Szukaj na tym blogu

wtorek, 27 grudnia 2016

Bifacjalne, dwustronne moduły fotowoltaiczne czy warto zainwestować?

Bifacjalne, dwustronne moduły fotowoltaiczne (ang. double side solar module, bifacjal solar module) zbudowane są z ogniw, które zarówno stroną przednią jak i tylną mogą absorbować promieniowanie słoneczne i zamieniać je na energię elektryczną. Sprawność konwersji promieniowania słonecznego z przedniej strony takiego ogniwa PV jest wyższa o ok. 5% czyli zazwyczaj ok. 1,5 p%.

Dwustronne bifacjalne moduły fotowoltaiczne


Zastosowanie bifacjalnego - dwustronnego modułu fotowoltaicznego pozwala zazwyczaj dodatkowo zagospodarować promieniowanie odbite od podłoża i docierające do tylnej części modułu fotowoltaicznego. W zależności od sposobu ustawienia oraz albedo podłoża dwustronne moduły PV pozwalają na zwiększenie uzysków energii do ok. 25 - 27% przy klasycznych instalacjach naziemnych skierowanych na południe. Dodatkowy uzysk energii zależy głównie od dwóch czynników współczynnika odbicia podłoża oraz wysokości, na której są zamontowane moduły fotowoltaiczne.

Im wyższy współczynnik odbicia promieni słonecznych podłoża tym wyższy dodatkowy uzysk z instalacji wykonanej z bifacjalnych modułów PV. Bazując na opracowaniach firmy SolarWorld oraz LG montaż modułów PV na wysokości 0,5 metra (dolna krawędź), pod kątem 30 stopni na południe w miejscu, gdzie podłożem jest trawnik dodatkowy roczny uzysk będzie oscylował wokół 6,2% z kolei zmieniając podłoże na pomalowany na biało beton dodatkowy uzysk będzie oscylował wokół 21,5% rocznie.

W przypadku wykorzystania bifacjalnych modułów fotowoltaicznych pojawia się pytanie o ekonomiczne uzasadnienie ich zastosowania. Moduły dwustronne produkuje się w oparciu o ogniwa mono z tego względu trudno ekonomikę ich zakupu porównywać do najtańszych na rynku polikrystalicznych modułów PV od których będą droższe o ponad 60% w przeliczeniu na Wp mocy. Porównując moduły dwustronne do standardowych, lecz markowych modułów monokrystalicznych koszt ich zakupu będzie o ok. 20% wyższy. Z kolei, w przypadku porównania do modułów mono PERC (o wyższej niż standardowa sprawność), równica w cenie spada do ok. 5-6%. Należy dodać, że moduły bifacjalne nie są najdroższymi modułami na rynku są istotnie tańsze niż moduły all back contact oraz HIT.

ceny modułów fotowoltaicznych
Porównanie cen zakupu netto bifacjalnych modułów fotowoltaicznych na tle innych typów modułów PV

Z ekonomicznego punku widzenia bifacjalne moduły PV są dobrym rozwiązaniem w przypadku, gdy inwestor rozważa zakup markowych modułów PV o wyższej sprawności a montaż generatora fotowoltaicznego będzie realizowany w sposób, w którym możliwy będzie dodatkowy uzysk energii (montaż na dachu płaskim lub na gruncie).

Zobacz także:

Moduły fotowoltaiczne dual glass - czy warto zainwestować?

Praktyczne znaczenie liczby bus bar-ów w modułach fotowoltaicznych

Rebranding oraz zawyżanie mocy modułów PV


niedziela, 4 grudnia 2016

Moduły fotowoltaiczne dual glass - czy warto zainwestować?

Moduły zbudowane w na bazie podwójnej szyby (ang. dual glass) długo były domeną jedynie modułów cienkowarstwowych jednak w ostatnich latach ta koncepcja budowy modułów fotowoltaicznych staje się coraz bardziej popularna także w przypadku modułów PV wykonanych z klasycznych ogniw z krzemu krystalicznego.

moduły fotowoltaiczne dual glass budowa
Porównanie budowy modułu fotowoltaicznego dual glass oraz klasycznego

W budowie modułów fotowoltaicznych dual glass jako materiału kapsułkującego zamiast EVA stosuje się najczęściej poliolefiny. Zmiana ta przyczynia się między innymi do obniżenia wskaźnika degradacji modułów PV a co za tym idzie do mniejszego spadku wydajności w kolejnych latach pracy. Moduły szyba - szyba bardzo często objęte są 30 letnią gwarancją na moc posiadają także mniejsze prądy upływu oraz wyższą odporność na PID. Dzięki zmienionej budowie moduły fotowoltaiczne dual glass mogą pracować w trudniejszych warunkach środowiska niż klasyczne moduły PV.

Moduły fotowoltaiczne dual glass posiadają także pewne ograniczenia. Mimo iż większość dostępnych modeli modułów szyba - szyba posiada certyfikację na 5400 Pa to należy pamiętać, że taka wytrzymałość wymaga zastosowania sześciu punktów podparcia.

