Możliwości komercyjnego zastosowania magazynów energii

Jak wcześniej opisano, oprócz magazynów ciepła oraz elektrowni szczytowo-pompowych magazyny energii nie miały dotychczas szerszego komercyjnego zastosowania. Nie dawały one bodźców finansowych w celu takiego ich wykorzystania. Dzieląc w prosty sposób koszt inwestycyjny PLN/kWh przez możliwą liczbę cykli ładowania, otrzymuje się następujący obraz:

169

Tabela 61. (PLN/MWh)/ liczba cykli ładowania przy kursie EUR/PLN = 4,2 (opracowanie własne na podstawie McKinsey & Company, 2013)

[PLN/MWh]/liczba cykli ładowania 2008 2012 2020

Baterie litowo-jonowe 504 300 76 Baterie kwasowo-ołowiowe 525 525 126 Stopiona sól 294 294 162 Elektrownie szczytowo-pompowe 56 56 56

We wszystkich latach ESP okazują się w prostym przeliczeniu (PLN/MWh)/ liczbę cykli ładowania najbardziej konkurencyjne. Jak wcześniej wspomniano, ich rozwój w warunkach polskich jest jednak stosunkowo ograniczony.

Aby sprawdzić możliwości komercyjnego zastosowania magazynów energii, warto odnieść koszt magazynowania do cen energii. W tym przypadku przeanalizowano fluktuację cen energii na rynku hurtowym.

Tabela 62. Ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym oraz detalicznym (PLN/MWh), notowania spot w losowo wybrane dni robocze (opracowanie własne na podstawie danych Towarowej Giełdy Energii; URE, 2015) [PLN/MWh] dzień roboczy ^28.01.2015 hurt 02.06.2015 hurt 28.01.2015 detal Maks. 188 206 604 Min. 100 135 516 Różnica 88 72 88

W przykładowy dzień roboczy w okresie zimowym rozbieżność pomiędzy dobową ceną maksymalną a minimalną wynosiła 28 stycznia 2016 roku 88 PLN/MWh. W przykładowy dzień roboczy w czerwcu różnica ta wyniosła 72 PLN/MWh. Porównując te kwoty do uproszczonego modelu kosztu magazynowania energii, jedynie elektrownie szczytowo-pompowe miałyby ekonomiczne uzasadnienie, ponieważ uproszczony koszt magazynowania wynosi 56 PLN/MWh, co plasuje się poniżej przykładowego przychodu z rynku hurtowego w przedziale 72-88 PLN/MWh.

Przy wzięciu pod uwagę nie losowo wybranych dni roboczych, lecz kontraktów rocznych, potencjalna rentowność magazynu spada do 43 PLN/MWh.

170

Tabela 63. Ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym (PLN/MWh), notowania forward dnia 5.06.2015 (opracowanie własne na podstawie danych Towarowej Giełdy Energii, 2015)

05.06.2015 [PLN/MWh]

Base Y_16 163

Peak Y_16 206

Różnica 43

Zasadniczo, analizując rentowność takich projektów, powinno się brać pod uwagę kontrakty roczne, a nie dobowe, ponieważ magazyny winny działać przez cały rok, a nie jedynie w wybrane dni robocze. Poza sezonowością niższa różnica, wynosząca 43 PLN/MWh w odniesieniu do kontraktów dobowych 72-88 PLN/MWh, wynika między innymi z tego, że produkty roczne stanowią uśrednienie wszystkich godzin w roku, co daje bardziej realny obraz niż maksymalny spread kontraktów dobowo-godzinowych.

Biorąc pod uwagę zarówno kontrakty roczne, jak i dobowe w 2008 roku lub w 2012 roku, żadna z innych technologii magazynowania niż ESP nie była konkurencyjna. W 2020 roku spodziewane jest, że koszt magazynowania w bateriach litowo-jonowych spadnie do 76 PLN/MWh, co oznaczałoby, że koszt magazynowania zbliży się do dzisiejszego spreadu pomiędzy maksymalną a minimalną godziną doby. Oczywiście jest to tylko uproszczony model, niezakładający zwrotu z zaangażowanego kapitału oraz strat energii w procesie magazynowania. W 2020 roku można jednak spodziewać się większych spreadów cenowych, przede wszystkim w okresie letnim, przy coraz większym wykorzystaniu klimatyzatorów.

