Szukaj na tym blogu

niedziela, 22 marca 2020

Wpływ COVID 19 na rozwój fotowoltaiki w Polsce

Nieco ponad miesiąc temu szczyt zachorowań na COVID 19 w Chinach spowodował liczne opóźnienia w dostawach modułów PV. W konsekwencji wiele inwestycji w Polsce musiało zostać przełożonych z uwagi na ograniczoną dostępność urządzeń. Jeszcze wtedy mało kto spodziewał się że liczba zachorowań tak szybko rozwinie się w Europie. Co więcej mało kto spodziewał się że tak szybko zostanie ograniczona działalność wielu branż oraz przepływ i aktywność społeczna. Mimo iż branża fotowoltaiczne nie jest dotknięta epidemią koronawirusa bezpośrednio jak turystyka, hotelarstwo czy restauratorstwo podobnie jak większość gałęzi gospodarki obrywa rykoszetem. W obecnie tworzenie scenariuszy jest niezwykle trudne gdyż sytuacja epidemiologiczna rozwija się bardzo dynamicznie. Niemniej jednak najbardziej prawdopodobny scenariusz dla branży fotowoltaicznej to obecnie spowolnienie a nie głęboka recesja.

Epidemia wywołana wirusem SARS-CoV-2 wcześniej czy później minie a życie gospodarcze znaczenie wracać do normalizacji. Nie oznacza to jednak że decyzje gospodarcze będą takie jak sprzed epidemii. Wysoce prawdopodobne jest że Polska gospodarka o ile nie wejdzie w recesję to silnie spowolni. Zapewne wiele firm zbankrutuje a bezrobocie wzrośnie. W takie sytuacji najbardziej ograniczone zostaną wydatki na produkt i usługi z góry piramidy potrzeb z kolei w niewielkim stopniu odbije się to na usługach i produktach zapewniających zaspokojenie potrzeb z dołu piramidy. Pytanie jakie się pojawia - gdzie w tych potrzebach jest fotowoltaika?

Dla osób które postrzegają instalację fotowoltaiczną jako drogą fanaberię na ekologiczny sposób produkcji prądu. Decyzja o wykonaniu takiej instalacji odległa była przed epidemią i teraz będzie tylko bardziej odległa. Z kolei na przestrzeni ostatnich kilku lat montaż domowej czy czy firmowej elektrowni PV stał się inwestycją w stabilizację kosztów energii elektrycznej. Okres zwrotu inwestycji jest znacznie krótszy od okresu użytkowania instalacji PV. Co więcej ciągła stymulacja rynku za pomocą ulg podatkowych w postaci ulgi termomodernizacyjnej oraz dotacji z programu “mój prąd” nadal pozytywnie powinien wpływać na ten rynek. Jedną z istotnych decyzji gospodarczych jaka już zapadła w wyniku epidemii to obniżenie stóp procentowych. Oznacza to że i tak nie drogie kredyty staną się jeszcze tańsze. Już teraz akcja finansowania preferencyjnymi kredytami inwestycji w instalację fotowoltaiczną jest bardzo szeroka a wiele banków ma przygotowane specjalne produkty kredytowe pozwalające na rozłożenie na raty montażu instalacji PV nawet do 10 lat. W optymalnym modelu łącząc dotację, ulgę podatkową i kredyt można zamienić rachunki za prąd niższą ratą kredytu. Jeżeli większość klientów będzie postrzegać własną elektrownię jako sposób na oszczędzanie, po przejściowych perturbacjach wynikających z ograniczenia kontaktów międzyludzkich nad branżą fotowoltaiczną znów powinno zaświecić Słońce.

poniedziałek, 9 marca 2020

Wyliczenie strat na przewodach DC - STC czy NOCT?

Większość osób związanych z fotowoltaiką kojarzy zasadę doboru przewodów DC w sposób nie powodujących strat większych niż 1%. Pytanie jakie się pojawia to do czego ma być odniesiona 1 % strata. Do mocy w warunkach STC, do mocy w warunkach NOCT a może do straty średnio rocznej?

