Baltijas elektroenerģijas tirgus pārskats: ieņēmumu potenciāls un BESS biznesa modelis
Vairumtirgus nākamās dienas · tekošās dienas · balansēšanas jauda (BBCM) · visi aprēķini €/MWh · Igaunija / Latvija / Lietuva · 2025. g. febr. → šodien
Atjaunināts 24.09.2026
Jaudu prognoze un ilgtermiņa skats ir maksas.Viss pārējais šajā lapā paliek bez maksas.
+21% PVN · 7 dienu piekļuve
Šis skats ir daļa no maksas tirgus piekļuves
Jaudu prognoze un ilgtermiņa skats ir veidoti no maksas datu kopas. Iegādājies piekļuvi un lapa atslēgsies uzreiz — konts nav vajadzīgs, atslēga pienāk e-pastā un darbojas 7 dienas.
Jau ir atslēga? Ievadi to Biznesa modeļa sadaļā — viena atslēga atver abas puses.
Cenu tendence — šī nedēļa pret iepriekšējo (Latvijas day-ahead + tekošās dienas diapazons)
Stabiņi: day-ahead vidējā cena un dienas iekšējā cenu starpība. Punkti: nedēļas vidējais tekošās dienas maksimums (pīķis ▲), vidējā cena (◆) un minimums — atstarpe starp maksimumu un minimumu ir tekošās dienas cenu starpība, ko baterija pārvērš naudā, bet vidējā cena rāda, kur nedēļa patiesībā tirgojās starp tiem.
Gaidāmie starpsavienojumu atslēgumi → cena
Šīs nedēļas aina — atjaunīgā ģenerācija, importa jauda un sagaidāmā cena
Nākamās 14 dienas: atjaunīgās ģenerācijas indekss (laikapstākļi) un pieejamā pārrobežu importa jauda (UMM). Kad abi krītas — bezvēja/apmācies laiks un atslēgts starpsavienojums — Baltijas cenas parasti kāpj un cenu starpības paplašinās; kad abi ir augsti, cenas samazinās.
Faktiskie laikapstākļi (Open-Meteo) un pieejamā importa jauda pret faktisko day-ahead cenu, plus dienas tekošās dienas maksimuma (pīķis ▲) un minimuma punkti, salikti pa dienām. Ievēro: tekošās dienas cenu starpība (max − min) paplašinās tieši tad, kad atjaunīgā ģenerācija ir augsta un importa jauda krītas (atslēgts starpsavienojums) — augsta ģenerācija spiež day-ahead cenas grīdu lejup, bet deficīts uzšauj pīķi. Šī sakritība ir baterijas labākais logs.
Metodoloģija un pieņēmumi — kā šie signāli tiek veidoti
Trīs neatkarīgi virziena signāli rādīti blakus, katrs ar savu ticamību — apzināti nav sapludināti vienā prognozē. Kopējais „šīs nedēļas" lasījums parādās tikai tad, kad aktīvie signāli sakrīt; kad tie ir pretrunā, rādām „pretrunīgi".
Laikapstākļi → ģenerācija. Open-Meteo 7 dienu prognoze (mākoņu sega, vējš 100 m, īsviļņu radiācija) Rīgai/Tallinai/Viļņai. Vēja ģenerācija: <6 m/s zema · 6–10 vidēja · >10 augsta. Saule no īsviļņu radiācijas (primāri — mākoņi jau iekļauti): >400 W/m² un mākoņi <40% augsta · 200–400 vai 40–70% vidēja · citādi zema. Diena pret nakti pēc gaišā laika stundām (saule ≈ 0 naktī).
Atslēgumi. Nord Pool UMM. Atzīmējam tikai būtiskus importa jaudas samazinājumus uz Baltijas zonu (≥30% no starpsavienojuma jaudas, plūsma uz EE/LV/LT) nākamajās 14 dienās — atslēgums uz eksporta līnijas var vietējās cenas pazemināt, tāpēc plūsmas virzienam ir nozīme.
Tendence. Pēdējās 7 dienas pret iepriekšējām 7 — day-ahead vidējā cena un dienas iekšējā cenu starpība.
Bez izdomātiem koeficientiem. Nav publicēta Baltijas vējš→cena €-koeficienta, tāpēc signāli ir virziena, nevis punkta prognozes. Baltija atvienojās no BRELL 2025. g. februārī, tāpēc lielāks svars nesenajiem datiem. Indikatīvi — nav ieguldījumu konsultācija.
1Kā veidojas Baltijas elektroenerģijas cena — tirgi, kuros baterija pārdod
Baterija var pelnīt vairākos tirgos vienlaikus („ieņēmumu sakraušana"). Šie ir cenu veidi secībā, kādā enerģija tiek tirgota.
NĀKAMĀ DIENA Elspot izsole — noslēdzas pusdienlaikā par katru nākamās dienas stundu (15 minūšu bloki kopš 2025. g. okt.). Bāzes pirkt-lēti/pārdot-dārgi starpība. Paredzama, taču fiksēta stundas iepriekš.
TEKOŠĀS DIENAS IZSOLES IDA1 / IDA2 / IDA3 — trīs Eiropas mēroga izsoles (kopš 2024. g. jūn., 15 min), kas pārrēķina pozīcijas, kad pēc nākamās dienas tirgus precizējas vēja un saules prognozes.
NEPĀRTRAUKTĀ TEKOŠĀS DIENAS TIRDZN. ID1 / ID3 indeksi — orderu grāmatas tirdzniecība līdz pat minūtēm pirms piegādes. ID1 = pēdējās 1 stundas cena, ID3 = pēdējo 3 stundu. Šeit baterija noķer pēdējā brīža cenas lēcienu — visvērtīgākais, svārstīgākais logs.
BALANSĒŠANA Jauda (€/MW·h) par gatavību būt pieejamam + aktivizācija (€/MWh) par izsaukumu. Pārvalda PSO caur BBCM. Augsta sākumā, tagad sarūk.
2Nākamās dienas vairumtirgus (ENTSO-E)
Atsauces cena, pret kuru tirgojas katra MWh. Galvenais avots: ENTSO-E Transparency Platform (nākamā diena, dokuments A44) — neatkarīgi salīdzināta ar energy-charts.info, sakrīt ar €0,1/MWh precizitāti perioda vidējā vērtībā. 15 min detalizācija no 2025. g. okt.
Vid. · LV
–
Maksimums
–
Minimums
–
Dienas ar negatīvu cenu
–
Mēneša bāzes slodzes vidējā (vienādi svērtas dienas vidējās) ar min–max joslu. Noklusētais skats ir 2026 (~€97/MWh kopš gada sākuma); 2025 viena pati vidēji ~€86, bet pilnais 2025. g. febr.→2026 sajaukums ~€90 — pārslēdz periodu, lai salīdzinātu. Iestati detalizāciju uz „Diena", lai redzētu dienu pa dienai, vai 15 minūtes, lai redzētu neapstrādātās dienas iekšējās cenu svārstības (perioda izvēle kļūst par 24h / 3 dienu / 7 dienu / 31 dienas logu; 15 min dati aptver pēdējās 31 dienu). Feb 2026 uzkāpa līdz ~€155. Negatīvas cenas augsta vēja / zema pieprasījuma intervālos ir tīrs ieguvums lādējamai baterijai. Patērētājam šī nav pilnā cena. €90/MWh ir vairumtirgus vidējā. Ražotāja faktiskā piegādes cena pieskaita tīkla/pārvades tarifu (~€10–20/MWh) + akcīzi + piegādātāja maržu → aptuveni ~€100–105/MWh kopā (PVN atgūstams, tāpēc izslēgts). Tieši šo augstāko kopējo cenu „aiz skaitītāja" baterija ietaupa, kad apkalpo uz vietas patēriņu, nevis importē — sk. §10.