Poniżej przeanalizowano oferty rynkowe magazynów energii elektrycznej.

Chiński dostawca Trina Solar oferował w 2015 roku magazyny energii wielkości 6,14-15,36 kWh. Cena w przeliczeniu na 1 kWh wyniosła w tym przypadku 1 200 USD/kWh lub 1 092 EUR/kWh (Cire.pl, 2015).

Rewolucją na rynku może się okazać oferta firmy Tesla. W Stanach Zjednoczonych magazyn o nazwie Powerwall oferowany jest w cenie 3 000-3 500 USD, w zależności od pojemności wynoszącej 7 kWh lub 10 kWh (Cire.pl, 2015).

171

Tabela 64. Koszt magazynu energii Trina Solar i Tesla (opracowanie własne na podstawie danych Cire; Tesla; NBP, 2015) Tesla Powerwall 7 kWh 10 kWh 1 kWh 1 kWh USD 3000 3500 429 350 EUR 429 350 390 318 PLN 11220 13090 1603 1309

Trina Solar (z inwerterem)

USD 1200

EUR 1092

PLN 4488

W przeliczeniu na EUR daje to poziom, w zależności od pojemności baterii, 318-390 EUR/kWh. Ceny produktów firmy Tesla zbliżone są do prognoz McKinsey & Company (500 EUR/kWh w 2015 roku oraz 200 EUR/kWh w 2020 roku).

Przy zastosowaniu uproszczonej kalkulacji kosztu magazynowania dla magazynów Tesli (uwzględniając koszt amortyzacji w przeliczeniu na PLN/MWh) otrzymuje się następujący obraz:

Tabela 65. Tesla Powerwall – uproszczony koszt magazynowania energii elektrycznej (opracowanie własne na podstawie Cire; Tesla; NBP, 2015)

Uproszczony koszt magazynowania 7 kWh 10 kWh

USD/kWh 3 000 3 500

USD/kWh 429 350

EUR/kWh 386 315

Liczba ładowań 10 000 10 000

PLN/MWh 162 132

Uproszczona kalkulacja pokazuje, że koszt zmagazynowania 1 MWh oszacowany został na 132-162 PLN. Takie wyliczenie nie jest jednak wystarczające do podjęcia decyzji inwestycyjnej w zakresie przydomowego magazynu energii. Nie zawiera ono strat energii podczas ładowania i rozładowania magazynu oraz kosztów finansowania. Poniżej przedstawiono rozszerzony koszt magazynowania uwzględniający poza amortyzacją dodatkowe koszty, takie jak koszt kapitału oraz sprawność urządzenia.

172

Tabela 66. Tesla Powerwall – rozszerzony koszt magazynowania energii elektrycznej (opracowanie własne na podstawie Cire; Tesla; NBP, 2015)

USD/7kWh 3 000 USD/kWh 429 EUR/kWh 386 Liczba ładowań 10 000 Amortyzacja PLN/MWh 162 CAPEX PLN/kWh 1 603 50% zaangażowania 801 Koszt kapitału 8%

Średni koszt kapitału/r 64

Liczba ładowań / rok 300

kWh/rok 1 500

kWh/dzień 5

Średni koszt kapitału/MWh 43

Suma (amortyzacja; koszt kapitału) 205

Sprawność 92%

W celu jak najwyższego poziomu wykorzystania urządzenia w analizie wzięto pod uwagę mniejszy magazyn, o pojemności 7 kWh. Koszt amortyzacji oszacowany został w przeliczeniu na 162 PLN/MWh. Przy założeniu zwrotu kapitału na poziomie 8% oraz 50% średniego zaangażowania kapitału koszt roczny dla pojemności 1 kWh wynosi 64 PLN. Po przeliczeniu tej kwoty dla potencjalnie 300 cykli ładowania po 5 kWh dziennie (przyjęto, że magazyn w skali roku nie będzie wykorzystywany każdego dnia w 100%) rocznie koszt kapitału stanowi około 43 PLN/MWh. Sumując amortyzację oraz koszt kapitału, otrzymuje się kwotę 205 PLN/MWh.

