Opłacalność farmy fotowoltaicznej – czy inwestycja się opłaca?

Inwestycje w farmy fotowoltaiczne kuszą perspektywą zielonej energii i pasywnego zysku, ale brutalna prawda jest taka, że opłacalność farmy fotowoltaicznej zależy od wielu zmiennych i nie każda instalacja będzie żyłą złota. Przedsiębiorcy rozważający, czy farma fotowoltaiczna się opłaca, muszą chłodno przeanalizować koszty, ryzyka i scenariusze rynkowe.

Polska należy do europejskiej czołówki pod względem wysokich cen prądu, co paradoksalnie zwiększa rentowność farm PV i skraca czas zwrotu inwestycji. Jednak wysoka cena energii to tylko jedna strona medalu – po drugiej są wyzwania: wysokie koszty finansowania, ryzyko ograniczeń sieci (tzw. curtailment), wahania cen oraz możliwe błędy w kalkulacjach. Niniejszy artykuł bez owijania w bawełnę przedstawia kluczowe czynniki wpływające na rentowność farm PV, najczęstsze błędy analiz oraz trzy warianty finansowe obrazujące zwrot z inwestycji w farmę fotowoltaiczną. Celem jest pomoc wahającym się inwestorom podjąć decyzję: farma fotowoltaiczna – opłacalność w 2026 na tak czy nie?

Kluczowe czynniki wpływające na opłacalność (farma PV 1–2 MW)

W przypadku farmy fotowoltaicznej o najczęściej występującej w Polsce mocy ok. 1–2 MW opłacalność kształtuje się pod wpływem kilku kluczowych czynników. Poniżej przedstawiamy najważniejsze z nich, które determinują, czy zwrot z inwestycji farmy fotowoltaicznej będzie atrakcyjny:

Koszt inwestycji (CAPEX):

Największym jednorazowym wydatkiem jest nakład inwestycyjny na budowę farmy. Koszt budowy 1 MW w Polsce waha się obecnie w granicach 2,4–3,6 mln zł (2400–3600 zł/kW), zależnie od cen technologii, skali projektu oraz uwarunkowań lokalnych. Przy sprzyjających warunkach (duża farma, bliskość przyłącza) udaje się zejść nawet do ~2,2 mln zł/MW. Widać tu efekt skali – większe projekty (np. 10 MW) mają niższy koszt jednostkowy niż małe farmy 0,5–1 MW. Powodem jest rozłożenie stałych kosztów (projekt, przyłącze, telemetria, stacja transformatorowa) na większą moc. Przykładowo, farma 1 MW może kosztować 3,5 mln zł, a 10 MW – ok. 28 mln zł, co oznacza spadek kosztu jednostkowego z 3,5 do 2,8 mln zł/MW. Dokładny CAPEX zależy jednak od lokalnych warunków, cen sprzętu, kosztów przyłącza i wykonawcy.

W budżecie inwestycji dominują wydatki sprzętowe i budowlane – moduły fotowoltaiczne stanowią ~40-50% kosztu farmy, do tego dochodzą falowniki, transformatory, konstrukcje, okablowanie, systemy montażowe i bezpieczeństwa. Znaczący udział ma też infrastruktura przyłączeniowa (linie SN/WN, rozbudowa stacji). Koszty miękkie – projektowanie, pozwolenia, badania geotechniczne, opłaty – to zazwyczaj 5–10% całości. Dodatkowo od 2023 r. inwestor musi wkalkulować zaliczkę przyłączeniową 30 zł/kW (która co prawda wchodzi potem na poczet opłaty przyłączeniowej, ale jeśli projekt nie dojdzie do skutku, ta kwota przepada). Wreszcie, przy niekorzystnych warunkach lokalnych OSD może zażądać, by inwestor sfinansował rozbudowę sieci – co bywa równoznaczne z setkami tysięcy zł dodatkowych nakładów (np. budowa nowego GPZ).

Koszty eksploatacji (OPEX):

Choć fotowoltaika uchodzi za bezobsługową, w skali farm pojawiają się konkretne koszty stałe, które pomniejszają zysk. Roczne koszty operacyjne farmy PV obejmują: serwis i utrzymanie (mycie paneli, koszenie trawy, przeglądy), ubezpieczenie, monitoring i ochrona obiektu, podatki oraz ewentualną dzierżawę gruntu (jeśli teren nie jest własnością inwestora). Dla instalacji ~1 MW typowy OPEX wynosi ok. 30–50 tys. zł rocznie. Przy większej farmie 2 MW część kosztów skaluje się mniej niż liniowo, co może procentowo obniżyć koszt/MW. Jeśli grunt jest dzierżawiony, znaczącą pozycją będzie czynsz – stawki dzierżawy w 2025 sięgały 15–25 tys. zł za hektar rocznie (farmie 1 MW potrzeba ok. 1,5–2 ha, więc nawet ~30–50 tys. zł rocznie). Posiadanie własnego gruntu eliminuje ten koszt, ale zakup ziemi zwiększa nakłady początkowe. OPEX obejmuje też np. koszty monitoringu, utrzymania zieleni (koszenie), przeglądów i ewentualnych napraw. Co ważne, koszty te stanowią relatywnie niewielki ułamek przychodów – rzędu 15–20% – ale należy je realistycznie uwzględnić, bo zbyt optymistyczne założenia mogą zawyżyć prognozowany ROI farmy fotowoltaicznej.

