Szukaj na tym blogu

sobota, 15 września 2018

Jak spadek cen modułów PV przekłada się na spadek cen instalacji fotowoltaicznych?

Ceny modułów PV w tym roku nieustannie spadają a szczególnie ten trend nasilił się po ogłoszeniu przez Komisję Europejską informacji o zniesienia MIP. Fundamentem spadku ceny modułów PV jest ich nadpodaż spowodowana głównie spowolnieniem inwestycji na rynku Chińskim oraz ograniczenie importu na rynek Amerykański. Niemniej jednak ceny modułów, które pojawiają się często w Internecie na poziomie 0,24 euro centów/Wp nie są cenami jakie mogą obecnie otrzymać firmy wykonawcze w Polsce. Po pierwsze są to często ceny EXW czyli u bram zakładu produkcyjnego w związku z czym należy doliczyć koszt transportu często dalekomorskiego i kołowego. Po drugie są to ceny producenckie możliwe do zakontraktowania przy dużych wolumenach sprzedaży. 

Niemniej jednak spadające ceny modułów u producentów przekładają się na spadające ceny modułów u hurtowników i finalnie na ceny w firmach wykonawczych. Dokonując analizy rok do roku ceny modułów poli spadły o ok 25%. a ceny modułów mono PERC o ok. 30%.
Zmiana cen modułów PV
Zmiana cen modułów PV - ceny netto
Tak duży spadek cen modułów musiał przełożyć się na spadek cen instalacji jednak na przestrzeni roku (wrzesień 2017/wrzesień2018) wyniósł on ok. 9% dla instalacji opartej o moduły poli i ok. 13% dla instalacji opartej o mono PREC. W zależności od typu zastosowanych modułów PV istotnie zmieniają się udziały procentowe poszczególnych grup kosztowych.
Struktura kosztów instalacji PV 5 kW moduły mono PERC wrzesień 2017
Struktura kosztów instalacji PV 5 kW moduły mono PERC wrzesień 2017
Struktura kosztów instalacji PV 5 kW moduły mono PERC wrzesień 2018
Struktura kosztów instalacji PV 5 kW moduły mono PERC wrzesień 2018 
Struktura kosztów instalacji PV 5 kW moduły poli wrzesień 2017
Struktura kosztów instalacji PV 5 kW moduły poli wrzesień 2017

Struktura kosztów instalacji PV 5 kW moduły poli wrzesień 2018
Struktura kosztów instalacji PV 5 kW moduły poli wrzesień 2018

Co ważne w przypadku małych instalacji PV udział kosztowy modułów PV trwale spadł poniżej 50% nawet w przypadku modułów mono. W przypadku najmniejszych budżetowych instalacji opartych o moduły Poli udział modułów PV nieznacznie przekroczy 30%.

Moduły tanieją a co z pozostałymi komponentami? W przypadku drugiej najważniejszej pozycji kosztowej, czyli falownika fotowoltaicznego ich ceny uległy w większości kosmetycznym korektom w dół 1-2%, która w większości została skompensowana przez niekorzystną zmianę kursu euro. Od tej reguły są oczywiście wyjątki. Są producenci falowników, którzy skorygowali w dół swoje ceny o 10 i więcej procent. Jednak dotyczy to głównie najdroższych konstrukcji a zmiana była wymuszona utratą rynku. Szczególnie w przypadku najmniejszych instalacji PV do 5 kWp wzrost udziału procentowego falownika w kosztach instalacji sprawia, że wiele firm szuka oszczędności na tej pozycji poprzez zastosowanie tańszych zamienników. Biorąc do porównania najdroższe i najtańsze falowniki fotowoltaiczne różnica w cenie sięga 30%. Podobnie jak w przypadku modułów PV presja cenowa falowników z państwa środka jest bardzo silna a podział jest wyraźny – chińskie tańsze – europejskie droższe. Z kolei w przeciwieństwie do modułów PV istotny udział w rynku falowników fotowoltaicznych jest powiązany z zapewnieniem wsparcia technicznego przez producenta.
Ceny 5 kW 3f falowników fotowoltaicznych netto
Ceny 5 kW 3f falowników fotowoltaicznych netto

W instalacjach PV są także grupy kosztowe które wzrosły rok do roku. Jedną z nich jest konstrukcja wsporcza które nieznacznie podrożała z uwagi na wzrost cen aluminium. Największy wzrost zanotowała usługa montażu. Nawet biorąc pod uwagę wzrost jednostkowy mocy modułu a co za tym idzie mniejszą ich liczbę do zamontowania realne koszty montażu rok do roku wzrosły o ok. 15-20%.

czwartek, 31 maja 2018

Podłączenie modułów PV pod różnymi katami do jednego MPPt w falowniku

Generalna zasada podłączenia łańcuchów modułów do falownika mówi że do jednego MPPt w falowniki podłączone łańcuchy modułów puszą być pod tym samym kątem oraz azymutem. Od tej reguły można jednak zastosować pewien wyjątek jeżeli dysponujemy jedynie falownikiem z jednym MPPt a łączone łańcuchy modułów będą zbudowane z tej samej liczby modułów ustawnych np. w układzie wschód - zachód.