3Tekošās dienas svārstīgums — kur ir nauda
Dienas iekšējā cenu svārstība ir tas, ko baterija pārvērš naudā. Galvenais mērs — ENTSO-E nākamā diena, pilna vēsture: katras dienas augstākās un zemākās cenas starpība (max − min). Ilga, noturīga un arbitrāžas pamatā. Nepārtrauktās tekošās dienas (XBID) tirgus zemāk pievieno nesenu likviditātes momentuzņēmumu — vienīgo sēriju, ko ENTSO-E nepublicē.
Tekošās dienas starpība = nākamās dienas cenas dienas iekšējais max − min, no ENTSO-E par visu periodu. Tas ir noturīgais arbitrāžas signāls — svārstīgās dienās parasti €100–200+/MWh un noturīgs visu gadu. Baterija reāli noķer ~40–60% no tā (prognozes kļūda, cikla lietderība, viena cikla ierobežojumi) — tieši to modelē §10. Pēc noklusējuma rādīts dienu pa dienai; pārslēdz detalizāciju uz „Mēnesis", lai izlīdzinātu, vai izmanto §2 → detalizācija → 15 minūtes neapstrādātajai dienas formai.
Nepārtrauktā tekošās dienas (XBID) — augstākais svārstīgums
Atsevišķs nepārtraukts tirgus, kas tirgojas reāllaikā pēc nākamās dienas izsoles. Tieši šeit svārstīgums ir augstākais — nesenās LV ceturkšņstundas svārstās no negatīvas līdz €300+/MWh. Pārslēdz Skatu starp neseno 15 minūšu detaļu (ceturkšņstundas VWAP) un dienas vēsturi — mēs arhivējam šo plūsmu katru dienu, tāpēc vēsture laika gaitā padziļinās. Izmanto Perioda vadīklu, lai iestatītu logu.
ℹ️ ko tas nozīmēKur cenas patiesībā atrodas un cik daudz no kopvērtības nes katra daļa. Biznesa gadījums izmanto izvēlētā loga VIDĒJO — tas ieskaita pīķus tik bieži, cik tie notika.
Tirgotais apjoms (MWh/dienā) — tirgus likviditāte
Enerģija, kas faktiski mainīja īpašnieku nepārtrauktajā tekošās dienas tirgū — cik dziļš ir tirgus.
Tipiski: LV ~8 GWh/dienā, EE ~7, LT ~24 (Lietuva ir dziļākais Baltijas tekošās dienas tirgus). Apjoms seko svārstīgumam: piem., LV sasniedza ~22.4 GWh 20 May pret tās ~8 GWh vidējo. 10 MW baterija ar vienu ciklu ir ~20 MWh — niecīga daļa no dienas likviditātes, tāpēc ir plaša telpa darījumiem, nekustinot cenu. Šajā logā LV nepārtrauktās tirdzniecības ceturkšņstundu cenu starpība sasniedz €398/MWh — tas ir pīķis, nevis pastāvīgi notverams skaitlis.
4Eiropas salīdzinājums — kur atrodas Baltija
Mēneša day-ahead bāzes slodzes cena kaimiņu un atsauces zonās, ar izceltu Latviju. Avots: energy-charts.info.
Baltija atrodas vidū — lētāka par Poliju, dārgāka par Somiju/Franciju/Zviedriju. Uzkrāšanas vērtību nosaka svārstīgums (nevis absolūtais līmenis), un Baltijas kombinācija — vējš, ierobežoti starpsavienojumi un jauns balansēšanas tirgus — uztur svārstīgumu augstu.
5Balansēšanas jaudas tirgus — BBCM (AST / Elering / Litgrid)
Jauda = maksa €/MW·h par gatavību būt pieejamam. Klīrings ~vienots visā Baltijā (Latvijas kolonna = kopīgā klīringa cena). Avots: Baltic Transparency Dashboard API.
Lasi slīpumu, nevis vidējo. Sākuma perioda deficīts (2025. g. febr.–aug.) uzdzina FCR/aFRR līdz ekstrēmiem līmeņiem (aFRR↓ pīķis ~€357/MW·h 2025. g. maijā); kopš tā laika klīringa cenas ir strauji kritušās. FCR maksā visvairāk par MW, bet viss Baltijas FCR tirgus ir tikai ~20 MW — tas piesātinās jau pēc dažām baterijām.
Aktivizācijas enerģija — ko maksā, kad tevi faktiski izsauc (€/MWh)
Jauda (augstāk) maksā par gatavību; aktivizācija maksā par katru MWh, kad PSO tevi faktiski izsauc ievadīt (↑) vai absorbēt (↓) enerģiju. Divi atsevišķi maksājumi. Avots: Baltic Transparency Dashboard (Latvija, deficīta griestu izlecošās vērtības izfiltrētas).
ℹ️ ko tas nozīmēBalansēšanas cenas ir gājušas cauri atšķirīgiem režīmiem (sākuma deficīts, 2026. gada kritums, nesenā atgūšanās). Garš logs sajauc šos režīmus vienā vidējā, kas neatbilst nevienam reālam periodam — lēmumam lasi pēdējos 3 mēnešus, kontekstam garākos logus.
Šie ienākumi summējas papildus jaudas maksājumam — bet tos nopelni tikai tad, kad tevi faktiski aktivizē, un baterija to dara, tērējot ciklu. Kā lasīt ↑ pret ↓ (piemērs):Augšup (↑) = tīklā trūkst enerģijas, tāpēc tevi izsauc to ievadīt — tu izlādē un saņem samaksu pēc (augstās) augšupvērstās cenas. Tu dod enerģiju, tu saņem naudu. Lejup (↓) = tīklā ir pārpalikums, tāpēc tevi izsauc enerģiju absorbēt — tu lādē. Pozitīva lejupvērstā cena nozīmē, ka tev maksā par enerģijas uzņemšanu — tu saņem naudu un enerģiju, ko uzkrāt (dubults ieguvums); tikai negatīva lejupvērstā cena nozīmētu, ka maksā tu. Tātad pelnīt var abos virzienos — ↑ maksā par pārdošanu dārgi, ↓ var maksāt par pirkšanu (vai par to, ka tev maksā pirkt). Kāpēc tikai aFRR (+ vispārējā līnija)?FCR netiek aktivizēts enerģijai — tā ir gandrīz tūlītēja, simetriska frekvences reakcija, ko apmaksā tikai kā jaudu, ar nebūtisku neto enerģiju, tāpēc aktivizācijas cenu sērijas nav. mFRR Latvijas aktivizācijas dati atklātajā plūsmā ir reti/bojāti, tāpēc pārskats rāda uzticamo vispārējās balansēšanas enerģijas atsauci kā mFRR/kopējo aizstājēju. Aktivizācijā var pelnīt arī bez jaudas tirgus. Kā prekvalificēts BSP vari iesniegt brīvprātīgus enerģijas piedāvājumus mFRR (MARI) un aFRR (PICASSO) tirgos bez jaudas rezervācijas — tu atsakies no pieejamības maksājuma, bet nopelni aktivizācijas €/MWh, kad tevi izsauc (aFRR vajadzīga automātiskās vadības / AGC pieslēgšana). FCR ir tikai jaudas tirgus (enerģijas tirgus nav). „Tikai enerģija” pieeja saglabā elastību un ir pievilcīga tieši tad, kad jaudas cenas ir saspiestas (kā tagad) — solī enerģiju oportūnistiski, nevis fiksē lētu jaudu. (Pirms komerciālas paļaušanās apstiprini ar Elering/AST.) Aktivizācijas līmenis ir balstīts datos, nevis pieņemts: izmērītā Baltijas aFRR aktivizācija ≈ 20% no pieejamajām stundām (Transparency Dashboard, 2026. g. marts–apr.: ~85 GWh aktivizēti pret ~143 MW iepirktiem); mFRR aktivizē ~40% tik bieži (~8%). Šie skaitļi virza aktivizācijas rindu §10 kalkulatorā — modelis pēc noklusējuma izmanto izmērīto līmeni, kas ir pielāgojams.