Bardzo często wyliczenie przekroju poprzecznego w oparciu o zasadę 1% strat jest prowadzone do parametrów modułu w warunkach STC. Stosowanie tej zasady może prowadzić jednak do nieuzasadnionego przewymiarowania okablowania. Szczególnie chodzi o sytuację w której dla zachowania 1% strat konieczne jest przejście z przekroju 4 na 6 mm2. Nieuzasadnione przewymiarowanie należy rozumieć jako takie w którym koszt wzrostu przekroju poprzecznego jest większy niż zyski energetyczne przeliczone na wartość pieniężną. 

Warunki STC i NOCT

STC
STANDARD TEST CONDITIONS – ustandaryzowane warunki testu
1 000 W/
Natężenie promieniowania słonecznego, przy którym wykonywany był test
25°C
Temperatura ogniw fotowoltaicznych oświetlanego modułu PV, przy której wykonywany był test
AM 1.5
Spektrum promieniowania dla grubości atmosfery równej 1,5

NOCT
Normal Operating Cell Temperature – temperatura ogniwa w nominalnych warunkach pracy
800 W/
Natężenie promieniowania słonecznego, przy którym wykonywany był test
20°C
Temperatura otoczenia, przy której wykonywany był test
AM 1.5
Spektrum promieniowania dla gęstości atmosfery równej 1,5
1 m/s
Prędkość wiatru

W przypadku stosowania zasady ograniczenia strat do 1% na okablowaniu DC bardziej racjonalne jest odniesienie się do parametrów modułu z warunków NOCT. Warunki NOCT to warunki w których moc, prąd i napięcie modułu jest zbliżone do rzeczywistych w słoneczny dzień w półroczu letnim. 
Przyjęcie wartości 1% strat czy to w odniesieniu do parametrów pracy instalacji w warunkach STC czy NOCT nie oznacza że strata na przewodach będzie równa wspomnianemu jednemu procentowi. Średnia ważona będzie istotnie niższa w obu przypadkach.
Rozkład strat na przewodach DC przy założeniu doboru przewodów tak aby 1% strat był w warunkach STC (czerwony) i tak aby 1%  strat był w warunkach NOCT.
Przeanalizowanie straty na przewodach DC przez rok pracy instalacji pokazuje że przyjmując jako punkt odniesienia takiego przekroju przewodów który w warunkach STC zapewni 1% strat średnia ważona roczna strata będzie równa 0,46%. Z kolei jeżeli przewody byłyby dobrane do warunków NOCT czyli tak że 1% strat jest dokładnie przy mocy i napięciu w warunkach NOCT roczna ważona strata będzie równa 0,61% i przez 95,9% czasu pracy strata będzie poniżej 1%. Z drugiej strony wyliczając przewody DC w odniesieniu do warunków NOCT ich przekrój poprzeczny wychodzi o ok. 17% mniejszy niż w warunkach NOCT.

Wzór na wyliczenie strat.



gdzie:
P – moc obwodu [W] w warunkach NOCT
l – sumaryczna długość obwodu w + i - [m]
I – natężenie prądu Impp w warunkach NOCT [A]
U – napięcie obwodu Umpp [V] w warunkach NOCT
k – przewodność właściwa dla miedzi 48–54,



Jeżeli w karcie katalogowej modułu PV nie są podane wartości mocy i napięcia dla warunków NOCT można je w przybliżeniu wyliczyć w następujący sposób:

Prąd Impp(STC) * 0,8 = Prąd Impp (NOCT)

Napięcie Vmpp(STC) * 0,94 = Napięcie Vmpp(NOCT)

Moc (STC) * 0,752 = Moc (NOCT)



