Szukaj na tym blogu

środa, 30 grudnia 2015

V wydanie książki instalacje fotowoltaiczne

6 stycznia ukaże się w sprzedaży V wydanie książki instalacje fotowoltaiczne. W książce jak w każdym wydaniu sporo nowości. Pojawiły się nowe typy modułów zdobywające coraz większą popularność jak PERC czy Smart Wire. W nowych tematach wiele miejsca poświęcono optymalizatorom mocy oraz modułom smart, które są alternatywą dla instalacji opartych na mikrofalownikach. Jak w każdym kolejnym wydaniu pojawiły cię nowe przykłady obliczeniowe jak i rozbudowany protokół odbioru instalacji PV. W wydaniu V został dodany całkowicie nowy dział  poświęcony konstrukcją wsporczym. 

książka instalacje fotowoltaiczne wydanie V
książka instalacje fotowoltaiczne wydanie V

Dla czytelników bloga do końca stycznia rabat 10 zł przy zakupie w sklepie wydawcy 

Kod rabatowy 2NFJQM59

sklep.globenergia.pl


Spis treści: 

1 Moduły fotowoltaiczne
1.1 Moduł fotowoltaiczny – budowa
1.2 Rodzaje i generacje ogniw i modułów fotowoltaicznych
1.2.1 Moduły zbudowane z ogniw z krzemu krystalicznego
1.2.2 Moduły cienkowarstwowe
1.2.3 Cienkowarstwowe hybrydowe moduły fotowoltaiczne
1.2.4 Moduły monokrystaliczne z obiema elektrodami z tyłu (all back contact)
1.2.5 Moduły monokrystaliczne typu HIT
1.2.6 Moduły oparte o ogniwa typu PERC (Nowość lub aktualizacja)
1.2.7 Moduły w technologii SmartWire (Nowość lub aktualizacja)
1.2.8 Dwustronne moduły PV.
1.3 Udział w rynku poszczególnych typów modułów PV (Nowość lub aktualizacja)
1.4 STC, NOCT – warunki w jakich badane są moduły PV
1.5 Charakterystyka prądowo-napięciowa i najważniejsze parametry elektryczne
1.6 Zmiana mocy, napięcia oraz prądu wraz ze zmianą warunków słonecznych
1.7 Zmiana mocy, napięcia oraz prądu wraz ze zmianą temperatury
1.8 Jak poznać moduły wykonane z wysokiej lub niskiej jakości ogniw?
1.8.1 W oparciu o parametry elektryczne
1.8.2 W oparciu o wygląd
1.9 Sprawność modułów PV
1.10 Znaczenie praktyczne sprawności
1.11 Dodatnia tolerancja i jej znaczenie przy wyborze modułu PV
1.12 LID i roczna utrata mocy
1.12.1 Moduły z dodatkiem galu
1.12.2 Początkowy wzrost mocy modułów CIGS
1.13 Degradacja warstwy EVA
1.14 Sprawność przy niskim natężeniu promieniowania słonecznego
1.15 Certyfikaty i normy (Nowość lub aktualizacja)
1.16 PVT – połączenie modułu PV z kolektorem słonecznym

2 Falowniki i optymalizatory mocy
2.1 Budowa i podział falowników
2.2 System centralny czy zdecentralizowany?
2.3 MPP traker – czym jest i jakie spełnia zadania
2.4 Zależność sprawności od obciążenia falownika
2.5 Napięciowy zakres pracy falownika
2.6 Sprawność falowników
2.7 Mikrofalowniki w instalacji
2.7.1 Zalety mikrofalowników
2.7.2 Ograniczenia mikrofalowników
2.7.3 Mikrofalowniki – kiedy pomyśleć o wyborze (Nowość lub aktualizacja)
2.8 Optymalizatory mocy (power optimizer) (Nowość lub aktualizacja)
2.8.1 Zasada działania (Nowość lub aktualizacja)
2.8.2 Stałe napięcie na module PV i na łańcuchu modułów PV (Nowość lub aktualizacja)
2.8.3 Optymalizacja mocy na poziomie ogniw PV (Nowość lub aktualizacja)
2.8.4 Monitorowanie pracy na poziomie modułu i funkcje bezpieczeństwa (Nowość lub aktualizacja)
2.8.5 Porównanie funkcjonalności optymalizatorów mocy (Nowość lub aktualizacja)
2.9 Porównanie mikrofalowników i optymalizatorów mocy. (Nowość lub aktualizacja)
2.10 Moc czynna, bierna, pozorna
2.11 Monitoring pracy falowników
2.12 Wymagania OSD względem konfiguracji falowników (Nowość lub aktualizacja)
2.13 Analiza karty katalogowej

3 Dobór i optymalizacja instalacji
3.1 Pochylenie i kierunek instalacji fotowoltaicznej
3.2 System nadążny
3.3 Odstępy między rzędami
3.4 Sposoby łączenia modułów w instalacji
3.4.1 Połączenie szeregowe i równoległe modułów
3.4.2 Niedopasowanie prądowe i napięciowe
3.5 Zacienienie i diody obejściowe
3.5.1 Wpływ zacienienia na pracę modułu
3.5.2 Energetyczne skutki zacieniania
3.5.3 Uwzględnianie zacienienia w rozplanowaniu modułów
3.6 Przewody i kable w instalacji PV – dobór i straty energii
3.6.1 Dobór przekroju poprzecznego żył przewodów i kabli w instalacji PV
3.6.2 Tabele doboru przekroju poprzecznego kabli i przewodów do instalacji PV (Nowość lub aktualizacja)
3.7 Zabezpieczenia w instalacjach PV
3.7.1 Bezpieczniki
3.7.2 Wyłączniki nadprądowe
3.7.3 Ograniczniki przepięć i instalacja odgromowa
3.7.4 Uziemienie i połączenie wyrównawcze
3.8 Unikanie pętli
3.9 Dopasowanie typu modułów do falownika
3.10 Dopasowanie mocy generatora PV do mocy falownika/ów
3.11 Jak obliczyć powierzchnię potrzebną pod instalację? (Nowość lub aktualizacja)
3.12 Wybór typu instalacji
3.13 Licznik w instalacji sieciowej on grid
3.14 Dobór instalacji sieciowej – on grid (Nowość lub aktualizacja)
3.14.1 Dobór mocy instalacji sieciowej – on grid (Nowość lub aktualizacja)
3.14.2 Rozplanowanie modułów (Nowość lub aktualizacja)
3.14.3 Dobór falownika do modułów (Nowość lub aktualizacja)
3.14.4 Przewody i zabezpieczenia (Nowość lub aktualizacja)
3.14.5 Schemat instalacji (Nowość lub aktualizacja)
3.15 Uruchomienie falownika w instalacji
3.16 Typy instalacji wyspowych
3.16.1 Bezpośrednie zasilanie urządzeń prądu stałego
3.16.2 Zasilanie urządzeń prądu stałego z wykorzystaniem regulatora ładowania
3.16.3 Zasilanie urządzeń prądu stałego i przemiennego z wykorzystaniem przetwornicy DC/AC oraz regulatora ładowania
3.17 Dobór instalacji wyspowej i hybrydowej do zasilania budynków
3.18 Dokumentacja i testy po wykonaniu instalacji (Nowość lub aktualizacja)
3.18.1 Kontrola i podstawowe pomiary i testy (Nowość lub aktualizacja)
3.19 Pomiary i analiza charakterystyki prądowo napięciowej (Nowość lub aktualizacja)
3.19.1 Badanie kamerą termowizyjną modułów fotowoltaicznych (Nowość lub aktualizacja)
3.19.2 Dokumentacja (Nowość lub aktualizacja)
3.19.3 Przykładowy protokół z pomiarów i testów instalacji fotowoltaicznej (Nowość lub aktualizacja)
3.20 Akumulatory w systemach PV
3.20.1 DOD, SOC i liczba cykli ładowania
3.20.2 Wpływ temperatury na prace akumulatorów
3.20.3 Współpraca falownika z akumulatorami
3.21 Współpraca instalacji PV z pompą ciepła

4 Konstrukcje wsporcze oraz montaż modułów i falowników (Nowość lub aktualizacja)
 4.1 Systemy mocować na dachach skośnych (Nowość lub aktualizacja)
4.2 Systemy mocowań na dachach płaskich (Nowość lub aktualizacja)
4.3 Systemy mocowań na gruncie (Nowość lub aktualizacja)
4.4 Montaż modułów do konstrukcji wsporczej (Nowość lub aktualizacja)
4.5 Montaż falownika
5 Problemy wykonawcze i eksploatacyjne
5.1 Gorący punkt (hot spot)
5.2 Korozja warstwy TCO
5.3 Degradacja indukowanym napięciem PID
5.4 Prąd upływu
5.5 Zwarcie doziemne generatora PV
5.6 Wzrost napięcia w miejscu przyłączenia falownika
5.7 Możliwości przyłączenia instalacji do sieci
5.8 Mycie instalacji PV
5.9 Błędy wykonawcze

6 Ekonomika i uzysk energii z instalacji fotowoltaicznych
6.1 Produkcja energii elektrycznej z instalacji fotowoltaicznej
6.1.1 Źródła danych o nasłonecznieniu
6.1.2 Uzysk energii z instalacji PV
6.2 Jak obliczyć uzysk energii z instalacji?
6.3 Składowe kosztów instalacji fotowoltaicznej
6.4 Koszty eksploatacyjne
6.5 Przychody ze sprzedaży energii i ich opodatkowanie oraz net metering
6.6 Dotacja NFOŚiGW

7 Wydarzenia branżowe

wtorek, 22 grudnia 2015

Zła, niespójna, powszechnie krytykowana a jednocześnie niezbędna

Kiedy do sejmu 16 grudnia trafił druk nr. 134 nowelizujący ustawę o OZE na branżę po krótkim szoku padł blady strach? Choć media głównego nurtu o tym nie wspominają w sejmie znów toczy się batalia o ustawę o OZE. W szczególności chodzi o korzystne dla prosumentów zapisy rozdziału 4 art. 40 i 41. które miały wejść w życie 1 stycznia 2016r. a procedowana nowela ustawy odsuwa je do 1 lipca. Każdy, kto przeczytał ustawę o OZE z pewnością stwierdzi, że nie jest to prawo, na które czaka branża OZE. Zapisy są niespójne a nawet wewnętrznie sprzeczne i nie ulega wątpliwości ze ustawę trzeba znowelizować. Niestety przesunięcie o 6 miesięcy jedynych korzystnych dla prosumentów zapisów wprowadzających stawki gwarantowane i netmetering jest ciosem w branżę mikroinstalacji którego to ciosu część branża może nie przetrwać.