6Iepirkums — rezerves pieprasījums pret nosolīto apjomu
Cik daudz PSO vajag pret to, cik faktiski tiek iepirkts, pa produktiem (Baltijas kopsumma EE+LV+LT, MW). Avots: Baltic Transparency Dashboard.
Tirgus ir strukturāli deficīts: nosolītais apjoms ir zem pieprasījuma. Piemērs — mFRR↓ pieprasījums ir ~650–750 MW, bet nosolās tikai ~380–470 MW — iztrūkums ~250–300 MW. PSO šo iztrūkumu sedz ar ārpustirgus resursiem (Igaunijas Kiisa avārijas stacija, Energy Cells un AST pašu baterijas) un pārrobežu balansēšanu no ārpus-Baltijas PSO — jo tirgus ģenerācija + uzkrāšana vajadzību vēl nesedz. Šis nesegtais pieprasījums ir ieejas iespēja, un tas sašaurinās, ienākot uzkrāšanas jaudām. (Pieprasījuma dati atklātajā plūsmā sākas ~2025. g. sept.; agrākos mēnešos redzams tikai nosolītais. „Piedāvātais/solītais" datu sērija ir pārāk reta, tāpēc nav attēlota.)
1Pārrobežu pārvades atslēgumi — kad starpsavienojumi izkrīt
Plānotā un piespiedu nepieejamība pārrobežu savienojumos starp Somiju, Baltiju, Poliju un Zviedriju — tiešraidē no Nord Pool steidzamajiem tirgus ziņojumiem (UMM). Kad starpsavienojums izkrīt, starpzonu jauda sarūk un cenu starpības paplašinās — tas ir svārstīgums, ko baterija pārvērš naudā. Izsekoti 428 aktīvi un gaidāmi pārvades atslēgumi.
Pieejamā jauda pa savienojumiem — tagad pret nominālo
Jauda laika gaitā — pieejamie MW (pīķis → kritums → atjaunošanās)
Kāpēc tas ir svarīgi baterijai. Lielākās Baltijas svārstības rada LitPol Link (LT↔PL) — kopš 2025. g. februāra atvienošanās no BRELL tas ir vienīgais sinhronais savienojums ar kontinentālo Eiropu — kā arī EstLink (FI↔EE) un NordBalt (LT↔SE) HVDC kabeļi. Atslēgums uz jebkura no tiem izolē cenu zonu, paplašina vietējās cenu starpības un palielina balansēšanas vajadzību — viss par labu uzkrāšanai. Avots: Nord Pool UMM pārvades ziņojumi, atjaunināti kopā ar pārskatu (2026-09-24).
27 dienu laikapstākļi → sagaidāmā atjaunīgā ģenerācija
Mākoņi, vējš un saules radiācija trijās Baltijas galvaspilsētās ar atvasināto saules un vēja ģenerāciju pa dienām (diena pret nakti). Apmācies/bezvējš → mazāk saules un vēja → stingrākas cenas; vējains/saulains → vairāk atjaunīgo → zemākas cenas un plašākas cenu starpības.
Prognozētā atjaunīgā ģenerācija — nākamās 7 dienas (Baltijas vidējais)
1
Jaudu izbūve — uzstādītā jauda, nominālie MW
Ģenerācija pa tehnoloģijām (sakrauta) + BESS jaudas līnija. Klikšķini uz leģendas nosaukuma, lai to paslēptu.
Ģenerācijas forma — kāpēc nominālie MW ≠ reālie MW
No stundu viena ass sekotāja PV modeļa (reāls, pa sezonām) + jaudas izmantošanas koeficientiem. Sezonu sadalījums un pusdienlaika izliekums virza kanibalizāciju.
Vidējā diena — % no nominālās jaudas pa stundām
Sezona
Piemērotie jaudas koeficienti (CF): PV 11% · sauszemes vējš 35% · jūras vējš 48% (gada). PV forma no iekšējā viena ass sekotāja modeļa pa sezonām; sauszemes vēja forma no 7 gadu 10 min mērījumu sērijas (ziema 44% / vasara 30% / gads 35% CF); jūras vējš modelēts.
Sauszemes vēja pieejamība (Baltija)
Skats
Parauga diena
No 7 gadu, 10 minūšu sauszemes vēja mērījumu sērijas (314 537 paraugi, vidēji ~7 m/s, 500 MW atsauces turbīna). Vējš ir zem 10% no nominālās jaudas ~29% gada un tuvu nullei ~13% — strukturālais iemesls, kāpēc stabilai izejas jaudai vajadzīga tīkla rezerve, ne tikai uzkrāšana.
Vidējā diena — ģenerācija pret pieprasījumu
Scenārijs
Reģions
Sezona
Gads2030
Reālā sagaidāmā ģenerācija (nominālā × CF × sezonas stundu forma) pret pieprasījumu. Laukums virs treknās pieprasījuma līnijas = pusdienlaika pārpalikums, ko absorbēt / ierobežot / eksportēt.
Stabilizācijas kalkulators — PV + vējš + 4 h BESS stabilai X MW piegādei
Stabilā jauda MW
Sezona
Baterija fiksēta ar 4 stundu ilgumu (enerģija = 4 × jauda). Tā kā 4 h baterija nespēj pārklāt visu nakti, vēja + PV nominālā jauda tiek pārbūvēta, lai vairāk stundu segtu tieši. Vasarā vajag vairāk uzkrāšanas, lai pārbīdītu PV pusdienlaika izliekumu; ziemā stabilizē galvenokārt vienmērīgais vējš.
3
Piesātinājuma krustpunkts — kad BESS kanibalizē pats sevi
Balstīts uz 1.–2. sadaļas jaudu izbūvi + pārpalikumu. Augoši atjaunīgie resursi paplašina cenu starpību; augošs BESS to saspiež.
