12: Finansowanie projektów BESS

GreenEdge. Best in BESS. Odcinek 12. Finansowanie projektów BESS. Jak banki patrzą na magazyn energii. Cześć! Witam Was w 12. odcinku podcastu GreenEdge Best in BESS. W poprzednim odcinku rozmawialiśmy o cyberbezpieczeństwie i dyrektywie NIS-2. Dzisiaj przechodzimy do tematu, który, jestem przekonany, interesuje każdego, kto poważnie myśli o realizacji projektu magazynu energii, czyli finansowanie. Możemy mieć świetny projekt, możemy mieć warunki przyłączenia, dostawcę sprzętu, wykonawcę IPC, ale na koniec dnia, bez finansowania, to wszystko zostaje tylko i wyłącznie na papierze. No i takie projekty też już widzieliśmy.

Są świetne lokalizacje, dobre warunki przyłączenia, zaangażowani inwestorzy, a projekt stoi. No bo bank powiedział nie albo powiedział tak ale. No i te ale często okazały się nie do przeskoczenia. I tutaj zaczynają się schody, bo banki patrzą na projekty BESS zupełnie inaczej niż na tradycyjne OZE. Inaczej niż na fotowoltaikę, inaczej niż na wiatr. Dla wielu instytucji finansowych magazyn energii to wciąż taka trochę terra incognita. Nowy typ aktywa z nowym profilem ryzyka, nowymi źródłami przychodów. Pamiętam rozmowę z analitykiem jednego z dużych banków, który powiedział mi wprost. My rozumiemy farmy wiatrowe, wiemy jak je wycenić, wiemy też jakie są ryzyka.

Mamy modele sprawdzone na dziesiątkach projektów. To samo z fotowoltaiką, ale z magazynami dopiero się uczymy. I to jest uczciwe stwierdzenie, ale oznacza to też, że jako inwestor musisz być lepiej przygotowany. Musisz rozumieć perspektywę banku, żeby móc z nimi rozmawiać tym samym językiem. Dzisiaj chcę Wam opowiedzieć o tym, jak wygląda finansowanie BESS z perspektywy banku, ale też z perspektywy inwestora. Będziemy rozmawiać m.in. o tym, dlaczego banki boją się projektów merchant i co robią, żeby to ryzyko zminimalizować, jaka jest różnica między finansowaniem hybrydy a standalone i dlaczego to ma znaczenie. Floor vs Upside, czyli kompromis między bezpieczeństwem a zyskiem. Tolling vs Profit Share, czyli dwa modele współpracy z optymalizatorem i co każdy z nich oznacza dla Twojego projektu.

Dodatkowo problem z projektami EnfoZGW Dlaczego banki boją się finansować projekty z tą dotacją oraz UC84 i zmiany w przyłączeniach, co to oznacza z perspektywy finansowania. Zanim jednak wejdziemy w szczegóły, krótki kontekst. W grudniu 2025 Enfoś ogłosił wyniki konkursu na magazyny energii. 183 projekty, łączna moc prawie 4 GW i pojemności 14,5 GW godzin, które to dostały rekomendacje do dofinansowania. Łączny budżet prawie 4 miliardy złotych. Brzmi świetnie, ale teraz zaczyna się prawdziwa gra, bo rekomendacja to nie jest jeszcze podpisana umowa, a podpisana umowa to nie jest jeszcze finansowanie.

No i między tymi etapami jest w tej chwili przepaść, o której dzisiaj będziemy trochę rozmawiać. A więc zaczynajmy. Jak banki patrzą na projekty BESS? To jest właśnie ten fundament finansowania. Zacznijmy trochę od podstawowej różnicy między BESS a tradycyjnymi źródłami odnawialnymi. Kiedy finansujesz farmę fotowoltaiczną, masz relatywnie prosty model. Słońce świeci, instalacja produkuje, sprzedajesz energię. Możesz mieć PPA, możesz być na rynku spot, ale fundamentalnie Twój przychód zależy głównie od dwóch rzeczy, czyli od nasłonecznienia i ceny energii. Obydwie te zmienne są dość dobrze przewidywalne w długim terminie. Na słonecznienie mamy mniej więcej zmierzone. Są dane historyczne, można budować modele.

