Wywiad: CEO ENSOOL o przekształceniu dachów MŚP w europejskie aktywo solarne

Boom fotowoltaiczny w Europie wchodzi w trudniejszą fazę.

Po latach szybkiego wzrostu nowe przyrosty mocy słonecznej w UE spowolniły, ujawniając rynek, w którym tani kapitał, hojne subsydia i wysokie ceny energii nie wystarczają już same w sobie.

Dla Sandro Gonzaleza, dyrektora generalnego ENSOOL, ta zmiana nie jest sygnałem ostrzegawczym dla inwestorów, lecz testem tego, kto potrafi realizować projekty.

W rozmowie z Invezz Gonzalez twierdzi, że następny etap transformacji energetycznej Europy będzie kształtowany mniej przez ogólne cele dotyczące mocy, a bardziej przez zdolność do finansowania, standaryzacji i zarządzania tysiącami mniejszych aktywów.

ENSOOL zakłada, że dachy MŚP i obiekty komercyjne, od dawna postrzegane jako rozproszone i trudne do zabezpieczenia kredytowo, mogą stać się klasą aktywów infrastrukturalnych na poziomie instytucjonalnym przy właściwej agregacji.

Cel jest ambitny: zbudować rozproszoną platformę solarną zdolną wesprzeć YieldCo o wartości €500 million to €1 billion.

Sandro Gonzalez, dyrektorem generalnym ENSOOL

Fragmenty rozmowy:

Invezz: Rozwój fotowoltaiki w UE spowolnił, a dane branżowe wskazują na pierwszy roczny spadek nowych
przyrostów od prawie dekady. Dlaczego to dobry moment na budowę rozproszonej platformy
solarnej, a nie powód, by inwestorzy wstrzymali się z decyzjami?

Sandro Gonzalez: Powiedziałbym, że spadku przyrostów mocy słonecznej w UE nie należy odczytywać jako problemu z popytem.

Europa wciąż dodała w ubiegłym roku około 65GW mocy słonecznej, a łączna zainstalowana moc przekracza już 400GW.

Rynek wchodzi po prostu w fazę, w której realizacja projektów liczy się bardziej niż impet. Pierwszą falę łatwiej było sfinansować, ponieważ ceny energii były wysokie, a subsydia silniejsze.

Teraz rynek wygląda inaczej: przyłącza do sieci są wolniejsze, a zachęty są ograniczane. Problem nie polega na braku popytu, lecz na tym, że realizacja projektów staje się trudniejsza.

Dla mnie argument za rozproszoną energią słoneczną jest w tym środowisku jeszcze wyraźniejszy. Gdy wzrost zwalnia, widać, gdzie rynek utknął — nie w popycie, lecz w realizacji.

Firmy nadal chcą tańszej, czystszej energii i większej kontroli nad kosztami energii. Wyzwanie polega na tym, że mniejsze obiekty pozostają zbyt rozdrobnione, co utrudnia finansowanie i zarządzanie aktywami.

Europa ma obecnie około 406 GW zainstalowanej mocy fotowoltaicznej i musi osiągnąć bliżej 750 GW
do 2030 r.

Ta luka nie zostanie wypełniona wyłącznie przez projekty na dużą skalę.

W dzisiejszym środowisku wolniejszego wzrostu staje się jeszcze bardziej oczywiste, dlaczego profesjonalna rozproszona platforma dla dachów i obiektów komercyjno-przemysłowych (C&I) jest niezbędna: bezpośrednio rozwiązuje rzeczywiste wąskie gardła w finansowaniu, standaryzacji i zarządzaniu aktywami.

Invezz: Kapitał instytucjonalny wciąż znacznie bardziej komfortowo lokuje środki w projektach na dużą skalę. Dachy MŚP postrzegane są jako rozproszone, operacyjnie obciążające i trudniejsze do sfinansowania. Jak przekuć tę opinię o skomplikowaniu w przewagę strukturalną?

Poszczególne dachy MŚP wydają się zbyt małe i operacyjnie uciążliwe dla kapitału instytucjonalnego.

Gdy zaggregujesz setki lub tysiące pod jednakowymi standardami, zjednoczonymi danymi i jednym modelem operacyjnym, stają się naprawdę skalowalną klasą aktywów.

Ta złożoność sama w sobie staje się fosą konkurencyjną, gdyż projekty na dużą skalę są łatwiejsze do zrozumienia, ale znacznie bardziej zatłoczone.

Energia rozproszona jest trudniejsza, ponieważ obiekty są mniejsze i bardziej rozdrobnione, co utrudnia finansowanie i zarządzanie aktywami.

Rezultatem jest przewaga konkurencyjna dla firm, które potrafią skutecznie realizować projekty tam, gdzie większość innych nie potrafi.

Invezz: Agregowanie tysięcy małych instalacji dachowych w jedno portfolio wygląda ładnie na slajdzie. Jak to działa w praktyce i co pierwsze się psuje, gdy próbujesz to skalować?

Agregacja działa tylko wtedy, gdy portfolio jest zbudowane przed montażem paneli. Błąd polega na podpisywaniu umów z lokalizacjami najpierw i poprawianiu ich później.

Pierwszym punktem krytycznym są dane. Jeśli nie znasz dachu, profilu zużycia klienta i ryzyka kontraktowego przed wejściem, portfolio będzie wyglądać dobrze na papierze, a słabo w operacji.