Podobnie jak nieprawdopodobne wywalało się przeforsowanie stawek gwarantowanych w głosowaniu w poprzedniej kadencji sejmu tak nieprawdopodobne może wydawać się zmian w obecnej nowelizacji jednak, jeżeli nie podejmiemy działań możemy mieć pewność, że żadne korzystne zmiany nie zajdą. Wbrew temu, co się sądzi wywieranie presji na posłów przynosi czasami skutki i potrzeba jak najwięcej inicjatyw, apeli i próśb, aby z pod walca legislacji zachować korzystne zapisy ustawy.

Poniżej treść petycji Stowarzyszenia SBF Polska PV wysłanej do

Posła sprawozdawcy Wojciecha Zubowskiego oraz
Członków Komisji do Spraw Energii i Skarbu Państwa

"Stowarzyszenie Branży Fotowoltaicznej – Polska PV wyraża głębokie zaniepokojenie niektórymi zapisami poselskiego projektu ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii (druk 134), który wpłynął do Sejmu 16.12.2015. W szczególności obawy branży wzbudza możliwość odroczenia realizacji niektórych zapisów rozdziału 4 ustawy o odnawialnych źródłach energii, związanych z rozpoczęciem funkcjonowania od 1 stycznia 2016 roku sprzedaży energii wyprodukowanej w najmniejszych instalacjach po stawkach gwarantowanych oraz preferencyjnego rozliczenia energii w bilansach półrocznych nazywanego potocznie net meteringiem.

Od 20 lutego br., kiedy to między innymi głosami posłów Prawa i Sprawiedliwości zostały dodane do ustawy zapisy korzystne dla prosumentów wiele małych i średnich firm rozpoczęło przygotowania do możliwości pojęcia działań w ramach nowego systemu wsparcia. Na bazie tych nadziei powstało także wiele nowych podmiotów i zostało stworzonych tysiące nowych miejsc pracy. Możliwość odroczenia zapisów ustawy o OZE stawia firmy z branży mikro OZE w szczególnie trudnej, a niektóre nawet w dramatycznej sytuacji.

Zmiana tak kluczowych zapisów ustawy, na kilkanaście dni przed rozpoczęciem obowiązywania ustawy podważa fundamentalne zaufanie obywateli do stabilności prawa. Stawia to także w bardzo trudnej sytuacji wielu inwestorów, których decyzja o montażu mikroinstalacji OZE w 2015 roku podyktowana była wizją korzystnych zmian w ustawie. Jak podał Urząd Regulacji Energetyki, pod koniec września br. łączna moc zainstalowanych mikroinstalacji OZE na koniec września wyniosła 22,021 MW. Tylko przez III kwartał br. zainstalowano 6 MW mikroinstalacji. W większości były to mikroinstalacje fotowoltaiczne.

Z uwagi na powyższą argumentację wnosimy o nieprzesuwanie terminu wejścia w życie art. 40, art. 41 ustawy o odnawialnych źródłach energii z dnia 20 lutego 2015, które powinny wejść w życie z dniem 1 stycznia 2016 roku" 


Lista członków komisji


Jeżeli zależy nam na obronie stawek gwarantowanych i net meteringu podejmijmy działania i przekonajmy posłów aby nie zniszczyli energetyki prosumenckiej w zarodku.

środa, 16 grudnia 2015

Dlaczego Trina wystąpiła z porozumienia cenowego z KE

Decyzja o utrzymaniu cen minimalnych na zakup modułów PV z Chin oraz nowe regulacje w tym zakresie przynoszą pierwsze skutki, jakim jest wystąpienie z porozumienia największego producenta modułów na świecie, jakim jest Trina Solar.

Nowe zapisy porozumienia nie pozwalają chińskim firmom na sprzedaż modułów poniżej ceny minimalnej nawet, jeżeli zostały one wyprodukowane poza Chinami. Z kolii cena minimalna 0,56 euro/Wp jest o 10-15% wyższa niż rynkowa możliwość sprzedaży modułów dla chińskich producentów co uniemożliwia im ekspansję na europejskim rynku. Opuszczenie porozumienia przez Trinę zapewne poprzedzone było zapewnieniem dostaw modułów do europy z fabryk poza Chinami oraz OEM-ów produkowanych przez innych producentów pod logiem Triny. W efekcie opuszczenie porozumienia cenowego pozwoli Trinie oferować modły z ich logo poniżej ceny minimalnej w większej skali i całkiem legalnie.

Można się spodziewać, że jeżeli samo porozumienie nie ulegnie zmianie lub cena minimalna niezostanie obniżona podobne ruchy wykonają inni chińscy gracze szczególnie ci z wielkiej szóstki, jeżeli tylko uda im się zapewnić dostawy do europy z fabryk zlokalizowanych poza Chinami.

sobota, 12 grudnia 2015

Na co zwrócić uwagę przy wyborze instalacji PV poza ceną

Instalacje fotowoltaiczne cieszą się coraz większą popularnością i coraz więcej ofert trafia do internetu. Przy wyborze oferty dobrze zrucić uwagę na kilka kwestii poza samymi urządzeniami jakie wchodzą w skład zestawu oraz ich ceną. 
  1. Przed zakupem poproś o wizytę doradcy technicznego celem zweryfikowania czy wybrana moc zmieści się na dachu a warunki techniczne pozwolą na przyłączenie wybranej mocy.
  2. Wyraźnie ustal sposób montażu, sposób prowadzenia kabli i lokalizację falownika 
  3. Cena instalacji zależy także od pokrycia dachu i miejsca montażu a nie tylko do mocy i jakości urządzeń. Jeżeli w twoim przypadku montaż będzie łatwy i szybki możesz spróbować wynegocjować rabat.  
  4. Do uzysków energii z instalacji podchodź ostrożnie w ofertach podawane są często wartości zawyżone. 
  5. Zwróć uwagę co w chodzi w skład oferty czy oprócz urządzeń i montażu wykonawca przygotuje projekt, schemat jednokreskowy, wykona pomiary określone normą, przygotuje dokumentację do zakładu energetycznego. 
  6. Przy wyborze oferty premium żądaj usługi premium także rozszerzonych pomiarów w tym badania kamerą termowizyjną i pomiar krzywych prądowo napięciowych - co pozwala określić rzeczywistą wydajność instalacji.

http://ekofachowcy.pl/

niedziela, 29 listopada 2015

Jak optymalizatory mocy zwiększają wydajność instlalacji PV

Działanie optymalizatorów mocy polega na szukaniu punktu mocy maksymalnej na poziomie pojedynczego modułu PV choć w szczegółach u różnych producentów różnie się to odbywa. Co do idei optymalizator mocy ma za zadanie obciążyć moduł w sposób optymalny, czyli taki, w który w danych warunkach oświetlenia zapewni na wyjściu największą możliwą moc niezależnie do tego, jaki prąd i napięcie generują pozostałe moduły w szeregu. Porównanie pracy klasycznego systemu oraz systemu z optymalizatorami mocy przedstawia poniższa grafika.


Porównanie działania instalacji z klasycznymi modułami PV i modułami smart z optymalizatorami mocy
Porównanie działania instalacji z klasycznymi modułami PV i modułami smart z optymalizatorami mocy

Jeżeli na module PV pojawi się cień zmniejszy się prąd, jaki będzie mógł dany moduł generować. Jeżeli moduł ten jest połączony w szeregu z innymi modułami spadek prądu na zacienionym module może przełożyć się na spadek prądu na całym szeregu modułów lub zostanie on "odcięty" przez diody obejściowe. Aby zrozumieć zalety instalacji opartej o moduły smart przeanalizujmy wydajność systemu złożonego z 10 modułów PV 260 Wp, z których jeden z modułów jest zacieniony w ok 15%. Wszystkie moduły są połączone w jeden łańcuch PV. Każdy z niezacienionych modułów ma charakterystykę prądowo - napięciową taką jak przedstawiona na rysunku A. Z kolei zacieniony moduł ma charakterystykę prądowo - napięciową taką jak przedstawiona na rysunku B. W przypadku klasycznego systemu, jeżeli falownik przyjmie paramenty pracy na poziomie prądu 7.26A to osiągnie napięcie 306 V lecz mocniejsze moduły dostosują swój prąd do modułu słabszego. W takim układzie wszystkie moduły będą pracowały z mocą ok. 222W każdy a cały system będzie miał moc ok 2220W czyli ok 14,5% mniej niż moc nominalna. Jeżeli falownik MPPt falownika przesunie punkt mocy maksymalnej w kierunku niższego napięcia ok 274 V i wyższego prądu ok 8.53A który można uzyskać z niezacienionych modułów diody obejściowe "odetną" zacieniony moduł, z którego uzyskana moc będzie równa 0 z kolei niezacienione moduły będą mogły pracować z mocą nominalną 260W a cały system będzie miał moc ok 2340W czyli ok. 10 % mniej niż moc nominalna. W przypadku wykorzystania modułów smart z optymalizatorami mocy każdy z modułów będzie mógł pracować z mocą optymalną do danych warunków. Zacieniowany moduł będzie generował 222W nie obciążając modły niezacienione, które będą w stanie generować 260W. W konsekwencji cały system będzie w stanie wygenerować 2562W czyli ok. 1,5% mniej niż moc nominalna.