Finansowanie i koszt kapitału

Standardowo projekty farm PV są finansowane hybrydowo: część kapitału własnego (zwykle 20–30% kosztów), reszta z kredytu inwestycyjnego lub leasingu. Oprocentowanie i dostępność finansowania mają duży wpływ na opłacalność – niższa stopa procentowa oznacza niższe koszty obsługi długu i wyższy zysk. Obecnie dla instalacji OZE wiele banków oferuje preferencyjne warunki (niektóre kredyty “eko” z marżą 1,5–2%), a okres finansowania sięga 15 lat. Wkład własny może być też częściowo zastąpiony dotacją – istnieją programy wsparcia dla dużych projektów (np. fundusze UE FEnIKS, dofinansowania NFOŚiGW na magazyny energii). Założenie stopy dyskontowej w analizie (czyli oczekiwanej rocznej stopy zwrotu z kapitału) zależy od kosztu kapitału – często przyjmuje się ok. 8–10% jako minimum, ale każdy inwestor może mieć inne kryterium (np. fundusze mogą oczekiwać IRR > 12%).

Model sprzedaży energii:

Sposób monetyzacji wyprodukowanej energii znacząco wpływa na dochody. Do wyboru są m.in.:

System aukcyjny – w latach 2016–2022 głównym mechanizmem wsparcia dla farm PV były aukcje OZE, gwarantujące wygranym stałą cenę sprzedaży energii przez 15 lat. W ostatnich latach zainteresowanie aukcjami spadło – w 2022 r zakontraktowano tylko 486 MW z oferowanych 1500 MW dla PV – gdyż ceny rynkowe energii znacznie przekraczały ceny referencyjne aukcji. Na lata 2023–2027 przewidziano kontynuację aukcji (po 750 MW rocznie dla instalacji <1 MW i ≥1 MW), jednak inwestorzy częściej wybierają obecnie model rynkowy (sprzedaż na giełdzie lub poprzez umowy PPA), licząc na wyższe przychody niż w systemie aukcyjnym. W perspektywie 2026 r możliwe są zmiany – np. Ministerstwo Klimatu zapowiadało prace nad kontraktami różnicowymi (CfD) czy inną formą stabilizacji przychodów dla OZE, aby ułatwić finansowanie projektów po okresie aukcji.
Umowa PPA (Power Purchase Agreement) – długoterminowy kontrakt na sprzedaż energii bezpośrednio odbiorcy (np. fabryce). Daje stabilność i ochronę przed zmiennością cen, zwykle na 5-15 lat. Dobrze wynegocjowana cena PPA (często indeksowana) zapewnia pewny cash flow, choć może być nieco niższa niż szczytowe ceny giełdowe. Dla inwestora to stabilny przychód bezpośrednio z rynku komercyjnego (poza systemem aukcyjnym).
Sprzedaż na giełdzie (TGE) – bieżąca sprzedaż energii na Towarowej Giełdzie Energii (rynek spot lub kontrakty krótkoterminowe). Pozwala korzystać z wysokich cen w okresach boomu, ale naraża na ryzyko gwałtownych spadków. W 2022 r. ceny spot przekraczały chwilowo 1000 zł/MWh, by w 2024 spaść poniżej 400 zł. Brak zabezpieczenia kontraktem oznacza duże wahania przychodów – inwestor powinien mieć poduszkę finansową na gorsze miesiące. Alternatywą są kontrakty terminowe na TGE (futures), które umożliwiają zabezpieczenie ceny na np. rok do przodu, ale wymagają aktywnego zarządzania. Dla farmy PV dochodzi zjawisko profilu ceny – w godzinach południowych, gdy pracuje większość instalacji słonecznych, ceny bywają niższe od średniej. W 2023 tzw. profil PV był ujemny o około 10–15%, co oznacza, że za energię sprzedaną w słoneczne południa uzyskiwano ~10% mniej niż wynosi średnia cena dzienna. Konsekwencją jest trudność prognozowania przychodów – inwestor musi godzić się na pełne ryzyko rynkowe i ewentualne zabezpieczanie cen (np. kontraktami CFD)
Autokonsumpcja: Model polegający na zużywaniu wyprodukowanej energii na własne potrzeby przedsiębiorstwa (np. zasilanie zakładu produkcyjnego) i odprowadzaniu nadwyżek do sieci. Taka fotowoltaika dla firmy może dać najwyższe oszczędności, bo każda zużyta kWh to uniknięty zakup prądu po cenie detalicznej (ok. 500–600 zł/MWh dla firm z opłatami). Warunkiem jest jednak dopasowanie farmy PV do profilu zużycia w godzinach pracy instalacji. W modelu autokonsumpcji farma staje się własnym źródłem energii obniżającym rachunki – wtedy opłacalność farmy fotowoltaicznej liczy się także poprzez ROI całego biznesu (niższe koszty energii zwiększają zyskowność działalności podstawowej). Ten model jest atrakcyjny dla energochłonnych firm, choć wymaga rozwiązań prawnych (np. układ pomiarowy, bycie prosumentem biznesowym lub członkiem spółdzielni energetycznej).