Ātro rezervju tirgus (FCR+aFRR) visām trim valstīm ir tikai ~150 MW. BESS to jau pārsniedz — rezervju tirgus sabrūk pirmais, 2025→2028.
TAD ARBITRĀŽA
Vērtība pārvietojas uz enerģijas arbitrāžu, kuras dziļums aug līdz ar atjaunīgo pārpalikumu — noturīgais slānis, taču arī tas saspiežas, tiklīdz uzkrāšana spēj uzsūkt visu pusdienlaika pārpalikumu.
KRUSTPUNKTS
—
ATJAUNĪGIE GLĀBJ
Lielais sauszemes vēja + PV projektu portfelis turpina audzēt pārpalikumu — spēks, kas var apsteigt BESS izbūvi un noturēt arbitrāžu dzīvu līdz pat 2030. gadu beigām.
CF: PV 11% · sauszemes vējš 35% · jūras 48%. PV stundu forma no iekšējā viena ass sekotāja modeļa (pa sezonām); sauszemes vēja stundu + ilguma līkne no 7 gadu 10 min mērījumu sērijas; jūras vējš modelēts. Stabilizācijas baterija = 4 h. 2025. g. uzstādītā jauda un 2030. g. NEKP — no avotiem; 2040. g. — scenārija pieņēmums. Indikatīvi — nav ieguldījumu konsultācija.
▸Godīgais kopskats
2025. gada zelta drudzis ir beidzies. Kad 2025. g. februārī tika atklāts Baltijas balansēšanas jaudas tirgus (BBCM), vājā konkurence uzdzina jaudas cenas līdz deficīta līmeņiem — FCR vidēji ~€97/MW·h, aFRR lejup ~€127. Līdz 2026. g. sākumam tās bija nokritušās līdz ~€43.2 un ~€6.5 — 55–95% sabrukums▼, baterijām pārpludinot tirgu ar niecīgu pieprasījumu (Baltijas FCR vajadzība ir tikai ~20 MW).
Enerģijas tirgi ir noturīgais pamats. Latvijas day-ahead vidējā cena ir €90/MWh (2026. g. līdz šim €97), ar pīķiem līdz €1174 un negatīvām cenām vējainās dienās. Bet īstais signāls ir tekošās dienas tirgus: pēdējo 14 dienu laikā LV tekošās dienas ceturkšņstundu cenu starpība svārstīgās dienās sasniedza €398/MWh — krietni virs day-ahead starpības (~€180). Tas ir pīķis, nevis pastāvīgs skaitlis; analītiķi modelē, ka baterija notver ~50% no bruto starpības. Tieši šo pēdējā brīža svārstīgumu baterija ir būvēta noķert.
Balansēšana tagad ir sarūkošs bonuss, nevis tēze. Tā joprojām maksā, bet tendence ir lejupejoša, un jau daži jauni projekti to piesātina. Balsti aprēķinu uz enerģijas arbitrāžu + tekošās dienas tirgu; jaudas ieņēmumus uzskati par papildu iespēju, kas saspiežas.
Strukturālais aizmugurvējš ▲ aug: Baltija ir atjaunīgo resursu izbūves sākumposmā — Latvija viena pati no ~0,3 sasniedz ~1,0 GW saules līdz 2030. g. (2,2 GW līdz 2060. g.) un no ~0,1 — ~0,8 GW vēja, ar jūras vēju no 2032. g., kamēr pieprasījums aug 7,6→8,7 TWh (nacionālie enerģētikas plāni / tirgus prognozes). Vairāk mainīgo atjaunīgo = lielāks cenu svārstīgums, lielāka balansēšanas vajadzība, vairāk stundu ar negatīvām un pīķa cenām — tieši tas, ko baterija pārvērš naudā. Tātad, pat šodienas sākuma perioda cenām saspiežoties, pamatā esošā vajadzība pēc uzkrāšanas aug; vērtība pārvietojas no deficīta jaudas maksājumiem uz strukturāli dziļāku enerģijas arbitrāžas iespēju.
„Aiz skaitītāja" (behind-the-meter) ir kluss bonuss. Ja īpašnieks enerģiju patērē arī uz vietas (piem., rūpnīca), savā slodzē izlādētā enerģija ietaupa pilno mazumtirdzniecības importa cenu — vairumtirgus + tīkla/pārvades tarifs + nodokļi — jo tā nekad neceļo cauri sadales tīklam. Šie ietaupītie ~€100+/MWh parasti ir vērtīgāki nekā pārdošana par ~€91 vairumtirgus cenu (sk. cilni „Biznesa modelis").
Ko tas nozīmē investīcijai: aprēķins balstās uz to, kur cenas nostabilizēsies, nevis uz sākuma pīķiem. €/MWh kalkulators cilnē „Biznesa modelis" atveras ar bāzes scenāriju, un izvēlnē ir pesimistiskais un optimistiskais scenārijs, kas to ietver no abām pusēm (katrs pilnībā rediģējams) — atmaksāšanās iekrīt vairāku gadu diapazonā, un starpība starp tavām pilnajām izmaksām un notverto cenu ir visa spēle.
Katrs skaitlis šajā lapā tiek iegūts tiešraidē no publiskiem PSO un biržas datiem (ENTSO-E Transparency Platform, Baltic Transparency Dashboard, Nord Pool) un ir neatkarīgi pārbaudīts. Indikatīvi diskusijai — nav ieguldījumu konsultācija.
1Saules un vēja uztvertās cenas — svārstīguma dzinējs
Kāpēc cenu starpības pastāv: atjaunīgie nopelna mazāk par bāzes slodzes cenu, un plaisa paplašinās, tiem augot (kanibalizācija).
Latvijas bāzes slodze 2024
€87/MWh
Saules uztvertā daļa
76% → 60%2023 → 2024 · ≈€52/MWh
Vēja uztvertā daļa
~78%≈€68/MWh
Saules uztvertā daļa nokritās no 76% līdz 60% viena gada laikā, Latvijas PV augot — spiežot pusdienlaika cenas lejup un vakara cenas augšup. Tieši šī augošā dienas svārstība ir tas, ko baterija arbitrē. Kā lasīt „uztverto daļu" (capture rate): tā ir vidējā cena, ko tehnoloģija faktiski nopelna, ÷ vienkāršā bāzes slodzes vidējā cena. Piemērs — Latvijas 2024. g. bāzes slodze vidēji €87/MWh, bet saule ģenerē galvenokārt pusdienlaikā, kad (pateicoties visiem pārējiem paneļiem) cenas vidēji ir tikai ~€52; tātad saules uztvertā daļa = 52/87 ≈ 60%. Jo vairāk saules uzbūvēts, jo zemākas pusdienlaika cenas un zemāka daļa — „kanibalizācija". Baltijas pētījumi rāda, ka saules uztvertā daļa krītas strauji — ~90% (2022) → 80% (2023) → 60%+ (2024) un prognozēta virzienā uz 20% pēc 2026. g., PV pieaugot. Vējš saglabā ~78% (≈€68), jo ģenerē visās stundās un nesakrājas vienā lētā logā. Avoti: Štāls et al. (Baltic price-cannibalisation study); MDPI app14156396; AST Latvia market review 2024.
