Włoski model wsparcia magazynów energii – inspiracja dla Polski, ale nie do skopiowania

Rynek dużych sieciowych magazynów energii w Polsce wchodzi w fazę dynamicznego wzrostu. Już w tym roku do systemu może zostać przyłączone 200–400 MW nowych instalacji, a w kolejnych latach skala przyrostów ma rosnąć wykładniczo – do nawet 7–9 GW mocy zainstalowanej w 2030 r. Włoska aukcja magazynów (10 GWh, 15-letnie kontrakty) pokazała, że dedykowane mechanizmy wsparcia mogą szybko przyciągnąć kapitał − pytanie, czy polskie warunki będą wystarczająco atrakcyjne, by przyspieszyć skalę instalacji również u nas. Jak podkreśla w wywiadzie dla Gramzielone.pl Barbara Adamska, prezes Polskiego Stowarzyszenia Magazynów Energii, Polska może skorzystać z włoskich doświadczeń, ale tylko pod warunkiem dostosowania ich do krajowych realiów – zwłaszcza zróżnicowania regionalnego, kosztów kapitału i ryzyk projektowych.

Tematowi magazynów energii będzie poświęcony V Kongres Magazynowania Energii PSME, który odbędzie się w dniach 13–14 listopada w Warszawie.

Katarzyna Poprawska-Borowiec, Gramwzielone.pl: Jak rozwija się rynek dużych sieciowych magazynów energii w Polsce? Ile, według Państwa szacunków, przybędzie magazynów energii oraz o jakiej mocy i pojemności w tym roku i w kolejnych latach?

REKLAMA

Barbara Adamska, Polskie Stowarzyszenie Magazynów Energii (PSME): W naszej ocenie rynek dużych sieciowych magazynów energii jest tuż przed fazą realizacyjnego skoku. W bieżącym roku uruchomienia i przyłączenia do sieci będą raczej punktowe: szacujemy, że będzie to około 200–400 MW.

W 2026 r. oczekujemy wyraźnego przyspieszenia. Spodziewamy się realizacji jednostek o mocy około 800–1300 MW. Niezależne prognozy szacują, że będzie to około 1,3 GW w magazynach sieciowych na koniec 2026 r. W 2027 r. oczekujemy przyrostów na poziomie 1,5−2,0 GW – w tej wartości zawarta będzie pierwsza, niewielka pula projektów z kontraktami mocowymi. W 2028 r. przyrost mocy zainstalowanej w bateryjnych magazynach sieciowych będzie jeszcze większy i wyniesie przynajmniej 2–2,5 GW. Dla przypomnienia: na rok dostaw 2028 kontrakty mocowe na około 1,7 GW uzyskały 33 magazyny energii.

Rok 2029 będzie kolejnym rokiem wzrostu, w którym dodanych zostanie przynajmniej 2,5–3,5 GW w BESS. Są to szacunki bardzo ostrożne, ponieważ same kontrakty mocowe BESS na ten rok dostaw to 2,5 GW przy KWD (korekcyjnym współczynniku dyspozycyjności) 61,3%. Przewidujemy, że skumulowana moc dużych magazynów sieciowych wyniesie na koniec 2030 r. przynajmniej 7-9 GW. W Planie Rozwoju Sieci PSE wskazuje przynajmniej 15,4 GW w magazynach bateryjnych do 2034 r., a kilka tygodni temu prezes PSE Grzegorz Onichimowski powiedział o potrzebie 30 GW w magazynach bateryjnych w Polsce.

Dotychczas głównym zabezpieczeniem dla inwestorów na rynku ME w Polsce był rynek mocy, jednak w ostatnim czasie warunki dla magazynów w kolejnych aukcjach mocowych wyraźnie się pogorszyły. Na jakich zasadach ma się opierać wsparcie dla magazynów energii w najbliższej aukcji mocowej? Czy te zasady zachęcą inwestorów do zgłaszania projektów?