Więcej o optymalizatorach mocy i modułach smart w nowym wydaniu książki instalacje fotowoltaiczne która będzie dostępna z końcem roku w sklepie globenergia.pl.

niedziela, 8 listopada 2015

Coraz bardziej ryzykowny import modułów PV ze wschodu.

W ostatnich tygodniach tajwańskie media doniosły, że siedmiu lokalnych wytwórców jest podejrzanych o brendowanie swoimi naklejkami modułów fizycznie wyprodukowanych w Chinach kontynentalnych. Choć nie jest to potwierdzone podejrzewa się o te praktyki Tainergy, Tynsolar oraz Ablytek.

Na przestrzeni ostatnich trzech miesięcy doszło także do spektakularnego zatrzymania w porcie w Rotterdamie 47 000 modułów, czyli blisko 12 MW. Zatrzymanie dotyczy między innymi modułów sprzedawanych pod takimi markami jak Amerisolar, Sunrise, Solartech. Pechowym importerom oprócz kar grożą karne cła w wysokości ponad 50% wartości urządzeń.

Utrzymanie w przyszłym roku ceł antydumpingowych z pewnością dalej nakręci zabawę w kotka i myszkę między chińskimi producentami a Komisją Europejską. Niemniej jednak ostatnie pokazują, że kotek zaczął pokazywać pazury.

sobota, 31 października 2015

Koszty profilu energetycznego na aukcji OZE

Wielu inwestorów błędnie zakłada, że cena sprzedaży energii wylicytowana na aukcji będzie ceną stałą i dodatkowo waloryzowaną wskaźnikiem inflacji. W przypadku elektrowni OZE powyżej 500 kW od przychodów ze sprzedaży energii należy min odliczyć koszty bilansowania handlowego, które jest jednoznacznie zapisane w ustawie oraz "koszt profilu energetycznego", który już nie jest tak jednoznacznie zapisany.

Na wstępie należy zaznaczyć, że w przypadku elektrowni powyżej 500 kW wylicytowana na aukcji cena nie jest stałą taryfą, po której spółka Zarządca Rozliczeń S.A. będzie kupował całą zadeklarowaną na aukcji i wyprodukowaną energię. Właściciel elektrowni będzie sprzedawał energię na rynku a Zarządca Rozliczeń będzie jedynie dopłacał do różnicy. Jednak nie do różnicy między ceną sprzedaży energii a ceną wylicytowaną na aukcji, lecz między średnią ważoną ceną energii w danym miesiącu a ceną energii wylicytowaną. Oznacza to, że jeżeli w danym miesiącu inwestor sprzeda energię taniej niż jej średnia miesięczna cena po refundacji łącznie otrzyma za energię niższą cenę niż ta wylicytowana na aukcji.

Ideę działania systemu obrazuje poniższa grafika.

Koszty profilu energetycznego


Zakładając, że wylicytowana cena sprzedaży energii wynosi np. 460 zł/MWh i w danym miesiącu średnia cena energii wynosi np. 162 zł to refundacja od Zarządcy Rozliczeń wynosi 460 - 162 = 298 zł/MWh. Jeżeli w danym miesiącu łącznie energia zostanie sprzedana przez inwestora poniżej 162 zł/MWh to po refundacji nie otrzyma on wylicytowanych na aukcji 460 zł/MWh i to właśnie jest koszt profilu energetycznego. Cena energii na TGE zmienia się wraz z porą dnia i jest zależna od zapotrzebowania na moc w systemie. W lecie najdroższa jest w czasie dnia w zimie wysokie ceny są zarówno w dzień jak i wieczorem. Jeżeli dane źródło OZE sprzedaje większość energii w czasie, gdy ceny są niższe od średniej (szare pole) będzie miało ujemny profil energetyczny. W przypadku fotowoltaiki ten problem zazwyczaj nie występuje gdyż większość sprzedawanej energii będzie w czasie cen wyższych od średniej (pole żółte).

niedziela, 25 października 2015

Co należy przewidzieć na etapie budowy domu pod kątem montażu instalacji PV

W zdecydowanej większości mikroinstalacje PV są montowane na budynkach istniejących, co rodzi wiele problemów szczególnie w zakresie estetyki i technicznych możliwości prowadzenia przewodów oraz dostępnej na dachu przestrzeni pod montaż modułów.  Nawet, jeżeli w momencie budowania domu nie przewidujemy montażu instalacji PV warto dostosować budynek do takiej ewentualności.

Dostępna przestrzeń na dachu.

Jeden kWp zainstalowanych typowych modułów PV potrzebuje prawie 7 m2 dachu. Minimalna moc instalacji biorąc pod uwagę zapotrzebowanie budynku na energię oraz ekonomikę to ok. 3 kW. Z tego powodu na etapie wyboru projektu warto zwrócić uwagę, aby od południa znajdowała się minimum 20 m2 wolna przestrzeń. Im więcej przestrzeni dachowej tym potencjalnie większa możliwa do zainstalowania moc. 

Usytuowanie budynku.

Instalacja PV powinna być ustawiona możliwie idealnie na południe, przy czym przy odchyleniu się od południa strata energii rośnie wraz ze wzrostem kąta pochylenia. Przy odchyleniu dachu od południa o 45 stopni roczna strata w stosunku do optimum mieści się do 7%. Jeżeli niema możliwości ustawiania połaci dachu w kierunku południowym warto obniżyć kąt pochylenia, co zmniejszy stratę energii w stosunku do optimum.

Unikanie zacienienia.

Cień istotnie obniża wydajność instalacji PV z tego powodu z południowej elewacji warto usunąć elementy zacieniające takie jak komin. Na etapie projektu i budowy domu można go przesunąć na stronę północną.  

Prowadzenie kabli.

Jednym z największych problemów przy montażu instalacji PV w istniejącym budynku jest estetyczne poprowadzenie i schowanie kabli oraz przewodów. Zakładając, że nie wiemy, jakiej mocy może być przyszła instalacja dla dużej elastyczności warto z dachu, poddasza, strychu do miejsca montażu falownika poprowadzić 4 przewody o przekroju 4 mm2 + 1 przewód 6 mm2 zielonożółty. Nie muszą bezwzględnie być to kable dedykowane do PV. Z uwagi na prowadzenie ich w budynku wystarczą typowe przewody w izolacji poliwinitowej lub PCV na napięcia min 450/750 V (optymalnie 0,6/1k V) np.  LgY 1x4  450/750  ułożone w karbowanej róże osłonowej - mogą zostać zatynkowane.  Na tym etapie dobrze ustalić potencjalne miejsce montażu falownika. Ważne, aby było ono suche i nie przegrzało się w lecie. Mając na uwadze, że falownik podczas pracy emituje niewielki hałas dobrym miejscem montażu jest np. garaż. Mając potencjalnie wybrane miejsce montażu falownika z rozdzielni głównej warto doprowadzić do niego przewód np. YDY 5x4 450/750. Pięć przewodów pozwoli na podłączenie zarówno falownika jedno jak i 3 fazowego. Przekrój 4 mm2 bez problemów pozwoli na przyłączenie do 4,6 kW falownika jednofazowego i do 12 kW falownika 3 fazowego nawet, jeżeli długość linii przekracza 20 metrów. Do momentu montażu instalacji PV obwód można zakończyć dodatkowym gniazdkiem 3 fazowym, w którego miejscu zostanie zamontowana rozdzielnia fotowoltaiczna.

piątek, 16 października 2015

Taryfy gwarantowane tylko za energię po zbilansowaniu - mogą być korzystne dla prosumentów.

Zaprezentowane przez  Ministerstwo Gospodarki stanowisko w sprawie rozliczania wyprodukowanej energii przez mikroinstalację dopiero po zbilansowaniu wywołała liczne komentarze w branży. W decydującej przewadze pojawiły się głosy że jest to rozwiązanie bardzo nie korzystne które istotnie pogarsza ekonomikę najmniejszych instalacji PV. Wiele tych komentarzy nie jest poparte szerszą analizą. 

Według analizy przeprowadzonej przez Stowarzyszenie Branży Fotowoltaicznej takie rozwiązanie niekoniecznie musi być niekorzystne finansowo dla prosumentów szczególnie biorąc pod uwagę 15 letni okres pracy mikroelektrowni.