2Ilgtermiņa skatījums — zelta drudzis normalizējas līdz ienesīgai grīdai
Neatkarīga nākotnes cenu līkne Baltijas baterijas ieņēmumiem — jauktā vērtība uz MWh (enerģijas arbitrāža + balansēšana, sakrautas), reālos 2026. g. €, balstīta uz atzītiem elektroenerģijas tirgus nākotnes datiem. Tas nav „viss sabrūk": sākuma perioda zelta drudzis normalizējas, tirgum piesātinoties, un tad nostājas uz grīdas virs izmaksām. Jaudas daļa šajā maisījumā sarūk (izbalējošais gabals), bet day-ahead, tekošās dienas tirgus un aktivizācija notur jaukto vērtību noturīgā, ienesīgā līmenī.
Augstais / vidējais / zemais nākotnes cenu scenārijs · tuvākais periods ar nepārtrauktu līniju, 2028+ prognozēts (pārtraukta)
Kritums, tad ienesīga grīda. Vidējais scenārijs krītas no ~€200/MWh (2026. g. zelta drudzis) līdz ~€90/MWh reālā izteiksmē līdz 2040. g. — joprojām virs bāzes sistēmas ≈€67/MWh pilnajām izmaksām, tāpēc aktīvs paliek naudas plūsmu ģenerējošs visu mūžu. Neatkarīgi atskaites punkti par formu ir vienisprātis: gan Baltijas BBCM dati, gan atzītās elektroenerģijas tirgus nākotnes līknes rāda ieņēmumus krītamies līdz grīdai — tie atšķiras tikai par sākuma līmeni un to, cik augstu grīda atrodas. Jaudas tirgus ir gabals, kas sabrūk visstiprāk (70–95% zem 2025. g. sākuma), bet tas nekad nebija naudas lielākā daļa; noturīgais slānis ir enerģija + aktivizācija. Nākotnes cenu scenāriji: augstais / vidējais / zemais, 2026–2040.
Publikācijas
Pētījumu piezīmes, kas balstītas šīs lapas datu kopā. Katrs skaitlis tajās tiek atjaunots no tā paša ikdienas datu konveijera.
Tirgus piezīme · 2026. gada septembris · 5 lpp. (PDF)
Deviņpadsmit mēnešu klīringa cenas pret uzstādītajiem megavatiem: balansēšanas ieņēmumi strauji krīt, ienākot jaunai jaudai (r = −0,70), kamēr nākamās dienas cenu starpība nekustas (r = −0,06); kur ieņēmumi nostabilizējas, datēts pēc novērotā pieslēgšanas tempa; un ko tas nozīmē 10 MW projektam Latvijas sadales pieslēgumā.
Viss €/MWh izteiksmē: tavas pilnās izmaksas (LCOS) pret notverto cenu un starpība starp tām. Izvēlies scenāriju (pesimistiskais / bāzes / optimistiskais) un pielāgo jebkuru ievadi pirms ģenerēšanas.
🔒 Slēgts: pamatscenārija modelis, fiksēts uz standarta 20 MW un standarta tīkla tarifiem. Visas ievades, pilnais aprēķins, finanšu un tirgus datu eksports atslēdzas ar atslēgu.
📊 No pēdējām ~30 dienām — uz datiem balstīti iestatījumi
Ieteiktās vērtības no pašreizējiem tirgus datiem — tās rāda, kurp norāda tirgus šodien. Izvēlies scenāriju augšā un ievadi tās attiecīgajos laukos, lai pārbaudītu.
38.7k€/MW·mo
Gross revenue / MW·mo (market)
Fully available MW, last 30 days: FCR capacity €33.1k + captured 2h spread €5.6k. After purchased energy, before costs
186€/MWh
Arbitrāžas starpība
Median LV day-ahead daily spread, last 30 days (30 days)
Held at analyst best-practice ~50% of gross spread · modelī tagad 50
1/day
Cikli dienā
Share of last-30d LV days with spread > €60 breakeven
Izveido aprēķinu, tad saglabā un nosauc to (piem., „Pozitīvais”, „Negatīvā tendence”) — glabājas tavā pārlūkā.
TEHNISKIE DATI
Uzstādītā jauda (nominālā) (invertora nominālā)ℹ️Baterijas paša nominālā jauda — maksimums, ko tā jebkurā brīdī spēj uzlādēt vai izlādēt, vēl neskatoties uz tīklu. Kopā ar ilgumu tā nosaka arī enerģijas ietilpību (20 MW × 2 h = 40 MWh). Abas zemāk esošās pieslēguma jaudas var būt mazākas par šo skaitli, un katrā virzienā reālo ierobežojumu nosaka mazākā no abām. MW
Pieslēguma jauda — patēriņš (MW, ko drīksti ņemt uzlādei)ℹ️Cik MW pieslēguma līgums ļauj ņemt NO tīkla, lai uzlādētu bateriju. Ja tā ir mazāka par uzstādīto jaudu, baterijas uzpilde aizņem vairāk stundu — 40 MWh caur 10 MW pieslēgumu pie 88% cikla lietderības prasa ap 4,5 stundām, nevis 4. Uzlādējot vairāk stundu, daļa no tām vairs nav nakts lētākās stundas, tāpēc nopelnītā cenu starpība nedaudz samazinās. Uz šo pašu skaitli tiek rēķināta arī tīkla jaudas maksa — maksa attiecas tikai uz patēriņa pieslēgumu, ražošanas pusei tādas nav, tāpēc mazāks pieslēgums šeit patiešām maksā mazāk. MW
Pieslēguma jauda — ražošana (MW, ko drīksti ievadīt izlādējot)ℹ️Cik MW drīksti ievadīt TĪKLĀ, izlādējot bateriju. Ja tā ir mazāka par uzstādīto jaudu, baterijas iztukšošana aizņem vairāk stundu, tāpēc pārdošana turpinās arī pēc dienas cenu maksimuma — stundās, kas maksā mazāk. Baltijas datos tas izmaksā vairāk nekā tikpat mazs patēriņa pieslēgums, jo augstās cenas ir tikai dažās vakara stundās, bet lētās nakts stundas ir plašas un līdzenas. Mazāka jauda šeit ierobežo arī to, cik MW balansēšanas rezerves vari uzņemties. MW
Ilgums
h (0.5–12)
Sistēma: 20 MW / 40 MWhℹ️Enerģijas ietilpība = uzstādītā jauda × ilgums. 20 MW baterija ar 2 stundu ilgumu uzkrāj 40 MWh; pārslēdzot uz 4 stundām, uzkrātā enerģija (80 MWh) un enerģijas CapEx dubultojas, bet jauda paliek tā pati.
ℹ️ uzlādes / izlādes profils
Cenu kāpņu koeficients rāda, cik daudz no parastās cenu starpības paliek pāri, kad viens cikls jāizstiepj uz vairāk stundām. Tas ir izmērīts, nevis pieņemts: modelis paņem pēdējo nedēļu reālās nākamās dienas stundu cenas, sakārto katras dienas 24 stundas un nolasa, cik patiesībā maksāja labākās 1, 2, 3 … stundas un cik izmaksāja lētākās 1, 2, 3 … stundas. Koeficients 1,000 ir standarta gadījums, kur abas pieslēguma jaudas ir vienādas ar uzstādīto jaudu — zemāk esošais „notvertā daļa” slīdnis jau satur šī gadījuma paša atšķaidījumu, tāpēc šis koeficients pieskaita tikai papildu zaudējumu no mazāka pieslēguma. Piemēram, 0,914 nozīmē, ka notver 91,4% no tā, ko notver standarta gadījums.