Lokalizacja (dzierżawa vs własność gruntu):

Lokalizację determinuje nasłonecznienie, dostęp do sieci oraz koszty gruntu. Własność gruntu wymaga początkowej inwestycji (zakup działki), ale zwalnia z opłat dzierżawnych i daje pełną kontrolę nad terenem. Zakup taniej ziemi rolnej (klasy IV–VI) pod farmę może być opłacalny długoterminowo – np. 2 ha za ~200 tys. zł jednorazowo vs dzierżawa 2 ha po ~40 tys. zł rocznie przez 25 lat (co sumuje się do ~1 mln zł kosztu!). Dzierżawa gruntu zmniejsza próg wejścia (nie trzeba kupować ziemi), ale comiesięczny czynsz obniża zysk farmy. Dodatkowo umowa dzierżawy często trwa 25–29 lat i powinna przewidywać różne sytuacje (np. waloryzację czynszu). Przy ocenie lokalizacji trzeba też zbadać plan zagospodarowania przestrzennego (czy dopuszcza OZE), ukształtowanie terenu, ryzyka zalania czy zacienienia. Idealna działka to płaski, niezacieniony teren klasy V lub VI, blisko sieci SN/GPZ, poza obszarami chronionymi. Lokalizacja wpływa też na uzyski energii – różnice nasłonecznienia w Polsce sięgają ~10–15% (np. Podkarpacie vs Lubuskie). Wreszcie, społeczności lokalne: przy własnym gruncie inwestor ma większą motywację zadbać o relacje z sąsiadami i samorządem niż przy anonimowej dzierżawie.

Przyłącze, ograniczenia mocy, profil produkcji:

Warunki przyłączenia do sieci mogą przesądzić o powodzeniu projektu. Kluczowe kwestie:

Odległość i koszt przyłącza: Im dalej do punktu przyłączenia (np. stacji SN/GPZ), tym wyższe koszty budowy linii i potencjalne opóźnienia. Niekiedy koszt przyłącza (np. kilka kilometrów kabla SN) może sięgnąć kilkuset tys. zł lub więcej, znacząco podnosząc CAPEX. Warunki wydane przez operatora (OSD) określają kto i za co płaci – zdarza się, że inwestor musi pokryć rozbudowę sieci.
Ograniczenia mocy (curtailment): To często pomijane ryzyko. W szczytowym momencie produkcji (słoneczne południe) sieć może nie przyjąć całości mocy – operator PSE/OSD może nakazać czasowe ograniczenie generacji. Jeszcze niedawno wydawało się to teoretyczne, ale już w 2023 roku curtailment stał się codziennym wyzwaniem, bezpośrednio uderzającym w rentowność farm PV. Jeśli warunki przyłączenia narzucają np. redukcję mocy przy przekroczeniu pewnego napięcia lub centralne wyłączenia, realna produkcja będzie niższa od maksymalnej. Inwestor musi uwzględnić straty produkcji z tytułu wymuszonych wyłączeń – to może być kilka procent rocznie lub więcej, zwłaszcza w regionach o nasyconej infrastrukturze OZE.
Profil produkcji energii: Fotowoltaika produkuje prąd w dzień, głównie w godzinach około południowych i oczywiście nie produkuje w nocy. Oznacza to, że profil generacji może nie pokrywać się z profilem zapotrzebowania odbiorców. Nadwyżka energii w południe (szczególnie latem) może powodować spadek cen godzinowych, a brak produkcji wieczorem zmusza do zakupów (jeśli farma działa w modelu autoprodukcji z niedoborem własnej energii po zmroku). Sezonowo, produkcja latem jest ~3-krotnie wyższa niż zimą. W analizie finansowej należy przyjąć realistyczny profil miesięczny i godzinowy – np. nie zakładać jednakowej ceny za MWh o każdej porze doby. Ponadto, ograniczenia regulacyjne: brak magazynu energii przy farmie fotowoltaicznej oznacza konieczność zdania się na odbiór przez sieć natychmiast, co przy rosnącym udziale PV rodzi problem bilansowania. Coraz częściej mówi się o łączeniu farm PV z magazynami energii by zniwelować te efekty.

