Farma fotowoltaiczna czy opłaca się bez dotacji realne scenariusze finansowe

Czy farma fotowoltaiczna bez dotacji ma sens finansowy?

Farma fotowoltaiczna kojarzy się wielu osobom z wysokimi dopłatami, programami wsparcia publicznego i preferencyjnym finansowaniem. Kiedy jednak pojawia się pytanie: czy farma fotowoltaiczna opłaca się bez dotacji, temat robi się dużo bardziej wymagający. Żeby odpowiedzieć rzetelnie, trzeba przejść przez liczby, scenariusze przychodów, ryzyka, a także przez detale takie jak ceny przyłącza czy koszty finansowania.

Bezpośrednie dopłaty i systemy aukcyjne zdecydowanie poprawiają opłacalność, ale nie są jedynym sposobem na dodatni wynik inwestycji. Kluczowe są: właściwy model sprzedaży energii, rozsądny koszt budowy farmy, dobre warunki przyłączeniowe oraz realistyczne oczekiwania co do cen energii.

Poniżej przedstawione scenariusze i wyliczenia są orientacyjne, ale bazują na realnych parametrach rynkowych typowych dla farm o mocy 0,5–5 MW w Polsce. Służą do zbudowania świadomości, o jakich wielkościach, ryzykach i horyzontach czasowych mowa, gdy planuje się budowę farmy bez dotacji.

Kluczowe założenia finansowe dla farmy fotowoltaicznej bez dotacji

Parametry techniczne farmy a produkcja energii

Podstawą każdego modelu finansowego jest realistyczna ocena rocznej produkcji energii. W Polsce dla dobrze zaprojektowanej farmy fotowoltaicznej stosuje się najczęściej wskaźnik:

• 900–1150 kWh/kWp rocznie – w zależności od lokalizacji, jakości modułów, inwerterów i konfiguracji.

Dla uproszczenia przyjmijmy średnią wartość dla centralnej Polski: 1000 kWh/kWp/rok. Oznacza to, że farma o mocy 1 MWp (1000 kWp) wyprodukuje rocznie ok. 1 000 000 kWh, czyli 1000 MWh.

Na produkcję energii wpływają m.in.:

• nasłonecznienie konkretnej lokalizacji,
• kąt nachylenia modułów i orientacja,
• sprawność inwerterów, okablowania, transformatorów,
• straty z tytułu wysokiej temperatury, zabrudzeń, zacienień, degradacji modułów.

Konserwatywne podejście do prognozy produkcji jest szczególnie ważne w inwestycji bez dotacji, bo margines błędu jest mniejszy – nie ma „poduszki” w postaci dopłat.

Szacunkowy koszt budowy farmy fotowoltaicznej

Koszt realizacji zależy od mocy, standardu komponentów, układu konstrukcji, terenu oraz kosztów przyłącza. Dla orientacji można przyjąć obecnie (dla farm 0,5–5 MW):

• 2,2–3,0 mln zł netto / 1 MWp – przy dobrze zoptymalizowanym projekcie,
• wyższe wartości przy trudnych warunkach gruntowych lub problematycznym przyłączu.

W skład nakładów inwestycyjnych zwykle wchodzą:

• zakup modułów fotowoltaicznych,
• inwertery, konstrukcje wsporcze, okablowanie DC/AC, rozdzielnice,
• stacja transformatorowa, infrastruktura przyłączeniowa,
• projekt, uzgodnienia, nadzór, pomiary,
• prace ziemne, ogrodzenie, monitoring, drogi dojazdowe.

Do tego dochodzą koszty „miękkie” – przygotowania projektu, decyzje administracyjne, analizy, koszty finansowania w czasie budowy. Przy inwestycji bez dotacji szczególnie ważne jest, aby utrzymać CAPEX w dolnych widełkach rynkowych, ale bez ryzykownego oszczędzania na jakości kluczowych komponentów.

Roczne koszty operacyjne (OPEX) i serwis

Nawet jeśli farma jest bezobsługowa na co dzień, wymaga bieżących nakładów operacyjnych. Przyjmuje się szacunkowo:

• 40 000–80 000 zł netto rocznie / 1 MW standardowych kosztów operacyjnych,
• wyższe wartości przy rozbudowanych usługach serwisowych, częstym myciu modułów lub trudnych lokalizacjach.

Na OPEX składają się m.in.:

• ubezpieczenie majątkowe i OC,
• serwis i przeglądy,
• monitoring, transmisja danych,
• dzierżawa gruntu (jeśli farma stoi na cudzej ziemi),
• podatki lokalne (np. podatek od nieruchomości – głównie od części budowlanych),
• opłaty na rzecz operatora sieci (np. za przyłącze, jeśli występują).

Konserwatywny inwestor przyjmuje zwykle bezpiecznie 50–70 tys. zł/rok/MW jako koszt stały, powiększając tę kwotę o rezerwę na nieprzewidziane naprawy.

Podstawowe źródła przychodu z farmy bez dotacji

Przychód generowany jest z produkcji i sprzedaży energii elektrycznej. W modelu bez dotacji wykorzystywane są głównie:

• sprzedaż energii po cenach rynkowych (SPOT) – przez sprzedawcę zobowiązanego lub umowę z traderem,
• długoterminowe umowy PPA/CPPA – kontraktowanie energii z odbiorcą końcowym lub spółką obrotu po z góry określonej cenie,
• model hybrydowy – część energii w stałych umowach, reszta na rynku SPOT.

Bez dotacji szczególne znaczenie mają długoletnie umowy PPA, które ograniczają ryzyko cenowe i ułatwiają finansowanie bankowe. Im wyższa i stabilniejsza cena sprzedaży energii, tym krótszy okres zwrotu inwestycji.