Tīkla operators (iestata abus tīkla tarifus zemāk)
ℹ️ par šo tīkla operatoru
Uzstādītais CapEx190 €/kWh
Cikli dienā1.2
Aktīva mūžs14 yr
Projekta sākums (1. gads = janvāris)
Reinvestīcija (% no sākotnējā CapEx)30%
Reinvestīcijas gads8
ℹ️ par reinvestīciju
Cikla lietderība (AC-AC, iesk. AC-DC)88%
Gada degradācija2.5%
KOMERCIĀLĀ STRUKTŪRA
PPA veids
Grīdas līmenis (€/MW·gadā)50,000
Īpašnieka peļņas daļa (no pārpalikuma virs grīdas)50%
PPA termiņi
1. termiņš — gadi8
2. termiņš — gadi (sākas, kad beidzas 1. termiņš)5
2. termiņš — grīdas līmenis (€/MW·gadā)35,000
ℹ️ par termiņiem
ℹ️ par šo PPA veidu
ENERĢIJAS ARBITRĀŽA (€/MWh)
Cenu logs (nosaka starpību zemāk)
Bruto dienas starpībaℹ️Vidējā day-ahead cenu starpība vienas dienas ietvaros (dārgākā stunda mīnus lētākā) Latvijā pēdējo 3 mēnešu dzīvajos datos — šobrīd €180/MWh. To pārrēķina ikreiz, kad ziņojums tiek pārbūvēts, tāpēc biznesa gadījums vienmēr sākas no jaunākā tirgus, nevis no skaitļa, kas iesaldēts lapas tapšanas brīdī. Logs sakrīt ar balansēšanas cenu logu, tāpēc visas ieņēmumu rindas tiek lasītas no vienām un tām pašām trim mēnešiem. Spied „sadalījums” zem slīdņa, lai redzētu, kā dienas sadalījās un cik daudz no kopvērtības nes dārgās dienas. Šī ir BRUTO starpība; nopelna tikai zemāk norādīto notverto daļu.180
Notvertā daļa80%
Notvertā starpība €/MWh — starpība × notvertā (atvasināts)ℹ️Kāpēc šis skaitlis var atšķirties starp AST un Sadales tīklu pat ar vienādu bruto starpību un vienādu notverto daļu: formulai pievienojas trešais, IZMĒRĪTS koeficients — cenu kāpnes — ikreiz, kad pieslēguma jaudas ir mazākas par uzstādīto jaudu. Baterija, kas savu enerģiju spiež caur mazāku pieslēgumu, katram ciklam prasa vairāk stundu, tāpēc tā nevar visu iepirkt vienā lētākajā nakts stundā un visu pārdot vienā labākajā vakara stundā — tā turpina tirgoties arvien sliktāk apmaksātās stundās. Modelis šo sodu izmēra no reālām stundu day-ahead cenām: tas sakārto katras dienas 24 stundas un nolasa, cik patiesībā maksāja labākās un lētākās 1, 2, 3 … stundas, un salīdzina tavu izstiepto ciklu ar standarta gadījumu. Kad pieslēgumi ir vienādi ar uzstādīto jaudu, koeficients pēc konstrukcijas ir tieši 1,000 (notvertās daļas slīdnis jau satur šī gadījuma paša atšķaidījumu); mazāks pieslēgums šeit parādās kā, piemēram, × 0,935 — un formulas rinda zem šīs vērtības parāda reizinātāju tieši tad, kad tas iedarbojas.106
ℹ️ ko tas nozīmēKo tas nozīmē: bruto dienas starpība ir teorētiskā atstarpe starp dienas zemāko un augstāko cenu. Reāla baterija nekad nepērk tieši zemākajā un nepārdod tieši augstākajā — prognozes un dispečēšana nav perfektas — tāpēc notvertā daļa (~50–60%) ir tā daļa, ko reāli notver. Notvertā starpība augstāk ir iegūtais €/MWh, kas faktiski virza arbitrāžas ieņēmumus.
BALANSĒŠANAS TIRGUSℹ️Jaudu, ko drīksti apņemties rezervē, ierobežo mazākais no trim jaudas skaitļiem — uzstādītā jauda, patēriņa pieslēgums, ražošanas pieslēgums. Iemesls: šie produkti ir divvirzienu. Ja PSO nopērk no tevis 20 MW rezerves, tas sagaida, ka spēsi dot 20 MW augšup (izlāde), kad tīklā trūkst, UN uzņemt 20 MW lejup (uzlāde), kad ir pārpalikums. Tāpēc 10 MW pieslēgums jebkurā pusē ierobežo visu apņemšanos līdz 10 MW, pat ja otra puse spētu 20.
Cenu logs (nosaka abas cenas zemāk)
Vidējā jaudas cenaℹ️€/MW·h, jaukta — maksa par gatavību–
Bruto aktivizācijas starpība (€/MWh — enerģija pēc izsaukuma)–
ℹ️ ko tas nozīmēJauda ir gatavības cena (€/MW·h). Aktivizācija ir enerģija pēc izsaukuma, tāpēc tā atspoguļo arbitrāžu: bruto starpība × notvertā daļa = notvertais €/MWh, kas virza ieņēmumus. Abas aizpildītas no cenu loga augstāk un rediģējamas; cik bieži tevi izsauc — atsevišķais aktivizācijas līmenis zemāk.
Balansēšanas jaudas kritums (%/gadā — maksa par gatavību)−5%/yr
Balansēšanas aktivizācijas kritumsℹ️%/gadā — enerģija pēc izsaukuma; svārstīguma virzīta−0.5%/yr
ℹ️ ko tas nozīmēDaļas zemāk ir rezervēta jauda — tā nevar vienlaikus arbitrēt. Trīs sviras pārbīda bateriju starp enerģiju un balansēšanu: daļas (FCR/aFRR/mFRR %), jaudas pieejamība (cik stundu jauda tiek turēta) un aktivizācijas līmenis (cikli enerģijas piegādei pēc izsaukuma). Pagriez jebkuru lejup → vairāk ciklu arbitrāžai.
Jaudas pieejamība60%
ℹ️ ko tas nozīmēKo tas nozīmē: gada 8 760 stundu daļa, kurās piesaistītā jauda faktiski tiek turēta / nosolīta rezerves tirgū — aktīva laika pieejamība. Tā nav tas, cik no baterijas tu piedāvā (tās ir FCR/aFRR/mFRR daļas zemāk). Pašreizējā iestatījumā ≈ 5 260 h/gadā turēti.
Aktivizācijas līmenisℹ️aFRR, izmērīts ~20%; mFRR auto ×0.430%
IESLĒGTS = atsakies no pieejamības maksājumiem (FCR→0), paturi tikai aktivizāciju. Pievilcīgi, kad jaudas cenas ir zemas.