Wyliczając ekonomikę mikroinstalacji fotowoltaicznych należy wziąć pod uwagę, że osoby fizyczne korzystające z taryf gwarantowanych będą zobowiązane do zapłacenia podatku dochodowego od uzyskanego przychodu w praktyce oznacza to że taryfa 0,75 zł/kWh daje dochód 0,63 zł/kWh a taryfa 0,65 zł/kWh daje dochód 0,55 zł/kWh. Przy założeniu, że inwestor nie przekracza I progu podatkowego w przypadku osób bardziej zamożnych rzeczywiste wartości stawek będą jeszcze niższe. Z kolei w przypadku oszczędności na energii osoby fizyczne będą oszczędzać w cenach brutto. Odnosząc się do obecnych stawek za energię oszczędności na energii to poziom 0,4 zł/kWh i dodatkowo na przesyle 0,26 zł/kWh. Oczywiści przesył nie będzie bilansowany, lecz dobrze dobrana mocowo mikroelektrownia jest w stanie obniżyć koszty przesyłu od 20-25%.

W oparciu o powyższe założenia już w pierwszych latach działania mikroelektrowni oszczędzanie energii będzie dawać prosumentowi podobne korzyści finansowe, co sprzedaż energii po stawkach gwarantowanych. Biorąc pod uwagę nieuchronny wzrost cen energii w okresie 15 lat pracy mikroelektrowni rozliczenie taryf gwarantowanych tylko za energię po zbilansowaniu przyniesie podobne lub wyższe przychody niż sprzedaż całości energii po stawkach gwarantowanych w zależności od mocy mikroinstalacji.

Założenia
  • Mikroelektrownia 3 kW cena VAT 8% - 16.437 zł
  • Mikroelektrownia 10 kW cena VAT 8% - 49.162 zł
  • Cena zakupu energii elektrycznej 0,39 zł zł/kWh brutto
  • Opłata dystrybucyjna 0,26 zł zł/kWh brutto
  • Cena zakupu nadwyżek energii po zbilansowaniu 0,65/0,75 zł/kWh
  • Roczny średni wzrost cen energii i opłaty przesyłowej 4,5% rocznie
  • Roczne zużycie energii w budynku 4000 kWh

Ilustracja 1. Okres zwrotu dla instalacji 3 kWp przy założeniu sprzedaży energii tylko po zbilansowaniu




Ilustracja 2. Okres zwrotu dla instalacji 3 kWp przy założeniu sprzedaży całej wyprodukowanej energii

W przypadku najmniejszych mikroinstalacji okres zwrotu oraz korzyści finansowe będą bardzo zbliżone zarówno przy sprzedaży całości wyprodukowanej energii jak i w przypadku sprzedaży po zbilansowaniu.



Ilustracja 3. Okres zwrotu dla instalacji 10 kWp przy założeniu sprzedaży energii tylko po zbilansowaniu



Ilustracja 4. Okres zwrotu dla instalacji 10 kWp przy założeniu sprzedaży całej wyprodukowanej energii


W przypadku większych instalacji okres zwrotu jest minimalnie krótszy przy założeniu sprzedaży energii po zbilansowaniu. W przypadku większych instalacji okres zwrotu jest minimalnie krótszy przy założeniu sprzedaży energii po zbilansowaniu. W tym przypadku taryfy gwarantowane pozwalają na budowę mikroinstalacji do 10 kW nawet przy bardzo mały zapotrzebowaniu budynku na energię. W innym przypadku moc mikroelektrowni musiałaby być bardzo precyzyjnie skorelowana z zapotrzebowaniem budynku na energię.

Obecnie najważniejsze jest przyjęcie jednolitej wykładni sposobu rozliczenia, ustalenia procedur przyznawania stawek, oraz sposobu opomiarowania i rozliczania energii. Podmioty odpowiedzialne za zakup energii z mikroinstalacji muszą mieć czas, aby przygotować wewnętrzne procedury i wytyczne taka, aby nowe przepisy mogły w praktyce zacząć obowiązywać od 1 stycznie przyszłego roku.

piątek, 2 października 2015

Branżę fotowoltaiczną w Polsce czekają liczne wyzwania - tak w skrócicie można podsumować pierwszy kongres SBF


23 września 2015 roku odbył się w Warszawie I KONGRES STOWARZYSZENIA BRANŻY FOTOWOLTAICZNEJ POLSKA PV, na którym licznie zebrali się zarówno przedstawiciele producentów, dystrybutorów, jak i firm wykonawczych. Wszystkim obecnych pragnę serdecznie podziękować.



Wielokrotnie, podczas Kongresu pojawiało się stwierdzenie, że polski rynek fotowoltaiczny jest rynkiem bardzo młodym, który z jednej strony potrzebuje wypracowania standardów w zakresie projektowania, wykonania i przyłączania instalacji z drugiej strony musi ciągle walczyć o korzystne dla branży zapisy legislacyjne. Podczas Kongresu bardzo dużo uwagi poświęcono ustawie o OZE, systemowi aukcyjnemu i taryfom gwarantowanym. W dyskusjach przewijały się kluczowe dla branży tematy wysokości cen referencyjnych oraz funkcjonowania programu Prosument NFOŚiGW. 

Jak stwierdził Prezes SBF Polska PV - Bogdan Szymański - " ... Kongres SBF POLSKA PV pokazał, że branża fotowoltaiczna potrzebuje zjednoczenia i podjęcia szybkich działań w kilku obszarach. Pierwszym z nich jest wysokość cen referencyjnych ogłoszonych przez Ministerstwo Gospodarki, które są rażąco niskie i krzywdzące dla rynku PV. Na tym polu, jako stowarzyszanie musimy przesłać nasze uwagi, w których jasno wskażemy, iż założenia do wyliczenia wartości cen referencyjnych są błędne i nie mogą zostać zaakceptowane przez branżę". 

Szerzej do sprawy cen referencyjnych i dodatkowych kosztów obsługi inwestycji w elektrownię PV odniósł się Piort Rudyszyn z firmy W4E

„...Przy cenie referencyjnej w wysokości 465 zł/MWh nie wydaje mi się, aby polski przedsiębiorca był w stanie dzisiaj zrobić elektrownię fotowoltaiczną o mocy 1 MW, zapłacić koszty bilansowania handlowego i inne opłaty np. za grafikowanie, które jest kompletnie nieuzasadnione dla fotowoltaiki, ale jest. Nie ma takiej możliwości, przy finansowaniach jakie dzisiaj są dostępne. Proponowana cena referencyjna absolutnie nie faworyzuje drobnych przedsiębiorców.

Przy uwzględnieniu wszystkich aspektów związanych zarówno z cenami jak i technologią dostępną w konkurencyjnej branży, jaką jest energetyka wiatrowa, fotowoltaika może zostać zmarginalizowana na aukcjach - głosi jedna z tez po kongresie. 

Ceny referencyjne dla instalacji powyżej 1 MW na poziomie 385zł/MWh dla elektrowni wiatrowej, uwzględniając sprawności projektów, które mogą być zgłoszone do pierwszej aukcji, realnie będą wynosić ok. 300-315 zł/MWh z tego względu, że pula może się szybko wyczerpać. Ceny te oznaczają, że żaden projekt fotowoltaiczny, nawet, jeśli zostałby zgłoszony za cenę 400 zł/MWh, a nie 445 zł/MWh nie jest w stanie się obronić. Jest to równowartość mniej więcej 9 eurocentów na kWh. Nieprawdą również jest, że w Niemczech projekty za takie ceny się bilansują. W Niemczech ceną, która pozwala projektom się bilansować się jest poziom ok 11 eurocentów. Proszę jeszcze zwrócić uwagę na to, że w Niemczech inwestor w ogóle nie ponosi kosztów przyłączenia do sieci, a w Polsce koszty związane z przyłączeniem do sieci wynoszą 20-30% całego projektu.” – dodaje Piotr Rudyszyn. 

Uczestnicy Kongresu jednoznacznie stwierdzili, że fotowoltaika ma szansę jedynie na aukcjach do 1MW, gdzie panuje mniejsza konkurencja ze strony technologii wiatrowych i biomasowych, jednak zgodnie z wyliczeniami Instytutu Energetyki Odnawialnej cena referencyjna powinna wynosić ponad 600 zł/MWh




Sceptycznie do systemu aukcyjnego podchodzi Grzegorz Wiśniewski - prezes Instytutu Energetyki Odnawialnej – „System aukcyjny, w obecnej wersji, w przypadku fotowoltaiki jest wprowadzony zdecydowanie za szybko. W takim systemie fotowoltaika przegra cenowo z dużymi farmami wiatrowymi, współspalaniem i nowym graczem na rynku OZE – spalarniami odpadów. Ma jednak szansę w aukcjach poniżej 1 MW, o ile zdoła uzyskać warunki przyłączenia do sieci, gdzie konkurentem będą pojedyncze elektrownie wiatrowe i biogazownie oraz kogeneracja na biomasie. Warunkiem dopuszczenia do konkurencji pomiędzy technologiami OZE są ceny referencyjne - jeżeli dla fotowoltaiki będą za niskie, system aukcyjny wypchnie ją na margines aukcji i dalej będzie funkcjonowała w niszach. Koszty energii z fotowoltaiki przytoczone w obecnym projekcie rozporządzenia o cenach referencyjnych są za niskie, nie uwzględniają wszystkich składników kosztów i ryzyka, a wyprowadzone z nich ceny referencyjne w sposób szczególny dyskryminują fotowoltaikę.”

W zakresie mikroinstalacji na Kongresie wiele uwagi poświęcono także funkcjonowaniu programu Prosument NFOŚiGW. 