Scenariusze sprzedaży energii z farmy fotowoltaicznej bez dotacji

Sprzedaż po cenie rynkowej (SPOT) – duża zmienność, duże ryzyko

W najprostszym modelu farma sprzedaje całą energię do spółki obrotu lub sprzedawcy zobowiązanego, rozliczając się w oparciu o bieżącą cenę rynkową (SPOT). Taki model jest teoretycznie najprostszy, ale niesie ze sobą kilka poważnych wyzwań:

• dużą zmienność cen energii na rynku hurtowym,
• ryzyko gwałtownych spadków cen w godzinach największej produkcji PV,
• trudność w uzyskaniu kredytowania wyłącznie w oparciu o niepewne przyszłe przychody.

Ten wariant może być akceptowalny dla inwestorów o dużej tolerancji na ryzyko, finansujących projekt głównie kapitałem własnym i liczących na długoterminowo wysokie ceny energii. Dla większości przedsiębiorców i rolników jest to jednak zbyt spekulacyjne podejście, zwłaszcza przy inwestycji na kilkanaście–kilkadziesiąt milionów złotych.

Długoterminowe umowy PPA – mocniejszy fundament przychodów

Bardziej stabilnym rozwiązaniem jest zawarcie długoterminowej umowy PPA (Power Purchase Agreement). Polega ona na tym, że inwestor podpisuje umowę z odbiorcą energii (przemysłem, dużym usługodawcą, siecią handlową lub spółką obrotu), w której:

• określana jest cena energii (najczęściej w zł/MWh lub indeksowana do jakiegoś wskaźnika),
• ustalany jest okres obowiązywania (np. 5–15 lat),
• definiowane są wolumeny energii i zasady rozliczeń.

Umowa PPA w projekcie bez dotacji:

• pozwala zbudować przewidywalny model przychodów,
• jest ważnym argumentem dla banku przy kredytowaniu inwestycji,
• ogranicza ryzyko wahań cen rynkowych.

Cena w PPA bywa niższa niż najbardziej optymistyczne prognozy rynku SPOT, ale w zamian inwestor zyskuje stabilność. W przypadku farm bez dotacji bezpieczeństwo przychodów ma często większą wartość niż maksymalizacja teoretycznych zysków w krótkim okresie.

Sprzedaż energii do własnego odbioru (on-site / near-site PPA)

Osobnym ciekawym scenariuszem jest model, w którym farma fotowoltaiczna zasila w energię działalność inwestora lub zaprzyjaźnionego odbiorcy przemysłowego. Może to być:

• farma na terenie przedsiębiorstwa (on-site),
• farma w innym miejscu, ale połączona umową PPA i rozliczeniami z operatorem systemu (near-site).

W takiej sytuacji „ceną sprzedaży” energii jest zazwyczaj uniknięty koszt zakupu energii z sieci. Jeśli firma płaci np. 700 zł/MWh za energię (łącznie z dystrybucją i opłatami), a energia z farmy kosztuje ją de facto 400–500 zł/MWh, ekonomika może wyglądać bardzo atrakcyjnie, nawet bez jakichkolwiek dotacji.

Ten model może szczególnie dobrze działać w firmach:

• o dużym, stałym i przewidywalnym zużyciu energii w dzień,
• z gotowością do podpisania wieloletniej umowy na odbiór energii własnej lub z powiązaną spółką.

Systemy bilansowania i sprzedaż nadwyżek

W praktyce rzadko cała produkcja z farmy idealnie pokrywa się w czasie z zapotrzebowaniem odbiorcy. Nadwyżki są zatem:

• sprzedawane na rynku SPOT,
• lub rozliczane w ramach umów bilansujących (np. z traderem).

W modelu bez dotacji trzeba założyć konserwatywne ceny sprzedaży nadwyżek, ponieważ w godzinach największej produkcji PV (słoneczne południa) ceny mogą być niższe niż średnia dobowa. Zdarzają się okresy, w których energia „w dołku południowym” jest wyceniana wyraźnie taniej.

Przykładowe wyliczenia opłacalności farmy PV bez dotacji

Model bazowy: farma fotowoltaiczna 1 MW

Przeanalizujmy uproszczony scenariusz dla farmy o mocy 1 MWp, zlokalizowanej w centralnej Polsce.

• Moc zainstalowana: 1 MWp
• Roczna produkcja energii: 1000 MWh (1000 kWh/kWp/rok)
• Koszt budowy (CAPEX): 2,5 mln zł netto
• Roczne koszty operacyjne (OPEX): 60 000 zł netto
• Okres życia projektu: 25 lat (moduły), przy czym horyzont ekonomiczny zwykle 15–20 lat

Rozważmy trzy warianty cen sprzedaży energii:

Szacunkowy okres zwrotu inwestycji (prosty payback)

Odejmując koszty operacyjne (60 000 zł/rok), otrzymujemy orientacyjny roczny cashflow brutto przed kosztami finansowania i podatkiem dochodowym:

Te wyliczenia są uproszczone – nie uwzględniają m.in. podatku CIT/PIT, kosztów finansowania (odsetek), ewentualnej degradacji modułów (spadku produkcji o kilka procent na przestrzeni lat) ani inflacji. Pokazują jednak rząd wielkości: bez dotacji, przy rozsądnych kosztach budowy i średnich rynkowych cenach energii, okres zwrotu rzędu 6–9 lat jest realny.

Wariant z kredytem bankowym

Większość inwestycji w farmy fotowoltaiczne jest częściowo finansowana długiem. Załóżmy, że:

• 50% CAPEX (1,25 mln zł) pochodzi z kredytu,
• okres kredytowania: 10–12 lat,

Obciążenie gotówki przy finansowaniu dłużnym

Przy 50-procentowym udziale kredytu, przyjmijmy dla uproszczenia:

• kwota kredytu: 1,25 mln zł,
• okres spłaty: 10 lat,
• oprocentowanie całkowite (marża + WIBOR): 7% rocznie,
• raty równe (annuitetowe).