Moduły PV dual glass z uwagi na swoje zalety są ciekawym rozwiązaniem do budowy farm fotowoltaicznych z kolei z uwagi na ograniczenia nie są to konstrukcje do stosowania w mikro instalacjach dachowych.

niedziela, 27 listopada 2016

Farmy fotowoltaiczne – szanse w aukcjach 2017

Ministerstwo energii przedstawiło projekt rozporządzenia określającego ilość energii jaką zamierza zakupić w drodze aukcji w 2017 roku w poszczególnych koszykach technologicznych. Farmy fotowoltaiczne znajdują się w koszyku inne, gdzie będą konkurować wraz farmami wiatrowymi. Aukcje będą przeprowadzone osobno dla elektrowni o mocy do 1 MW oraz powyżej niż 1 MW. Z punktu widzenia możliwości inwestycji w farmy fotowoltaiczne mimo obowiązywania ustawy odległościowej aukcja dla instalacji powyżej 1 MW zostanie zapewne zdominowana przez farmy wiatrowe które ciągle mają niższe koszty produkcji energii elektrycznej niż farmy fotowoltaiczne. Biorąc pod uwagę, że w koszyku inne dla instalacji powyżej 1 MW przewidziany jest zakup zaledwie 5 175 000 MWh daje to możliwość budowy ok. 150 MW farm wiatrowych.

Fotowoltaika może zdominować aukcje w koszyku inne dla elektrowni do 1 MW. W tym przypadku także rodzi się pytanie czy elektrownie wiatrowe z niższymi kosztami wytwarzania nie będą konkurować z farmami fotowoltaicznymi? Z pomocą fotowoltaice może przyjść rozporządzenie określające ceny referencyjne (maksymalne ceny po których może być sprzedana energia wytworzona w danym źródle) które w aukcji w 2016 roku dla farm wiatrowych do 1 MW zawiera cenę 300/MWh. W praktyce skutecznie ogranicza to atrakcyjność budowy „małych” elektrowni wiatrowych. Podobnego ruchu można spodziewać się w zakresie cen referencyjnych na aukcje w 2017 roku. Wyjątkiem mogą być tu projekty wiatrowe do 1 MW uzyskujące dofinansowanie, w przypadku którego licytowana cena musi być niższa uwzględniająca uzyskaną pomoc publiczną.

W ramach aukcji dla elektrowni do 1 MW w koszyku inne przewiduje się zakup 4 725 000 MWh co przy średnim deklarowanym uzysku z farm fotowoltaicznych 1050 MWh/MWp dawałoby potencjał budowy farm fotowoltaicznych na poziomie 300 MWp. Z punktu widzenia obecnego potencjału farm fotowoltaicznych w Polsce 300 MWp w przyszłym roku można uznać za atrakcyjną propozycję zakładając, że w kolejnych latach będą organizowane kolejne aukcje o podobnym potencjale. Z punktu widzenia inwestorów 300 MW oznacza bardzo dużą konkurencję na aukcji.  Bazując na wydanych przez OSD warunkach przyłączeniowych, szacowany potencjał dewelopowanych projektów fotowoltaicznych w Polsce to już ok. 1,2 GWp w większości opartych o farmy do 1 MW. W praktyce, mimo iż elektrownie PV do 1 MW mogą na aukcji oferować cenę do 465 zł/MWh duża konkurencja sprawi, że wielu inwestorów znacznie niżej będzie licytować i możemy się spodziewać cen nawet poniżej 400 zł/MWh. Z punktu widzenia konsumentów to dobra wiadomość, gdyż mniej zapłacą za „zieloną” energię. Z kolei zbyt duża konkurencja cenowa podnosi ryzyko odstąpienia od realizacji inwestycji przez inwestorów, którzy nie doszacowali kosztów inwestycji. Taka sytuacja miała miejsce w wielu krajach przeprowadzających aukcje dla OZE.

niedziela, 20 listopada 2016

Praktyczne znaczenie liczby bus bar-ów w modułach fotowoltaicznych

Ogniwa PV w module fotowoltaicznym łączone są za pomocą cienkiej metalowej taśmy, której zadaniem jest przewodzenie foto prądu. Konwencjonalne krzemowe ogniwa PV na tylnej i przedniej części mają odpowiednio przygotowane miejsca pod lutowanie wspomnianej taśmy. Te przednie i tylne listwy stykowe są określane po angielsku jako Bus Bar lub w skrócie BB w języku polskim moglibyśmy określić je jako szynowody.

Liczba bus bar ów na ogniwie PV
Najpopularniejsze standardy dla liczby bus barów w ogniwach PV
Pierwszym już historycznym standardem było stosowanie dwóch bus bar-ów na ogniwo PV (2BB), do końca 2015 standardem były moduły PV z trzema bus barami - 3BB w 2016 roku wielu producentów wprowadziło 4 bus bary 4 BB a niektórzy nawet 5 BB.

Czy wybór modułu z większą liczbą bus bar ma praktyczne znaczenie?

Przejście z 3 BB na 4 BB wymaga od producentów modułów fotowoltaicznych inwestycji w modernizację linii produkcyjnej co jest kosztem inwestycyjnym jednak z drugiej strony daje oszczędności. Po pierwsze na materiałach takich jak srebro, którego zużycie w ogniwach 4 BB jest znacznie niższe. Przejście z 3 BB na 4 BB pozwala zwiększyć współczynnik wypełnienia ogniwa PV o ok. 0,4%, z kolei przejście z 3 BB na 5 BB pozwala na wzrost o ok. 0,65% co przekłada się na wyższą sprawność na poziomie modułów PV. Z punktu widzenia producenta modułów PV przejście z 3 BB na 4 BB lub 5 BB pozwala taniej produkować moduły PV o nieco wyższej sprawności oraz niższej rezystancji szeregowej. Dla konsumenta moduły wykonane z ogniw z większą liczbą bus barów oznacza  niższe ryzyko mikropęknięć oraz wolniejszą degradację modułu PV.

piątek, 11 listopada 2016

Wzrost cen energii elektrycznej a rozwój OZE.

