Ogrzewanie wody za pomocą modułów fotowoltaicznych.

Z uwagi na coraz bardziej atrakcyjne ceny modułów fotowoltaicznych coraz więcej osób decyduje się na wykorzystanie systemu fotowoltaicznego do bezpośredniego ogrzewania ciepłej wody zamiast kolektorów słonecznych. Sam niedawno pisałem o zaletach tego systemu. Z uwagi że jest to pewna nowość na rynku od razu pojawiają się błędy i problemy. Dziś chciałbym odpowiedzieć na pytanie dlaczego nie powinno się zasilać grzałki bezpośrednio modułami fotowoltaicznymi. 

Podstawowym problemem jest tu dobór mocy urządzenia oraz bardzo nieefektywne wykorzystanie energii z modułów. Ten brak efektywności wynika z przeciążania modułów w przypadku słabszych warunkach oświetlania, co powoduje, że na modułach osiągamy prąd zbliżony do prądu zwarcia a napięcie spada do poziomu bliskiego 0 w skutek czego moduły generują zaledwie ułamek swojej mocy nominalnej. Sytuację tą najlepiej omówić na przykładzie. Rozważmy przypadek, w którym wykorzystujemy 5 modułów o mocy, 230 W każdy czyli o mocy łącznej 1150 W połączonych równolegle gdzie napięciem nominalnym generatora fotowoltaicznego będzie 30 V. System fotowoltaiczny będzie wykorzystany do bezpośredniego zasilania grzałki 24 V o mocy 900 W. W omawianym przypadku, gdy natężenie promieniowania słonecznego jest bardzo wysokie zbliżone do warunków, STC czyli 1000 W/m2 na naszej grzałce będzie wydzielać się ciepło o mocy ok. 1100 W. W takim przypadku moduły będą bardzo dobrze obciążane, moc generowana przez grzałkę będzie zbliżona do mocy maksymalnej możliwej do uzyskania przez masz system fotowoltaiczny (pole czerwone i zielone są zbliżone). Zastosowana grzałka musi być urządzeniem 24 woltowym z uwagi na napięcie i sposób połączenia modułów. Należy zaznaczyć, że moc generowana na grzałce jest wyższa od jej mocy nominalnej z uwagi na wyższe napięcie. Praca w takich warunkach odbije się na skróconej żywotności urządzenia jednak średnio zaledwie przez kilka % czasu pracy moc modułów fotowoltaicznych zbliża się do mocy nominalnej. Moc osiągana przez system fotowoltaiczny będzie zazwyczaj wahała się od 20 - 50 % mocy nominalnej. W takich sytuacjach w omawianym przypadku moc generowana na grzałce będzie znacznie niższa od teoretycznej możliwej do osiągnięcia (pole czerwone znacznie mniejsze od zielonego). Ten brak efektywności będzie wynikał z faktu, że moduły będą przeciążane z uwagi nie niewłaściwą rezystancję grzałki. Prąd będzie bliski prądu zwarcia, Isc a napięcie będzie spadać znacząco poniżej optymalnej wartości, czyli napięcia w punkcie mocy maksymalnej Vmpp przy bardzo niskim natężeniu promieniowania słonecznego np 200 W/m2 czyli nawet w lekko pochmurny dzień moc generowana na grzałce będzie stanowiła zaledwie ułamek mocy teoretycznej możliwej do osiągnięcia. Skutki takiego rozwiązania to bardzo nieefektywne wykorzystanie dostępnej mocy modułów oraz niska temperatura osiągana na grzałce. Z tego też powodu nie zaleca się stosowania bezpośredniego zasilania urządzeń prądu stałego modułami PV.

Rys. 1.                Charakterystyka prądowo - napięciowa 5 modułów 230 W połączonych równolegle z zaznaczonymi polami mocy maksymalnej - zielone pole oraz mocy generowanej na grzałce 900 W - czerwone pole. 

W celu ograniczenia strat i uniknięcia skrajnie nieefektywnej pracy modułów PV zasilanie urządzeń prądu stałego modułami PV powinno odbywać się poprzez regulator ładowania. 

PVT - hybrydowy moduł czym jest i czy warto zastosować

PVT od angielskich słów Photovoltaic Thermal to moduły fotowoltaiczne chłodzone cieczą w wyniku, czego urządzenie to produkuje zarówno ciepło jak i prąd. Z tego względu za pomocą jednej instalacji możliwe jest dostarczenie do budynku zarówno ciepła, jak i elektryczności. Zamiast dwóch osobnych instalacji, fotowoltaicznej do produkcji energii elektrycznej i kolektorów słonecznych do ogrzewanie ciepłej wody, na dachu instalowana jest jedna, co jest dużą zaletę w przypadku ograniczonego miejsca na montaż instalacji słonecznej. Chłodzenie ogniw cieczą pozwala także zwiększyć wydajność ich pracy w upalne dni.