"...Drugim obszarem, w jakim należy podjąć szybkie działania, jako stowarzyszenie, jest funkcjonowanie programu Prosument. Panel dyskusyjny poświęcony temu tematowi pokazał, że firmy, które wykonują instalacje w ramach programu Prosument z uwagi na opóźnienia w płatnościach zaczynają być zagrożone utratą płynności finansowej. W tej kwestii liczymy na współpracę z naszymi partnerami z BOŚ i NFOŚiGW, którym przekażemy nasze propozycje usprawnienia funkcjonowania programu." - twierdzi Bogdan Szymański Prezes SBF Polska PV. 


"...Program prosument jest bardzo dobrą ideą. Dla jego usprawnienia można byłoby zaimplementować pewne rozwiązania, które już funkcjonują w linii programu wdrażanej przez niektóre WFOŚiGW. Rozwiązaniem, które z pewnością pomogłoby branży to uproszczenie i skrócenie procedur a doraźnie częściowe zaliczkowanie wypłat.” - komentuje Łukasz Sajewicz z firmy Viessmann.



Zgromadzeni na Kongresie przedstawiciele firm wykonawczych oraz dystrybutorów podkreślili, że dużym problemem jest to, że przyjmuje się do rozliczenia wnioski tylko tych klientów, którzy podpisali umowę z zakładem energetycznym, a średni czas uzyskania takiej umowy wynosi ok. 2 miesiące. Zdaniem branży, potwierdzeniem osiągnięcia efektu rzeczowego powinno być samo wykonanie techniczne instalacji i po stwierdzeniu poprawności działania elektrowni powinny być uruchamiane środki niezależnie od toczącej się procedury przyłączenia. Sama procedura rozpatrywania wniosków jest bardzo rozciągnięta w czasie. Czego dowodem jest fakt, że wnioski przyjęte do 31.07.2015 jeszcze do teraz nie są rozpatrzone. 

"....Od strony funkcjonowania firmy, działanie w ramach programu Prosument jest dużym wyzwaniem. Z jednej strony problemem jest sam brak ciągłości w naborze wniosków. Z drugiej długi czas oczekiwania na wypłatę. Nasi dystrybutorzy, którzy realizują program Prosument z BOŚ, nie otrzymali środków za inwestycje realizowane jeszcze w ramach pierwszego naboru, który był w kwietniu tego roku. Należy jasno podkreślić, że obecne funkcjonowanie programu Prosument przekłada się na istotnie wyższą cenę instalacji z dotacją w stosunku do gotówkowej i nie wynika to z chęci szybkiego zysku, lecz realnie wyższych kosztów związanych z dokumentacją, finansowaniem pomostowym, dodatkowym ryzykiem i rozbudowaną gwarancją" - komentuje Paweł Grzegorczyk z firmy Keno. 

Mimo licznych zagrożeń, niepewności i problemów uczestnicy I Kongresu Stowarzyszenia Branży Fotowoltaicznej Polska PV optymistycznie patrzą na najbliższą przyszłość. Jako stowarzyszenie cieszymy się z dużego zainteresowania naszymi pracami nad stworzeniem wytycznych w zakresie PFU czy jednolitych wytycznych w zakresie dokumentacji i przyłączenia mikroinstalacji. Zgodnie z zapowiedziami przygotowany projekt będziemy konsultować z naszymi członkami oraz innymi organizacjami. 

Liczne cele jakie wyznaczyło sobie stowarzyszenie SBF Polska PV potrzebuje wsparcia branży którą zachęcamy do wsparcia i współpracy. 

czwartek, 17 września 2015

Ceny referencyjne dla fotowoltaiki wyliczone na podstawie błędnych założeń

Zaproponowane przez Ministerstwo Gospodarki w projekcie rozporządzenia poziomy cen referencyjnych dla elektrowni fotowoltaicznych zarówno dla instalacji do 1 MW, jak i powyżej jednego MW są zbyt niskie, aby gwarantować rentowność dla większości projektów. MG już nie raz prezentowało propozycję rozporządzeń wybitnie niekorzystnych dla branży które pod naciskiem merytorycznych argumentów korygowało. Należy mieć nadzieję że podobnie będzie także w tym przypadku inaczej rozwój większych inwestycji PV będzie poważnie zagrożona. 

Należy zaznaczyć, że ceny referencyjne są cenami maksymalnymi, a przyjęte przez Ministerstwo wartości na poziomie 445 zł/MWh dla instalacji powyżej 1 MW oraz 465 zł/MWh dla instalacji poniżej 1 MW mogą gwarantować rentowność jedynie dla idealnie zoptymalizowanych oraz bardzo tanio wykonanych inwestycji.

Zdaniem SBF Polska PV niski poziom cen referencyjnych wynika z błędnie przyjętych założeń do ich wyliczenia. Jak czytamy w uzasadnieniu do rozporządzenia podstawą do wyliczenia ceny referencyjnej był szereg wskaźników, których poziomy w części nie odpowiadają rzeczywistym wartościom, czego przykładem jest np. poziom rocznego spadku efektywności produkcji energii, który Ministerstwo Gospodarki przyjęło na poziomie 0,2%, czyli na poziomie czterokrotnie niższym niż wynosi rzeczywisty spadek produkcji energii przez instalacje fotowoltaiczne. Przyjęty uzysk energii na poziomie 1050 kWh/kW również jest realny jedynie na obszarach Polski o najwyższym nasłonecznieniu jak np. Lubelszczyzna. Biorąc pod uwagę wieloletnie średnie nasłonecznienie dla Polski średnie realne uzyski wahają się od 980-1020 kWh/kW.

Co więcej, w przypadku kosztów budowy elektrowni PV Ministerstwo przyjęło bardzo optymistyczne założenia na poziomie 4 mln zł/MW dla instalacji o mocy do 1 MW, a 3,8 mln zł/MW dla instalacji powyżej 1 MW. Należy zaznaczyć że instalacje do 1 MW to także instalacje o mocy kilkudziesięciu i kilkuset kW, a więc w ich przypadku aktualne ceny wykonania za 1 MW mieszczą się w zakresie 4.5 – 5 mln zł/MW. W przypadku większych instalacji, powyżej 1 MW możliwa jest realizacja inwestycji w granicach 3,8 mln zł/MW pod warunkiem, że nie są wymagane dodatkowe prace w zakresie budowy dróg dojazdowych, modernizacji GPZ czy linii SN. Takie inwestycje są oczywiście teoretycznie możliwe jednak w przypadku większych inwestycji fotowoltaicznych często zachodzi konieczność wykonania prac dodatkowych, które powodują wzrost ceny powyżej 4 mln/MW. Ważnym elementem przy wyznaczaniu ceny referencyjnej jest przyjęta stopa dyskonta. W założeniach Ministerstwa Gospodarki wskaźnik ten został przyjęty na poziomie 5% co wydaje się wartością zdecydowanie zbyt niską biorąc pod uwagę ryzyko inwestycyjne.

Zdaniem Stowarzyszenia Branży Fotowoltaicznej Polska PV konieczne jest podjęcie działać mających na celu przeliczenie poziomów cen referencyjnych w oparciu o realne założenia i wskazanie Ministerstwu Gospodarki luk w obecnych założeniach. Miejscem do wypracowania jednolitego stanowiska branży fotowoltaicznej, będzie I Kongres Stowarzyszenia Branży Fotowoltaicznej Polska PV 23 września w Warszawie.


wtorek, 15 września 2015

Farma fotowoltaiczna na terenie ZWIK Szczecin.

Na terenie szczecińskich wodociągów pracuje jedna z największych farm fotowoltaicznych w Polsce. Przy budowie, której miałem przyjemność uczestniczyć, jako doradca inwestora. Mimo iż z zewnątrz wygląda jak typowy obiekt posiada kilka unikalnych cech. Przy zainstalowanej mocy 1,5 MW większość energii jest wykorzystywana na potrzeby własne. W dużej części zastosowane komponenty były wyprodukowano w Polsce. Zastosowane moduły, mimo iż na pierwszy rzut oka niczym sie nie różnią posiadają nano powłokę ułatwiającą samooczyszczenie.

wtorek, 1 września 2015

10 MW mikrosinstalacji o wartości ok. 60 mln zł może zostać zainstalowane w ramach PROW we wrześniu

W ostatnich tygodniach branża fotowoltaiczna mogła obserwować istny wysyp przetargów dotyczących wykonania mikroinstalacji fotowoltaicznych. W zdecydowanej większości były to przetargi organizowane przez gminy które w ramach końcówki pieniędzy z PROW złożyły wnioski na budowę i montaż mikro instalacji z tą różnicą że do tej pory w podobnych przypadkach gminy stawiały na instalację kolektorów słonecznych tym razem w zdecydowanej większości  postawiono na fotowoltaikę. Skala inwestycji może dla niektórych być zaskoczeniem a małe doświadczenie branży może stać się problemem w realizacji części projektów. Bliższa analiza sytuacji została dokonana w ramach działania Stowarzyszenia Branży Fotowoltaicznej Polska PV które podsumowało łączną moc projektów i sytuację na rynku.