W tym tygodniu media podały informację o planowanej podwyżce cen energii, za którą winę zrzucono na planowany rozwój instalacji OZE. .”reporter RMF FM Michał Dobrołowicz. Odbiorcy indywidualni zapłacą średnio o kilka złotych miesięcznie więcej. Powód tej podwyżki to pierwsza pełnoprawna aukcja OZE, czyli Odnawialnych Źródeł Energii, która w przyszłym roku odbędzie się w Polsce.” – źródło RMF

Jedynym logicznym wytłumaczeniem, w którym Ministerstwo Energii mówi o podwyżce kosztów energii elektrycznej w dodatku w kontekście OZE to wzrost opłaty OZE. Jednak wartość opłaty OZE wylicza URE niemiej jednak wzór do jej wyliczenia jest banalnie prosty i opiera się o podzieleniu wartości kwoty planowanej do pobrania przez ilość energii pobranej z sieci przez płatników. W tym kontekście planowana kwota do pobrania zależy od działań rządu.

Opłata OZE co do zasady jest pobierania aby rekompensować tzw. „sprzedawcom zobowiązanym” (wśród których mamy największe polskie koncerny energetyczne) koszty zakupu energii z OZE której cena wylicytowana na aukcji będzie wyższa od rynkowej. Opłata OZE została ustalona w ustawie OZE na poziomie 2,51 zł/MWh i obowiązuje w tej wysokości od lipca 2016 do końca roku. Tym bardziej czasookres obowiązywania stawki opłaty OZE pokrywa się z planowaną podwyżką.

Opłata OZE jest logiczną przyczyną planowanej podwyżki, ale czy zasadne jest jej podnoszenie. Już ocenie pobierana opłata OZE w przypadku nieprzeprowadzonej żadnej aukcji OZE można potraktować jako zaliczkę na potrzeb przyszłych kosztów lub jako „świąteczny prezent dla koncernów energetycznych” które co prawda nie muszą jeszcze z tej opłaty finansować OZE ale mają wiele innych kosztów na które z pewnością znajdą odpowiednie zastosowanie.

Podwyżka opłaty OZE jest zastanawiająca szczególnie że żadna aukcja OZE jeszcze się nie odbyła choć ciągle mamy zapewnienia, że w grudniu pierwsza aukcja dojdzie do skutku. W ramach tej aukcji część instalacji jak elektrownie biogazowe i wodne będą mogły zmigrować z systemu zielonych certyfikatów do aukcji. Oznacza to że po wygranej aukcji instalacje te zaczną niezwłocznie obciążać system wsparcia, gdyż są to obiekty pracujące. Zdecydowana większość energii zakupionej na aukcji a co za tym idzie finansowanej z opłaty OZE będzie dotyczyć instalacji nowych, czyli zbudowanych po wygranej aukcji. Biorąc pod uwagę elektrownie fotowoltaiczne które na tle innych oze buduje się relatywnie szybko nie należy spodziewać się błyskawicznych realizacji inwestycji, gdyż wielu inwestorów nisko licytując cenę sprzedawanej energii może wstrzymywać realizację inwestycji do końca wyznaczonego czasu na budowę licząc na spadek cen komponentów.

Jeżeli podwyżka cen energii związana jest z rozwojem OZE jest to podwyżka na wyrost szczególnie że przed odbyciem się aukcji ME nie jest wstanie skalkulować faktycznych kosztów systemu wsparcia szczególnie biorąc pod uwagę, że duża konkurencja na aukcji może sprawić, że oferowane ceny sprzedaży energii mogą być istotnie niższe od cen referencyjnych. Co więcej czas potrzebny na budowę elektrowni OZE jest na tyle długi, że po odbyciu się aukcji możliwe jest skalkulowanie kosztów i wyliczenie wartości opłaty OZE.

wtorek, 25 października 2016

Rebranding oraz zawyżanie mocy modułów PV

Początki rozwoju fotowoltaiki w Polsce oraz niewielka wiedza inwestorów sprawia, że na rynku obserwujemy nowe patologie nie związane tylko z niską jakością stosowanych komponentów i wykonania instalacji, lecz będące jawnym oszustwem.

Rebranding

Pogoń za obniżeniem ceny instalacji obnażył nową praktykę, którą można określić mianem Rebranding-u. W szczegółach proceder polega na zakupie przez oszusta modułów PV mało znanej firmy najczęściej najtańszych modeli na rynku i przeklejenie naklejek z tyłu modułu znanego producenta. Bardzo często producenta znanego także poza fotowoltaiką.

Zawyżanie mocy modułów PV

Proceder drugi łączony jest z Rebranding-iem ale może występować osobno. Polega on na zakupie przez oszusta modułów o mocy niższej pochodzących często z wyprzedaży np. 250 Wp i przeklejanie na naklejek modułów PV o mocy wyższej np. 270 Wp. Nieświadomemu inwestorowi bardzo trudno zauważyć takie oszustwo bazując na wynikach produkcji energii, gdyż trudno uwzględnić czynnik związany ze zmianą nasłonecznienia.

Jak próbować ustrzec się przed modułami z Rebranding-u i zawyżoną mocą.

 Zawyżanie mocy modułów PV
Numer modułu PV umiejscowiony pod przednią szybą pozwala producentowi na określenie daty produkcji, oraz parametrów modułu PV zmierzonych po produkcji.  