podłączenie dwuch łańcychów modułów do jednego Mppt falownika


Podłączenie do jednego MPPt dwóch łańcuchów modułów PV znajdujących się pod różnymi kontami i/lub rożnymi azymutami jest możliwe pod warunkiem, że są one połączone równolegle i składają się z równej liczby modułów PV.  Możliwość taka istnieje z uwagi na fakt, że połączenie równoległe łańcuchów modułów PV ustawionych pod różnymi kątami skutkuje niedopasowaniem prądowym, lecz przy połączeniu równoległym prądy się sumują. Z kolei odmienne oświetlenie modułów PV w niewielkim stopniu przekłada się na niedopasowanie napięciowe. Co więcej niewielkie niedopasowanie napięciowe przy połączeniu równoległym nie przekłada się na istotne straty w produkcji energii, szczególnie jeżeli falownik posiada funkcję szukania globalnego MPPt. W takim przypadku podłączenie dwóch różnych łańcuchów modułów PV ustawionych pod różnymi kątami można uznać za dopuszczalne a poziom strat nie powinien przekroczyć 1% w stosunku do zastosowania falownika z dwoma MPPt.





niedziela, 25 lutego 2018

Nowe kryteria przyłączenia mikroinstalacji – duży problem dla branży PV w Polsce.

Na przełomie stycznia i lutego OSD, czyli zakłady energetyczne odpowiedzialne za przyłączenie mikroinstalacji przeprowadziły aktualizację kryteriów przyłączenia mikroinstalacji. Wprowadzonych zmian jest sporo jednak najwięcej kontrowersji budzą dwie. Pierwszą z nich jest ograniczenie mocy dla instalacji jednofazowych z obecnych 4,6 kW do 3 kW. Drugą jest wprowadzenie wymogu, w ramach którego OSD chcą mieć możliwość zdalnego odłączenia mikroinstalacji a powyżej 10 kW także możliwość sterowania jej mocą. Nie odnosząc się do zasadności wprowadzenia tych zmian zakłady energetyczne powinny mieć świadomość konsekwencji i wpływu nowych regulacji dla branży i rynku PV w Polsce.

Tak ważne zmiany powinny być z jednej strony konsultowane z branżą a z drugiej tryb ich wprowadzania powinien odpowiadać możliwością adaptacyjnym rynku. Dlatego trudno inaczej niż bardzo krytycznie odnieść się do trybu jaki wybrały OSD gdzie od podania do publicznej wiadomości do wejścia w życie mija 1-2 miesięcy. Zapewne wielu zadaje sobie pytanie czy wprowadzając tak szybko zmiany zakłady energetyczne nie posiadają świadomości, że realizowane są projekty, w których falowniki w momencie zakończenia prac montażowych nie będą spełniać kryteriów przyłączenia? Czy nie mają świadomości, że w hurtowniach leżą na półkach falowniki które po 1 kwietnia staną się nie sprzedawalne? Czy nie mają świadomości, że w ramach dotacji unijnych są zaprojektowane tysiące instalacji, które nie będą spełniać kryteriów?

O tym, że kryteria są wprowadzane mało profesjonalnie świadczy nie tylko tryb wprowadzania zmian i brak realnych konsultacji, ale także fakt, że pracownicy poszczególnych zakładów energetycznych odpowiedzialni za przyłączenia mikroinstalacji niewiele wiedzą o zmianach według, których już za nieco ponad miesiąc mają obsługiwać wnioski zgłoszeniowe. A pytań pojawia się wiele.

Skąd tak radykalne obniżenie mocy dla instalacji jednofazowych. Jakie przesłanki stały za przyjęciem granicy 3 kW szczególnie że poza Szwajcarią wszędzie w Europie jest one wyższa. Jeszcze więcej kontrowersji budzi wprowadzenie zdalnej możliwości odłączenia mikroinstalacji i sterowanie jej mocą. Podobne wymogi stosowane są np. w Niemczech, ale ich wprowadzenie było poprzedzone analizą potrzeb, wypracowaniem zasad stosowania i wypracowaniem pewnego standardu technologicznego. Nieakceptowalne jest wprowadzanie możliwości odłączania mikroinstalacji bez wprowadzenia jasnych kryteriów na jakich zasadach takie odłączenie byłoby przez OSD możliwe, kto i według jakich kryteriów decydowałby o tym, które instalacje zostaną odłączone a które nie. I w końcu na jakich zasadach prosumenci wyłączonych instalacji otrzymywaliby odszkodowania. Osobną kwestią są sprawy techniczne korzystania OSD z możliwości wyłączenia czy sterowania mocą. Nieprofesjonalne wydaje się stawianie takich wymogów bez określenia technicznych aspektów komunikacji między OSD a falownikiem. Zakładając, że standard komunikacji byłby oparty o wymogi niemieckie większość producentów byłaby do nowych przepisów dostosowana. Równie dobrze można wyobrazić sobie, że OSD opracują własny standard lub co gorsza różna standardy inne dla każdego zakładu energetycznego, co oznaczałoby konieczność dostosowywania falowników sprzedawanych na polskim rynku. Istnieje jeszcze trzecia możliwość polegająca na tym, że OSD same nie wiedzą, jak sterować mocą rozporoszonych instalacji i robią klasyczne rozpoznanie bojem. Tworzą wymogi, które będą w początkowej fazie martwe do czasu wypracowania rozwiązania technicznego.