FCR5%
aFRR (↑+↓)10%
mFRR (↑+↓)10%
DARBĪBAS IZMAKSAS
Agregators / BSP (% no tirgus ieņēmumiem)8%
Tīkla pārvadeℹ️€/MWh patērēts — uzlāde + lejupvērstā; nulle augšupvērstajai ievadei3.63
Tīkla jaudas rezervācija (€/MW·gadā)794
Tīkla apmaksātā daļaℹ️% — uzkrāšanai ieskaita ievadi−izvadi; rēķins tikai par starpību100%
Izmaksu inflācijaℹ️%/gadā — visas darbības izmaksas pieaug2%/yr
Trīs krituma likmes augstāk (arbitrāža / jauda / aktivizācija) ir 1. fāzes (2026–30) likmes; scenārijs nosaka pilno līkni. Bāzes scenārijs: arbitrāža sākotnēji nokrīt, jaunai uzkrāšanai piesātinot starpību (−0,5%/gadā), pēc tam atjaunojas (+3→+5%/gadā), dziļākai atjaunīgo enerģijai paplašinot tekošās dienas svārstīgumu; jauda kritusi strauji (piesātinājums); aktivizācija ir noturīgāka.
Cenu trajektorija pa gadiem — skati / rediģē katra gada % izmaiņu
ℹ️ ko tas nozīmēNoklusējumi seko scenārija 3 fāžu līknei (P1 2026–30 = krituma slīdņi augstāk → P2 31–35 → P3 36+). Rediģē jebkuru šūnu — tā pārraksta to gadu. Scenārija vai slīdņu maiņa atiestata tabulu.
Objekta slodze kā % no nominālās jaudas — mērogojas ar sistēmas izmēru (30 MW → 25% = 7,5 MW). Pielāgo savam objektam:
Vasaras diena25% (5.0 MW)
Vasaras nakts15% (3.0 MW)
Ziemas diena15% (3.0 MW)
Ziemas nakts15% (3.0 MW)
Pīķa / līguma jauda25% (5.0 MW)
Nedēļas intensitāteℹ️darba dienas nedēļā — 5 = 2 brīvdienas5 days
Ietaupītais imports (€/MWh)100
Jaudas maksa (€/kW/mēn.)2.8
FINANSĒJUMS (IRR aprēķinam)
Sviras līmenis (parāda daļa)75%
Aizdevuma likme5.5%
Aizdevuma termiņš8 yr
Izmaksas (LCOS)
–
Notvertais /MWh
–
Marža / MWh
–
Bruto ieņēmumi / MW·mēn.
–
pēc nopirktās enerģijas — tirgus mēraukla
EBITDA / MW·mēn.
–
pēc O&M, tīkla un agregatora
EBITDA / gadā
–
CapEx · atmaksāšanās
–
Projekta IRR (bez sviras)
–
Kapitāla IRR (ar sviru)
–
DSCR (min · vid., aizdevuma gadi)
–
Aiz skaitītāja ieguvums / gadā (pašpatēriņš + pīķa nogriešana)
–
–
🔒 Pilnais aprēķins ir slēgts. Pamatscenārijs ir fiksēts uz standarta 20 MW; kumulatīvā / enerģijas / CapEx diagramma zemāk paliek aktīva.
Pilnais aprēķins — kā veidojas atmaksāšanās
Katra ieņēmumu plūsma pie taviem pašreizējiem iestatījumiem, izsekota no dienas → gada → cenas → ieņēmumiem → peļņas. Enerģijas plūsmas apmaksā par katru izciklēto MWh; jaudu — par katru pieejamībā turēto MW (MW·h). Atjaunojas tiešraidē ar slīdņiem.
Jutīguma analīze
Katrs virzītājs neatkarīgi svārstīts par ±% (viss pārējais nemainīgs) — ietekme uz IRR, NPV, atmaksāšanos, DSCR un MOIC. Iestati svārstību katram virzītājam:
Atmaksāšanās diapazons pēc neto ieņēmumu līmeņa
Katrs stabiņš aptver CapEx diapazonu ap tavu pašreizējo vērtību; marķieris ir tavs CapEx. Rindas ir tavs modelētais neto šodien un divi augstāki tirgus līmeņi, lai redzētu, cik tālu atdeve pārvietojas, ja balansēšanas cenas atgūstas. Viss seko taviem ievadiem, arī tīkla operatoram — AST pārvades pieslēgums un Sadales tīkla sadales pieslēgums dod atšķirīgus stabiņus, jo tīkla maksa ir atšķirīga.
Naudas atdeve pēc neto ieņēmumu līmeņa
Gada neto ieņēmumi dalīti ar kopējo investīciju, tajos pašos trijos līmeņos un tajā pašā CapEx diapazonā. Tas atbild uz jautājumu, ko atmaksāšanās skaitlis noslēpj: cik aktīvs izmaksā katru gadu pret to, cik tas maksāja. Tāda pati atkarība no tīkla operatora kā diagrammā augstāk.
Enerģijas ieņēmumi = (notvertā daļa × bruto dienas starpība) × gadā izlādētās MWh, kur izlādētās MWh = cikli/dienā × 365 × enerģijas ietilpība. Analītiķi notver tikai ~40–60% no bruto max−min starpības (prognozes kļūda, lietderība, viena cikla ierobežojumi) — noklusējums 50%. Izmaksas (LCOS) = (CapEx ÷ mūžs + gada O&M) ÷ izlādētās MWh. Balansēšanas jauda = klīringa cena × 8760 h × pieejamība % × piesaistītie MW (īre par gatavību). Arbitrāžas caurlaide = pilnā ciklēšana × (1 − piesaistītā daļa × pieejamība) − aktivizācijas MWh: balansēšanai piesaistītā jauda nav pieejama arbitrāžai, kamēr tā faktiski tiek turēta, un katra aktivizācijā piegādātā MWh ir cikls, kas nav arbitrēts — bez dubultās uzskaites. Tātad balansēšanas daļu, pieejamības vai aktivizācijas līmeņa palielināšana katra samazina tekošās dienas/day-ahead caurlaidi (un otrādi). Pieejamība = stundu daļa, kurās tu faktiski nosolies un spēj nodrošināt; 2 h baterija ir enerģijas ierobežota, tāpēc reālistiski ~40–60%, ne 90%. Rinda-pa-rindai sadalījums virs diagrammas rāda katru elementu. Tiek ziņotas divas atmaksāšanās: tikai enerģija (noturīgā, mērogojamā grīda) un ar balansēšanu (šodienas joprojām paaugstinātais bonuss). Cikla lietderība (noklusējums 88%, iesk. AC-DC invertora zudumus) apgriež enerģijas ieņēmumus; gada degradācija (noklusējums 2,5%/gadā) pakāpeniski samazina naudas plūsmas mūža garumā. Finansējums → projekta IRR (bez sviras) + kapitāla IRR (ar sviru, procenti caur parāda apkalpošanas anuitāti) + min DSCR pret bankas 1,30× kovenantu. Darbības izmaksas tiek veidotas no AST tarifiem (jaudas rezervācija €794/MW·gadā; pārvade €3,63/MWh par uzlādi, ražotāji pārvadi nemaksā), elektroenerģijas nodokļa (€1,01/MWh), balansēšanas portfeļa (~€3,5/MWh), zemes nomas un vispārējā O&M — kopā ≈€8/kWh·gadā, katra rinda pielāgojama. Indikatīvs, nevis bankas līmeņa modelis: lineāra CapEx amortizācija, neņem vērā uzlādes līmeņa (SoC) ko-optimizāciju. CapEx diapazons ~€150–260/kWh (bāze €190; globālais LFP ~€115–150).