Porównanie spadku wydajności klasycznego modułu PV i PVT

W upalne dni, gdy moduły w instalacji będą nagrzewać się do temperatury ponad 50 stopni zastosowanie chłodzenia w modułach PVT pozwala utrzymywać temperaturę na niższym poziomie, dzięki czemu wydajność elektryczna instalacji spada wolniej niż przypadku klasycznych modułów PV. W teorii rozwiązanie to wydaje się bardzo ciekawe i zasadne do stosowania. Niestety w praktyce rozwiązanie to nie pozwala na znaczące zwiększenie wydajności. Aby kolektor PVT pracował wydajnie musi utrzymywać temperaturę ogniw na niskim poziomie czyli 35 - 45 C. Bez chłodzenia moduły PV rzadko nagrzewają się do temperatur wyższych niż 50 C. Z kolei w budynkach mieszkalnych w okresie letnim zapotrzebowanie na niskotemperaturowe ciepło w postaci wody podgrzanej do 45C nie jest duże. Instalacje fotowoltaiczne często zajmują powierzchnię kilkunastu kilkudziesięciu m2, co sprawia, że w okresie lata pojawiają się problemy z odbiorem tak dużych ilości ciepła. Moduły hybrydowe nie posiadają selektywnego absorbera i tak dobrej izolacji cieplnej jak klasyczne kolektory słoneczne. Z tego też względu posiadają wyższe straty ciepła, a uzyskiwana z nich temperatura czynnika grzewczego jest niższa niż z kolektorów słonecznych. Należy mieć również na uwadze to, że część promieniowania słonecznego, zwłaszcza w paśmie widzialnym, jest wykorzystywana do produkcji energii elektrycznej i nie uczestniczy w produkcji ciepła. Można powiedzieć że moduły PVT to nie do końca trafione połączenie nie pozwalają na efektywną produkcję ciepła a w rzeczywistych warunkach pracy z uwagi na ograniczony rozbiór ciepła w budynku wydajność elektryczna w lecie często nie jest wyższa niż klasycznego modułu. 

 

Budynek w Zaberfeld na dachu zainstalowane kolektory hybrydowe o łącznej powierzchni 246 m2 źródło: solarhybrid

Czy cła na moduły fotowoltaiczne spowodują wzrost cen?

W zeszłym tygodniu komisja europejska poinformowała o możliwych wysokościach ceł, jakimi będą objęte ogniwa i moduły z krzemu krystalicznego. Po informacji, że wysokość ceł będzie się wahać między 37.2% a 67.9% rozgorzała dyskusja ile podrożeją moduły PV w tym roku. Pojawiają się głosy, że ceny powinny pójść w górę od 30 - 50% w mojej ocenie jest to scenariusz lansowany przez producentów trochę, którzy choć na chwilę chcą odwrócić wieloletni trend spadkowy. Oczywiście krótko okresowo ceny modułów mogą istotne wzrosnąć, lecz tylko do czasu wypracowania nowych kanałów dystrybucji pozwalających uniknąć ceł.

Dlaczego wzrost będzie krótkookresowy ?

Odpowiedz na to pytanie wynika z fundamentów ekonomiki inwestycji w instalacje PV. Wzrost cen modułów o 30% oznaczałby wzrost kosztów instalacji o 15% taki wzrost spowoduje zupełny brak ekonomiki inwestycji w instalacje PV w wielu kluczowych krajach jak Niemczy, Włochy, czy Francja. Wszystkie te kraje z roku na rok tną wsparcie dla fotowoltaiki i trudno sobie wyobrazić, aby teraz zaczęły je podnosić. Dodatkowo w roku 2013 po raz pierwszy nastąpi spadek sprzedaży modułów PV liczony rok do roku oznacza to, że niewykorzystane moce producentów jeszcze się powiększą. W takiej sytuacji na rynku niema miejsca na wzrost cen.

Kto zyska a kto straci na cłach ?

Najwięcej do stracenia mają chińczycy, ale docelowo stracą wszyscy na czele z Solar World-em głównym sprawcą całego zamieszania z cłami. Krótko okresowo europejscy producenci mogą liczyć na wzrost sprzedaży, lecz będzie to wzrost do czasu, gdy chińskie firmy, które są globalnymi korporacjami nie przeniosą produkcji poza Chiny. Niemniej jednak wojna celna może mieć swoje ofiary a patrząc na kondycję chińskich producentów kandydatów do bankructwa jest wielu na czele z liderem sprzedaży z 2012 r. Yingli Green Energy. Yingli mimo spektakularnego 43 % wzrostu sprzedaży zanotował równie spektakularną stratę w wysokości 490 mln dolarów. W podobnej sytuacji jest Trina Solar które mimo wzrostu sprzedaży zanotowała 266 mln straty. Na fali upadku Suntech-a na skraju bankructwa jest LDK jeden z największych producentów krzemowych płytek i ogniw. Skumulowane zadłużenie tej firmy przekroczyło już 3 mld dolarów. Obecnie większość producentów modułów i ogniw PV jest w trudnej lub bardzo trudnej sytuacji finansowej która wynika z ostrej konkurencji cenowej i spadku globalnej sprzedaży modułów. W takiej sytuacji z pewnością ograniczenie głównego rynku sprzedaży, jakim jest UE nie pomoże będącym na skraju bankructwa firmom. Należy się spodziewać upadłości i konsolidacji w branży, jednak biznes fotowoltaiczny jest jednym ze strategicznych dla Chińskiego rządu. Z tego względu potencjalne upadłości największych będą kontrolowane. Wiele mówi się także o tajnej liście firm, które mają zostać uratowane przez rząd chiński.

