Deweloperzy mają dwa lata na wejście na polski rynek magazynów energii

W tym pytaniu i odpowiedzi Leykam omawia rynki w Europie Środkowo-Wschodniej, którym firma się uważnie przygląda, a mianowicie Polskę i region bałtycki (Litwa, Łotwa i Estonia).

Do kluczowych punktów zalicza się jego pogląd, że na polskim rynku „nie brakuje”, że koszty finansowania projektów na tym rynku będą wyższe niż na innych rynkach oraz że deweloperzy muszą wejść na rynek w ciągu najbliższych dwóch lat, aby nie przegapić .

Energy-Storage.news: Czy możesz nam powiedzieć, jak ogólnie widzisz atrakcyjność rynku Europy Środkowo-Wschodniej?

Z regulacyjnego punktu widzenia zaobserwowaliśmy dobre zmiany zarówno w Polsce, jak i w krajach bałtyckich. Rynki dojrzewają i oczywiście nadal istnieje pewna niepewność co do harmonogramu niektórych kwestii, takich jak otwarcie rynku dodatkowego.

Przyglądamy się więc projektom, przyglądamy się transakcjom w Polsce w przestrzeni akumulatorowej i jeszcze nic nie zrobiliśmy.

Wszyscy spodziewają się, że aukcja (rynku mocy) będzie w tym roku poniżej limitu i myślę, że jest to całkiem jasne. Oczekujemy, że to właśnie baterie będą decydować o cenach na aukcjach.

Przy danej mocy przyłączeniowej wynoszącej 6 GW, Polska nie wygląda na rynek, na którym brakuje baterii, jeśli mam być szczery. Wydaje się, że wokół jest mnóstwo projektów. Obecnie sytuacja jest zasadniczo taka, że ​​uczestnicy rynku próbują dowiedzieć się, jak wejść na rynek.

Jednak pod względem fundamentów polski rynek jest dobrze przystosowany. Mamy budownictwo odnawialne i likwidację węgla, więc spełnia to wiele wymagań, jeśli chodzi o bycie krajem, w którym chcesz wdrażać baterie.

Jak będzie wyglądał stos dochodów Polski?

Rynek mocy jest obecnie mocny i biorąc pod uwagę bardzo wysokie rozliczenia w zeszłym roku, niewątpliwie generuje znaczną część przychodów. Spodziewam się, że to się zmieni w przyszłości i zaczniemy odnotowywać mniejszą część przychodów z rynku mocy, podobnie jak na rynkach mocy w pozostałej części Europy, np. we Włoszech, Belgii i Wielkiej Brytanii.

Zwykle mniejsza część przychodów jest alokowana na rynki zdolności wytwórczych. Oczekuje się, że znaczenie tego będzie maleć, a następnie nastąpi otwarcie rynku na dodatkowe usługi.

Oczekuje się, że w przyszłym roku pojawią się rynki usług dodatkowych (FCR/AFRR). Uważamy, że na tych rynkach mogą w przyszłości pojawić się atrakcyjne możliwości.

Jeśli chodzi o arbitraż hurtowy, w polskim systemie panuje obecnie duża elastyczność dzięki ugruntowanej generacji w polskim systemie. Tymczasem wdrażanie energii odnawialnej dopiero się rozpoczyna. Wierzymy zatem, że kiedy zobaczymy wygaszanie mocy wytwórczych wraz z zamknięciem elektrowni na węgiel brunatny w Polsce, a także wprowadzenie odnawialnych źródeł energii, konfiguracja rynku dla arbitrażu w Polsce ulegnie dalszej poprawie.

Polska zobowiązała się do wycofania węgla dopiero do 2049 r., ale sądzę, że większość z nich zostanie wycofana w drugiej połowie tej dekady.

Myślę, że trzeba w ciągu najbliższych dwóch lat wejść na polski rynek z pozyskanymi projektami, aby nie przegapić szans. Same projekty zaczną być udostępniane online dopiero w 2026 r.

Czy wyjazd do Polski wymaga innego podejścia do innych rynków?

Naprawdę pozytywną rzeczą jest to, że organ regulacyjny w Polsce tworzy ramy rynkowe dla usług dodatkowych, które są bardzo podobne do tego, co można zobaczyć w pozostałej części kontynentu i to samo dotyczy krajów bałtyckich.