W ramach PROW (Program Rozwoju Obszarów Wiejskich) 121 gmin otrzymało dotacje na montaż mikroinstalacji OZE. W większości przypadków poziom wsparcia sięgał 90%. Dokonując tylko pobieżnej analizy postępowań przetargowych można zauważyć, że wśród instalacji prosumenckich największym zainteresowaniem w gminach cieszyły się instalacje fotowoltaiczne, które można odnaleźć w prawie 90 na 121 gmin. Zaledwie w kilkunastu gminach, wybrano kolektory słoneczne czy pompy ciepła. Zdaniem Stowarzyszenia Branży Fotowoltaicznej Polska PV taki stan rzeczy jasno wskazuje na rosnące zainteresowanie samorządów systemami fotowoltaicznymi, które mimo innego przeznaczenia zastępują instalacje kolektorów słonecznych.

Analizując szczegóły postępowań przetargowych Stowarzyszenie SBF Polska PV oszacowało, że łączną moc mikroinstalacji będących przedmiotem postępowań przetargowych w ostatnich kilku tygodniach sięga blisko 10 MW. W większości inwestycje te muszą być zakończona do 30 września w nielicznych przypadkach termin ukończenia prac jest przesunięty na początek października. Należy zwrócić uwagę, że dla części inwestycji postępowania przetargowe zostaną w pełni zakończone podpisaniem umowy dopiero w połowie września, co daje na realizację zadania nie więcej niż 3 tygodnie. Jest to bardzo krótki okres biorąc pod uwagę rozproszenie instalacji oraz w wielu przypadkach konieczność wcześniejszej inwentaryzacji obiektów i przygotowania dokumentacji projektowej. Z uwagi na ograniczony czas realizacji oraz skumulowanie się wielu projektów w jednym czasie kwestią problemową staje się dostęp do wykwalifikowanych ekip monterskich. Zgodnie z przeprowadzonym rozeznaniem wyników postępowań przetargowych w wielu przypadkach firmy wygrywające przetargi nie dysponują własnymi ekipami i bazują na podwykonawcach. Z kolei kumulacja prac silnie ogranicza dostępność wykwalifikowanych ekip monterskich oraz powoduje wzrost kosztu usługi monterskiej. Duża liczba inwestycji w krótkim czasie jest dobrym sprawdzianem dla branży przed boomem inwestycyjnym w roku 2016, którego prognozy zostaną przedstawione przez Stowarzyszenie SBF Polska PV 23 września podczas I Kongresu w ramach targu Renexpo.

Inną problematyczną kwestią, na którą zwraca uwagę Stowarzyszenie SBF Polska PV są wymagania stawiane urządzeniom w poszczególnych postępowaniach przetargowych. Analiza zapisów Programów Funkcjonalno Użytkowych wskazuje, że w ponad połowie przypadków szczegółowe wymagania w zakresie modułów fotowoltaicznych lub falowników nie miały praktycznego uzasadnienia i mogły premiować wybranych producentów. W kilku przypadkach wymagania zostały tak postawione, że w efekcie jednoznacznie wskazywały jednego producenta, co jest rażącym naruszeniem zasad konkurencji w postępowaniu przetargowym. Dokładna analiza zapisów PFU wskazuje, że w zdecydowanej większości gminy wyraźnie określiły preferowany typ modułów stawiając na sprawdzoną technologię polikrystaliczną, w kliku przypadkach pojawiły się moduły oparte o CIGS/CIS lub moduły monokrystaliczne. W niewielkiej liczbie przetargów ograniczono się do postawienia jedynie parametrów technicznych pozostawiając dowolność wykonawcy w typie modułu.

Przechodząc do analizy finansowej postępowań przetargowych Stowarzyszenie SBF Polska PV zauważyło, że wartości ofert są zazwyczaj od 10 do 30% niższe od kosztorysów. Dodatkowo znacznie większym zainteresowaniem cieszą się postępowania przetargowe, w której oferenci nie musza wykazywać środków finansowanych na realizację przedsięwzięcia, co pozwala wysnuć wnioski, że duża część branży PV w Polsce to średnie i małe firmy o silnie ograniczonych zasobach kapitałowych. Przyjmując średnią rynkową cenę realizowanych inwestycji łączna wartość instalacji PV realizowanych w ramach PROW może zbliżyć się do 60 mln zł brutto.

Dotacja z PROW stawia ograniczenia dla beneficjentów w zakresie możliwości odsprzedaży energii do sieci. Przez 5 lat energia musi być wykorzystywana jedynie na potrzeby własne. Z tego powodu w przetargach pojawia się powszechnie zapis mówiący o montażu systemu blokującego wypływ energii do sieci. Stowarzyszenie SBF Polska PV zwraca jednak uwagę, że w przypadku montażu sieciowej instalacji fotowoltaiczne powinna ona zostać zawsze zgłoszona do Operatora Systemu Dystrybucyjnego nawet, jeżeli są zastosowane urządzenia ograniczające wypływ energii do sieci. Dodatkowo należy zwrócić uwagę na fakt, że powszechnie stosowane zabezpieczenia przed wypływem energii do sieci bazujące na ograniczaniu mocy falownika nie posiadają 100% skuteczności.

W ocenie Stowarzyszenia SBF Polska PV kumulacja inwestycji, błędy formalne znajdujące się w PFU, liczne ograniczenia w wyborze urządzeń, małe doświadczenie oferentów oraz krótki czas realizacji to główne zagrożenia dla powodzenia niektórych inwestycji. Analiza wskazuje, że problemy mogą pojawić się w ponad 30% projektów.


środa, 19 sierpnia 2015

Dbanie o jakość urządzeń czy próba ustawiania przetargów?

Rozdanie końcówki funduszy z PROW spowodował że w sierpniu pojawił się wysyp publicznych przetargów organizowanych przez gminy w zakresie budowy mikroinstalacji prosumenckich do 40 kW lecz zazwyczaj większość instalacji ma moc kilku kW. Z wagi że są to środki publiczne warto aby zostały wydane racjonalnie z zachowaniem dbałości o jakość jak i uczciwą konkurencję. Jednak głębsza analiza zapisów w programach funkcjonalno użytkowych dotyczącym zaprojektowania i wykonania instalacji fotowoltaicznych w ramach ostatniego rozdania PROW wskazuje że mogło dochodzić do nadużyć w zakresie parametryzacji urządzeń.   

I tu pojawia się bardzo cienka granica między zapisami które premiują pewne rozwiązania technologiczne co jest działaniem dopuszczalnym a nawet pozytywnym jeżeli rozwiązania te przekładają się na wyższa jakość zastosowanych urządzeń czy uzysk energii a kombinacją wielu mało istotnych wymagań które w konsekwencji premiuje rozwiązania techniczne określonego producenta. Co może być naruszeniem art. 7 ust. 1 PZP lub mówiąc wprost ustawianiem przetargu. 

W kilku takich sytuacjach działania podjęło Stowarzyszenie SBF Polska PV wysyłając do Wójtów Gmin pytania z prośbą o wyjaśnienia 

Pisma skierowane w tej sprawie do Wójta gminy Nowy Targ i Wójta gminy Trawniki.

Stanowisko ws. programu funkcjonalno-użytkowego dla gminie Nowy Targ

Stanowisko ws. programu funkcjonalno-użytkowego dla gminy Trawniki

W obu przypadkach wątpliwości budziły zapisy w zakresie falowników.

Przykładowo w zapisach PFU w gminie Nowy Targ podano, że falowniki wchodzące w skład instalacji, które będą przyłączane do sieci polskich operatorów musza jednocześnie spełniać wymagania operatorów sieci z Republiki Południowej  Afryki czy Australii. Trudno uznać za niezbędne i istotne dla Zamawiającego, stawianie takich wymagań skoro instalacja będzie przyłączana do operatora Tauron Dystrybucja.

Analogiczna sytuacja ma miejsce w przypadku wymagań stawianych w PFU w gminie Trawniki.Wymagania dotyczące falowników wyspecyfikowano tak szczegółowo i wielowariantowo że wszystkie wymagania spełnia zasadniczo tylko jeden producent. W tym przypadku także trudno uznać za zasadne wymaganie przez inwestora górnej granicy MPPt na poziomie nie niższym niż 510 V skoro dokumentacja projektowa wskazuje że maksymalne robocze napięcie jakie może pojawić się na łańcuchu modułów to 410 V. Także dziwne jest wymaganie możliwości modyfikacji cos fi w zakresie 0,3-1 skoro OSD do którego będzie przyłączany dany falownik dla mikroinstalacji wymaga pracę z cos fi = 1. Podejrzane wydaje się także wymaganie w zakresie komunikacji mało prawdopodobne jest aby w przypadku mikroinstalacji zamawiający miał konieczność korzystania jednocześnie z Ethernet, RS485, USB, SO, WiFi.

Takie sytuacje często są wynikiem braku kontroli urzędników nad dokumentami przygotowywanymi przez zewnętrzne firmy. Nie każdy musi się na każdej dziedzinie znać jednak w przypadku opracowywania takich dokumentów jak PFU w zakresie parametrów urządzeń nie można przyjmować jako dogmatu parametrów określonych przez eksperta lecz zażądać merytorycznej podstawy jego określenia.  Patrząc jak czasami wykonywane są PFU i przez kogo można mieć uzasadnione obawy o racjonalność wydatkowanych w oparciu o nie funduszy. 




środa, 12 sierpnia 2015

Ograniczenia w dostawach energii elektrycznej to najlepsza cenzurka polskiej polityki energetycznej.

W mediach od kilku dni słyszymy o 20 stopniu zasilania takie stwierdzenie zaburza faktyczny obraz gdyż w obecna sytuacja oznacza olbrzymie ograniczenia w poborze mocy dla największych odbiorców, co pociąga za sobą miliardowe straty w gospodarce.