1. wybierać moduły PV, które mają kod kreskowy oraz numer identyfikacyjny umiejscowiony pod przednią szybą zmiana tego numeru jest praktycznie niemożliwa bez uszkodzenia modułu PV
2. porównać numery modułów z etykiet z tyłu i przodu
3. w przypadku wątpliwości napisać do producenta prośbę o potwierdzenie autentyczności numeru i przypisanego do niego modułu PV (producent modułów PV przez wiele lat gromadzi dane o wyprodukowanych modułach)
4. żądać od wykonawcy wykonania pomiarów krzywych prądowo napięciowych w celu potwierdzenia mocy osiąganej przez instalację PV.


sobota, 15 października 2016

II Kongres SBF Polska PV

Już za 3 dni rozpocznie się II kongres organizowany przez Stowarzyszenie Branży Fotowoltaicznej POLSKA PV przy współpracy z wieloma instytucjami i organizacjami. W czasie kilkugodzinnego spotkania będziemy rozmawiać o tym jaka przyszłość oraz jakie wyzwania czekają polską branżę fotowoltaiczną.

Ostatnimi miesiącami dużo mówi się o klastrach i spółdzielniach energetycznych - wielu widzi w nich panaceum na problemy rozproszonej generacji OZE. Ile miejsca w klastrach znajdzie się dla instalacji fotowoltaicznych? Kiedy poznamy szczegóły funkcjonowania klastrów? To najczęściej zadawane pytania.

Prywatni właściciele instalacji PV mogą od lipca korzystać z systemu opustów jednak z pozoru prosty system budzi wiele wątpliwości w zakresie szczegółów rozliczenia. Jakie pułapki niesie za sobą rozliczenie w systemie opustów - jak można ten system udoskonalić ? To kolejne pytania na które postaramy się znaleźć odpowiedzi.    

Dużym problemem w branży  fotowoltaicznej jest jakość wykonywanych instalacji dążenie do obniżenia ceny przy słabo wypracowanych dobrych praktykach i kryteriach wyboru urządzeń powoduje że wiele instalacji posiada rażące błędy wykonawcze. Jak temu zaradzić? Czy prawo zamówień publicznych z natury skazuje nas na buble inwestycyjne? Dlaczego prywatni inwestorzy także często nie potrafią egzekwować jakości wykonywanych instalacji? To ważne kwestie które nie posiadają prostych rozwiązań jednak nad którymi trzeba często i merytorycznie dyskutować.

II KONGRES POLSKA PV
  PROGRAM
Rejestracja: 9:30
Rozpoczęcie: 10:30
10:30
Sesja I Rynek i prawo
Sytuacja w branży fotowoltaicznej i niezbędne kierunki zmian po nowelizacji ustawy OZE
Panel dyskusyjny
Bogdan Pacholski, Grzegorz Burek, Bogdan Szymański
Opłata za moc bierną w rachunkach prosumentów – czy posiada podstawę prawną?
Panel dyskusyjny
11:00
Funkcjonowanie nowego rozliczenia w systemie opustów
Bogdan Szymański
Polska PV
Umowa kompleksowa na gruncie ustawy Prawo energetyczne oraz Ustawy OZE
Monika Słowińska-Drewing
EIBKancelaria
Możliwość funkcjonowania prosumenckich instalacji PV w systemie spółdzielni i klastrów energetycznych
Edyta Pęcherz
Cluster Management Sp. z o.o.
12:15
Sesja II Finansowanie i ekonomika
Finansowanie inwestycji fotowoltaicznych. Przegląd funduszy i dotacji dla sektora OZE
Piotr Ostrowski
Europrojekty Consulting sp. z o.o.
Inicjowanie współpracy w zakresie efektwyności energetycznej na przykładzie Lubelskiego Klastra Ekoenergetycznego
Małgorzata Gałczyńska
Fundacja Rozwoju Lubelszczyzny
Ekonomika instalacji prosumenckich po nowelizacji ustawy OZE
Bogdan Szymański
Polska PV
Instalacje fotowoltaiczne w programach parasolowych – wyzwania dla gmin oraz branży PV
Michał Chaberski
Solgen
Kredyty komercyjne dla instalacji fotowoltaicznej – co oferuje polski rynek bankowy
Katarzyna Cieplińska
GLOBENERGIA
13:45
Sesja III Technika i Technologia
„Power to heat” – energia elektryczna, produkcja, magazynowanie, konwersja – standard przyszłości
Paweł Lachman
PORT PC
Fotowoltaika – dobre i złe praktyki. Studium przypadków – potrzeba budowy standardów jakości
Maciej Rau
Stowarzyszenie na Rzecz Jakości i Bezpieczeństwa Pracy Instalacji PV
Jakie wymogi stawiają nowe normy w zakresie wykonania, odbioru i pomiarów instalacji PV
Norbert Heib
Stowarzyszenie na Rzecz Jakości i Bezpieczeństwa Pracy Instalacji PV
Certyfikacja konstrukcji wsporczych – jakich dokumentów powinien żądać inwestor i instalator
Paweł Wiktorowicz
Corab
Serwis fabryczny, gwarancja – jak uniknąć przyszłych problemów wybierając producenta falowników
Łukasz Zaziąbł
SMA
Przegląd technologii na rynku modułów PV
Jarosław Trela
Vertigo Green Energy
15:30
Panel dyskusyjny Polscy producenci i dystrybutorzy na polskim rynku – szanse i zagrożenia
Panel dyskusyjny
Henryk Biały, Jarek Trela, Mariusz Potocki

sobota, 24 września 2016

Ceny modułów fotowoltaicznych

Czytając doniesienia prasowe w ostatnich miesiącach można odnieść wrażenie że ceny modułów PV błyskawicznie spadają. Przyglądając się jednak szerzej sytuacji na rynku szczególnie europejskim widać że spadek ten wcale nie jest aż tak duży.