Roczna rata kredytu przy takich parametrach wynosi orientacyjnie około 175–185 tys. zł. Zestawiając to z wcześniej policzonym cashflow operacyjnym, otrzymujemy:

Wariant	Cashflow operacyjny	Roczna obsługa długu	Cashflow po spłacie rat
Konserwatywny (350 zł/MWh)	290 000 zł	180 000 zł	ok. 110 000 zł
Umiarkowany (450 zł/MWh)	390 000 zł	180 000 zł	ok. 210 000 zł
Optymistyczny (550 zł/MWh)	490 000 zł	180 000 zł	ok. 310 000 zł

Z punktu widzenia właściciela kluczowe stają się dwie rzeczy:

• zdolność projektu do obsługi długu (czy roczny cashflow wygodnie pokrywa raty),
• horyzont „pełnego” zarabiania – po spłacie kredytu znacząco rośnie gotówka pozostająca w spółce.

Banki wymagają zazwyczaj, aby wskaźnik DSCR (stosunek cashflow do obsługi długu) wynosił przynajmniej 1,2–1,3. W uproszczonym przykładzie nawet wariant konserwatywny to spełnia, ale przy wyższej dźwigni (np. 70% długu) projekt staje się wrażliwy na spadek cen energii i przestoje.

Jak zmienia się zwrot dla inwestora przy kredycie

Przy częściowym finansowaniu długiem, prosty okres zwrotu liczy się już nie od całego CAPEX, lecz od kapitału własnego. W naszym przykładzie inwestor wykłada 1,25 mln zł środków własnych, a nie 2,5 mln zł.

Jeśli założymy wariant umiarkowany (450 zł/MWh) i przybliżony średni cashflow po obsłudze długu na poziomie 210 tys. zł rocznie, to „zwrot” wyłącznie kapitału własnego zajmuje ok. 6 lat. Równolegle spłacany jest kredyt, po którym cała generowana gotówka trafia do właściciela.

To właśnie mechanizm, który często zachęca do użycia długu: stopa zwrotu z kapitału własnego (ROE) rośnie, choć całkowite ryzyko projektu również jest większe. Bez długoterminowej umowy PPA lub kontraktu z własnym odbiorcą, bank może jednak nie zaakceptować zakładanych przychodów jako wystarczająco stabilnych.

Scenariusz produkcji poniżej oczekiwań

W praktyce farma nie zawsze produkuje dokładnie 1000 MWh/MWp. Kilka typowych przyczyn odchyleń:

• słabsze nasłonecznienie w danym roku,
• czasowe wyłączenia przez operatora sieci,
• awarie inwerterów lub uszkodzenia modułów,
• niedoszacowanie strat (kable, transformatory, zabrudzenia).

Załóżmy konserwatywnie, że rzeczywista średnia produkcja wyniesie 900 MWh rocznie zamiast 1000 MWh. W wariancie umiarkowanym (450 zł/MWh) roczny przychód spada z 450 000 zł do 405 000 zł. Po odjęciu 60 000 zł OPEX zostaje 345 000 zł, a po spłacie raty kredytu (~180 000 zł) – ok. 165 000 zł. Projekt nadal jest dodatni, ale wskaźnik DSCR i bufor bezpieczeństwa wyraźnie maleją.

Takie przeliczenie warto przeprowadzić jeszcze przed decyzją inwestycyjną: sprawdzić, czy farma „udźwignie” kredyt przy gorszych latach produkcyjnych, a nie tylko w scenariuszu idealnym.

Analiza wrażliwości: co najmocniej wpływa na opłacalność

Przy projektach bez dotacji kilka zmiennych bardzo mocno „przekręca” wynik finansowy w jedną lub drugą stronę. Nie wszystkie z nich inwestor kontroluje w równym stopniu.

Cena sprzedaży energii a ryzyko cenowe

Najbardziej oczywistym i zarazem nieprzewidywalnym parametrem jest średnia cena energii. W perspektywie 15–20 lat trudno sensownie prognozować szczegóły, ale można przyjąć kilka scenariuszy i sprawdzić ich wpływ na IRR czy NPV.

Przykładowo dla farmy 1 MWp:

• spadek średniej ceny z 450 zł/MWh do 350 zł/MWh obniża cashflow roczny o ok. 100 000 zł,
• wzrost do 550 zł/MWh zwiększa go o podobną skalę.

Różnica w dalekim horyzoncie sięga kilku milionów złotych. Z tego powodu długie PPA, choć nieraz „psują” krótkoterminowo maksymalny możliwy zysk, stabilizują projekt i ułatwiają finansowanie. Dla wielu banków brak PPA oznacza albo brak kredytu, albo ofertę na gorszych warunkach.

Koszt budowy (CAPEX) i jakość wykonania

Drugi krytyczny czynnik to koszt postawienia farmy. Różnica rzędu 0,2–0,3 mln zł/MW w górę lub w dół jest na rynku realna – zależy od:

• skali zamówienia (1 MW vs 10–20 MW),
• renomy wykonawcy i „narzutu” za markę,
• rodzaju konstrukcji (grunt płaski vs trudny, systemy wbijane vs fundamentowe),
• warunków przyłączenia i długości linii kablowych.

Przy CAPEX 2,5 mln zł za 1 MWp każde 10% oszczędności to 250 000 zł mniej kapitału do spłaty. Jeśli ta oszczędność wynika z negocjacji, optymalizacji projektu i rozsądnego wyboru komponentów (a nie z cięcia jakości), mocno podnosi efektywną stopę zwrotu.

