rentowności, a następnie jej pogorszenie. Jest to efekt z jednej strony stałych kosztów dystrybucji zależnych od mocy, a nie pojemności, a z drugiej strony mniej zyskownych cykli pracy przy wyższym stosunku pojemności magazynu do mocy PV.

Co z tego wszystkiego wynika?

Najlepsze wyniki rozumiane jako uzyskany NPV, z zainwestowanego 1 MPLN daje magazyn energii o najlepszych parametrach technicznych, mocy 9MW i pojemności 12-15MWh. Rentowność tych konfiguracji pokazana jest w Tabela 10.

Wnioski po analizie wyników przeprowadzonych symulacji nasuwają się same. Nawet przy najbardziej wyśrubowanych parametrach magazynu, gdyby udało się takowy kupić w cenie ok 0,75 MPLN za MWh można liczyć na dodatni NPV na poziomie 1,6-2,1 MPLN dla najkorzystniejszych konfiguracji magazynu. Daje to ok 180-190 tyś zł NPV, na każdy 1 MPLN zainwestowanego CAPEX. Gdyby oczywiście taki magazyn energii można kupić za 0,5 MPLN/MWh miałby on jeszcze wyższą rentowność. Trudno jednak sobie wyobrazić aby w obecnym czasie (styczeń 2024) zakup magazynu o takich parametrach, w takiej cenie był możliwy.

Na ten moment nie jest możliwe uzyskanie rentownego projektu magazynu energii przy wielkoskalowej PV, w modelu bazującym tylko na przychodach z arbitrażu cenowego. Aby mieć szansę na rentowny projekt, koniecznie należy rozszerzyć model biznesowy o dodatkowe źródła przychodów.

To może rynek mocy pomoże?

Pierwszym takim dodatkowym źródłem przychodów, w stronę którego swoją uwagę kierują inwestorzy jest rynek mocy. Wygląda on bardzo atrakcyjnie, bo gwarantuje stałe przychody nawet przez 17 lat, przy bardzo rzadkich wezwaniach, co pozwala wykorzystywać pojemność magazynu do realizacji innych przychodów. Aukcja z roku 2022, z terminem dostaw na 2027 r. pokazała, że magazyny energii mogą być beneficjentami tego rynku. A uzyskane ceny na poziomie 406 zł/kW/rok wróżyły świetlaną przyszłość przed magazynami. W 2023 r. rynek dodatkowo podgrzała certyfikacja ogólna, do której inwestorzy zgłosili ponad 16GW mocy w magazynach. Jednak aukcja w 2023 r. wylała na rynek, może nie wiadro ale całkiem solidny kubeł zimnej wody. Kontrakty mocowe uzyskały magazyny o sumarycznej mocy 1,7GW, co stanowi nieco ponad 10% mocy z certyfikacji ogólnej. Cena w aukcji ukształtowała się zaś na poziomie 245 zł/kW/rok, czyli znacznie poniżej ceny maksymalnej, która wynosiła 452,55 zł/kW/rok.

Czy cena 245 zł/kW/rok będzie wystarczająca? Spróbuję na to odpowiedzieć za chwilę. Na początek jednak odpowiem na pytanie czy magazyn energii przy PV w analizowanym układzie może pozyskać kontrakt mocowy i na jakich warunkach.

Warunki udziału magazynu energii w rynku mocy

Najważniejsze wymagania i ograniczenia jakie musi spełniać magazyn energii w rynku mocy z perspektywy przeprowadzanej analizy to moc i pojemność oraz Korekcyjny Współczynnik Dyspozycyjności (KWD)

Moc i pojemność. Magazyn energii w rynku mocy musi mieć co najmniej 2MW mocy i zapewniać 4h pracy, czyli mieć co najmniej 8MWh pojemności. Oba te wymogi łatwo spełnić w przypadku wielkoskalowego magazynu przy PV. Trzeba jednak zauważyć, że zwiększanie pojemności powyżej 1,5h będzie pogarszało rentowność z modelu podstawowego – pokazują to wyniki symulacji w Tabela 10.

Korekcyjny współczynnik dyspozycyjności. Maksymalna moc jednostki w rynku mocy jaką można zaoferować i następnie uzyskiwać wynagrodzenie, to moc jednostki przemnożona przez KWD . Współczynniki KWD ustalane są dla każdej aukcji oddzielnie, indywidualnie dla poszczególnych technologii lub grup technologii. Dla magazynów energii wynosił 0,95, a dla PV kształtował się jak poniżej:

Sytuacja trochę się komplikuje, gdy do rynku mocy startuje jednostka hybrydowa składająca się z kilku technologii, tak jak w przypadku analizowanym w artykule. Do 2023 r regulamin rynku mocy stanowił, że w takim przypadku KWD to minimalny KWD, ze wszystkich technologii wchodzących w skład instalacji. Czyli w aukcji w 2023 analizowana jednostka hybrydowa miałaby KWD równy 0,0156. W praktyce wykluczało to udział takich jednostek w rynku mocy.