Grudniowa aukcja główna będzie dziesiątą i ostatnią, która odbędzie się na zasadach obowiązujących od 2018 r. Dla magazynów energii nie będzie to łatwa aukcja z dwóch powodów. Po pierwsze, korekcyjny współczynnik dyspozycyjności (KWD) dla magazynów energii wyniesie zaledwie 13,39%. To drastyczny spadek z poziomu ponad 60% w ubiegłym roku i 95% dwa lata wstecz.

Współczynnik ten jest kluczowy, ponieważ określa, jaki procent mocy jednostki inwestor może zaoferować w aukcji, czyli bezpośrednio przekłada się na wysokość jego przychodów z takiego kontraktu. Przykładowo, z magazynu o mocy 100 MW w aukcji mocowej będzie on mógł zaoferować zaledwie około 13 MW. W praktyce nawet mniej, ponieważ musi uwzględnić bufor technologiczny. Oznacza to powstanie dużej luki kapitału niepracującego na rynku mocy i podnosi koszty skorzystania z mechanizmu rynku mocy jako gwarancji na potrzeby uzyskania finansowania na zbudowanie magazynu.

Po drugie, inwestorzy, podejmując decyzję o udziale w aukcji, najprawdopodobniej nie będą mieli wiedzy, czy otrzymają finansowanie z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (NFOŚiGW) w ramach konkursu dla wielkoskalowych magazynów energii. Oznacza to dla nich poważne ryzyko ekonomiczne świadczenia obowiązku mocowego przez 17 lat przy zerowym wynagrodzeniu. Dlaczego? Ponieważ wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego zostanie pomniejszone o wielkość pomocy publicznej o charakterze inwestycyjnym.

Przy bardzo niskim KWD przychody z rynku mocy będą niewielkie. Od tego wynagrodzenia zostanie odliczone dofinansowanie uzyskane z NFOŚiGW. W rezultacie wynagrodzenie inwestora z tytułu świadczenia usług mocowych będzie wynosiło zero, przy jednoczesnym obowiązku ich świadczenia i z wszelkimi karami wynikającymi z niewywiązania się z tego obowiązku.

Kontrakt mocowy jest obecnie jedynym długoterminowym strumieniem przychodów dla magazynów energii, którego inwestorzy potrzebują, starając się o finansowanie zewnętrzne. Nie mając pewności, czy dofinansowanie otrzymają, nie mogą zrezygnować z udziału w rynku mocy.

Inwestorzy nie powinni znaleźć się w opisanej sytuacji. Zgodnie z regulaminem programu NFOŚiGW na początku sierpnia br. powinny być znane już listy rankingowe, do początku września – zakończyć się negocjacje warunków umowy, a na początku listopada powinny zostać podjęte uchwały o dofinansowaniu inwestycji. Według mojej wiedzy wiele wniosków jest obecnie na etapie oceny według kryteriów jakościowych.

Ostatnio we Włoszech została przeprowadzona duża aukcja dla magazynów energii. Czy taki mechanizm byłby dobrym rozwiązaniem również na polskim rynku? Jakie są Państwa postulaty, jeśli chodzi o optymalne warunki wsparcia inwestycji w duże sieciowe magazyny energii w Polsce?

Włoski mechanizm MACSE  (Meccanismo di approvvigionamento di capacità di stoccaggio elettrico) to, w mojej ocenie, zdecydowanie jeden z najbardziej przemyślanych systemów wspierania magazynów energii w Europie i Polska może wiele nauczyć się z tego doświadczenia. Ale – i to jest kluczowe – nie możemy go po prostu skopiować. Nasze wyzwania są inne.

Zacznijmy od tego, co Włosi zrobili dobrze. Po pierwsze, zapewnili długoterminową stabilność – kontrakty na 15 lat to coś niezwykle istotnego dla inwestorów. Przy takiej perspektywie banki chętnie finansują projekty, a koszty kapitału istotnie spadają. To bezpośrednio przekłada się na niższe koszty dla systemu.