środa, 12 lutego 2020

Czy koronawirus spowolni rozwój polskiej fotowoltaiki

Rok 2019 był kolejnym rekordowym w rozwoju polskiej fotowoltaiki jednak początek 2020 roku rozpoczął się od niespodziewanych problemów których przyczyną jest epidemia koronawirusa w południowo wschodnich chinach. Nie jest tajemnicą że większość modułów PV jest produkowana w chińskich fabrykach, które za sprawą epidemii dopiero teraz powoli zaczynają pracę po chińskim nowym roku czyli ponad dwa tygodnie później niż planowano. Jeżeli dodatkowa przerwa ograniczyłaby się tylko do tych dodatkowych dwóch tygodni nie spowodowałoby to większych perturbacji. Głównym problemem są jednak restrykcje w zakresie przemieszczania ludzi i towarów w wielu chińskich prowincjach. Żadna fabryka nie jest w stanie pracować bez dostaw komponentów i odbioru wyprodukowanych urządzeń. Tak też jest w przypadku modułów PV. Firmy, które nawet rozpoczęły częściowo pracę mają problemy zaopatrzeniem i logistyką eksportu. W optymistycznym wariancie lwia część chińskich dostaw do europejskich kontrahentów opóźni się o cztery tygodnie. O wariancie pesymistycznym trudno nawet pisać. Już teraz zamówienia przyjmowane przez chińskich producentów posiadają projektowane dostawy na początek maja co oznacza że najbardziej kryzysowy w polskiej fotowoltaice będzie koniec marca/początek kwietnia kiedy w branży fotowoltaicznej wiele firm może już planować przymusowe urlopy. W tym miejscu często podnoszone są głosy że poza chinami są także produkowane moduły PV. Jest to prawda jednak mała część światowej produkcji posiada łańcuch dostaw całkowicie omijający chińskich kontrahentów. Już w zeszłym tygodniu praktycznie całe europejskie wolne składy magazynowe w panice przed ograniczeniem dostaw zostały wykupione. Zamówienia, które docierają obecnie to te które udało się jeszcze wysłać przed chińskim nowym rokiem jednak one nie wypełnią powstałej luki. Rosnący paniczny popyt sprawia że o obniżki cen modułów PV już nikt nie pyta. Część producentów przyjmuje zamówienia po starych cenach część już podniosła ceny. Wzrost cen jeszcze bardziej widać w polsce najszybciej wyprzedają się moduły z tzw półki średniej przez co względną dostępność posiadają moduły premium znacznie droższe od średniej. Czas pokaże jak rozwinie się sytuacja na rynku modułów niemniej jednak utrzymujące się restrykcje w południowo wschodnich chinach będą jedynie pogarszać tą sytuację.

niedziela, 22 grudnia 2019

Wyniki aukcji pokazały rynkowe oblicze fotowoltaiki w Polsce

Za nami rozstrzygnięcie tegorocznych aukcji. A w nich największym zaskoczeniem ceny po jakich inwestorzy zdecydowali się licytować. W aukcji powyżej 1 MW dla projektów wiatrowych i fotowoltaicznych najwyższą ceną po jakiej można było wygrać aukcję to zaledwie 233 zł/MWh z kolei w aukcji gdzie dominują projekty fotowoltaiczne czyli do 1 MW najniższa cena ofertowa to zaledwie 269 zł/MWh a najwyższa dająca wygraną 327 zł/MWh. Jeżeli ceny te odniesiemy do cen w kontraktach na TGE na rok 2021 kiedy to realnie projekty z tegorocznej aukcji zaczną wprowadzać energię. Można stwierdzić że fotowoltaika w Polsce staje się w pełni rynkowa. 

Porównanie grudniowych cen energii elektrycznej na TGE w kontraktach na 2021 z wynikami aukcji OZE dla fotowoltaiki
Elektrownie fotowoltaiczne wytwarzają energię głównie lecz nie jedynie w szczycie dlatego żaden z kontraktów na TGE (BASE, PEAK5, OFFPEAK) nie jest referencyjny. Z tego względu dla celów porównania najbardziej referencyjna wydaje się średnia ważona cena kontraktów biorąc pod uwagę czas pracy elektrowni PV. Na wykresie cenę tą nazwano “Cena energii ważona przy sprzedaży na TGE energii z elektrowni PV”

Przy tych założeniach najtańsze projekty PV kontraktowały energię niżej niż obecna średnia wartość rynkowa prądu z dostawą w 2021r. Oznacza to w praktyce że jeżeli trendy na rynku energii nie ulegną istotnym zmianom jako konsumenci energii nie dopłacimy faktycznie do wsparcia tych projektów gdyż może nigdy nie pojawić się w ich przypadkach ujemne saldo.