Inaczej wygląda sytuacja, gdy niższa cena wynika z kompromisów na jakości. Awarie inwerterów, mikropęknięcia modułów czy źle dobrane przekroje kabli potrafią po kilku latach „zjeść” wszystkie początkowe oszczędności i jeszcze dorzucić koszt przestojów.

Lokalizacja i warunki przyłączenia

Dwa projekty o tej samej mocy, ale w różnych miejscach, mogą znacząco różnić się ekonomicznie. Kilka kluczowych aspektów:

• nasłonecznienie – różnice rzędu 5–10% między regionami są normalne,
• odległość do stacji GPZ i warunki przyłączenia – długie linie SN i konieczność budowy własnej stacji potrafią podnieść CAPEX o setki tysięcy złotych na MW,
• warunki gruntowe – grunty torfowe, nasypy czy tereny poprzemysłowe wymagają droższych fundamentów.

W praktyce zdarza się, że formalnie „tańszy” grunt (np. daleko od sieci lub o trudnych warunkach) generuje tak duże koszty dodatkowe, że cała przewaga cenowa znika. Przy braku dotacji takie niuanse dosłownie decydują, czy farma „domyka się” w Excelu.

Podatki lokalne i opłaty stałe

Wielu inwestorów skupia się na CAPEX i przychodzie, a dopiero na późnym etapie szczegółowo analizuje podatki i opłaty lokalne. W przypadku farmy PV istotne są m.in.:

• podatek od nieruchomości od części budowlanych,
• opłaty dzierżawne za grunt (jeżeli teren nie jest własny),
• opłaty na rzecz operatora za zwiększenie mocy przyłączeniowej lub świadczenie usług sieciowych.

W skali 25 lat nawet kilka tysięcy złotych rocznie różnicy w tych pozycjach składa się na kilkaset tysięcy złotych. Dlatego przy negocjowaniu umów dzierżawy oraz rozmowach z gminą dobrze jest jasno policzyć, jak to wpływa na wynik projektu i czy np. minimalnie wyższa stawka dzierżawy nie zostanie z nawiązką skompensowana przez lepsze warunki podatkowe.



Różne modele biznesowe bez dotacji

Farma fotowoltaiczna może funkcjonować w kilku konfiguracjach prawnych i biznesowych. Dobór modelu istotnie wpływa na ryzyko, strukturę finansową i faktyczną opłacalność.

Farma jako niezależny projekt inwestycyjny (SPV)

Najczęściej stosowany schemat przy większych mocach to wydzielenie farmy do osobnej spółki celowej (SPV – specjal purpose vehicle). Inwestor wnosi kapitał, spółka zaciąga kredyt i buduje instalację, a następnie sprzedaje energię na rynku lub w ramach PPA.

Takie podejście ma kilka zalet:

• ryzyko projektu jest formalnie odseparowane od pozostałej działalności inwestora,
• łatwiej sprzedać farmę w przyszłości – sprzedaje się udziały w spółce,
• banki lubią przejrzyste struktury z jednym aktywem produkcyjnym.

Z perspektywy czystej opłacalności, przy braku dotacji, ten model jest najczęściej wybierany przez fundusze, deweloperów i większe firmy, które budują portfel kilku–kilkunastu farm, a następnie je agregują lub odsprzedają.

Farma na potrzeby własnej firmy

Właściciel zakładu produkcyjnego, który zużywa duże ilości energii, może postawić farmę PV „pod siebie”. W zależności od warunków technicznych i prawnych:

• instalacja może być fizycznie na terenie zakładu (on-site),
• albo w innej lokalizacji, ale z rozliczeniem energii poprzez umowę PPA (near-site lub wirtualny PPA).

Opłacalność takiego modelu wynika z różnicy między kosztem wytworzenia a ceną zakupu energii z sieci. Jeśli przedsiębiorstwo płaci za energię (z opłatami) istotnie więcej niż wynosi LCOE farmy (levelized cost of energy), inwestycja bez dotacji może być bardzo sensowna, nawet przy umiarkowanie wysokim CAPEX.

Przykład z praktyki: średniej wielkości zakład, który produkuje w trybie dziennym, wykorzystuje znaczną część energii z farmy „na bieżąco”. Nadwyżki sprzedaje na SPOT lub do tradera. Dzięki temu unika najwyższych składników rachunku za energię i jednocześnie minimalizuje wolumen narażony na wahania cen hurtowych.

Model mieszany: sprzedaż energii plus sprzedaż projektu

W Polsce coraz częstszy jest model, w którym inwestor:

1. kupuje lub rozwija projekt do etapu „RTB” (ready-to-build),
2. buduje farmę i uruchamia produkcję,
3. przez kilka lat sprzedaje energię,
4. a następnie sprzedaje dojrzały projekt inwestorowi finansowemu.

W takim scenariuszu zysk pochodzi z dwóch źródeł:

• przepływów gotówkowych ze sprzedaży energii,
• dodatniej wyceny rynkowej działającej farmy (która ma historię produkcji, umowy PPA itd.).

Brak dotacji nie przekreśla tego modelu – wręcz przeciwnie, część inwestorów instytucjonalnych chętnie kupuje projekty, w których nie występuje ryzyko rozliczania pomocy publicznej, a przepływy zależą jedynie od rynku energii i jakości aktywa.

Najczęstsze błędy w kalkulacjach farm bez dotacji

Osoby zaczynające przygodę z dużą fotowoltaiką często wpadają w podobne pułapki. Kilka z nich szczególnie często pojawia się w excelowych modelach finansowych.

