Jak liczymy ROI

Źródła danych

• Ceny energii — godzinowe ceny TGE (RDN) z okresu analizy.
• Profil PV — godzinowa produkcja farmy, skalowana do mocy znamionowej scenariusza.
• Okres analizy — pełny rok kalendarzowy (365 dni, 8760 godzin), w scenariuszu referencyjnym: 2025-06-01 → 2026-05-31.

Wariant optymalny i pesymistyczny

Wariant optymalny (w żargonie bankowym: P50) to typowy rok produkcji PV — mediana oczekiwanego uzysku. Na nim opiera się cała optymalizacja godzinowa i wszystkie wykresy dobowe.

Wariant pesymistyczny (P90) to słabszy rok: produkcja, którą w przybliżeniu przekroczy się w 9 na 10 lat. Obniżamy godzinową produkcję PV o 15% (pesymistyczny = optymalny × 0,85) i puszczamy optymalizację od nowa. Magazyn dostaje więc własny harmonogram na słabszy rok — to pełne przeliczenie, nie korekta wyniku.

Ma to konkretne konsekwencje. Przychód z samej farmy PV spada o pełne 15%, ale przychód całego układu tylko o kilka procent: zarobek magazynu bierze się z rozpiętości cen na TGE, a nie z nasłonecznienia. Jednocześnie rosną koszty ładowania — mniej darmowej energii ze słońca oznacza, że magazyn częściej dobiera prąd z sieci. Liczba cykli baterii pozostaje niemal identyczna.

Przełącznik wariantu zmienia więc wszystko: KPI, cashflow, okresy zwrotu i dane godzinowe w sekcji „Dzień z życia instalacji”. Mówimy o tym wprost, bo bank i tak o to zapyta.

Model optymalizacji

Harmonogram pracy magazynu energii jest wynikiem godzinowej optymalizacji MILP (Mixed-Integer Linear Programming). Model decyduje w każdej godzinie: ładować ze słońca, ładować z sieci, rozładować, albo nic nie robić — przy ograniczeniach mocy, pojemności, SoC, sprawności cyklu i limitu przyłącza. Cel: maksymalizacja przychodu netto z uwzględnieniem kosztów energii, dystrybucji i zużycia baterii.

Metryki finansowe

• Zwrot prosty — nakład inwestycyjny podzielony przez zysk netto pierwszego roku.
• Zwrot na skumulowanym cashflow — rok, w którym narastający przepływ gotówki przekracza zero.
• IRR / NPV — z 20-letniego cashflow przy założonym WACC i eskalacji cen.
• LCOE / LCOS — uśredniony koszt energii z PV oraz magazynu.

CAPEX i OPEX podajemy jako kwoty orientacyjne, bez rozbicia na pozycje. Zależą od wymagań konkretnej inwestycji (lokalizacja, przyłącze, zakres prac) i nie stanowią oferty handlowej ani wyceny do negocjacji.

Dlaczego podajemy dwa okresy zwrotu

Zwrot prosty to jedna liczba na jednej kartce: nakład podzielony przez roczny zysk. Jest łatwy do sprawdzenia, ale zakłada, że każdy kolejny rok wygląda identycznie jak pierwszy.

Zwrot na skumulowanym cashflow bierze pod uwagę zmiany w czasie: indeksację cen energii o 3% rocznie, degradację modułów PV o 0,5% rocznie oraz spadek pojemności baterii. Ponieważ wzrost cen jest szybszy niż degradacja, ta miara wypada zwykle o kilka miesięcy wcześniej niż zwrot prosty. Obie liczby pokazujemy obok siebie — rozbieżność między nimi to informacja, a nie błąd.

Jak porównujemy się ze sztywnym harmonogramem

Aby pokazać, ile wnosi samo sterowanie, odtwarzamy ten sam rok jeszcze raz — tą samą baterią, tą samą mocą przyłącza i tą samą sprawnością cyklu — ale sterownikiem działającym na stałych oknach godzinowych, bez prognozy cen i pogody.

Wszystkie trzy warianty (sama farma PV, sztywny harmonogram, sterowanie AIESS) wyceniamy jedną formułą na tej samej serii cen TGE: sprzedaż energii z PV i z magazynu minus koszt prądu kupionego na ładowanie. Dzięki temu różnica nie bierze się z odmiennych założeń, tylko z decyzji podejmowanych godzina po godzinie.

Sztywnemu sterownikowi dajemy fory: testujemy wiele kombinacji okien ładowania i rozładowania, a do porównania bierzemy ten wariant, który wypadł najlepiej. Użyte godziny podajemy wprost przy wykresie.