Aktualna i prognozowana cena energii:

Cena sprzedaży energii jest kluczowym czynnikiem przychodowym. Obecnie hurtowe ceny prądu w Polsce ustabilizowały się po boomie z 2022 r. – w 2024 r. średnia cena spot wyniosła ok. 425 zł/MWh, czyli o ponad 100 zł mniej niż rok wcześniej. Nadal jest to wyżej niż historyczne poziomy (przed 2021 r. typowo 200–300 zł/MWh). Prognozy na kolejne lata wskazują umiarkowany poziom cen. Kontrakty terminowe na 2026–2027 r. kształtują się w okolicach 410–415 zł/MWh, co sugeruje oczekiwania utrzymania się relatywnie wysokich cen. Z drugiej strony, pojawiają się sygnały możliwości spadku – nieoficjalnie mówi się nawet o kolejnych ~30 zł/MWh niżej energia.rp.pl. Dużo zależy od czynników makro: cen gazu i uprawnień CO₂, tempa rozwoju OZE, popytu na energię i modernizacji sieci. Przedsiębiorca powinien przeanalizować różne scenariusze cenowe – zarówno utrzymanie się cen 400+ zł (co daje wysokie przychody), jak i ewentualny spadek do poziomu 300 zł lub niżej (np. w wyniku dużej podaży taniej energii w wietrzne i słoneczne dni, czy recesji zmniejszającej popyt). Warto też uwzględnić mechanizmy wsparcia: wiele istniejących farm korzysta z aukcyjnych taryf gwarantowanych (~240–290 zł/MWh dla wygranych w 2020–21), co przy dzisiejszych cenach rynkowych wydaje się niskie. Nowe inwestycje mogą omijać system aukcji na rzecz PPA lub sprzedaży na rynku, licząc na wyższe wpływy – ale to oznacza większe ryzyko cenowe. Reasumując: aktualna cena energii określa bieżący zysk, a przyszła – całkowitą opłacalność w horyzoncie 15–25 lat. Planowanie finansowe farmy PV musi zatem uwzględnić ostrożną prognozę cen (np. średnio 300–400 zł/MWh w długim terminie) oraz analizę wrażliwości na jej zmiany.

Wskaźniki finansowe

W profesjonalnej ocenie projektów PV stosuje się szereg wskaźników:

NPV (net present value – zdyskontowana wartość bieżąca zysków),
IRR (internal rate of return – wewnętrzna stopa zwrotu) czy
LCOE (levelized cost of energy – uśredniony koszt produkcji 1 MWh).

Jeżeli NPV przy założonym koszcie kapitału jest dodatnie, projekt uznaje się za opłacalny. IRR porównuje się z wymaganą stopą zwrotu – np. jeśli IRR projektu wynosi 13%, a oczekiwania inwestora to 10%, inwestycja jest atrakcyjna. Z kolei LCOE farm fotowoltaicznych w Polsce szacuje się obecnie na 200–300 zł/MWh (przy uwzględnieniu pełnego cyklu życia i kosztów), co oznacza, że energia słoneczna potrafi konkurować cenowo z hurtowymi cenami rynkowymi, zwłaszcza biorąc pod uwagę wzrost kosztów uprawnień do emisji CO₂. Analiza LCOE jest przydatna, bo pokazuje, po jakiej cenie sprzedaży projekt “wychodzi na zero” – jeśli spodziewana cena rynkowa prądu znacznie przewyższa LCOE, to projekt jest perspektywiczny.

Najczęstsze błędy i pominięcia w analizie opłacalności

Mimo rosnącej świadomości, wielu inwestorów na etapie analiz „czy to się opłaca” popełnia błędy, które mogą prowadzić do zbyt optymistycznych wniosków. Oto najczęstsze błędy i pominięcia w analizach opłacalności farm fotowoltaicznych:

Pomijanie curtailment (ograniczeń generacji):

Jak wspomniano, wymuszone ograniczenia mocy przez operatora systemu nie są już hipotetyczne – stały się realnym problemem. Nieuwzględnienie w modelu finansowym np. utraty 2–5% potencjalnej produkcji wskutek wyłączeń może przeszacować przychody. Należy sprawdzić w warunkach przyłączenia, czy operator zastrzega sobie prawo redukcji mocy oraz analizować raporty PSE. Przykładowo, w 2022 r. łączny curtailment farm słonecznych wyniósł ok. 8 GWh, w 2023 wzrósł do 74 GWh – trend jest rosnący.

Błąd: założenie 100% wyprodukowanej energii sprzedanej po pełnej cenie.

Dobra praktyka: wbudować margines bezpieczeństwa, np. zakładać sprzedaż na poziomie 95–98% teoretycznego uzysku.

Niedoszacowanie kosztów systemowych i pośrednich:

Często skupiamy się na kosztach zakupu paneli i inwerterów, a pomijamy “miękkie” koszty i opłaty. Do kosztów systemowych zalicza się m.in. opłaty przyłączeniowe do OSD/PSE, koszt bilansowania energii (gdy sprzedajemy na rynku hurtowym zwykle agregator – pobiera prowizję, a także za odchylenia od prognozy produkcji mogą być naliczane opłaty). Ponadto koszty ubezpieczeń, podatku od nieruchomości (grunty pod OZE w Polsce podlegają opodatkowaniu, choć często jako grunty rolne – niski podatek, ale gdy grunt przekwalifikowany pod przemysłowy może wzrosnąć), zabezpieczeń przeciwpożarowych, monitoring, administracja – to wszystko powinno znaleźć się w modelu.