średnie ceny modułów PV w 2016 roku
źródło: Opracowanie własne na podstawie danych pvXchange Trading GmbH


Analizując powyższe zestawienie widzimy że w sierpniu 2016 roku moduły produkowane w Niemczech osiągnęły poziom cenowy 0,53 euro/Wp przy spadku rok do roku 7%. Moduły z rynku chińskiego utrzymywały cenę na poziomie 0,51 euro/Wp przy ok. 10% spadku ceny rok do roku. Najtańsze były moduły z krajów Azji południowo wschodniej których cena kształtowała się na poziomie 0,49 euro/Wp przy spadku 4% rok do roku. Z drugiej strony półki cenowej znajdują się moduły japońskie i koreańskie utrzymujące średnią ceną 0,63 euro/Wp przy zaledwie 3% spadku rok do roku.

Powyższe zestawienie dotyczy cen średnich co oznacza że składają się na nie zarówno moduły PV wysokosprawne PERC, HIT, n-type jak i moduły z najniższej półki stąd takie zestawienie nie zawsze odzwierciedla realną sytuację na rynku.

Analizując ceny modułów PV pod kątem ich typów najtańsze niskobudżetowe moduły PV obecnie są dostępne w cenie sięgającej 0,34 euro/Wp dotyczy to jednak urządzeń najniższej jakości, często opartych o ogniwa klasy B, z ograniczoną gwarancją. Moduły takie rzadko trafiają na europejski rynek – może poza Europą środkowo wschodnią.

Typowe moduły 260 – 270 Wp z aluminiową ramą oraz białym podkładem wiodących marek kosztują średnio 0,48 euro/Wp są to moduły posiadające wszelkie certyfikaty, aprobaty i testy z pełną gwarancją producenta.

Najdroższe są moduły wysokosprawne PERC, HIT, n-type, które z założenia są produkowane przez renomowanych producentów. moce modułów wysokosprawnych zaczynają się od 290 Wp przy klasycznych wymiarach ok. 1,65x0,99 m. W tym segmencie średnia cena kształtuje się na poziomie 0,67 euro/Wp.

Patrząc w przyszłość największy potencjał do spadku ceny mają moduły klasyczne 60 ogniw aluminiowa rama. Ich ceny są w stanie spaść średnio do końca roku do poziomu 0,44 euro/Wp a przy utrzymującej się na rynku nadpodaży w pierwszej połowie 2017 możliwe są poziomy w okolicy 0,4 euro/Wp za dobrej jakości moduł 270 Wp. Podane ceny dotyczą zakupów hurtowych bez kosztów transportu.

środa, 31 sierpnia 2016

Instalacja fotowoltaiczna w abonamencie – ekonomika, a raczej jej brak.

W ostatnich miesiącach możemy zaobserwować wielką promocję montażu instalacji PV w abonamencie. Czy taki sposób realizacji wymarzonej inwestycji w fotowoltaikę ma ekonomiczne podstawy ?

1. W abonamencie inwestor dwukrotnie przepłaci za instalację.

Bardzo często inwestor nie zdaje sobie sprawy że wybierając abonament zamiast klasycznego sposobu finansowania inwestycji w instalację fotowoltaiczną (gotówka, kredyt) znacząco przepłaca za otrzymany efekt. Biorąc jako przykład montaż instalacji PV o mocy 4 kW na dobrych podzespołach koszt wykonania pod klucz z 8% VAT powinien oscylować wokół 25 000 zł. Alternatywny abonament dla takiej instalacji to wydatek ok. 199 zł/miesięcznie + opłata za instalację ok. 2000 zł. Co więcej bardzo często małymi literami znajdziemy informacje że abonamenty są corocznie waloryzowane prawie. 5%.

W efekcie zamiast 25 000 zł gotówką zapłacimy przez 15 lat ok. 53 000 zł. Jak łatwo zauważyć przepłacimy ok. dwa razy co istotnie wpłynie na ekonomikę. Większość klientów instalacji w abonamencie nigdy nie zobaczy przewagi oszczędności nad kosztami abonamentu.

Biorąc pod uwagę inwestora indywidualnego który płaci za energię elektryczną w taryfie G12 0,339 zł/kWh i dystrybucję 0,24 zł/kWh (w cenach brutto) i zakładając dodatkowo opust 80%, 20% konsumpcji bieżącej, wzrost cen energii 3,5% otrzymujemy poniższe zestawienie oszczędności na energii i kosztów abonamentu.

ekonomika instalacji PV w abonamencie



W abonamencie nie inwestujemy własnych środków co jest zaletą jednak biorąc pod uwagę koszt alternatywny w tym przypadku "utraconych" odsetek od alternatywnie zainwestowanego kapitału nadal finansowanie instalacji PV własną gotówką jest znacznie tańsze od abonamentu. Jeśli dzisiaj włożymy 25 000 zł na lokatę 2,5%, to za 15 lat zarobimy po podatku belki 7 652 zł. 