Niedoszacowanie OPEX i rezerw na serwis

OPEX w wysokości 50–70 tys. zł/MW/rok obejmuje typowe koszty bieżącej obsługi. W praktyce dochodzą jednak:

• koszty wymiany inwerterów po kilku–kilkunastu latach,
• ewentualne naprawy po silnych wiatrach, nawałnicach, oblodzeniach,
• wyższe niż planowane wydatki na odkrzaczanie, utrzymanie dróg dojazdowych, monitoring.

Jeśli w modelu ustala się „na sztywno” niskie OPEX i nie tworzy się rezerwy na nieprzewidziane zdarzenia, projekt na papierze wygląda świetnie, ale w rzeczywistości wrażliwość na problemy techniczne jest ogromna. Rozsądniej jest założyć nieco wyższe koszty i później pozytywnie się zaskoczyć, niż odwrotnie.

Brak marginesu na spadek cen energii w godzinach szczytu PV

Wielu inwestorów zakłada jedną średnią cenę roczną, niezależnie od pory dnia. Tymczasem dynamiczny rozwój fotowoltaiki prowadzi do zjawiska „dołka południowego” – w godzinach intensywnej produkcji PV ceny mogą być wyraźnie niższe niż średnia dobowa.

Zbyt optymistyczne założenia co do profilu cenowego

Cena średnioroczna to jedno, a rozkład godzinowy – drugie. Jeżeli farma sprzedaje energię głównie między 9:00 a 16:00, jej przychód realnie opiera się o ceny z tej właśnie puli godzin. Jeżeli w modelu finansowym użyta jest „goła” średnia z całej doby, wynik będzie zawyżony.

Przy bardziej zaawansowanych analizach stosuje się osobne profile cen dla różnych godzin lub nawet osobne scenariusze dla miesięcy letnich i zimowych. Dobrą praktyką jest zbudowanie przynajmniej dwóch wariantów:

• konserwatywnego – z lekkim dyskontem cen w godzinach szczytu PV,
• optymistycznego – z cenami zbliżonymi do aktualnych notowań.

Jeżeli projekt „nie spina się” w scenariuszu konserwatywnym, a jedynie w bardzo optymistycznym, trudno mówić o bezpiecznej inwestycji bez dotacji. Takie projekty bywają potem „zakładnikami” rynku – inwestor zaczyna liczyć na permanentnie wysokie ceny, zamiast na rozsądnie policzony model.

Ignorowanie ryzyka regulacyjnego

Rynek energii w Polsce i w UE jest silnie regulowany. Zmiany w opłatach dystrybucyjnych, podatkach, czerwonej i żółtej strefie czy mechanizmach wsparcia dla innych technologii mają wpływ pośredni także na fotowoltaikę. Pominięcie tego elementu powoduje, że analiza opiera się na „zamrożonych” realiach legislacyjnych, co przy horyzoncie 20–30 lat jest mało realistyczne.

Przy budowie scenariuszy finansowych przydaje się co najmniej prosty „test odporności” na modyfikacje przepisów, np.:

• wzrost niektórych opłat sieciowych o kilka procent rocznie,
• wprowadzenie dodatkowych danin sektorowych,
• zmiana sposobu opodatkowania instalacji lub gruntów.

Nikt nie przewidzi dokładnego kształtu przepisów, ale da się sprawdzić, czy farma ma wystarczający bufor, aby przetrwać mniej korzystne zmiany. W praktyce profesjonalni inwestorzy często wymagają, żeby projekt „wytrzymał” kilka niekorzystnych ruchów regulacyjnych, nie tracąc całkowicie sensu ekonomicznego.

Przeszacowanie produktywności i bagatelizowanie degradacji modułów

Standardem rynkowym stało się podawanie szacowanej produkcji w kWh/kWp zakładając dość optymistyczne warunki. Tymczasem już niewielkie przegrzanie, zabrudzenie czy zacienienia mogą rocznie „zabrać” kilka procent generacji. W horyzoncie 25 lat oznacza to duże różnice.

Do tego dochodzi degradacja modułów – często w modelu przyjmuje się liniowy spadek rzędu 0,3–0,4% rocznie, podczas gdy rzeczywistość może być bardziej złożona (szybszy spadek w pierwszych latach, potem wolniejszy lub odwrotnie). Konserwatywne podejście polega na:

• uwzględnieniu degradacji zgodnie z kartami katalogowymi, ale z lekkim buforem bezpieczeństwa,
• odjęciu kilku procent od symulowanego uzysku, jeśli farma ma potencjalne problemy z zabrudzeniem (rolnictwo, przemysł, drogi gruntowe),
• założeniu, że nie wszystkie lata będą równie słoneczne jak rok referencyjny.

W praktyce lepiej zaskoczyć się pozytywnie wyższą produkcją niż tłumaczyć wspólnikom, dlaczego rzeczywiste wyniki są systematycznie niższe od prognozowanych.

Pomijanie kosztu kapitału i struktury finansowania

Bywa, że w modelu przyjmuje się prostą stopę dyskontową lub w ogóle jej nie używa, analizując jedynie czas zwrotu CAPEX. Dla farmy fotowoltaicznej, finansowanej częściowo kredytem, to zdecydowanie za mało. Koszt kapitału (WACC) oraz sposób finansowania przesądzają o tym, czy NPV będzie dodatnie oraz jak wysoki będzie IRR dla właścicieli.

Kluczowe elementy to m.in.:

• udział długu w projekcie (np. 60–80% CAPEX),
• oprocentowanie i prowizje bankowe,
• okres kredytowania vs okres życia instalacji,
• wymagane kowenanty (DSCR, minimalna produkcja itp.).

Przy wysokich stopach procentowych farma bez dotacji może być opłacalna „na papierze”, ale nie przejdzie przez komitet kredytowy banku, bo obsługa długu będzie zbyt obciążająca. Stąd w wielu przypadkach bezpiecznym rozwiązaniem jest większy udział kapitału własnego lub szukanie tańszych źródeł finansowania (np. green bonds, fundusze infrastrukturalne).