Błąd: przyjęcie zbyt niskiego OPEX (np. pominięcie kosztów dzierżawy gruntu, wzrostu cen serwisu w czasie, inflacji).

W praktyce OPEX rośnie z czasem, np. koszty serwisowania po 10–15 latach mogą być wyższe niż na początku. Trzeba też przewidzieć koszt wymiany falowników po ~15 latach (zużycie) lub ubezpieczyć się na wypadek gradobicia itp. Pełna analiza uwzględnia koszty cyklu życia farmy, nie tylko startu.

Przeszacowanie produkcji energii:

Optymistyczne założenia co do nasłonecznienia i sprawności instalacji potrafią zawyżyć prognozy przychodów. Częsty błąd to użycie teoretycznego wskaźnika 1000–1200 kWh/kWp/rok bez weryfikacji lokalnych danych. Tymczasem w Polsce realna produktywność 1 kWp paneli wynosi około 950–1050 kWh rocznie w dobrym miejscu, ale już np. w północnej i wschodniej części kraju może to być 900–950 kWh/kWp. Różnicę robi też kąt nachylenia, kierunek (idealnie na południe ale optymalnie wschód-zachód), zacienienia brzegowe o poranku i wieczorem, a także spadek wydajności paneli w czasie. Producenci gwarantują zwykle ~0,,–0,5% degradacji mocy rocznie dla współczesnych paneli – po 25 latach moduły mają ~85–87% początkowej mocy. Błąd w analizie to pominięcie tego spadku – jeśli ktoś liczy 25 lat pełnej produkcji na poziomie pierwszego roku, to zawyża sumę energii o ~10–15%. Również awarie i przestoje (np. wyłączenie falownika, naprawy) mogą obniżyć roczną produkcję o kolejny 1–2%. Dlatego lepiej przyjąć ostrożne np. 950 MWh z 1 MW zamiast idealistycznych 1050 MWh, jeśli nie mamy twardych danych pomiarowych dla danej lokalizacji.

Lekceważenie wskaźnika LCOE:

Levelized Cost of Energy – uśredniony koszt wytworzenia energii – to kluczowy wskaźnik opłacalności źródła OZE. Uwzględnia on CAPEX, OPEX, koszt kapitału i całkowitą produkcję energii w cyklu życia. Inwestorzy często skupiają się na prostym okresie zwrotu (np. 7–10 lat) i rocznym zysku, ale nie sprawdzają, czy cena energii pokrywa LCOE instalacji. Przy wysokich stopach procentowych LCOE może być zaskakująco wysoki. Instytut Energetyki Odnawialnej oszacował, że dla nowych projektów >1 MW w Polsce średnie LCOE wynosi ~477 zł/MWh (mediana 502 zł) ieo.pl, a dla mniejszych instalacji <1 MW jeszcze więcej (średnio 669 zł/MWh). To alarmujące dane – oznaczają, że przy obecnych kosztach wiele projektów miałoby koszt wytwarzania wyższy niż ceny rynkowe energii (rzędu 400 zł). Oczywiście, obniżenie kosztów inwestycji (np. wspomniane <2 mln zł/MW) i tani kapitał mogą zredukować LCOE do poziomu <300 zł/MWh, ale przy drogim kredycie i gorszej lokalizacji LCOE wystrzeli powyżej 400–500 zł.

Błąd: nieuwzględnienie kosztu kapitału – analiza “na stopę zwrotu 0%” (czyli liczenie tylko prostego zwrotu) bywa myląca.

Należy policzyć IRR (wewnętrzną stopę zwrotu) i porównać ją z kosztami finansowania. Czasem projekt o prostym zwrocie 8 lat przy WACC=10% okazuje się nieopłacalny, bo NPV jest ujemne. Wskaźnik LCOE pomaga ocenić konkurencyjność inwestycji – np. jeśli LCOE farmy wynosi 350 zł/MWh, a długoterminowo cena energii spadnie do 300 zł, farma będzie przynosić straty. Dlatego analiza finansowa farmy PV powinna zawierać obliczenie LCOE i porównanie go z cenami z PPA czy prognozami TGE.

Trzy scenariusze finansowe inwestycji – optymistyczny, realistyczny, pesymistyczny

Aby lepiej zobrazować opłacalność farm fotowoltaicznych 1–2 MW w obecnych realiach, przedstawiamy trzy uproszczone scenariusze finansowe. Każdy zakłada inne warunki rynkowe i techniczne, pokazując rozpiętość możliwych wyników. Podamy kluczowe wskaźniki: ile zarabia farma fotowoltaiczna netto rocznie, typowy ROI farmy fotowoltaicznej (stosunek rocznego zysku do nakładów), przybliżony IRR, LCOE oraz okres zwrotu.