Po drugie, Włosi zastosowali mechanizm pay-as-clear, gdzie wszyscy wygrywający dostają tę samą cenę, tj. cenę ostatniego zakwalifikowanego projektu. To eliminuje „klątwę zwycięzcy”, czyli sytuację, w której wygrywający oferuje zbyt niską cenę, aby pokonać konkurencję, a w rezultacie pozwala na realistyczną wycenę – nawet jeśli ktoś zaoferował niższą cenę, otrzyma wyższą stawkę ustaloną przez rynek.

Ale jest coś, co Włosi zrobili wyjątkowo mądrze i co jest krytycznie ważne dla Polski – mechanizm strefowania geograficznego. Podzielili kraj na cztery strefy: południe i Kalabria (do 7 GWh pojemności!), centralno-południowe Włochy (do 3 GWh) i wyspy – Sycylia z Sardynią (razem do 2,5 GWh). Dlaczego to takie ważne? Bo magazyny muszą być tam, gdzie są potrzeby wynikające z generacji energii lub problemy z siecią, a nie tam, gdzie deweloperom jest wygodnie je budować.

REKLAMA

W Polsce mamy ekstremalną asymetrię: południe kraju, tj. Małopolska, Lubelszczyzna i Podkarpacie, generuje coraz więcej energii z PV. Równocześnie północ przygotowuje się do przyłączenia 18 GW energii z wiatru na morzu. Bez mechanizmu strefowego rozumianego jako sygnały lokalizacyjne wszyscy deweloperzy magazynów pójdą do Łodzi, bo tam jest najłatwiej się przyłączyć do sieci, a problemy będą narastać w innych rejonach kraju. Oczywiście, jest to przejaskrawienie, ale chciałabym, aby to mocno wybrzmiało. Jeżeli do obecnej sytuacji, czyli lokowania wytwarzania nie tam, gdzie są odbiory, dołożymy fakt, że magazyny nie będą budowane tam, gdzie ich potrzeba, zamiast rozwiązywać problemy, będziemy je powiększać.

Włoski model zakłada również technologię 8-godzinną jako standard referencyjny (w pierwszych aukcjach dominował czas 6–8 godzin). To nie przypadek: krótsze czasy – do 4 godzin – nie pokrywają wieczornych szczytów zapotrzebowania; z kolei dłuższe, czyli 10 h+, drastycznie podnoszą koszty kapitałowe przy marginalnym wzroście wartości systemowej. We Włoszech średni czas okazał się wynosić 6,6 godziny, co pokazuje, że rynek sam znajduje równowagę, ale wytyczne aukcyjne nadają mu kierunek.

Teraz kluczowe pytanie: czy cena włoska jest atrakcyjna dla nabywcy? W kontekście europejskim – zdecydowanie tak. To 65% poniżej założonego pułapu. Włosi osiągnęli najniższą cenę w Europie, co jest sygnałem, że mechanizm działa – konkurencja obniża koszty.

W polskim kontekście musimy pamiętać o dodatkowych źródłach przychodów. We Włoszech MACSE to nie jedyny przychód – deweloperzy mogą łączyć go z rynkiem mocy, usługami systemowymi (FCR, aFRR, mFRR) oraz arbitrażem energii. W Polsce dodanie długoterminowego kontraktu na akceptowalnym poziomie cenowym dawałoby wewnętrzne stopy zwrotu oraz pewność przychodów w pełni akceptowalne dla instytucji finansujących.

Czy zbyt niska cena w aukcji – jak stało się to we Włoszech – nie stanowi ryzyka?

Rzeczywiście, tutaj powinna zapalić się lampka ostrzegawcza. Włoska cena wywołała poważne kontrowersje wśród analityków branżowych. Niektórzy wprost mówią, że może być ona „niewystarczająca ekonomicznie”, szczególnie biorąc pod uwagę szacunki kosztów systemu 4-godzinnego oraz 8-godzinnego dla całego cyklu życia. Może to prowadzić do trzech poważnych problemów, które Polska absolutnie musi zaadresować w swoim modelu.