Jak samodzielnie ocenić, czy farma PV bez dotacji ma sens

Nawet bez rozbudowanych narzędzi analitycznych da się przeprowadzić sensowną ocenę projektu. Potrzebne są przede wszystkim realistyczne dane wejściowe i kilka prostych kroków.

Krok 1: Realistyczny koszt wytworzenia energii (LCOE)

Punktem wyjścia jest obliczenie przybliżonego LCOE – czyli średniego kosztu wytworzenia 1 MWh energii w całym okresie życia projektu. W uproszczeniu:

LCOE ≈ (CAPEX + suma zdyskontowanego OPEX) / suma zdyskontowanej produkcji energii

W praktyce można podejść do tego prościej:

• oszacować całkowity CAPEX (łącznie z projektami, przyłączem, rezerwą),
• przyjąć rozsądny OPEX roczny z uwzględnieniem serwisu,
• założyć konserwatywną produkcję energii, z uwzględnieniem degradacji.

Jeżeli wynikowy LCOE wychodzi wyraźnie poniżej cen energii, które można realistycznie „zabetonować” w umowach (PPA, kontrakty terminowe), projekt ma potencjał. Jeśli LCOE jest zbliżony lub wyższy od cen rynkowych, farma bez dotacji staje się bardzo ryzykowna.

Krok 2: Porównanie z realnymi cenami energii, a nie z „ceną życzeniową”

Ceny z wykresów historycznych potrafią kusić. Lepsze podejście to spojrzeć na:

• bieżące notowania kontraktów terminowych (rok, dwa lata do przodu),
• oferty PPA od wiarygodnych odbiorców (jeśli są dostępne),
• koszt energii, który realnie ponosi odbiorca końcowy (z opłatami).

Jeżeli farma budowana jest „pod własne zużycie”, punktem odniesienia jest rachunek za energię, nie tylko cena energii czynnej na hurtowym rynku. W takim modelu oszczędza się bowiem także część opłat przesyłowych i marżę sprzedawcy.

W przypadku farm czysto wytwórczych wartością odniesienia są raczej ceny PPA i kontrakty na TGE niż jednostkowe „piki” z rynku SPOT. Właśnie na tych poziomach prawdopodobnie zamknie się docelowo duża część sprzedaży energii.

Krok 3: Stres-test projektu na kilka prostych scenariuszy

Zamiast dopieszczać jedną, „idealną” prognozę, lepiej policzyć kilka wariantów przy tych samych założeniach technicznych, ale różnych założeniach rynkowych. Przykładowy zestaw:

• scenariusz bazowy – ceny i koszty zgodne z aktualnymi ofertami i umiarkowanymi prognozami,
• scenariusz pesymistyczny – niższe o 20–30% ceny energii w godzinach szczytu PV oraz wyższy OPEX,
• scenariusz optymistyczny – wyższe ceny i brak poważniejszych awarii.

Dla każdego z nich warto policzyć:

• okres prostego zwrotu,
• IRR dla kapitału własnego,
• czy projekt generuje dodatnie przepływy po spłacie długu (jeżeli występuje kredyt).

Jeżeli w scenariuszu pesymistycznym farma generuje minimalny, ale dodatni zwrot, w bazowym – satysfakcjonujący, a w optymistycznym – bardzo dobry, znaczy to, że projekt jest względnie „odporny”. Jeżeli jednak już niewielkie pogorszenie założeń spycha IRR poniżej zera, inwestycja bez dotacji staje się bardziej spekulacją niż stabilnym aktywem.

Krok 4: Ocena jakości technologii i wykonawcy

Excela można dopasować do własnych oczekiwań. To, czego nie da się policzyć jednym wzorem, to ryzyko techniczne. W praktyce na opłacalność farmy bez dotacji ogromnie wpływa:

• doświadczenie generalnego wykonawcy w projektach o podobnej skali,
• wybór modułów i inwerterów z rzetelnymi gwarancjami i historią pracy,
• profesjonalny nadzór inwestorski, który wyłapuje błędy na budowie.

Na rynku zdarzają się oferty „podejrzanie tanie”, gdzie oszczędności wynikają m.in. z gorszej jakości konstrukcji wsporczych, braku rezerw kablowych czy słabego zabezpieczenia przeciwpożarowego. Usterki potrafią wyjść dopiero po kilku latach, już poza okresem podstawowej gwarancji wykonawcy. Wtedy każda dłuższa przerwa w pracy instalacji mocno uderza w cashflow, a zwrot projektu wydłuża się o kolejne sezony.

Przykładowe scenariusze opłacalności farmy 1 MWp bez dotacji

Żeby nadać liczbom sens, przydatne są proste, ale konkretne scenariusze. Nie chodzi o dokładne odwzorowanie rzeczywistości, lecz o zobrazowanie, jakie parametry przesądzają o sukcesie lub porażce inwestycji.

Scenariusz konserwatywny: farma sprzedająca energię na rynku

Założenia techniczne i ekonomiczne mogą wyglądać następująco:

• moc zainstalowana: 1 MWp,
• CAPEX: poziom rynkowy, bez „promocyjnych” obniżek,
• produktywność: umiarkowana, z uwzględnieniem degradacji,
• sprzedaż energii: miks PPA krótkoterminowych i rynku SPOT,
• OPEX: zgodny z realnymi ofertami serwisowymi i kosztami eksploatacji.

W takim scenariuszu IRR dla kapitału własnego często wychodzi na poziomie akceptowalnym dla inwestora branżowego, ale już niekoniecznie dla funduszu oczekującego dwucyfrowej stopy zwrotu. Drobne pogorszenie cen rynkowych lub wzrost OPEX może zepchnąć projekt na granicę opłacalności.