Scenariusz optymistyczny:

Założenia:

wysoka cena energii (stały kontrakt PPA lub korzystny rynek spot na poziomie ok. 400–450 zł/MWh),
brak istotnych ograniczeń sieci (zero curtailment), stabilna produkcja ~1050 MWh/MW/rok,
inwestor posiada własny grunt (brak kosztów dzierżawy), a przyłącze jest bliskie i nie generuje nadmiernych kosztów.
CAPEX zakładamy 2,3 mln zł/MW (dzięki taniemu sprzętowi),
OPEX ~55 tys. zł/MW/rok.

W takim układzie 1 MW mocy przynosi ok. 420 tys. zł przychodu rocznie, a po odjęciu kosztów ~55 tys. zł zostaje ~365 tys. zł zysku netto rocznie. To odpowiada ROI ~15% rocznie. IRR takiego projektu (przy 25 latach eksploatacji) szacuje się w przedziale 15–18%, co jest bardzo atrakcyjną wartością w energetyce. LCOE wynosi ok. 250 zł/MWh (znacznie poniżej ceny sprzedaży energii). Okres zwrotu (prostego) to około 6,3 lat. Przez pozostałe ~19 lat farma generuje czysty zysk. Tak optymistyczny scenariusz może się spełnić, jeśli np. inwestor zawrze długoterminową umowę PPA z dużym odbiorcą na korzystnych warunkach lub utrzyma się wysoki poziom cen hurtowych z 2022–2023 r. Dodatkowymi czynnikami sprzyjającymi są dotacje (obniżające efektywny CAPEX) lub panelom bifacjalnym. Uwaga: Nawet w scenariuszu optymistycznym warto zabezpieczyć pewną rezerwę finansową – np. na wcześniejszą wymianę falowników.

Scenariusz realistyczny:

Założenia:

średnie warunki rynkowe i techniczne: cena energii stabilizuje się na poziomie ~300 zł/MWh (średnia z kilku lat, uwzględniając okresy wyższych i niższych cen),
występują pewne ograniczenia sieciowe (ok. 2–3% produkcji tracone wskutek curtailment lub niedostępności sieci),
farma korzysta z dzierżawionego gruntu (czynsz wliczony w koszty), a produkcja odpowiada typowej wartości ~1000 MWh/MW/rok.
CAPEX przyjmujemy 2,5 mln zł/MW (standardowa cena pod klucz),
OPEX wyższy ze względu na dzierżawę – ok. 70 tys. zł/MW/rok.

Roczny przychód z 1 MW wynosi tu ok. 300 tys. zł (1000 MWh × 300 zł), a zysk po kosztach ~230–240 tys. zł na 1 MW. To daje ROI ~9–10% rocznie. IRR projektu kształtuje się w okolicach 8–10%, zakładając 25 lat pracy instalacji (czyli powyżej kosztu kapitału na poziomie ok. 6–7%, co czyni projekt opłacalnym, choć niezbyt spektakularnym). LCOE w tym scenariuszu szacuje się na poziomie ~280–300 zł/MWh, czyli porównywalnym z uzyskiwaną ceną za energię – oznacza to rozsądną „poduszkę” bezpieczeństwa. Okres zwrotu to około 9–10 lat, co pokrywa się z eksperckimi wyliczeniami dla typowych farm 1 MW w Polsce. W praktyce wiele istniejących projektów realizuje się właśnie w takim wariancie: inwestor sprzedaje energię na rynku lub krótkoterminowych umowach, ceny nie są już tak wysokie jak w szczycie kryzysu energetycznego, ale koszty paneli spadły względem 2022 r. Zysk roczny rzędu 200–250 tys. zł z 1 MW oznacza, że farma fotowoltaiczna zarabia sensownie, choć nie „kokosy” – jest to rentowność farmy PV zapewniająca stabilny dochód pasywny, często postrzegany jako lepszy niż lokata bankowa czy obligacje, ale gorszy niż najbardziej dynamiczne inwestycje. W scenariuszu realistycznym finansowanie dłużne (kredyt) jest spłacane z części przychodów – stąd istotne, by IRR przewyższał koszt długu. Przy ROI ~10% projekt jest w stanie obsługiwać umiarkowany kredyt, zwłaszcza przy wydłużonych harmonogramach (15 lat) i preferencyjnych stopach dla OZE.

Scenariusz pesymistyczny:

Założenia:

warunki niesprzyjające inwestorowi: spadek cen energii do ~200–250 zł/MWh (np. z powodu nadpodaży OZE w słoneczne/wietrzne dni, recesji lub interwencji regulatora),
znaczące problemy z przyłączem (wymuszony długi kabel SN, kosztowna rozbudowa sieci) i częste ograniczenia mocy (utrata nawet 10% potencjalnej produkcji przez przeciążenia sieci).
Dodatkowo zakładamy, że farma ma opóźnienie w uruchomieniu (np. długie procedury, 2 lata bez produkcji od zamrożenia kapitału) oraz
wyższe koszty operacyjne (konieczność serwisów interwencyjnych,
droższa dzierżawa bo grunt atrakcyjny rolniczo, np. 25 tys. zł/ha).
Dla tego scenariusza przyjmijmy CAPEX efektywnie ~3,0 mln zł/MW (wliczając koszty przyłącza i dodatkowe nakłady),
OPEX ~80 tys. zł/MW/rok.
Produkcja netto na poziomie 900 MWh rocznie (po odjęciu strat).