Zupełnie odmiennym tematem jest wykonalność elektrowni które licytowały po bardzo niskich stawkach. Aby osiągnąć przyzwoitą rentowność na projektach które wygrały aukcje w cenach poniżej 300 zł/MW koszty budowy muszą oscylować poniżej 2,2 - 2,3 mln/MWp a do tego musi być pozyskane tanie długoterminowe finansowanie. Tak niski koszt budowy na przyzwoitych komponentach może być możliwy pod warunkiem kontynuacji spadku cen kluczowych komponentów takich jak moduły PV oraz utrzymania się korzystnego kursu Euro i Dolara. Można też oczekiwać że wzorem wielu akcji budowa projektów które najniżej zakontraktowały sprzedaż energii będzie odciągana w czasie w oczekiwaniu na spadek komponentów lub kursu.

niedziela, 24 listopada 2019

Czy niskie napięcie startu falownika ma uzasadnienie?

Panuje przekonanie że im niższe napięcie startu falownika fotowoltaicznego tym lepiej gdyż szybciej zacznie on pracę i przez to wyprodukuje więcej energii szczególnie rano. Teza ta wydaje się logiczna. Wcześniejsza praca to więcej godzin pracy a co za tym idzie większe uzyski energii. Niemniej jednak jeśli byłaby ona prawdziwa producenci falowników w zdecydowanej większości dążyłby do obniżania napięcia startu i pracy. Tak się jednak nie dzieje z kilku powodów a jednym z nich jest eliminacja pracy falownika przy zasilaniu energią z sieci. 

Aby to wyjaśnić warto przypomnieć jak zmienia się napięcie oraz prąd modułu fotowoltaicznego wraz ze zmianami natężenia promieniowania słonecznego.

Zależność prądu i napięcie na module PV w zależności od natężenia promieniowania słonecznego
Zależność prądu i napięcie na module PV w zależności od natężenia promieniowania słonecznego
Prąd zmienia się praktycznie prostoliniowo to znaczy że dwa razy wyższe natężenie promieniowania słonecznego generuje dwa razy wyższy prąd i odwrotnie. Z kolei napięcie przy wysokich wartościach natężenia promieniowania słonecznego zmienia się nieznacznie i jest bliskie napięciu nominalnemu (tu temperatura ma duże znaczenie). Jednak jeżeli natężenie promieniowania słonecznego zaczyna przyjmować bardzo niskie wartości a szczególnie poniżej 200 W/m2 napięcie także zaczyna wyraźnie spadać. W konsekwencji przy ok 100 W/m2 wartość prądu wynosi prawie dokładnie 10% wartości nominalnej prądu z kolei napięcie ok 50-60% wartości nominalnej. Znaczenie ma tu rezystancja szeregowa i równoległa ogniwa i nie każde ogniwo będzie przyjmować dokładnie te same wartości. Niemniej jednak konsekwencją tego stanu rzeczy jest fakt że przy 10 % nominalnego natężenia promieniowania słonecznego moduł PV jest w stanie generować jedynie ok 5% mocy nominalnej a przy 5 % nominalnego natężenia promieniowania słonecznego moduł PV jest w stanie generować jedynie ok 1,5 % mocy nominalnej. - > krzywoliniowa zmiana. 

Warto także dodać że krzywa prądowo - napięciowa przy bardzo niskim natężeniu promieniowania słonecznego wygląda odmiennie od tej z warunków STC.
Porównanie charakterystyki prądowo - napięciowej w warunkach STC i przy bardzo niskim natężeniu promieniowania słonecznego
Porównanie charakterystyki prądowo - napięciowej w warunkach STC i przy bardzo niskim natężeniu promieniowania słonecznego 
W praktyce przy bardzo niskim natężeniu promieniowania słonecznego poniżej 100 W/m2 falownik w praktyce pracuje bardzo blisko napięcia obwodu otwartego co w konsekwencji powoduje że pozyskiwana przez niego moc z modułów PV jest jeszcze niższa od mocy teoretycznej. W rzeczywistości rozpoczęcie pracy przez falownik przy bardzo niskim napięciu np. poniżej 150 V dla falownika trójfazowego może oznaczać że o poranku moc możliwa do pozyskania z modułów PV będzie mniejsza niż ta potrzebna do zasilenia jego obwodów co w konsekwencji prowadzi do sytuacji w której falownik zamiast produkować energii i wprowadzać ją do sieci musi ją z niej pobrać aby się zasilić. Dlatego też podnoszenie argumentów że niższe napięcie startu jest korzystniejsze można potraktować jako chwyt marketingowy. Bardzo często pobór energii z sieci przez falownik jest maskowany przez oprogramowania które nie pozwala na przyjmowanie wartości ujemnych dla produkcji energii.