Sytuacja nie jest zła, lecz dramatyczna i nie chodzi jedynie o sam fakt wprowadzenia ograniczeń, ale także ich sposób, nagły i chaotyczny. Obecna pogoda i stan wód nie może być zaskoczeniem. Już w lipcu można było przewidzieć obecne problemy i zacząć podejmować środki zaradcze. Mijaniem z prawdą jest także stwierdzenie przedstawicieli rządu, że OZE w sytuacji kryzysu nie zdaje egzaminu. Nie zdaje egzaminu rządowa strategia w zakresie energetyki, choć słowo strategia najmniej tu pasuje. Bo bardziej jest to nieskładny zbiór różnych pomysłów w większości - złych pomysłów. Polska niema strategii w zakresie rozwoju energetyki zawodowej, nie ma strategii w zakresie budowania miksu energetycznego, niema strategii w zakresie rozwoju OZE.

Największe zarzuty w zakresie Polskiej polityki energetycznej skupiają się wokół

- forsowania odrealnionego programu budowy elektrowni atomowych, które realnie mogą wesprzeć system elektroenergetyczny za kilkanaście lat

- braku wsparcia dla energetyki rozproszonej forsowanie XIX modelu energetyki silnie centralizowanej

- niewydolny system wsparcia OZE promujący jedynie najtańsze technologie

- pomijanie w rozwoju energetycznym systemów gromadzenia energii

- brak rozwoju smart grid-u

- zatory legislacyjne wieloletnie procedowanie kluczowych dla energetyki ustaw

Skupiając się na OZE obecne podejście wspierania najtańszych technologii pomoże, co najwyżej w wypełnieniu wskaźników względem UE niestety nie rozwiąże żadnych problemów energetycznych. Miks energetyczny OZE nie może być budowany jedynie o elektrownie biomasowe i wiatrowe potrzebne są inne źródła także te droższe jak fotowoltaika czy biogazownie dodatkowo wspierane systemami magazynowania energii. Gdy w polskim systemie brakuje 2,5 GW mocy w tych dniach Niemcy pozyskują 20 GW z samej fotowoltaiki.

W obecnym stanie ograniczania mocy w najlepszej sytuacji są przedsiębiorcy posiadający elektrownie fotowoltaiczne przeznaczone na zaspokajanie potrzeb własnych. I tu dochodzimy do kolejnej kuriozalnej sytuacji, w której promuje się duże zawodowe OZE jednocześnie pomijając i utrudniając rozwój systemów prosumenckich przeznaczonych na produkcję energii na potrzeby własne, które to powinny otrzymywać największe wsparcie. 

http://globenergia.pl/kongrespv

środa, 5 sierpnia 2015

Istotne zmiany w programie prosument

Od pierwszego sierpnia 2015 roku wchodzą w życie zmienione zasady w funkcjonowaniu programu prosument. W zdecydowanej mierze kierunek zmian jest pozytywny. W przypadku systemów fotowoltaicznych zmianie ulega maksymalna wysokość wsparcia dla instalacji o mocy do 5 kW która została zmniejszona do 7 000 zł/kWp, dla instalacji o mocy powyżej 5kW do 40 kW wysokość kosztów została zmniejszona do 6 000 zł/kWp.
 
W zakresie wymagań technicznych dla systemów fotowoltaicznych szczególnie korzystna jest likwidacja niejasnego a obligatoryjnego wymogu stosowania zabezpieczeń przeciwpożarowego w instalacjach PV. Dobrą zmianą jest także uzależnienie od decyzji projektanta zastosowanie ochrony odgromowej oraz przepięciowej. Modyfikacja wymogu daje obecnie możliwość dostosowania przyjętej ochrony w zależności od poziomu ryzyka oraz warunków instalacyjnych.

Również w przypadku wymogów w zakresie uprawnień osoby sporządzającej projekt instalacji nastąpiła liberalizacja wymagań w myśl, której dokumentacja projektowa może być wykonana także przez osoby posiadające ważny certyfikat wystawiony przez Prezesa Urzędu Dozoru Technicznego w zakresie instalacji fotowoltaicznych. Jest to korzystna informacja dla branży gdyż pozwoli zakończy obecną sytuację, w której projekt formalnie jest wykonywany a często tylko podpisywany przez projektanta z uprawnieniami do projektowania. Tajemnicą poliszynela jest, że wymóg ten powodował, sytuację, w której dokumentacja projektowa była wykonywana seryjnie i zdalnie przez projektanta, który nie dokonywał wizji lokalnej i optymalizacji projektu. Umożliwienie przygotowania dokumentacji certyfikowanemu instalatorowi, który często ma bezpośredni kontakt z inwestorem pozwoli na lepszą optymalizację instalacji.

W nowym programie priorytetowym postawiono wymóg, aby montaż instalacji był wykonywany jedynie przez instalatorów z posiadających ważny certyfikat wystawiony przez Prezesa Urzędu Dozoru Technicznego. Z jednej strony jest to ograniczenie dostępu do wykonywania instalacji w stosunku do pierwotnej wersji programu z drugiej strony obecne niewielkie doświadczenie wielu instalatorów w zakresie montażu elektrowni PV sprawia, że wiele elektrowni jest wykonywanych błędnie. Wymóg certyfikacji powinien przełożyć się na wzrost, jakości montowanych instalacji.

Zdaniem Stowarzyszenia Branży fotowoltaicznej - Polska PV choć część zmian w programie prosument idzie w dobrym kierunku zdaniem stowarzyszenia wzrost jakości wykonywanych mikroinstalcji nastąpi jeżeli zostaną opracowane bardziej szczegółowe wytyczne w zakresie projektowania oraz wykonywania elektrowni. W tym zakresie stowarzyszenie pracuje nad wypracowaniem takich standardów, które zostaną zaprezentowane na zbliżającym się kongresie

http://www.polskapv.pl/index.php/kongres/

Uwagi przedstawicieli branży można zgłaszać poprzez formularz

http://www.polskapv.pl/index.php/aktywnosci/

poniedziałek, 27 lipca 2015

Zmiany w projekcie nowelizacji ustawy o OZE częściowo korzystne częściowo nie

Choć ustawa o OZE funkcjonuje zaledwie kilka miesięcy z uwagi na błędy wymaga pilnej nowelizacji. Po dramatycznym majowym projekcie zmian w lipcu MG opublikowało nowy projekt bardziej korzystny dla branży jednak jeszcze nie doskonały.


Zmiany w projekcie ustawy o OZE z dnia 13.07.2015 są w części pozytywnie odbierane przez branżę fotowoltaiczną. W szczególności korzystne dla branży jest wycofanie się Ministerstwa Gospodarki z uzależnienia wysokości stawek zakupu energii z instalacji PV od analizy ekonomicznej przedstawianej przez inwestora i pozostawienie wysokości stawek zakupu energii na poziomie 0,75 zł/kWh dla instalacji o mocy do 3 kW i 0,65 zł/kWh dla instalacji o mocy 3-10 kW. Dobrym zapisem jest także jasne doprecyzowanie w ustawie, kosztów bilansowania handlowego które w przypadku mikroinstalacji ponosi zakład energetyczny. Pozwoli to uniknąć dodatkowych, często niezasadnie wysokich opłat pobieranych przez zakłady energetyczne za skupowaną energię.

Mimo, iż jednym z głównych celów nowelizacji ustawy jest doprecyzowanie niejasnych zapisów, nowelizacja dalej nie odpowiada jednoznacznie na kilka kluczowy kwestii. W szczególności zapisy nadal nie precyzują, czy zakup energii po stawkach gwarantowanych dotyczy całości wyprodukowanej energii czy jedynie nadwyżek.  W art. 41 ust. 1 i 2 czytamy, że osoby fizyczne mogą sprzedawać niewykorzystaną energię elektryczną, natomiast w przypadku firm dokonuje się zakupu energii wytworzonej. Z kolei w proponowanej nowelizacji pojawia się nowy ust. 2a, który wskazuje, że sprzedawca zobowiązany dokonuje zakupu energii wytworzonej w danej mikroinstalacji (co dawało by podstawy do interpretacji że chodzi o całą energię ) niezależnie od rodzaju podmiotu. Pozostawienie tych trzech ustępów nadal powoduje problemy interpretacyjne szczególnie w odniesieniu do osób fizycznych.

Branża ma wciąż wątpliwości do niektórych zapisów nowelizacji ustawy o OZE. W szczególności dotyczy to współczynnika (950 kWh/kW/rok) określającego limit ilości energii elektrycznej wytworzonej w danej instalacji jaką może zakupić zakład energetyczny. W przypadku najefektywniejszych instalacji wartość współczynnika jest zaniżona o ok. 50 kWh/kW/rok. W ocenie Stowarzyszenia niekorzystne jest także niedoprecyzowanie maksymalnego czasu, w jakim Urząd Regulacji Energetyki musi rozpatrzyć wniosek o przyznanie taryfy gwarantowanej. Sam zapis o niezwłocznym podawaniu tych informacji jest stanowczo niewystarczający i powinien zostać odgórnie ograniczony np. do 14 dni.

Choć w projekcie pojawia się stwierdzenie że stawki gwarantowane będą przyznane instalacjom, które po 1 stycznia 2016r. wprowadzą energię do sieci to jednak mało prawdopodobne jest aby instalacje zainstalowane w tym roku które nie są przyłączone do sieci zostały objęte wspomnianymi stawkami. Wynika to z faktu że preferencyjne stawki nie będą przyznawane automatycznie lecz po złożeniu wniosku w URE który zobowiązani jesteśmy złożyć przed budową, zakupem, instalowaniem, eksploatacją lub
modernizacją tej mikroinstalacji.

piątek, 10 lipca 2015

Mikroinstalacje fotowoltaicznej rozwój bez dotacji i wsparcia.