Sytuacja zmienia się na bardziej korzystną od 2024 – karta aktualizacji regulaminu rynku mocy nr RRM/Z/7/2023. Dzięki wprowadzonym zmianom dla instalacji hybrydowych jest możliwość wyznaczanie indywidualnego KWD, na podstawie mocy jednostek wchodzących w skład takiej instalacji i współczynników KWD właściwych dla tych jednostek. KWD wyznaczane jest zgodnie ze wzorem z Rysunek 3.

Dla analizowanej instalacji KWD to 0,4828. Wydawać by się mogło, że P_JF wynosi 9MW bo ogranicza nas przyłącze ale trzeba przyjąć 18MW jako sumę mocy PV i magazynu – potencjalna moc takiego układu. Dla takiego KWD wykonałem kolejne symulacje.

Symulacja z rynkiem mocy

Aby przeprowadzić symulację w scenariuszu uzyskiwania przychodów zarówno z arbitrażu cenowego jak i z rynku mocy przyjąłem poniższe założenia.

Wyniki przeprowadzonej symulacji zaprezentowane w Tabela 11.

Rentowność po dodaniu przychodów z rynku mocy nieco się poprawiła. Nie jest to jednak znaczący wzrost. Jest to spowodowane, z jednej strony mniej efektywnym magazynem 4h w stosunku do optymalnego 1,5h, z drugiej strony odsunięciem w czasie przychodów z rynku mocy. W tej symulacji magazyn pracuje już od 2025 r. Mógłby więc uczestniczyć w aukcjach uzupełniających i uzyskiwać przychody z rynku mocy, już od pierwszego roku pracy. Tak też zakładam. Jednocześnie zakładam, że ceny w aukcjach uzupełniających będą takie same jak w aukcji głównej. W pierwszych 4-ch latach przed rozpoczęciem dostaw w ramach aukcji głównej zakładam moc do aukcji na poziomie 8,5MW – wyższą niż w aukcji głównej ze względu na mniejszy stopień degradacji. Wyniki symulacji dla takiego scenariusza zawarte są w Tabela 12.

Wprowadzona optymalizacja poprawia parametry inwestycji . Ciągle jednak trudno nazwać ją bardzo atrakcyjną dla inwestorów. Przy cenie na poziomie 250 zł/kW/rok, aby inwestycja była rentowna magazyn energii musiałby kosztować ok 1 MPLN/MWh. A gdyby cena była porównywalna z ceną maksymalną, to magazyn musiałby kosztować pomiędzy 1 a 1,25 MPLN aby osiągnąć rentowność.

Magazyny o krótszych czasach dostaw niż 4h

Na rynku można usłyszeć propozycje wprowadzenia zmian w rynku mocy, takich aby umożliwić pozyskiwanie kontraktów magazynom energii, o krótszych czasach dostaw. Mowa jest nawet o czasach od 0,5h. To mogłoby zwiększyć zainteresowanie inwestorów, bo jak pokazują przeprowadzone analizy, magazyny o krótszych czasach są bardziej optymalne z punktu widzenia arbitrażu cenowego. Takie rozwiązania stosowane są na innych rynkach gdzie funkcjonuje rynek mocy. Czas pokaże czy spotka się to z akceptacją nowego rządu i czy zmiany w tym kierunku zostaną wprowadzone. A tymczasem ja zrobiłem symulację jak to wpłynęłoby na parametry inwestycji.

Symulacje przeprowadziłem dla magazynu 9MW/9MWh. Zakładam w nich przychody z rynku mocy 4-krotnie niższe niż standardowe. Okres eksploatacji magazynu 9MW/9MWh to 18 lat od 2025 r. do 2042 r. – realizując arbitraż cenowy według opracowanego modelu. W tym przypadku aby wykorzystać maksymalny możliwy okres trwania kontraktu mocowego zakładam więc uzyskiwanie przychodów w ramach aukcji głównej już od 2026 r. W 2025 zakładam przychody z aukcji dodatkowej, podobnie jak poprzednio z ceną z aukcji głównej i mocą 8,5MW.