Plan jest zatem taki, aby stworzyć tę samą strukturę, która istnieje na przykład w Niemczech, która zostanie wysunięta i dostosowana do Picassa i tak dalej. Jeśli chodzi o konfigurację rynku, nie ma dużej różnicy. Masz tu doświadczonych programistów od strony nowego budownictwa, na co również możesz liczyć.

Powiedziałbym więc, że podejście do Polski jest podobne.

A co z finansowaniem projektów w Polsce?, Czym to się różni?

W Polsce mamy ekspozycję na złotego, który ma oczywiście znacznie wyższą bazową stopę procentową niż w przypadku euro.

Strumienie dochodów również opierają się na złotówkach, więc nie masz podpisanych umów PPA (umów zakupu energii) w euro, co oznacza, że ​​prawdopodobnie będziesz finansował także w złotówkach, co oznacza, że ​​prawdopodobnie będziesz musiał w tej kwestii współpracować z lokalnym bankiem. Stopy procentowe w Polsce są wyższe. Stopa procentowa wolna od ryzyka wynosi ponad 6% w porównaniu z około 4,5% w przypadku euro.

Masz zatem wyższą stawkę bazową, co przekłada się na wyższe koszty finansowania. Z tego, co do tej pory zauważyłem, wynika, że ​​polskie banki nie są jeszcze w pełni zaznajomione z bateriami.

Myślę jednak, że nie różni się to zasadniczo od sytuacji na innych rynkach, ponieważ na każdym rynku banki muszą mieć własną krzywą uczenia się.

W Wielkiej Brytanii firmy są bardzo zaawansowane w wykorzystaniu długu, ale nawet w pozostałej części kontynentu pozostaje jeszcze coś do ustalenia: ile długu przeznaczyć na projekty akumulatorowe i jak zapewnić bankom wygodę w tym zakresie.

A co z krajami bałtyckimi?

Sytuacja w krajach bałtyckich jest bardziej niedojrzała niż w Polsce. Widzimy jednak znaczny postęp ze strony organów regulacyjnych w tworzeniu ram dla usług dodatkowych podobnych do tych w Polsce i reszcie kontynentu, co naszym zdaniem jest bardzo dobre, ponieważ zmniejsza przeszkody dla międzynarodowych graczy, którzy mogą wnieść wiedzę specjalistyczną, i że może ożywić rynek.

Widzimy, że w sytuacji, gdy kraje bałtyckie nie są zsynchronizowane z Rosją, widzimy szansę na rozmieszczenie tam baterii.

Widzimy więc w krajach bałtyckich, a także w Polsce możliwości wniesienia przez międzynarodowych graczy doświadczenia z projektów operacyjnych na te rynki, aby zasadniczo przyspieszyć proces rozwoju.

Nie chodzi tylko o to, jak zbudować uzasadnienie biznesowe lub o to, jak obsługiwać akumulator, ale to także tematy całej relacji z dostawcami.

Czy możesz skomentować niedawne nasycenie rynku/spadek przychodów w Wielkiej Brytanii i Niemczech oraz krótko opowiedzieć nam o Belgii, gdzie od dłuższego czasu zajmujesz się przestrzenią magazynowania energii?

Nie jest to zaskakujące, gdyż nikt nie przewidywał przychodów na rok 2022 przez najbliższe 20 lat.

Myślę jednak, że przyczyną spadku koniunktury w Niemczech jest po prostu ogólna normalizacja rynku. Zaobserwowałem spadek cen gazu i w związku z tym spadek spreadów śróddziennych, co jest w pewnym stopniu zgodne z oczekiwaniami.

Myślę, że sytuacja jest nieco inna w Wielkiej Brytanii, ponieważ przychody spadły z powodu nasycenia usług dodatkowych i myślę, że ludzie zdają sobie sprawę, że cała historia przychodów z handlu energią w Wielkiej Brytanii jest bardziej złożona, niż oczekiwano. Indeks BM na razie nieco rozczarowuje, natomiast w Niemczech większe możliwości widzimy w zakresie przychodów z handlu śróddziennego.

Jesteśmy bardzo zadowoleni z wyników naszych belgijskich aktywów.

Zobacz inne artykuły związane z wydarzeniem CEE tutaj.