W praktyce takie farmy są budowane głównie tam, gdzie inwestor ma korzystne warunki gruntowe i przyłączeniowe oraz widzi szansę na późniejszą sprzedaż do większego portfela OZE.

Scenariusz „pod własne zużycie”: zakład przemysłowy

Zupełnie inaczej wygląda farma, która pracuje na potrzeby konkretnego odbiorcy końcowego, np. zakładu produkcyjnego. Jeżeli zakład pracuje głównie w dzień i ma stabilne zużycie, to:

• znaczna część produkcji z farmy pokrywa bieżące zapotrzebowanie,
• oszczędza się nie tylko na energii czynnej, ale i części opłat dystrybucyjnych,
• nadwyżki można sprzedawać na rynku lub do tradera.

W takim modelu efektywna „cena energii” z farmy porównywana jest z realnym kosztem zakupu z sieci. Nawet jeżeli LCOE jest podobny do cen hurtowych, to i tak bywa niższy niż pełny rachunek przedsiębiorstwa za MWh. Dzięki temu projekt bez dotacji może mieć przyzwoitą stopę zwrotu przy relatywnie niewielkim ryzyku rynkowym.

Spotyka się np. sytuacje, w których firma produkcyjna najpierw podpisuje wewnętrzne „PPA” między spółką operacyjną a spółką celową posiadającą farmę, a dopiero potem poszukuje ewentualnych kontraktów na nadwyżkową energię. Bank, widząc takie zabezpieczenie popytu, chętniej finansuje projekt.

Scenariusz rozwojowy: budowa z myślą o późniejszej sprzedaży

Niektórzy inwestorzy akceptują umiarkowaną stopę zwrotu w pierwszych latach, licząc przede wszystkim na to, że działająca farma z dobrą historią produkcji i długim PPA będzie miała wyższą wartość sprzedażową. W tym podejściu ważniejsze od „wyciśnięcia” każdej złotówki z bieżącej produkcji jest:

• stabilność przepływów (długi PPA, wiarygodny odbiorca),
• porządna dokumentacja techniczna i prawna,
• brak „smaczków” w postaci sporów z gminą, sąsiadami czy operatorem sieci.

Takie projekty bywają później kupowane przez fundusze infrastrukturalne, ubezpieczycieli lub większych graczy energetycznych, którzy szukają przewidywalnych aktywów generujących długoterminowy cashflow. Brak dotacji upraszcza proces due diligence, bo eliminuje konieczność weryfikowania zgodności z zasadami pomocy publicznej.

Kiedy farma fotowoltaiczna bez dotacji ma największy sens

Nie każdy projekt wpasuje się w rynek w taki sam sposób. Pewne konfiguracje sprzyjają opłacalności zdecydowanie bardziej niż inne.

Silne zużycie własne lub pewny odbiorca energii

Najbardziej komfortowe projekty to te, w których energia z farmy ma od początku „z góry” zapewniony zbyt na długie lata. Może to być:

• własny zakład produkcyjny, centrum logistyczne, chłodnia, data center,
• duży odbiorca przemysłowy, gotowy podpisać PPA na kilkanaście lat,

Najczęściej zadawane pytania (FAQ)

Czy farma fotowoltaiczna bez dotacji w ogóle się opłaca?

Tak, farma fotowoltaiczna bez dotacji może być opłacalna, ale wymaga dużo bardziej konserwatywnego podejścia do założeń finansowych. Kluczowe są: realistyczna prognoza produkcji energii, niski (ale rozsądny) koszt budowy, dobre warunki przyłącza oraz przemyślany model sprzedaży energii.

W praktyce farma bez dopłat będzie zwykle miała dłuższy okres zwrotu niż projekty z systemem aukcyjnym czy dotacjami, a inwestor bierze na siebie większe ryzyko cen energii i kosztu finansowania. Dlatego projekty „bez wsparcia” częściej realizują inwestorzy z większym kapitałem własnym lub stabilnym odbiorcą energii (PPA).

Jaki jest orientacyjny koszt budowy 1 MW farmy fotowoltaicznej bez dotacji?

Dla farm fotowoltaicznych o mocy 0,5–5 MW w Polsce można przyjąć orientacyjnie koszt rzędu 2,2–3,0 mln zł netto za 1 MWp przy dobrze zoptymalizowanym projekcie. Wyższe koszty pojawiają się przy trudnych warunkach gruntowych, skomplikowanym przyłączu lub zastosowaniu ponadstandardowych rozwiązań technicznych.

W skład nakładów inwestycyjnych (CAPEX) wchodzą m.in.: moduły, inwertery, konstrukcje, okablowanie, stacja transformatorowa, infrastruktura przyłączeniowa, projekt i uzgodnienia, prace ziemne, ogrodzenie, monitoring oraz koszty finansowania w czasie budowy. Przy inwestycji bez dotacji szczególnie ważne jest utrzymanie kosztów bliżej dolnej granicy widełek, bez nadmiernego oszczędzania na jakości kluczowych komponentów.

Jakie są roczne koszty utrzymania (OPEX) farmy fotowoltaicznej 1 MW?

Typowe roczne koszty operacyjne farmy PV w Polsce wynoszą około 40 000–80 000 zł netto rocznie na 1 MW mocy. Konserwatywni inwestorzy często przyjmują w modelu finansowym 50 000–70 000 zł/rok/MW plus rezerwę na nieprzewidziane naprawy.