Ceny energii, owszem, zmieniają się, ale masz też opcję zabezpieczenia przez PPA. Z magazynem energii jest trochę inaczej, a raczej jest dokładnie tak samo jak z fotowoltaiką kilka czy tam kilkanaście lat temu, kiedy te projekty były nowe i banki też się ich bały. I to jest ta ważna perspektywa. Pamiętam czasy, kiedy finansowanie farmy PV było... To wyzwanie. Banki nie rozumiały technologii, nie miały modeli, wymagały absurdalnych zabezpieczeń. A dzisiaj? Dzisiaj finansowanie PV-ki to takie trochę podejście do commodity. Każdy bank ma swoje procedury, każdy wie jak to wycenić, a ty jedynie musisz spełnić ich wymagania. Myślę, że z BESS-ami będzie podobnie. Ale jeszcze tam nie jesteśmy. Póki co banki chcą przepracować te pierwsze projekty i będą też oporne na te nowe rozwiązania.

To jest naturalne i trzeba to zaakceptować. Dlatego tutaj rola inwestora, który musi być przygotowany ze swojej strony i wtedy iść do banku z jego wersją, a nie czekać na to, co bank będzie wymagał od Ciebie. Bank w tej chwili nawet nie wie, czego mógłby wymagać. Teraz porozmawiajmy chwilę o hybrydach versus standalone, czyli tej fundamentalnej różnicy w podejściu, bo to jest też często pomijane w dyskusjach o finansowaniu BESS. Trzeba to mocno rozgraniczyć między magazynami, które będą działały tylko i wyłącznie poprzez ładowanie i rozładowywanie tej energii, która faktycznie już jest w sieci, a systemami hybrydowymi, które mają trochę inne podejście do zarabiania. Magazyn przy źródle wytwórczym, czy to PVC, czy wietrze, jest w tej chwili zdecydowanie bardziej preferowany przez banki.

Z kilku powodów tak. Po pierwsze, mamy większe bezpieczeństwo i zrozumiały system przychodowy. Bank widzi, masz farmę PV, on produkuje energię, część sprzedajesz od razu, część zmagazynujesz i sprzedasz później po wyższej cenie. To jest bardzo logiczne, bardzo proste do wytłumaczenia. Po drugie, masz też taką dywersyfikację, czyli masz dwa strumienie przychodów zamiast jednego. Nawet jeśli arbitraż nie idzie tak dobrze, jak zakładałeś, nadal masz przychody z produkcji energii. No i po trzecie, to jest coś, co wielu inwestorów dopiero zaczyna rozumieć, hybryda rozwiązuje problem kurtajmentu. W zeszłym roku mieliśmy rekordowe odłączenia instalacji PV od sieci. W tym roku pewnie będzie dokładnie tak samo. PSE ograniczało produkcję, bo sieć nie była w stanie przyjąć całej energii.

Dla właścicieli farm to były realne straty. Energia wyprodukowana, ale nie sprzedana. Magazyn przy farmie EPV zmienia tą sytuację. Zamiast tracić tą energię podczas kurtajmentu, ładujesz baterie. Potem rozładowujesz wieczorem lub rano, kiedy ceny są wyższe i sieć może przyjąć energię. To nie jest w sumie rocket science, to jest podstawowa logika biznesowa. I teraz owszem, hybryda podnosi capex znacząco, ale podnosi również przychody i zapobiega stratom. Ten mechanizm jest dużo prostszy do wytłumaczenia niż czysta spekulacja na spreadach cenowych. Może nawet się okazać, i to jest taka moja perspektywa, Banki będą wręcz namawiały do dołożenia BESS-ów i refinansowania FarmPV, które nie mają kontraktów mocowych i są narażone na curtailment, bo z perspektywy banku lepsza jest farma z magazynem niż farma, która traci 20, a czasem 30% potencjalnej produkcji przez odłączenia.

Co natomiast ze standalone? No właśnie, to trochę inna historia. Taki magazyn nie produkuje energii, tylko zarządza nią. Kupuje tanio, sprzedaje drogo. No nie bójmy się tych słów, po prostu flipujemy. Owszem, możemy świadczyć usługi systemowe, uczestniczyć w rynku mocy. I każdy z tych strumieni przychodów ma trochę inny profil ryzyka, trochę inną zmienność, trochę inną przewidywalność. Ale na koniec dnia standalone niczego nie produkuje. Ewentualny zysk jest w pełni zależny od dwóch rzeczy. Warunków rynkowych i jakości zarządzającego tym aktywem. Obydwie te zmienne są trudne do przewidzenia na 15-20 lat do przodu. Dla banku to oznacza jedno, znacznie większą niepewność co do przyszłych przypływów pieniężnych.