Prace muszą zaczynać się wcześniej. To oznacza szybkie odrzucanie słabych lokalizacji, standaryzację umów i wymagań instalacyjnych u każdego wykonawcy oraz monitorowanie danych o wydajności na żywo po uruchomieniu instalacji.

Agregacja to mniej pogoń za wolumenem, a bardziej dyscyplina. Portfel działa tylko wtedy, gdy każde aktywo przeszło ten sam podstawowy test przed zaangażowaniem kapitału.

Pierwszym punktem nacisku jest zawsze jakość danych. Jeśli nie znasz dachu, profilu zużycia klienta i ryzyk kontraktowych z wyprzedzeniem, kończysz z portfelami, które wyglądają dobrze na papierze, ale powodują problemy w operacjach.

Dlatego odrzucamy słabe lokalizacje wcześnie i egzekwujemy ścisłą standaryzację umów i wymagań instalacyjnych u wszystkich wykonawców.

Invezz: Wasz model zależy od tego, że MŚP podpiszą długoterminowe umowy zakupu energii (PPA) i pozostaną wiarygodnymi nabywcami przez 15–20 lat. Jak przekonać właściciela małej firmy do takiego
zaangażowania i jak zabezpieczacie ryzyko kredytowe stojące za tymi umowami?

Aby przekonać MŚP, nie zaczynasz od 20-letniej umowy. Zaczynasz od problemu, który rzeczywiście mają.

Koszty energii są trudniejsze do przewidzenia. Nakłady inwestycyjne są ograniczone. Nie chcą kolejnego aktywa do zarządzania.

Gdy oszczędności stają się jasne, umowa jest łatwiejsza do przyjęcia. Nie kupują projektu fotowoltaicznego, kupują tańszą energię z mniejszym obciążeniem operacyjnym.

Analiza kredytowa musi odbyć się przed podpisaniem umów. Słabi nabywcy, lokalizacje lub umowy po prostu nie trafiają do naszego portfela.

Ograniczamy ryzyko poprzez rygorystyczną selekcję na wejściu i szeroką dywersyfikację klientów, a nie przez agregowanie złej zdolności kredytowej i liczenie, że zniknie.

Invezz: Nie zlecacie EPC i realizacji na zewnątrz, lecz utrzymujecie je wewnętrznie. Dlaczego inwestorzy infrastrukturalni powinni uznać to za przewagę konkurencyjną, a nie dodatkową warstwę ryzyka wykonawczego, które bierzecie na własny bilans?

Utrzymywanie EPC wewnętrznie zwiększa odpowiedzialność, ale w energetyce rozproszonej to właśnie realizacja decyduje o tym, gdzie zdobywa się lub traci wartość.

Gdy zlecasz wszystko na zewnątrz, przekazujesz także standardy, terminy i bezpośrednie informacje zwrotne z miejsc instalacji.

Zachowanie tej wiedzy wewnątrz firmy oznacza, że każdy projekt ulepsza kolejny, koszty stają się bardziej przewidywalne, a jakość portfela rośnie mierzalnie.

Jeśli ta wiedza pozostaje w firmie, każdy projekt poprawia kolejny. Koszty stają się bardziej przewidywalne, jakość łatwiej kontrolowana, a portfel budowany jest z mniejszą liczbą niespodzianek.

Na rynku składającym się z wielu małych aktywów, kontrola ma znaczenie.

Invezz: Celujecie w €500 million to €1 billion solar YieldCo. Kiedy przestaje to być wizja platformy, a staje się rzeczywiście gotowe do IPO? Czy decydują zamówione megawaty, powtarzalny przepływ gotówki, dywersyfikacja krajowa, czy coś zupełnie innego?

Gotowość do IPO nie definiuje się tylko megawatami. Nadchodzi ona, gdy inwestorzy dostrzegą wyraźną powtarzalność w portfelu: stabilne wyniki, przewidywalne przepływy pieniężne i model operacyjny, który rzeczywiście zachowuje się jak infrastruktura.

Dopiero wtedy platforma przechodzi od wizji do inwestowalnej rzeczywistości.

Kontraktowana moc ma znaczenie, ale tylko jeśli aktywa działają — to właśnie po tym ocenia się YieldCo i to czyni platformę inwestowalną.

Dywersyfikacja krajowa pomaga, ale nie może być kosmetyczna.

Wejście na nowe rynki zanim pierwszy portfel nie jest stabilny tylko zwiększa ryzyko. Gdy model działa, nowe rynki wzmacniają bazę przepływów pieniężnych.

Invezz: Energia rozproszona i kapitał instytucjonalny historycznie 'mówiły różnymi językami'. Jaki jest największy błąd w rozumieniu, który środowisko inwestycyjne ma odnośnie tego, co ENSOOL naprawdę buduje?

Największym nieporozumieniem jest to, że ENSOOL to po prostu kolejna firma fotowoltaiczna.

Budujemy warstwę infrastrukturalną, która zamienia tysiące małych, rozproszonych aktywów energetycznych w coś, co kapitał instytucjonalny może finansować.

Patrząc pojedynczo, każdy dach MŚP jest zbyt mały.

Zagregowane w odpowiedniej strukturze, źródła rozproszone stają się równie inwestowalne jak projekty na dużą skalę, a być może nawet bardziej odporne na wahania rynkowe.