2. Instalacje PV w abonamencie przegrywają kosztowo z komercyjnymi kredytami.

Montaż instalacji PV w abonamencie może wydawać się interesujący dla inwestorów którzy nie posiadają gotówki na realizację inwestycji. Jednak w ich przypadku znacznie rozsądniejszym ekonomicznie rozwiązaniem jest kredyt bankowy niż abonament. Na rynku można znaleźć kredyty dedykowane dla OZE o oprocentowaniu od 4,8% do 8%. Przyjmując jeden z dostępnych na rynku kredytów na 100% inwestycji przy oprocentowaniu 7,2% i kredytowaniu 10 lat dla instalacji o wartości 25 000 zł otrzymujemy łączny koszt z odsetkami 35 142 zł, czyli o ponad 18 000 zł mniej niż w przypadku instalacji w abonamencie.

niedziela, 21 sierpnia 2016

Farmy fotowoltaiczne w systemie aukcyjnym – zagrożenia.

 Sytuacja na rynku zielonych certyfikatów oraz ustawa antywiatrakowa pokazała że wsparcia dla OZE nie jest w Polsce stabilne. Dla obecnych inwestycji OZE spełniły się wszystkie czarne scenariusze o których wspominanokilka lat temu. Czy zatem system aukcyjny będzie dla inwestorów bezpieczną przystanią?

Niewątpliwie idea konstrukcja funkcjonowania systemu aukcyjnego daje wyższą stabilność niż system zielonych certyfikatów jednak w szczegółach konstrukcja systemu aukcyjnego może nieś pewne zagrożenia które musi wziąć pod uwagę świadomy inwestor.

1 – Dla instalacji powyżej 500 kW wylicytowana kwota na aukcji nie jest taryfą gwarantowaną.

W przypadku instalacji powyżej 500 kW wylicytowana kwota w aukcji jest poziomem ceny do której Zarządca Rozliczeń S.A dokonuje refundacji. Jednak bazowym poziomem od którego następuje refundacja jest średnia cena energii na TGE, która nie musi pokrywać się z ceną energii po której sprzedaje ją inwestor z farmy fotowoltaicznej. Są to tzw koszty profilu energetycznego.

2 – Niema obowiązku zakupu energii

Dla instalacji powyżej 500 kW sprzedawca zobowiązany niema obowiązku zakupu oferowanej mu energii co oznacza że inwestor niema zagwarantowanego popytu na wyprodukowaną energii. W praktyce brak obowiązku zakupu energii będzie skutkować spadkiem oferowanej ceny za zieloną energię.

3 – Koszty bilansowania handlowego  

Dla instalacji powyżej 500 kW inwestor musi doliczyć koszty bilansowania handlowego które obniżą dochody o kilka % wartości wyprodukowanej energii

4- Opodatkowanie


Zmiana prawa w zakresie danin publicznych to duże ryzyko inwestycyjne biorąc pod uwagę kilkunastoletni okres funkcjonowania instalacji. Kazus energetyki wiatrowej pokazał że zmiana nastawienia strony rządowej do danej technologii skutkuje zmianami w zakresie  uiszczania danin publicznych. Największym zagrożeniem dla farm fotowoltaicznych jest zmiana podejścia w zakresie podatku od nieruchomości. Obecne podejście organów podatkowych a także wyroki WSA wskazuję że 2% podatek od nieruchomości jest uiszczany od fundamentów czyli ok. 10% wartości farmy. Zmiana prawa w tym zakresie i objęcie całej wartości farmy 2% podatkiem oznacza wzrost obciążeń z ok. 8 000 zł/MW/rok do 80 000 zł/MW/rok. Przypadek ustawy antywiatrowej pokazał że taka zmiana jest możliwa i może być szybko przeprowadzona. 

czwartek, 11 sierpnia 2016

Koszt zielonych certyfikatów w rachunkach za energię

Ministerstwo energii planuje obniżyć procentowy wymóg zakupu zielonych certyfikatów z 20% do 16 % (w tym 0,5% dla biogazu) tłumacząc swe działanie względami ekonomicznymi i koniecznością ochrony konsumentów przed radykalnym wzrostem cen energii. Obecna sytuacja na rynku zielonych certyfikatów nie sprzyja producentom zieleniej energii. Nadpodaż powoduje że ceny rynkowe są znacznie niższe od ceny maksymalnej określonej w ustawie wartością tzw. opłaty zastępczej.

Struktura ceny zielonych certyfikatów na przestrzeżeni ostatnich lat (notowania sesyjne i poza sesyjne)

Cena zielonych certyfikatów w latach 2013 -2015


W 2015 roku średnia cena zielonych certyfikatów wynosiła nieco ponad 150 zł/MWh przy wysokości opłaty zastępczej nieco ponad 300 zł/MWh oznacza to z jednej strony dużą oszczędność dla odbiorców energii z kolei dla producentów zielonej energii oznacza drastyczny spadek przychodów. Decyzja ministerstwa energii bez wątpienia spowoduje dalszy spadek ceny zielonych certyfikatów poprzez utrzymanie ich nadpodaży na rynku jednak czy przyczyni się do istotnego spadku kosztów energii dla odbiorców indywidualnych?

Ile płacimy za zielone certyfikaty? 

W 2015 roku Urząd Regulacji Energetyki wydał 21 890 000 MWh zielonych certyfikatów przyjmując ich średnią cenę (dla notowań sesyjnych i poza sesyjnych) 153 zł/MWh oznacza to łączny koszt na poziomie 3 349 170 000,00 zł

Koszty zakupu zielonych certyfikatów w zależności od ich ceny przy założeniu obowiązku 20% udziału OZE w odniesieniu do zużycia energii z 2015 roku

wartość w zł/MWh
50
100
150
200
250
300
Wartość ZC w mld zł
1,094 
2,189 
3,283 
4,378 
5,472 
6,567 


W liczbach bezwzględnych koszty systemu zielonych certyfikatów są liczone w miliardach zł jednak z punktu widzenia odbiorcy końcowego koszty zielonych certyfikatów liczone są w groszach na kWh.