Co bank chce zobaczyć? Zatrzymajmy się na chwilę i pomyślmy, trochę jak analityk bankowy, co on widzi, kiedy dostaje na biurko wniosek o finansowanie projektu BESS. On widzi capex, kilkadziesiąt, może kilkaset milionów złotych w zależności od skali. Widzi prognozowane przychody, rozłożone na różne strumienie. Widzi też koszty operacyjne no i musi odpowiedzieć na fundamentalne pytanie, czy ten projekt będzie generował wystarczająco dużo gotówki, żeby obsłużyć dług i jeszcze coś zostało dla inwestora. To się mierzy wskazaniem DSCR czyli Debt Service Coverage Ratio. W uproszczeniu, ile razy rocznie przepływy pieniężne pokrywają roczną obsługę długu. Jeśli DSCR wynosi 1, to znaczy, że projekt generuje dokładnie tyle, ile trzeba na spłatę kredytu.

Zero marginesu błędu. Dla projektów OZE banki często akceptują DSCR na poziomie 1,1-1,2. To znaczy, że projekt generuje plus minus między 10 a 20% więcej niż potrzeba na obsługę długu. Jest margines na gorsze lata, na takie nieprzewidziane wydatki czy zmiany na rynku. Dla BESS w tej chwili mówi się, że banki będą wymagały około 1,3 albo nawet więcej. Dlaczego? No bo ta niepewność jest dużo większa. Banki nie mają doświadczenia, wolą być ostrożniejsze, ale też z drugiej strony ciężko w tej chwili udokumentować pewny przychód.

Te spredy już nie były tak szerokie. Patrząc po 2025, znowu nie było tak źle. Dlatego bank tak... Tak, trochę patrzy na to i mówi, okej, ale jak my możemy zabezpieczyć stałe źródło przychodów na te 10-15 lat do przodu, skoro nie wiemy, co będzie za rok? No i tutaj mają rację. Patrząc z ich perspektywy, tak naprawdę mamy tylko i wyłącznie zysk na papierze. Owszem... Przypomina to w sumie każdą inną inwestycję, natomiast zazwyczaj jest tak, że mamy już jakieś pewne odniesienie. Przy magazynach energii, tym bardziej w Polsce, jeszcze tego odniesienia nie mamy. No i właśnie tutaj wchodzi ten rynek mocy, który jest w tej chwili bardzo ważny z punktu widzenia banku.

No i jest on też taką podstawą biznesplanu dla dużych magazynów energii w Polsce. Tak w uproszczeniu, co to w ogóle jest rynek mocy? PSE płaci za to, że masz moc do dyspozycji. Nawet nie za energię, którą produkujesz czy magazynujesz, ale za samą gotowość do dostarczenia mocy, kiedy system jej potrzebuje. To jest takie ubezpieczenie dla systemu energetycznego. Kontrakty z rynku mocy są długoterminowe, na 15-17 lat. Płatności są stałe i przewidywalne. Dla banku to jest dokładnie to, czego szuka, czyli stabilny, kontraktowany cash flow. W aukcji na rok dostawy w 2029 projekty BESS wygrały kontrakty z płatnościami rzędu 160-165 tysięcy. Za megawatt rocznie, już po uwzględnieniu D-ratingu.

No jeśli wynosi 13%, no to tylko 13 megawatów i za te 13 megawatów dostaniesz płatności. W efekcie projekty BESS wygrały znacznie mniej kontraktów niż w poprzednich latach. Ostatnio było około 2,5 gigawata, tej ostatniej aukcji 685 megawatów. To też była ostatnia aukcja dla magazynów energii w rynku mocy, także na tą chwilę nowe projekty będą musiały znaleźć jakieś inne źródło finansowania. No właśnie, teraz mamy projekty, które są bez kontraktu z rynku mocy, które będą miały tak naprawdę dużo trudniejszą drogę do banku. Muszą szukać innych sposobów na zabezpieczenie przychodów. I to nie jest tylko kwestia tego konkretnego akurat projektu, tylko to zmienia też całą dynamikę rynku, no bo jeśli rynek mocy nie daje już takiego zabezpieczenia jak wcześniej, no to my musimy znaleźć jako inwestorzy musimy znaleźć tą alternatywę.