Roczny przychód z 1 MW wyniesie zaledwie ~180–225 tys. zł (900 MWh × 200–250 zł). Po odjęciu 80 tys. kosztów, zysk netto może spaść do ~100–145 tys. zł rocznie na 1 MW. To bardzo niska kwota, dająca ROI rzędu 4–6%. Przy finansowaniu długiem projekt praktycznie się nie spina – IRR mógłby wynieść tylko ~3–5%, a więc poniżej kosztu kapitału (realnie oznacza stratę w ujęciu zdyskontowanym). LCOE w scenariuszu pesymistycznym rośnie do >350 zł/MWh, znacząco powyżej ceny energii uzyskiwanej ze sprzedaży. Okres zwrotu wydłuża się do 15–20 lat (albo dłużej) – w skrajnych przypadkach inwestycja może się nie zwrócić w okresie eksploatacji paneli. Niestety, taki scenariusz również jest możliwy – np. gdy ktoś wygrał aukcję OZE kilka lat temu oferując niską cenę (~200 zł/MWh) i jednocześnie zetknie się z problemami technicznymi i wysokimi kosztami. Albo gdy przedsiębiorca zainwestował na górce kosztowej (drogi sprzęt w 2022 r.) i bez zabezpieczenia cen sprzedaży, a potem rynek energii załamał się na kilka lat. Pesymistyczna wersja uświadamia, że farma fotowoltaiczna może się nie opłacać, jeśli zmaterializują się niekorzystne czynniki. Marża bezpieczeństwa jest tu niewielka – błędne założenia lub pech mogą zamienić proekologiczną inwestycję w „kulę u nogi” generującą znikome zyski.

Wniosek do scenariuszy

Powyższe trzy scenariusze ilustrują szeroki rozstrzał wyników. Dla porównania, szacunki branżowe podają, że farma fotowoltaiczna 1 MW może wypracowywać od ok. 179 tys. zł do nawet 475 tys. zł przychodu rocznie (zależnie od cen aukcyjnych lub rynkowych). Po odjęciu kosztów rzędu 70 tys. zł otrzymujemy zysk od ~100 tys. zł do ~405 tys. zł rocznie – to różnica między scenariuszem pesymistycznym a optymistycznym, co pokrywa się z naszymi wyliczeniami. Okres zwrotu w praktyce najczęściej mieści się właśnie w przedziale 8–12 lat, ale jak widać może skrócić się do ~6–7 lat (wariant bardzo korzystny) lub wydłużyć powyżej 15 lat (wariant niekorzystny). Dlatego tak ważne jest, by przed podjęciem decyzji inwestor przeanalizował wariant best-case, base-case i worst-case dla swojej farmy, zamiast zakładać tylko jeden “uproszczony” scenariusz.

Magazyn energii jako „bezpiecznik” – jak zniwelować scenariusz pesymistyczny przez arbitraż.

Magazyn energii nie jest panaceum, ale potrafi ograniczyć główne źródła strat. Chodzi o to, że scenariusz pesymistyczny zwykle wynika z dwóch zjawisk: taniego południa i drogiego wieczoru. Dodatkowo dochodzi curtailment, czyli przymusowe ograniczenia mocy w szczycie generacji. Magazyn pomaga, ponieważ „przesuwa” sprzedaż energii w czasie. Więcej na ten temat przeczytasz w artykule: Magazyn energii na farmie fotowoltaicznej – realne pieniądze z usług systemowych i arbitrażu

Wnioski – kiedy warto inwestować, a kiedy nie

Kiedy warto inwestować w farmę fotowoltaiczną?

Z pewnością wtedy, gdy wszystkie kluczowe elementy układanki wskazują na solidną opłacalność:

mamy dobre warunki przyłączenia (bez kosztownych inwestycji w sieć i z gwarancją odbioru pełnej mocy),
dysponujemy tanią działką o świetnym nasłonecznieniu (lub już ją posiadamy),
wynegocjowaliśmy korzystny model sprzedaży energii (np. długoterminowy PPA powyżej prognoz rynkowych lub mamy własne zużycie energii w wysokiej taryfie),
uzyskaliśmy konkurencyjne oferty na budowę (niski CAPEX),
mamy finansowanie długiem na dobrych warunkach.