Na OPEX składają się m.in.: ubezpieczenie, serwis i przeglądy, monitoring, dzierżawa gruntu (jeśli dotyczy), podatki lokalne (np. podatek od nieruchomości), a także ewentualne opłaty na rzecz operatora sieci. Poziom OPEX może być wyższy, jeśli farma wymaga częstego mycia modułów lub leży w trudnej lokalizacji.

Ile energii produkuje farma fotowoltaiczna 1 MW w Polsce?

Dla dobrze zaprojektowanej farmy fotowoltaicznej w Polsce przyjmuje się zwykle 900–1150 kWh z 1 kWp rocznie, w zależności od lokalizacji i jakości komponentów. Dla centralnej Polski rozsądnym założeniem jest ok. 1000 kWh/kWp/rok.

Oznacza to, że farma o mocy 1 MWp produkuje średnio około 1 000 000 kWh, czyli 1000 MWh rocznie. Konserwatywne podejście do prognozy (lepiej założyć dolną część widełek) jest szczególnie istotne przy inwestycji bez dotacji, ponieważ nie ma „poduszki” w postaci dopłat korygującej ewentualne niedoszacowanie produkcji.

Jak sprzedawać energię z farmy fotowoltaicznej bez dotacji: SPOT czy PPA?

Sprzedaż po cenach rynkowych (SPOT) jest najprostszym modelem, ale wiąże się z dużym ryzykiem wahań cen oraz ryzykiem spadku stawek w godzinach największej produkcji PV. Taki model jest zwykle odpowiedni tylko dla inwestorów z dużą tolerancją na ryzyko i przewagą kapitału własnego.

Długoterminowe umowy PPA (Power Purchase Agreement) zapewniają niższe, ale stabilne przychody przez kilka–kilkanaście lat. To znacznie ułatwia uzyskanie finansowania bankowego i zmniejsza ryzyko projektu. Często stosuje się też model hybrydowy: część produkcji sprzedawana jest na podstawie PPA, a nadwyżki – na rynku SPOT.

Czy farma fotowoltaiczna bez dotacji ma sens dla firmy zużywającej dużo energii?

Tak, w wielu przypadkach to jeden z najciekawszych scenariuszy. Jeśli farma zasila bezpośrednio zakład (on-site) lub jest powiązana z nim umową near-site PPA, „ceną sprzedaży” energii jest uniknięty koszt zakupu prądu z sieci. Gdy firma płaci np. ok. 700 zł/MWh łącznie z dystrybucją, a energia z własnej farmy wychodzi efektywnie 400–500 zł/MWh, inwestycja może być bardzo opłacalna nawet bez dotacji.

Model ten najlepiej sprawdza się w przedsiębiorstwach z dużym, dziennym i względnie stałym zużyciem energii oraz gotowością do zawarcia wieloletniej umowy na odbiór energii z własnej lub „powiązanej” farmy PV.

Jakie główne ryzyka finansowe ma farma fotowoltaiczna bez dotacji?

Najważniejsze ryzyka to: niekorzystne warunki przyłącza (wysokie koszty lub ograniczenia mocy), wyższy niż zakładano koszt budowy, spadek cen energii na rynku (szczególnie w godzinach dużej produkcji PV), a także gorsza od prognozowanej produkcja energii wskutek warunków pogodowych lub problemów technicznych.

Ograniczanie tych ryzyk polega m.in. na: dokładnej analizie lokalizacji i warunków przyłączeniowych, ostrożnych założeniach produkcji, wyborze dobrej jakości komponentów, zawarciu długoterminowej umowy PPA oraz odpowiednim ubezpieczeniu instalacji. Dzięki temu inwestycja bez dotacji może być bardziej przewidywalna i bezpieczniejsza finansowo.

Najbardziej praktyczne wnioski

• Farma fotowoltaiczna bez dotacji może być opłacalna, ale wymaga bardzo realistycznych założeń finansowych, bo brak „poduszki” w postaci dopłat znacząco zmniejsza margines błędu.
• Kluczowe dla wyniku inwestycji są: rzetelna prognoza produkcji energii (np. ok. 1000 kWh/kWp/rok dla centralnej Polski), kontrola kosztu budowy (CAPEX) oraz rozsądne koszty operacyjne (OPEX).
• Opłacalność zależy w dużym stopniu od jakości lokalizacji (nasłonecznienie, ułożenie modułów, straty techniczne), co bezpośrednio przekłada się na realną roczną produkcję energii.
• Utrzymanie kosztu budowy w dolnych widełkach rynkowych (ok. 2,2–3,0 mln zł/MWp) jest kluczowe, ale nie może odbywać się kosztem jakości kluczowych komponentów i bezpieczeństwa technicznego.
• Roczne koszty operacyjne rzędu 40 000–80 000 zł/MW (z konserwatywną rezerwą 50 000–70 000 zł/MW) muszą być uwzględnione w modelu – obejmują m.in. serwis, ubezpieczenia, dzierżawę gruntu i podatki.
• Model przychodów oparty wyłącznie na cenach SPOT wiąże się z dużą zmiennością i ryzykiem, przez co jest odpowiedni głównie dla inwestorów skłonnych do spekulacji i finansujących projekt własnym kapitałem.
• Długoterminowe umowy PPA (lub modele hybrydowe: część PPA, część SPOT) są kluczowym narzędziem ograniczania ryzyka cenowego i ułatwiają pozyskanie finansowania dłużnego dla farmy bez dotacji.

Nie kończ na tym – czytaj dalej:

• 

  Czy można sprzedać nadwyżkę energii z magazynu?

• 

  Magazyn energii jako element systemu prosumenckiego

• 

  Czy magazyn energii zwiększa opłacalność fotowoltaiki?

• 

  Czy magazyn energii opłaca się przy net-billingu?

• 

  Magazyny energii w usługach systemowych – jak…

• 

  Czy warto inwestować w magazyn energii do domu?