Tutaj dochodzimy Ostatnio na konferencji RenMath Storage, o której trochę wspominałem w poprzednim odcinku, Padło bardzo trafne spostrzeżenie od przedstawiciela banku, że dla instytucji finansowych PVK plus BESS jest dużo lepiej bankowalna niż standalone. Ale nawet przy hybrydach, nawet przy projektach, które mają produkcję energii jako fundament, bank chce widzieć jakąś strukturę komercyjną na przychody z części magazynowej. No i tu trzeba powiedzieć jasno o tych trzech podstawowych modelach współpracy z optymalizatorem.

Gdzie jest zysk optymalizatora? No w tym FII procentowym. Im więcej zarobi dla Ciebie, tym więcej zarobi dla siebie. Interesy są zbieżne, obaj chcecie maksymalizować przychody. Ten model zdecydowanie dużo bardziej opłaca się inwestorom, którzy mają wysoką tolerancję na ryzyko, wierzą też w potencjał rynku, no i przede wszystkim nie potrzebują finansowania bankowego. Bo jeśli chcesz tak naprawdę sfinansować projekt, no właśnie tym Project Finance, No to niestety, ale dla banku takie podejście do struktury przychodowej jest nieakceptowalne, bo tak naprawdę nie masz żadnej gwarancji na jakikolwiek przychód. Jest potem coś takiego jak tolling, czyli stała opłata za pojemność. To jest drugi koniec tego spektrum.

Oczywiście nie za darmo. On też musi na czymś zarobić, więc możemy zdecydowanie tutaj przyjąć, że ten tol będzie dużo mniejszy niż średnie założenia, bo z drugiej strony ten optymalizator musi mieć jakieś Dzięki za oglądanie! No to jakby ten optymalizator gwarantuje taki przychód. Wtedy oczywiście ten optymalizator musi być jeszcze wiarygodny dla banku od strony finansowej, no bo jeżeli nasz optymalizator się wykoleje po dwóch czy po trzech latach, no to znowuż mamy duży problem.

Natomiast w tollingu optymalizatorzy nie będą się z Tobą dzielili tą wiedzą, więc może się okazać, że nie będziesz też miał możliwości porównania na koniec, czy Twój optymalizator jest dobry, czy też nie. Podpisałeś umowę, koniec. Jeżeli chodzi o bankowalność, no właśnie, przy merchancie tak naprawdę, jeżeli chcemy project finance, nie ma takiej opcji, nikt tego nie zaakceptuje, każdy będzie się tego bał. Nie wiem, co by musiał zrobić optymalizator, żeby udowodnić bankowalność takiego profilu przy akurat twoim projekcie. Ale już floor z revenue share, no to już większość banków będą akceptowały ten floor, bo on już będzie dawał nam jakąś gwarancję stałego przychodu. Oczywiście przy tollingu sprawa będzie dużo prostsza, no bo banki będą miały zagwarantowany cashflow.

To jest przemyślana strategia, która zdecydowanie będzie w dużym stopniu bankowalna. Natomiast w październiku 2025 Axpo też podpisał kolejną umowę z NRGeeksem na magazyn 24x56 MWh. Ten kontrakt ma strukturę Profit Share, czyli czysty podział zysków między stronami bez flora. Kolejny przykład to GreenVault, który w 2025 podpisał umowę z Entryxem na optymalizację znowuż całego portfela, tego przyszłego portfela w Polsce, czyli prawie 5,2 GW godzin pojemności. To jest w tej chwili największa tego typu umowa w Polsce. Co prawda szczegółów tak do końca nie znamy, więc nie wiemy jak to było podzielone. Natomiast we Włoszech możemy zauważyć pierwszy długoterminowy TOL, gdzie firma z Elestra i BKW podpisała umowę na około 2 GWh pojemności.