Inwestycja ma największy sens, gdy spodziewany IRR farmy fotowoltaicznej wyraźnie przekracza koszt kapitału, a analiza wrażliwości pokazuje, że nawet przy mniej korzystnych założeniach projekt pozostaje na plusie. Patrząc na rynek 2024/2025 – wiele z tych warunków jest spełnionych: ceny urządzeń spadły, ceny energii wciąż są relatywnie wysokie, dostępne są tanie kredyty OZE i dotacje, a opłacalność farm PV w ostatnich latach rosła. Farmy fotowoltaiczne stały się atrakcyjnym sposobem na pomnażanie kapitału oraz zabezpieczenie przed rosnącymi cenami prądu. Jeśli więc inwestor dysponuje kapitałem (lub zdolnością kredytową) i spełnia powyższe warunki – warto rozważyć inwestycję teraz, zanim np. wzrosną ceny paneli (już mówi się o możliwych cłach zaporowych) lub zanim rynek się nasyci.

Kiedy nie warto inwestować?

Gdy analiza wskazuje, że projekt balansuje się na granicy opłacalności lub jest wątpliwy ekonomicznie. Jeśli farma miałaby bazować wyłącznie na optymistycznych założeniach (np. LCOE farmy fotowoltaicznej wyższe niż przewidywana cena energii – co oznacza, że biznes plan “nie domyka się” bez zakładania ciągłych wysokich cen). W takim przypadku lepiej wstrzymać się z decyzją. Nie warto inwestować, gdy warunki przyłączenia są niepewne – np. operator daje przyłącze, ale z dużymi ograniczeniami, albo gdy koszty przyłącza i dodatkowej infrastruktury są absurdalnie wysokie względem skali projektu. Również w sytuacji, gdy jedynym modelem biznesowym jest wejście w aukcję z bardzo niską ceną (poniżej kosztów). Wtedy lepiej poszukać innej drogi, bo przy sztywnym kontrakcie na 15 lat za pół darmo, farma może generować minimalne zyski. Generalnie, jeśli wewnętrzna stopa zwrotu (IRR) wychodzi jednocyfrowa i zbliżona do oprocentowania długu jest to sygnał ostrzegawczy. W takiej sytuacji inwestycja jest niezwykle wrażliwa na negatywne czynniki (opóźnienia, awarie, spadek cen) i może się okazać, że po 10 latach wysiłku zarobimy mniej niż na bezpiecznych instrumentach finansowych. Nie warto też inwestować na siłę tylko dlatego, że “moda na OZE” – bez odpowiedniej wiedzy i przygotowania można przeoczyć krytyczne aspekty (jak koszty operacyjne, podatkowe, prawne). Lepiej wtedy zaangażować profesjonalistów do analizy lub… zainwestować w inny biznes.

Podsumowując, farma fotowoltaiczna opłacalność – tak, opłaca się pod warunkiem spełnienia szeregu czynników i rynkowego otoczenia. W 2026 roku dobrze zaplanowana farma PV nadal może dawać solidny zwrot z inwestycji, ale czasy „gwarantowanych” zysków się skończyły – teraz to już dojrzały rynek, gdzie wygrywają najlepiej przygotowani gracze.

Audyt opłacalności i analiza przyłącza

Planując inwestycję rzędu kilku milionów złotych, nie warto opierać się na intuicji czy oględnych obietnicach. Zachęcamy każdego przedsiębiorcę wahającego się nad budową farmy PV do przeprowadzenia w PV system profesjonalnego audytu opłacalności oraz analizy warunków przyłączenia. Taki audyt finansowy zweryfikuje przyjęte założenia (koszty, uzyski, ceny energii) i policzy wskaźniki (NPV, IRR, LCOE) dla Twojego konkretnego przypadku. Z kolei dogłębna analiza przyłącza (aspekty techniczne i formalne) ujawni potencjalne „miny” – np. ryzyko ograniczeń, dodatkowe koszty modernizacji sieci czy długi czas oczekiwania. Uzbrojony w rzetelne dane, będziesz mógł podjąć decyzję w pełni świadomie. Być może audyt potwierdzi, że farma fotowoltaiczna się opłaca i warto działać – wtedy śmiało ruszysz z projektem. A jeśli analiza wykaże słabe punkty, lepiej dowiedzieć się o nich zawczasu i albo projekt zoptymalizować, albo odstąpić zanim wydasz pieniądze.

Dlaczego PV system?

Nie czekaj – skontaktuj się z ekspertami od fotowoltaiki i zleć niezależną ocenę Twojej planowanej inwestycji. W branży PV diabeł tkwi w szczegółach: jeden pominięty koszt lub przeszacowany zysk może zmienić wynik o setki tysięcy złotych. Dlatego wezwanie do działania dla Ciebie, jako świadomego inwestora, brzmi: sprawdź zanim zainwestujesz. Wykonaj profesjonalny audyt opłacalności i analizę przyłącza w PV system. To nieduży ułamek kosztu całej inwestycji, który może przesądzić o Twoim sukcesie. Zwiększ swoją szansę na zielony biznes z solidnym zwrotem z inwestycji farmy fotowoltaicznej, eliminując ryzyka na starcie. Skontaktuj się z nami – chętnie pomożemy Ci prześwietlić projekt i doprowadzić go do rentownego finału. Powodzenia w zielonych inwestycjach!