Struktura kosztów energii elektryczne dla klienta będącego osobą fizyczną zużywającą ok. 3000 kWh rocznie

struktura kosztów energii elektrycznej
* udział procentowy poszczególnych pozycji odniesiono co kosztów brutto z podatkiem VAT 23%

Biorąc pod uwagę średnią cenę zielonych certyfikatów w 2015 roku ich udział w rachunku dla klienta indywidualnego przekładała się na ok. 4,7% wartości rachunku. W przeliczeniu na kWh zużywanej energii jest to koszt ok. 3 groszy za kWh. W liczbach bezwzględnych gospodarstwo domowa płacące miesięcznie 150 zł zapłaci na poczet zielonych certyfikatów ok. 7 zł/mc? Czy jest to dużo czy mało każdy musi ocenić sam.

Przełożenie ceny zielonych certyfikatów na wzrost kosztów zakupu energii przez przeciętne gospodarstwo domowe (przy założeniu wskaźnika 20%).

Cena zielonego certyfikatu w zł/MWh
50
100
150
200
250
300
Obciążenie rachunku
1,52%
3,05%
4,57%
6,10%
7,62%
9,15%
gr/kWh
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0

poniedziałek, 1 sierpnia 2016

Wymóg umowy kompleksowej dla prosumenta.

Nowelizacja ustawy o OZE wprowadzając system opustów umożliwiła rozliczenie energii wyprodukowanej oraz zakupionej razem z kosztami jej dystrybucji. Mimo iż wielu konsumentów energii elektrycznej tego nie dostrzega sprzedaż energii oraz usługa jej dystrybucji są rozdzielone oraz są świadczone przez dwie różne firmy. Sprzedawcę energii elektrycznej można dowolnie zmienić z kolei usługę dystrybucji świadczy na danym obszarze zawsze jeden Operator Systemu Dystrybucyjnego (OSD) powołany przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Jedna umowa i faktura za prąd oraz jego przesył jest możliwa dzięki tzw „umowie kompleksowej” w ramach, której klient płaci sprzedawcy energii a ten rozlicza się z OSD na podstawie tzw Generalnej Umowy Dystrybucji dla Usługi Kompleksowej GUD-K.

Jak ma to wypływ na prosumenta?

Nowelizacja ustawy o OZE zakłada że rozliczenie energii w ramach opustów może odbywać się tylko w ramach umowy kompleksowej. Dla prosumenta oznacza to ograniczenia wyborze sprzedawcy prądu. Aby skorzystać z systemu opustów musi wybrać sprzedawcę prądu, który ma podpisaną umowę GUD-K z danym OSD umożliwiającej mu podpisywanie umów kompleksowych z klientami końcowymi. Umowy GUD-K zawsze mają podpisane tzw. sprzedawcy zobowiązani (odpowiednio na obszarach ich działania Tauron, Enea, Energa, PGE, RWE) z kolei wielu niezależnych sprzedawców prądu ze względu na wymagane od nich dodatkowe obowiązki, nie zdecydowało się na podpisanie takich umów posiadają oni jedynie Generalną Umowę Dystrybucji (GUD) na podstawie której nie mogą zawierać umów kompleksowych. Z punktu widzenia prosumenta który zdecydował się na zmianę sprzedawcy energii elektrycznej bardzo istotne jest sprawdzenie czy podpisał on z danym OSD umowę GUD-K umożliwiającą podpisanie umowy kompleksowej.

Lista sprzedawców mogących podpisywać umowy kompleksowe na terenie

Tauron Dystrybucja
PGE Dystrybucja
Enea Dystrybucja (w dole listy)
Energa Dystrybucja

W innym przypadku prosumentowi pozostaje powrót do sprzedawcy zobowiązanego lub zmiana sprzedawcy na tego, który ma podpisaną umowę GUD-K.
   

środa, 13 lipca 2016

Bilansowanie międzyfazowe a ekonomika falowników jednofazowych.

Ustawa OZE wprowadza obowiązek bilansowania międzyfazowego przy pomiarze produkcji i zużycia energii przez prosumenta. Obowiązkiem tym zostały objęte jedynie instalacje trójfazowe. 

Na czym polega bilansowanie międzyfazowe? 

Wyobraźmy sobie sytuację w której posiadamy 3 fazową instalację PV o mocy 3 kW oraz przyłączony odbiornik jednofazowy o mocy 3 kW. 

Bilansowanie międzyfazowe zasada działania

W takim przypadku przy braku bilansowania międzyfazowego licznik energii w ciągu godziny pokaże produkcję 2 kWh energii oraz zużycie 2 kWh energii naturalnemu zbilansowaniu ulegnie jedynie 1 kWh. Jeżeli licznik dokonywałby bilansowania zarówno produkcja jak i pobór wynosiłby 0 kWh. Takie rozwiązanie będzie obowiązywać w Polsce od 1 stycznia 2017r. 

W ustawie OZE nie objęto bilansowaniem międzyfazowym instalacji jednofazowych. Wyobraźmy sobie sytuację w której posiadamy 1 fazową instalację PV o mocy 3 kW oraz przyłączony odbiornik jednofazowy o mocy 3 kW. 

bilansowanie międzyfazowe instalacja jednofazowa

W przypadku gdy instalacja PV będzie podłączona do innej fazy niż odbiornik energii licznik energii pokaże w ciągu godziny pobór 3 kWh energii oraz produkcję energii 3 kWh. 