Problem pierwszy: odwrotna strona „klątwy zwycięzcy” i agresywne składanie ofert. Pierwsza aukcja to zawsze wyścig o pozycję rynkową. Nie ma punktów odniesienia, nie ma historii realizacji projektów. Deweloperzy mogą świadomie zaniżać oferty, licząc, że wygrają, zabezpieczą sobie grunt i finansowanie, a potem będą „optymalizować” koszty lub renegocjować warunki. We Włoszech widzieliśmy, że pierwsza runda przyciągnęła agresywne licytowanie – brak historycznych danych sprawił, że niektórzy gracze po prostu celowali w „bycie w grze”, nie mając pełnej pewności co do ekonomiki. To klasyczny syndrom pierwszej aukcji.

Problem drugi: niedoszacowanie kosztów operacyjnych. CAPEX to tylko połowa historii. Degradacja baterii na poziomie 2–3% pojemności rocznie oznacza, że po 10 latach system 400 MWh realnie dysponuje ~320 MWh. Do tego trzeba doliczyć koszty integracji z platformami time-shifting i planowania operacyjnego, a także ubezpieczenia, security i monitoring 24/7. A teraz najważniejsze: kary za niedostępność. Włoski model przewiduje utratę 5% gwarancji bankowej przy przekroczeniu etapu M12 (miesiąc 12 – zamknięcie finansowe), dodatkowe 10% kary CAPEX przy M24 (rozpoczęcie budowy) i całkowite wypowiedzenie kontraktu przy M36, jeśli projekt nie jest gotowy. To są realne pieniądze – mówimy o skali kar, która może zrujnować ekonomikę.

Problem trzeci: ryzyko niedostarczenia i wpływ na przyszłe rundy. Jeśli pierwsze projekty zaczynają mieć problemy z realizacją – pojawiają się opóźnienia, przekroczenia budżetu czy problemy z dostępnością – może to wywołać efekt domina. Banki stają się ostrożniejsze, podnoszą wymogi na equity, a to winduje koszt kapitału. W kolejnych rundach ceny muszą iść w górę, co podważa cały sens mechanizmu aukcyjnego. Widać to było w Wielkiej Brytanii, gdzie pierwsze projekty Cap & Floor dla interkonektorów miały 20% przekroczeń budżetów i każda kolejna runda była droższa.

Podsumowując tę część: włoska cena może być za niska. Projektując podobny mechanizm w Polsce, musimy uczyć się na włoskim przykładzie, jego osiągnięciach i niedociągnięciach. Lepiej zapłacić wyższą cenę i mieć pewność realizacji, niż gonić za minimalną ceną i ryzykować, że 30–40% projektów nie powstanie. Każdy rok opóźnienia implementacji magazynów to setki milionów złotych strat systemowych z curtailmentu. Nie możemy sobie pozwolić na ryzyko niedostarczenia.

Podsumowując: włoski MACSE jako model dla Polski to bardzo dobry fundament, ale wymaga adaptacji. Najważniejsze to pamiętać, że mechanizm aukcyjny to tylko narzędzie. Kluczem do sukcesu jest timing – jeśli Polska uruchomi pierwszą aukcję w Q1 2027, pierwsze projekty zostaną podłączone do sieci w 2028–2029, czyli dokładnie wtedy, gdy curtailment zacznie naprawdę „boleć”. Każdy rok opóźnienia to setki milionów strat ekonomicznych dla całego systemu.

Ale równie ważne jest niespieszenie się na siłę – lepiej rok dłużej przygotowywać aukcję z solidnymi mechanizmami ochronnymi niż ruszyć wcześniej i ryzykować falę niedostarczeń.

Kongres PSME