No i tam akurat inwestor wybrał tą pełną stabilność i pełną przewidywalność. Właśnie, która struktura jest najlepsza? Nie ma na to jednej odpowiedzi. To wszystko zależy. To wszystko zależy od Twojej sytuacji finansowej i o apetytu na ryzyko. Jeśli potrzebujesz stabilności i masz kredy do obsłużenia, no to tolling albo jakiś tam floor. Jeśli masz tolerancję na zmienność i wierzysz w rynek, profit share. Ale to też musisz mieć zupełnie inny sposób sfinansowania Twojego projektu. Dlatego tutaj ważna kwestia, jeżeli już chcesz iść dalej z projektem, porozmawiaj też z bankiem, czy zweryfikuj swoje podejście i zobacz, czy w ogóle jest opcja na sfinansowanie takiego projektu bez tollingu. Być może nie masz innej opcji, będziesz musiał pójść właśnie w ten rodzaj zabezpieczenia przychodu lub będziesz musiał mieć wysokiego flora, który może być trochę bardziej elastyczny, trochę mniej elastyczny, w zależności

Profit Share ma sens, gdy nasz partner ma duży track record, możesz mu zaufać. Jeśli idziesz z nowym, nieznanym graczem, no to tak naprawdę nie wiesz, co się wydarzy, tak? Możesz wtedy pójść w tolink, ale znowu, żeby on był wartościowy dla banku, musi być w jakiś sposób weryfikowany. Być może będą również inne źródła przychodów niedaleko, w przyszłości. Być może, jeśli masz dodatkowo w tej chwili też kontrakt z rynku mocy, to znowu masz już plus i możesz też sobie pozwolić na więcej ryzyka. Być może będzie jakaś opłata za możliwość gridformingu.

W tej chwili w Polsce o budżecie plus minus 4 miliardy złotych. Teoretycznie jest to świetna wiadomość dla rynku, ale w praktyce widzimy, że wielu inwestorów już ma problem przeprowadzeniem czy to właśnie przetargu, czy z uzyskaniem finansowania pod ten projekt. No bo w tej chwili jest to jeden chyba z najbardziej paradoksalnych problemów naszego rynku BESS. No właśnie, na czym polega ten problem? Problem tak naprawdę nazywa się pierwszeństwo, czyli to priority w strukturze zabezpieczeń. W uproszczeniu, w umowie z NF8 Fundusz wymaga określonych zabezpieczeń. No i w tych umowach zazwyczaj jest zapis, że to ENFOŚ będzie miał pierwszeństwo w przypadku egzekucji. Co to oznacza w praktyce? No, że jeśli coś pójdzie nie tak, no to inwestor zbankrutuje, owszem, no ale projekt nie zostanie zrealizowany, więc cokolwiek by się nie wydarzyło, trzeba będzie egzekwować zabezpieczenia, no wtedy ten ENFOŚ jest pierwszy w kolejce, no nie bank.

I tu jest ten problem. Bank tego nie lubi, to zawsze bank wymusza swoje pierwszeństwo. W związku z tym perspektywa banku będzie trochę inna, no wyobraź sobie, że jesteś tym analitykiem, tak? Dostajesz wniosek o finansowanie projektu BESS, gdzie powiedzmy masz strukturę finansowania mniej więcej tak, czyli infość 45% capexu, kredyt 40% capexu, no i wkład własny 15%. Na pierwszy rzut oka świetny projekt, tak? Dotacja pokrywa prawie połowę kosztów, ryzyko jest minimalne. No ale teraz wyobraź sobie, że jednak coś pójdzie nie tak. Inwestor ma jakieś problemy, nie obsłuży tego kredytu i musisz egzekwować zabezpieczenie. Idziesz do sądu, dostajesz nakaz egzekucji, sprzedajesz projekt.

Powiedzmy, że udaje ci się sprzedać za połowę wartości, no bo projekt jest niedokończony, rynek słaby, cokolwiek tam się wydarzyło. No i info się mówi, halo, halo. Ale my mamy pierwszeństwo. Najpierw my odzyskujemy naszą dotację. Ta dotacja była właśnie w wysokości 40% całego capexu, więc jeśli sprzedałeś za 50% wartości, wszystko idzie do Enfosiu. Bank zostaje z niczym. To jest bardzo uproszczony scenariusz, ale może pokazywać w tej chwili logikę tego problemu, czyli Enfos, mimo że jest przyznany, jeszcze nie oznacza, że Ty już masz te pieniądze w ręku. Rozumiem też logikę Enfosia. To są na koniec publiczne pieniądze. Fundusz musi je w jakiś sposób chronić. Jeśli daje dotację pokrywającą niemal połowę projektu, a projekt znowuż nie powstanie, no to musi mieć jakąś możliwość odzyskania tych pieniędzy.