Zerowe zużycie energii można osiągnąć w przypadku gdy dostarczanie mocy przez instalację PV oraz pobór mocy odbywa się w ramach jednej fazy oraz o równej wartości. Taki przypadek przedstawia poniższa grafika. 

bilansowanie międzyfazowe instalacja jednofazowa podłączenie to tej samej fazy



Kiedy wybrać trójfazowy falownik?

W przypadku najmniejszych instalacji do 3 kW zasadniczo dostępne są tylko falowniki jednofazowe. Z kolei powyżej 4,6 kW z uwagi na wymogi OSD konieczne jest stosowanie falowników trójfazowych. Realny wybór pojawia się w przypadku instalacji 3-4,5 kW które jednocześnie są dość typowymi instalacjami dla domków jednorodzinnych. 

Z ekonomicznego punktu widzenia zastosowanie falownika 3-fazowego podnosi bieżącą konsumpcję własną z drugiej strony małe falowniki 3-fazowe są istotnie droższe od falowników jednofazowych. 


Czy wydatek na droższy falownik trójfazowy małej mocy zwróci się w systemie opustów? 

System opustów dla najmniejszych instalacji pozwala na odebranie 80% energii wprowadzonej do sieci. Oznacza to że nawet w przypadku zerowej konsumpcji bieżącej „bilansowaniu” będzie podlegać 80% wyprodukowanej rocznie energii. O ile zwiększy efektywny poziom bilansowania rocznego zastosowanie falownika 3-fazowego który będzie mógł korzystać z bilansowania między fazowego. 

Zastosowanie falownika trójfazowego i rozliczenie w ramach bilansowania międzyfazowego pozwala zazwyczaj zwiększyć udział bieżącej konsumpcji energii z 10% do 20%. Jednak efektywny poziom rocznego bilansowania zwiększy się z ok. 82% do 84%. 

Liczba zasilanych faz
Bieżąca konsumpcja własna
Efektywny poziom rocznego bilansowania
1
10
82
3
20
84

Efektywny poziom rocznego bilansowania – udział procentowy wykorzystanej energii obejmujący rozliczenie w ramach opustu oraz bieżącą konsumpcję własną. 

Oznacza to że zastosowanie falownika trójfazowego pozwala zwiększyć całościowo wykorzystanie energii o ok. 2p% przeliczając to na pieniądze okazuje się że oszczędności z zastosowania falownika trójfazowego nie są aż tak duże. Załóżmy że falownik 3 kW będzie pracował 15 lat. W tym czasie wyprodukuje ok. 14250 kWh energii. Cena energii średnio w czasie 5 lat będzie kosztować w pierwszym roku 0,55 zł/kWh a po 15 latach 0,91 zł/kWh. Dla tak przyjętych założeń oznacza że falownik 3 fazowy pozwoli zaoszczędzić ok. 204 zł jest to kwota sporo niższa niż różnica w cenie między 3 kW falownikiem 1 i 3 razowym która zazwyczaj wacha się od 350 – 800 zł. 

Wynika z tego że falowniki 3 fazowe małej mocy warto wybrać z innych pobudek niż ekonomiczne. Z kolei inwestorzy którzy podchodzą do inwestycji czysto ekonomicznie powinni do 4,5 kW postawić na falowniki jednofazowe.

piątek, 24 czerwca 2016

Nowości na targach intersolar 2016

Za nami największe targi fotowoltaiczne w Europie Intersolar 2016. Mimo iż są one o polowę mniejsze niż w latach 2012-2013 to jednak ciągle przyciągają ponad 1000 wystawców i dziesiątki tysięcy zwiedzających, a wiele firm czeka z premierami produktów, aby po raz pierwszy pokazać je na tych targach.

Krótka relacja wideo z targów intersolar 2016



W ostatnich latach najwięcej nowości można zaobserwować w zakresie systemów gromadzenia energii często zintegrowanych z instalacjami fotowoltaicznymi. Pojawiają się nowe koncepcje oparte o akumulatory wysoko napięciowe jak i nisko napięciowe. Dedykowane do wybranych falowników jak również bardziej uniwersalne. Magazyny oparte o ogniwa litowo jonowe głównie są przygotowywane do instalacji w domach lub małych firmach (takie rozwiązanie premiuje niemiecka ustawa OZE). Można także spotkać rozwiązania dedykowane do skali przemysłowej. 

Domowy magazyn energii o pojemności 10 kWh


Przemysłowy magazyn energii o pojemności 500 kWh


Wśród modułów PV wyraźnie widać upowszechnianie się technologii PERC szczególnie w zakresie ogniw mono. Bardzo wielu producentów prezentowało moduły o mocy 300 Wp przy klasycznych wymiarach (1,65m x0,99m). Liderzy technologii osiągają już 320 Wp w mono PERC. Jest to moc do tej pory możliwa do osiągnięcia w masowej produkcji tylko przez technologią all back kontakt.


Moduły LG mono PERC wykonane w technologii smart wire
 W przypadku falowników zdecydowanie największą nowością był prezentowany falownik SolarEdge w technologii HD-wave przeszło 2 razy mniejszy i lżejszy o imponującej sprawności 99%. Co więcej zawiera on 16 razy mniej magnetyków a funkcje elementów mechanicznych przejęła elektronika. Wszyscy liczymy że zgodnie z zapowiedziami HD-wawe zobaczymy końcem roku w regularnej sprzedaży i w zapowiadanej niższej cenie. 

Falownik HD-wave Solaredge

Targi intersolar to także niewątpliwie wyjątkowa atmosfera oraz miejsce tworzenia biznesu PV.

Wejście na targi Intersolar