Przykładowo, przy założeniu spadających kosztów inwestycyjnych magazynów według prognozy McKinsey, poniżej pokazano możliwy koszt zmagazynowania energii w 2020 roku.

173

Tabela 67. Rozszerzony koszt magazynowania energii elektrycznej według prognozy CAPEX McKinsey (opracowanie własne na podstawie McKinsey, 2015)

Koszt magazynu 2020 rok Rozszerzony koszt magazynowania (amortyzacja, koszt kapitału, sprawność)

EUR/kWh 200 Liczba ładowań 10 000 Amortyzacja [PLN/MWh] 84 CAPEX [PLN/kWh] 830 50% zaangażowanego kapitału 415 Koszt kapitału 8%

Średni koszt kapitału/rok 33

Liczba ładowań/rok 300

kWh/rok 1 500

kWh/dzień 5

Średni koszt kapitału/MWh 22

SUMA (amortyzacja; koszt kapitału) 106

Sprawność 92%

W tej iteracji koszt magazynu został oszacowany na 200 EUR/kWh. Amortyzacja stanowi 84 PLN/MWh, a średni koszt kapitału oscyluje w granicach 22 PLN/MWh. Obie te pozycje sumują się na 106 PLN/MWh.

Magazyn energii w postaci baterii litowo-jonowej można porównać/zastosować w następujących warunkach:

a) Net metering

Najbardziej korzystną formą magazynowania energii dla prosumenta jest skorzystanie z możliwości okresowego bilansowania energii elektrycznej tak zwanym net meteringiem lub opustem. To bardzo korzystna opcja dla prosumenta, ponieważ nie uiszcza on praktycznie dodatkowych kosztów u sprzedawcy lub dystrybutora energii. Ponadto nie istnieje potrzeba inwestowania w magazyny energii, jak również u prosumenta nie występują straty energii podczas procesu jej magazynowania. Minusem takiego rozwiązania jest fakt, że za zbilansowanie prosumenta koszty ponoszą wszyscy odbiorcy energii elektrycznej, ponieważ dodatkowe koszty zbilansowania systemu przenoszą się na każdego uczestnika rynku.

b) Optymalizacja rynku hurtowego

Opłacalność zastosowania baterii litowo-jonowych do magazynowania nadwyżek energii oszacowano według Równania 3.4. Zysk magazynu oszacowano wedle

174

różnicy cen na runku hurtowych w dobie t orz pomnożono przez sprawność magazynu. Od wygenerowanego zysku odejmowane są koszty amortyzacji oraz koszty finansowe.

𝑅 = 𝑑𝐻 ∗ ƞ −^{𝑑𝑒𝑝𝑟𝑎+ 𝑐𝑓𝑖𝑛𝑎}

𝑞_𝑎 ^(3.3)

gdzie:

R – zysk magazynu w dobie t,

dH – maksymalna rozpiętość cen na rynku hurtowym w dobie t, ƞ – sprawność

depra – roczny koszt amortyzacji

cfina – roczny koszt finansowy instalacji qa – roczna ilość zmagazynowanej energii

W losowo wybranym dniu roboczym, 28 stycznia 2015 roku, dla rozpiętości godziny maksymalnej versus minimalnej w skali doby rachunek ekonomiczny przy zastosowaniu powyższej formuły wyniósłby:

R dla 28.01.2015 r.:

R = 88 PLN/MWh * 92% − 162 PLN/MWh − 43 PLN/MWh = −124 PLN/MWh Wybierając pięć najwyższych spreadów godzinowych w skali doby, otrzymuje się R, czyli zysk magazynu w dobie t na poziomie 54 PLN/MWh. Pomniejszając tę wartość o sprawność urządzenia magazynującego eff oraz odejmując koszt amortyzacji depr/MWh i koszt finansowy cfin, otrzymuje się wartość wynoszącą: R dla 5 max. h 28.01.2015 r.:

R = 54 PLN/MWh * 92% − 162 PLN/MWh − 43 PLN/MWh = −155 PLN/MWh Zastosowane baterie litowo-jonowe w celu optymalizacji systemu elektroenergetycznego, generując przychody z rynku hurtowego, nie mają uzasadnienia ekonomicznego.

c) Brak net meteringu przy zastosowaniu mikroinstalacji prosumenckiej w gospodarstwie domowym

Przeanalizowano przypadek braku net meteringu przy zastosowaniu mikroinstalacji prosumenckiej w gospodarstwie domowym. W pierwszej kolejności gospodarstwo domowe powinno dążyć do maksymalizacji zużycia własnego energii elektrycznej wyprodukowanej w mikroinstalacji. Energia zużyta na potrzeby własne w momencie jej wyprodukowania reprezentuje wartość 620 PLN/MWh, czyli cenę rynku detalicznego (Pr). Dla nadwyżki energii w tym przypadku nie istnieje

175

możliwość zastosowania metody net meteringu, czyli rozliczania energii w cyklach na przykład rocznych lub półrocznych. Z tego powodu prosument ma możliwość odsprzedaży energii elektrycznej po cenie hurtowej wynoszącej w przybliżeniu 164 PLN/MWh lub zmuszony jest oddać energię do sieci, nie uzyskując przychodów. Alternatywą może być magazyn energii, który pozwala na późniejsze zużycie wcześniej wyprodukowanej nadwyżki energii. Aby obliczyć zasadność magazynu energii, cenę rynku detalicznego (Pr) wynoszącą 620 PLN/MWh należy pomniejszyć o sprawność (eff) oraz odjąć amortyzację (depr/MWh) i koszty finansowania (cfin):

𝑅 = 𝑃𝑟 ∗ ƞ −^{𝑑𝑒𝑝𝑟𝑎+ 𝑐𝑓𝑖𝑛𝑎}

𝑞_{𝑎 (3.4)}

gdzie:

R – zysk magazynu w dobie t,

Pr – cena rynku detalicznego dla gospodarstwa domowego, ƞ – sprawność

depra – roczny koszt amortyzacji

cfina – roczny koszt finansowy instalacji qa – roczna ilość zmagazynowanej energii

W ten sposób otrzymuje się zysk magazynu wynoszący 365 PLN/MWh (Rys. 90).

Rys. 90. Koszt magazynowania energii elektrycznej versus sprzedaż energii na rynku hurtowym (opracowanie własne, 2016)

176

Opusty:

Zgodnie z nowelizacją ustawy OZE z 2016 roku (ustawa z dnia 22 czerwca 2016 r.) prosument może korzystać z opustu przez 15 lat od uruchomienia jednostki wytwórczej.

Rys. 91. Koszt magazynowania energii elektrycznej versus opusty oraz ich brak po 15 latach na postawie ustawy OZE z dnia 22 czerwca 2016 (opracowanie własne, 2016)

Wartość dodana magazynu energii po 15 latach użytkowania będzie ceną energii elektrycznej na rynku detalicznym, czyli obecne 620 PLN/MWh waloryzowane do realiów rynkowych po upływie 15 lat od uruchomienia instalacji. Kwota ta stanowi cenę nominalną, która w odzwierciedleniu realnym będzie waloryzowana wskaźnikami rynkowymi. Można natomiast również założyć, że w ciągu 15 lat cena jednostkowa magazynu energii będzie bardziej konkurencyjna niż obecnie. Dane Rys. 91 pokazują, że przez pierwsze 15 lat funkcjonowania jednostki PV (do 10 kW mocy zainstalowanej), korzystając z opustu, wartość odsprzedanej energii stanowi 496 PLN/MWh. Plasuje się to powyżej wartości zmagazynowanej energii, która została oszacowana na 365 PLN/MWh. Od 16. roku funkcjonowania przydomowej elektrowni wprowadzona do sieci nadwyżka energii ma wartość 0 PLN/MWh. W tym przypadku magazyn energii generuje korzyść finansową na poziomie 365 PLN/MWh.

177