Parametru ceļvedis — ko katra ievade nozīmē un kā tā maina atdevi
„Aiz skaitītāja” ietaupījums, piemērs: pieņemsim, tava rūpnīca pērk tīkla elektrību par pilno mazumtirdzniecības cenu ~€100/MWh (vairumtirgus ~€91 + tīkls/pārvade + nodokļi). Baterija lādējas ārpus pīķa par ~€45/MWh un izlādējas tavā paša slodzē — tu ietaupi pilno €100 importu, un tavas faktiskās izmaksas par šo enerģiju nokrīt līdz ~€45. Neto ietaupījums ≈ €55/MWh par katru pašpatērēto MWh, plus tu samazini pīķa jaudas maksu (~€2,8/kW·mēn.). Tāpēc savas slodzes apkalpošana parasti pārspēj pārdošanu par ~€91 vairumtirgus cenu.
Ievades
Sistēmas jauda (MW) — baterijas izejas jauda. Mērogo ieņēmumus un CapEx kopā, tāpēc pati par sevi gandrīz nekustina €/MWh attiecības vai atmaksāšanos.
Ilgums (stundās) — enerģijas ietilpība = MW × stundas. Garāks ilgums lineāri palielina enerģijas CapEx un caurlaidi: 4 h ≈ dubulto pret 2 h, 6 h ≈ trīskāršo, bet pielāgotas vērtības iekrīt pa vidu.
Uzstādītais CapEx (€/kWh) — sākotnējās izmaksas par enerģijas kWh. ↑CapEx → ↑atmaksāšanās, ↓IRR. Baltijas diapazons ~€150–260; €200 vidus.
Cikli dienā — pilni uzlādes→izlādes cikli dienā. ↑cikli → ↑arbitrāžas caurlaide un ieņēmumi (bet ↑degradācija). Reālistiski 1,1–1,5.
Aktīva mūžs (gadi) — gadi, pa kuriem sadala CapEx. ↑mūžs → ↓izmaksas/MWh, ↑IRR.
Bruto dienas starpība (€/MWh) — day-ahead/tekošās dienas max−min; neapstrādātā arbitrāžas iespēja (day-ahead ~€${DA_SPREAD}, tekošās dienas pīķis ~€${ID_SPREAD_PEAK}).
Notvertā daļa (%) — bruto starpības daļa, ko reāli notver (~40–80%); pārējais zūd prognozes kļūdās, cikla zudumos, viena cikla ierobežojumos.
Jaudas pieejamība (%) — stundu daļa, kurās tu faktiski nosolies un spēj turēt rezervi. 2h baterija ir enerģijas ierobežota (~40–60%, ne 90%). ↑pieejamība → ↑balansēšanas ieņēmumi.
Aktivizācijas līmenis (%) — pieejamo stundu daļa, kurās tevi faktiski izsauc piegādāt enerģiju → virza aktivizācijas ieņēmumus.
FCR / aFRR / mFRR (%) — jaudas daļa, kas piesaistīta katram balansēšanas produktam. Lielāka piesaiste novirza jaudu PROM no arbitrāžas (arbitrāža strādā uz atlikušajiem %), tāpēc šo vērtību celšana var enerģijas atdevi samazināt — bezmaksas sakraušanas nav.
Sviras līmenis (parāda %) — parāda daļa no CapEx. ↑parāds → mazāk kapitāla riskā → ↑kapitāla IRR, ja projekta atdeve pārspēj aizdevuma likmi (un ↑risks).
Aizdevuma likme / termiņš — parāda cena un ilgums. ↑likme vai ↓termiņš → ↑gada parāda apkalpošana → ↓kapitāla naudas plūsma aizdevuma gados.
Rezultāti
Izmaksas (LCOS) = (CapEx ÷ mūžs + gada O&M) ÷ gadā izlādētās MWh — pilnās izmaksas vienas MWh piegādei.
Notvertais /MWh — ieņēmumi par izlādēto MWh (notvertā daļa × bruto starpība).
Marža /MWh = notvertais − izmaksas — peļņa par MWh no enerģijas.
EBITDA / gadā = visas ieņēmumu plūsmas − O&M, tīkla maksas un agregatora maksa — gada darbības peļņa. Līdz 2026-09 tas bija nosaukts „neto ieņēmumi”; tā ir peļņa, nevis ieņēmumi.
Bruto ieņēmumi / MW·mēn. = visas ieņēmumu plūsmas pēc nopirktās elektroenerģijas apmaksas, ÷ uzstādītie MW ÷ 12. Tas ir skaitlis, ko lieto tirgus, kad operators saka, ka MW nopelnīja EUR 25k vai 50k mēnesī. Rādīts 1. gadam un kā vidējais par visu mūžu, jo tas samazinās.
EBITDA / MW·mēn. = tas pats pēc O&M, tīkla maksām un agregatora maksas. Sadales pieslēgumā tas ir aptuveni puse no bruto ieņēmumiem, tāpēc nekad nesalīdzini to ar tirgus bruto skaitli.
Atmaksāšanās = CapEx ÷ neto/gadā. Rādām divas: noturīgo (tikai enerģija[+aiz skaitītāja]) un ar balansēšanu (šodienas paaugstinātais bonuss).
Projekta IRR (bez sviras) — atdeve uz visu CapEx aktīva mūžā, neņemot vērā finansējumu. Aktīva iekšējā atdeve.
Kapitāla IRR (ar sviru) — atdeve tikai uz tavu kapitālu pēc parāda apkalpošanas. Pārsniedz projekta IRR, kad projekts pārspēj aizdevuma likmi (bankas lētākā nauda pastiprina tavu atdevi); nokrīt zem tā, ja projekts atpaliek no aizdevuma.
Tūlītēja piekļuve — izvēlies līmeni
Samaksā ar karti, un piekļuves atslēga uzreiz pienāk e-pastā. Atslēga ir derīga 7 dienas no pirkuma brīža, pēc tam pārskats atkal tiek slēgts. Maksājumus saņem SIA "Oda fabrica", PVN reģ. nr. LV40103169332; PVN rēķins tiek izrakstīts automātiski.
1. līmenis — pilns kalkulatorsRediģē katru mainīgo + redzi pilnu aprēķinu.€300+ PVN 21%€363.00 ar PVN
2. līmenis — + finanšu eksportsViss no 1. līmeņa + pilni finanšu dati lejupielādei (Excel/CSV).€350+ PVN 21%€423.50 ar PVN
3. līmenis — + tirgus dati un priekšizpēteViss no 2. līmeņa + pilns tirgus datu eksports un priekšizpēte.€400+ PVN 21%€484.00 ar PVN
Drošs karšu maksājums caur Stripe. PVN rēķins tiek izrakstīts automātiski — uzņēmumi maksājuma lapā norāda nosaukumu un PVN / reģistrācijas numuru; privātpersonas vienkārši maksā. Maksājumu saņem SIA Oda Fabrica.
Vēlies bankas pārskaitījumu vai plašāku sadarbību? Raksti uz contact@odafin.eu