Wyniki symulacji dla różnych poziomów cen w aukcji zestawione w Tabela 13.

Ten scenariusz jest zdecydowanie najkorzystniejszy ze wszystkich. Przy cenie w aukcji na poziomie 450 zł/kW/rok, rentowność uzyskujemy przy nakładach nieco poniżej 1,25 MPLN za MWh. To jednak wciąż za mało aby uznać inwestycję za atrakcyjną, szczególnie że trudno oczekiwać w przyszłych aukcjach cen na takim poziomie.

Gdyby nawet regulacje się zmieniły, w kierunku dopuszczenia baterii o krótszych czasach dostaw i dzięki temu możliwe byłoby uzyskiwanie dodatkowych przychodów (do przychodów z arbitrażu), to uzyskanie rentowności inwestycji przy aktualnych cenach magazynów i bazując tylko na arbitrażu i rynku mocy wydaje się praktycznie niemożliwe.

To może rynek bilansujący lub usług elastyczności?

Aby uzyskać rentowność konieczne jest poszukiwanie innych niż rynek mocy dodatkowych przychodów. Jest możliwe, że źródłem takich przychodów będzie w przyszłości świadczenie usług na rynku bilansującym czy usług elastyczności. Ze względu na brak eksperckiej wiedzy w tym zakresie nie podejmuję się opisania jakie mogły to by być usługi, na jakich warunkach i przede wszystkim na jaki poziom przychodów z tych usług można liczyć. Jednak posiadana wiedza pozwala mi przypuszczać, że płatność za tego typu usługi będzie się odbywała raczej za udostępnianą moc i/lub oddaną energię. Magazyn będzie w danym momencie wykonywał taką pracę, która jest najbardziej opłacalna z dostępnych dla magazynu opcji takich jak arbitraż, rynek bilansujący czy synek usług elastyczności.

Opracowany model nie jest dostosowany do szczegółowego symulowania przychodów z tego typu usług. Wydaje się jednak, że trochę naciągając mogę przyjąć, że ceny energii z RDN wykorzystane w modelu, mogą niejako zastąpić ceny na innych rynkach. Czyli spread na RDN odpowiadałby w tym przypadku różnicy pomiędzy zakupem energii i jej sprzedażą w ramach świadczonych usług lub ceną za rezerwację mocy.

Zrobiłem więc kilka dodatkowych symulacji dla różnych scenariuszy spreadów/cen na rynku bilansującym lub elastyczności. Do wyboru do koloru. Scenariusze przedstawione są na Wykres 9. Ze względu jednak, na opisane powyżej daleko idące uproszczenia i naciągnięcia, proszę nie traktuj wyników tych symulacji jako super wiarygodne. Raczej jako wynik pewnej zabawy intelektualnej.

Symulacje wykonane są dla najbardziej optymalnych parametrów technicznych wynikających z poprzednich analiz i konfiguracji 9MW/18MWh. Wyniki symulacji i analiz finansowych w Tabela 14 i Tabela 15.

Ze względu na bardziej zabawowy niż merytoryczny charakter tych powyższych symulacji pozwolę sobie wyjątkowo na brak komentarza. Daję Ci czytelniku swobodę co do interpretacji wyników i wyciągania wniosków.

Wnioski końcowe

Wyniki przeprowadzonych analiz zaprezentowanych w tym artykule pokazują jednoznacznie, że nie jest obecnie możliwe uzyskanie rentownego projektu instalacji wielkoskalowego magazynu energii przy farmie PV, bazując tylko na arbitrażu cenowym.Inwestorzy myślący o takiej inwestycji muszą poszukiwać dodatkowych źródeł przychodów.

Przy obecnych regulacjach, rynek mocy poprawia sytuację, ale nie na tyle by uznać, że projekty będą rentowne w oparciu o te dwa źródła przychodów. Proponowane przez rynek zmiany w rynku mocy, w zakresie dopuszczenia magazynów o krótszych czasach dostaw mogą nieco poprawić wyniki. Jednak aby uzyskać rentowność takiego projektu nawet dla najkorzystniejszej konfiguracji, najwyższych parametrów technicznych i zakładając wprowadzenie korzystnych zmian regulacyjnych, trzeba by kupić magazyn w niewyobrażalnej na ten moment cenie 1,25MPLN/MWh.

Dopiero rozszerzenie przychodów o przychody z rynku bilansującego czy z rynku usług elastyczności może uczynić taki projekt rentownym. Nie podejmuję się jednak oceny czy na tych rynkach możliwe będzie uzyskanie przychodów wystarczających do zapewnienia rentowności.