Bardzo ciekawe wnioski można wyciągnąć analizując dane z zakładów energetycznych w zakresie przyłączanych mikroinstalacji. Mimo braku wsparcia w postaci taryf gwarantowanych i raczkującym mocno ograniczonym programem prosument liczba mikroinstalacji fotowoltaicznych dynamicznie rośnie. Na koniec 2014 roku zostało w Polsce zainstalowanych prawie 800 mikroinstalacji o mocy łącznej blisko 4 MW., Przy czym w 2013 roku zostało zainstalowanych zaledwie 37 mikroinstalacji o łącznej mocy 246 kW.

moc zainstalowana w mikroinstalacjach w Polsce w latach 2013 - 2014
moc zainstalowana w mikroinstalacjach w Polsce w latach 2013 - 2014
Jeżeli spojrzymy przez pryzmat liczb zakładając średnią cenę netto zainstalowanego kW w 2014 roku na poziomie 5700 zł oznacza to, że wartość rynku mikroinstalacji to ok. 22 mln zł rocznie. W skali innych krajów europejskich nie jest to dużo jednak pokazuje, że rynek mikroinstalacji PV szybko się rodzi a jego wartość zaczyna osiągać rynkowy poziom.

Z danych statystycznych wynika także, że dominują najmniejsze instalacje. Średnia moc instalowanych elektrowni PV to 4,9 kW przy medianie 4 kW. Taka sytuacja wynika z jednej strony z potrzebami energetycznymi budynków a z drugiej dostępną powierzchnią.

Innym ciekawym faktem płynącym z danych statystycznych są preferencje użytkowników decydujących się na mikroinstalacje 99.99 % z nich to instalacje fotowoltaiczne.

czwartek, 2 lipca 2015

Dokąd zmierza cena zielonych certyfikatów?

Już zaledwie kilka złotych dzieli cenę zielonych certyfikatów do przebicia psychologicznej granicy 100 zł. Jednak jest to jedynie bariera techniczna gdyż analizując rynek tych praw majątkowych w perspektywie najbliższych miesięcy niema żadnych podstaw do odwrócenia trendu. Z tego powodu wysoce prawdopodobne jest, że już w najbliższych dniach cena 100 zł zostanie przebita a w perspektywie kilku miesięcy możemy testować poziomy 80 zł / MWh. Na złą sytuację na rynku zielonych certyfikatów wskazywał już utrzymujący się trend spadkowy, trwający od ponad roku. Bardzo niepokojący był pierwszy kwartał, który tradycyjnie był czasem wzrostów cen ZC wynikającym ze wzmożonym zakupem brakujących certyfikatów przez koncerny energetyczne, aby przed końcem marca osiągnąć wymagany przez URE wskaźnik energii z OZE (czerwona strzałka). W tym roku I kwartał nie przyniósł ani wzrostu cen ani wzrostu wolumenu obrotów (zielona strzałka) co było bardzo złym sygnałem.

Cena zielonych certyfikatów w latach 2013 - 2015
Cena zielonych certyfikatów w latach 2013 - 2015


Jednoznacznie mamy do czynienia z rosnącą nadpodażą ZC. Powodem może być duża liczba wydanych certyfikatów za spalanie biomasy leśnej w latach 2013-2014 o który toczył się spór. Jak czytamy w biuletynie URE. W 2014 r. Prezes URE wydał 13,3 TWh ZC przy 7,9 TWh w 2013. Oznacza to że rynek jest przesycony zielonymi certyfikatami i do końca roku nic nie ulegnie zmianie. Różne szacunki mówią, że nadpodaż ZC przekracza 10 TWh. Oznacza to, że nadpodaż ZC w przybliżeniu jest równa rocznemu popytowi.

Stabilizację na rynku zielonych certyfikatów powinien przynieść nowy rok gdyż zacznie być odczuwalne ograniczenie podaży poprzez wyeliminowanie ZC dla dużej energetyki wodnej i ograniczenie dla współspalania. Łącznie ograniczy to podaż o ok 2,5 TWh/rok. Dodatkowo aukcje dla istniejących instalacji pozwolą na ograniczenie podaży o ok. 0,3 TWh rocznie. Analizując te liczby łatwo zauważyć, że rok 2016 przyniesie dopiero stabilizację na rynku ZC. Widoczna poprawa może być zauważalna dopiero w latach 2017 - 2018 r.

Oczywiście cena zielonych certyfikatów uzależniona jest od decyzji politycznych. Obecna nadwyżka wynika ze zbyt niskiego wskaźnika energii z OZE w bilansie w stosunku do mocy zainstalowanej. Tak naprawdę minister gospodarki jednym rozporządzeniem mógłby górkę ZC upłynnić, co jednak odbiłoby się w cenie energii, więc na taką decyzję przed wyborami raczej nie możemy liczyć.

sobota, 20 czerwca 2015

Pomiary instalacji PV - krzywe prądowo - napięciowe

Bardzo często kwestie pomiarów instalacji fotowoltaicznych są tematem pomijanym lub mocno ograniczanym. Niestety bez dokładnych i starannych pomiarów nie można powiedzieć czy dana instalacja pracuje odpowiednio wydajnie i prawidłowo. 

Dziś postaram się przybliżyć pomiary krzywych prądowo napięciowych ( I-U ), których pomiar jest praktycznie jedynym sposobem na stwierdzenie czy zainstalowane moduły połączone w łańcuchy pracują odpowiednio tzn. w danych warunkach pogodowych generują odpowiednią wartość prądu, napięcia oraz mocy. Bez takich pomiarów spadek wydajności na modułach nawet rzędu powyżej 10% jest nie do zauważenia w wynikach pracy falownika. Z tego powodu instalacja pracując przykładowo z jednym uszkodzonym modułem od początku użytkowania może generować moc niższą o kilka - kilkanaście procent o czym inwertor może nigdy się nie dowie.

Analiza charakterystyki prądowo napięciowej pozwala na zweryfikowanie poprawności działania łańcucha modułów PV. Podczas takiej analizy możliwe jest wykrycie uszkodzenia pojedynczego ogniwa lub grupy ogniw, wysokiej rezystancji łańcucha wynikającej z nieprawidłowych połączeń między modułami, niestarannego zlutowania ścieżek w samym module, zastosowania kabli o zbyt małym przekroju, degradacji PID, niedopasowania prądowo napięciowego połączonych modułów, zabrudzenia.

Aby pomiary krzywych prądowo napięciowych były pomocne w ocenie prawidłowej wydajności modułów PV konieczny jest równoległy pomiar parametrów środowiskowych takich jak temperatura modułu oraz natężenie promieniowania słonecznego. Przed przystąpieniem do pomiarów należy upewnić się, że urządzenie pomiarowe do mierzenia natężenia promieniowania słonecznego jest poprawnie ustawione tj. dokładnie w płaszczyźnie modułów a czujnik temperatury jest ustawiony, pod modułem i dokładnie przylega do jego powierzchni. Jeżeli pomiary parametrów środowiskowych odbywają się osobnym urządzeniem należy się upewnić, że urządzenia mają zsynchronizowany czas.


Czujnik natężenia promieniowania słonecznego przymocowany do ramki modułu.

Czujnik natężenia promieniowania słonecznego przymocowany do ramki modułu.
Pomiar krzywych prądowo napięciowych Czujnik temperatury przymocowany do tylnej części modułu
Czujnik temperatury przymocowany do tylnej części modułu

Dokonując pomiarów krzywych prądowo napięciowych należy pamiętać, że natężenie promieniowania słonecznego w czasie testu musi być stabilne a jego wartość powinna być wyższa niż 600 W/m2. Zaleca się, aby testy były wykonywane przy natężeniu promieniowania słonecznego ponad 800 W/m2.

Urządzenia pomiarowe do wykonywania pomiarów krzywych prądowo napięciowych wymagają wprowadzenia parametrów badanego modułu z tego względu za pomocą dostarczanego przez producenta oprogramowania można porównać wygląd zmierzonej charakterystyki w odniesieniu do charakterystyki wzorcowej.


Wynik analizy krzywej I-U w programie PV Analyse

Wynik analizy krzywej prądowo napięciowej  w programie PV Analyse
Wynik analizy krzywej I-U w programie PV Analyse
Zaburzenia krzywej I-U w przypadku braku zabrudzenia i zacieniania na łańcuchu modułów jednoznacznie wskazują na nieprawidłową pracę jednego lub kilku modułów. W omawianym przypadku przegięcie (1) na krzywej wskazuje na silne niedopasowanie prądowe jednego z ogniw wynikające z jego uszkodzenia. Z kolei przesunięcie (2) niebieskiej krzywej wskazuje na zwarcie na diodzie obejściowej, czego objawem jest niższe o ok 10V napięcie na łańcuchu w stosunku do wartości nominalnej.

Nieprawidłowe wygląd krzywych I-U może mieć wiele przyczyn.Niezbędne jest też doświadczenie osoby wykonującej pomiary. Z techniką wykonywania pomiarów instalacji PV można zaznajomić się min. na akredytowanym szkoleniu SOLAR+

http://www.globenergia.pl/szkolenia