Czy odnawialne źródła energii poprawiają bezpieczeństwo energetyczne kraju.

Odnawialne źródła energii mogą poprawić bezpieczeństwo jednak w obecnym modelu wsparcia i funkcjonowania OZE robią to w niewielkim zakresie. Jeżeli popatrzymy na OZE takie jak energetyka wiatrowa czy słoneczna to rozwój tych źródeł pozwala w skali kraju obniżyć zapotrzebowanie na energię pierwotną pozyskiwaną z paliw kopalnych jednak sensu stricte nie poprawiają bezpieczeństwa energetycznego. Z uwagi na brak możliwości dostosowania aktualnej mocy elektrowni słonecznej czy wiatrowej do zapotrzebowania na moc w systemie elektroenergetycznym wraz ze wzrostem mocy OZE moc elektrowni konwencjonalnych nie może zostać ograniczona. Dodatkowo rośnie problem bilansowania energii i zapotrzebowania na moce podszczytowe i szczytowe.

Zapotrzebowanie na moc w polskim systemie elektroenergetycznym

Sama struktura zapotrzebowania na moc jest problematyczna dla systemu elektroenergetycznego gdyż wymaga często podwojenia mocy między szczytem a dołem dobowej konsumpcji energii. Wprowadzenie do takiego systemu dużej ilości źródeł o zmiennej i niestabilnej produkcji energii musi prowadzić do problemów, które możemy obserwować u naszych zachodnich sąsiadów, którzy w bilansie elektroenergetycznym mają łącznie 60 GW energii wiatrowej i słonecznej. W sprzyjających warunkach oba te źródła energii wprowadzają do systemu 35 GW mocy, czyli ponad połowę zapotrzebowania kraju na moc. Tak duża ilość energii z oze musi rodzić problemy i Niemcy są tego dobrym przykładem. Rosną koszty przesyłu energii i bilansowania całego systemu. Problemem nie są same odnawiane źródła, lecz zły model ich wsparcia, który przez długie lata rozwijał się bez troski o bilansowanie niestabilnej mocy z OZE. Niemcy przespali czas, w którym ilość energii z oze zaczęła mieć negatywny wpływ na sieć i nie wprowadzili na czas przepisów, które warunkowałyby przyłączenie mocy z OZE od konsumpcji energii na potrzeby własne i bilansowania przynajmniej części energii lokalnie w miejscu elektrowni. Dopiero teraz, gdy problem zaczął być poważny przepisy i system wsparcie zaczyna być modyfikowany. Pojawia się wsparcie do rozwoju systemów gromadzenia energii oraz promocja konsumpcji na potrzeby własne. Osobiście nigdy nie byłem zwolennikiem rozwoju OZE dla samej idei. Z uwagi, że przespaliśmy początki rozwoju OZE możemy przekuć to na naszą korzyść tworząc nasz system wsparcia w oparciu o pozytywne i negatywne doświadczenia z innych krajów. W mojej ocenie największym błędem w całej europie był brak rozwoju systemów gromadzenia energii równocześnie z rozwojem niestabilnych źródeł jak elektrownie wiatrowe czy słoneczne. Z tego względu w przypadku energetyki wiatrowej czy słonecznej wysokie wsparcie powinno przysługiwać tylko tym instalacją, które partycypują w bilansowaniu energii, co można uzyskać poprzez zapisy premiujące konsumpcję energii na potrzeby.

Taki zapis mógłby wyglądać

W ujęciu dobowym stała taryfa przysługuje za energię wprowadzoną do sieci w ilości nie więcej niż 5-krotność zużycia energii przez dany budynek na potrzeby własne.

lub

Stała taryfa przysługuje w przypadku, gdy system zostanie wyposażony w akumulatory o mocy mnie mniejszej niż potrzebne do godzinnego podtrzymania pracy instalacji z mocą szczytową.

Oczywiście o procentach i mocach można dyskutować, lecz wprowadzenie takich zapisów sprawiłoby, że w przypadku instalacji domowych, zakładowych inwestorzy bardziej racjonalnie dobieraliby moc systemu przynajmniej po części korelując go ze strukturą zapotrzebowania na moc. Z kolei duże instalacje nastawione na produkcję energii musiałyby inwestować w systemy gromadzenia energii. W takim modelu można by mówić, że OZE przyczyniają się do poprawy bezpieczeństwa energetycznego i optymalizują zużycie energii w kraju.