Może naiwnie, ale liczę, że zaproponowane zmiany są efektem niefrasobliwości i nadgorliwości a nie celowym działaniem wymierzonym w zatrzymanie rozwoju energetyki prosumenckiej. W konsekwencji po fali krytyki OSD siądą raz jeszcze do kart weryfikacji technicznej i spróbują wypracować akceptowalny kompromis.

niedziela, 28 stycznia 2018

Wpływ decyzji Donalda Trumpa na polską fotowoltaikę.

W lipcu zeszłego roku wspominałem, że chwilowy problem z dostawami modułów PV do Europy oraz wzrost ich ceny wynika z niepewności w zakresie wprowadzenia ceł antydumpingowych w USA. W styczniu 2018 roku zapowiadane cła stały się rzeczywistością i mogą mieć istotny wpływ na światowy i polski rynek fotowoltaiki.

Aby zrozumieć wpływ decyzji Donalda Trumpa na światowy rynek fotowoltaiki należy mieć świadomość jak ważną role odgrywa USA jako konsument głównych komponentów do budowy instalacji fotowoltaicznych. Na przestrzeni ostatnich kilku lat amerykańska fotowoltaika rozwija się bardzo dynamicznie odpowiadając rok po roku za ok. 10 – 15% światowej mocy zainstalowanej. W 2017 roku światowy rynek fotowoltaiki szacuje się na ok 90 GWp (brak jeszcze oficjalnych danych) z czego ok 12 GWp będzie zainstalowane w USA. Do tego Stany Zjednoczone zaledwie w niecałych 20% pokrywają popyta na moduły PV z fabryk zlokalizowanych w kraju. Ponad 80% stanowi import głównie z krajów azjatyckich takich jak Chiny, Malezja, Wietnam czy Tajlandia.

Decyzja amerykańskiej administracji nakładająca 30% cło na importowane moduły oraz ogniwa PV. Z małym wyjątkiem dla ogniw których import do ilości 2,5 GWp będzie zwolniony z cła stawia światowych producentów modułów w trudnej sytuacji.

30 % cło czyni importowane produkty mało atrakcyjnymi szczególnie że importowane z Azji moduły podbijały amerykański rynek głównie ceną. Z kolei łatwo wyliczyć, że ok. 10 GWp światowej mocy produkcyjnej w fotowoltaice w 2018r. czyli ok. 10% będzie szukać innych rynków zbytu. Informacja ta jest o tyle ważna dla Europy w tym Polski z uwagi na fakt, że azjatyccy producenci eksportują do Europy i USA podobne produkty w zakresie modeli oraz jakości często produkowane w tych samych fabrykach. W konsekwencji należy się spodziewać znacznego wzrostu dostępności modułów PV oferowanych przez największych światowych producentów, gdyż to oni w dużej mierze byli zaangażowani w eksport do USA. Konsekwencją przewagi podaży nad popytem będzie zapewne także spadek cen szczególnie w zakresie produktów z półki średniej i wyższej.

niedziela, 7 stycznia 2018

Noworoczne wyzwania dla branży fotowoltaicznej.

Większość firm z branży fotowoltaicznej optymistycznie patrzy na rok 2018. Coraz liczniej do realizacji wchodzą farmy fotowoltaiczne budowane w ramach wygranych aukcji. Zwiększa się liczba przetargów na budowę mikroinstalacji finansowanych z funduszy UE. Czynniki te powodują, że rynek fotowoltaiczny w 2018 roku zapewne odnotuje kolejny duży wzrost. Rosnący rynek montażu instalacji fotowoltaicznych stawia jednak przed branżą poważne wyzwania.

Finansowanie

Niski postęp w realizacji budowy farm fotowoltaicznych w ramach wygranych aukcji w dużej mierze wynika z problemów z finansowaniem inwestycji. Banki mając w pamięci niedawną katastrofę na rynku zielonych certyfikatów bardzo ostrożnie podchodzą do oceny ryzyka tego typu inwestycji. Dodatkowo wiele inwestycji to przedsięwzięcia realizowane przez powołane spółki celowe mające problemy z uzyskaniem akceptowalnego przez bank zabezpieczenia. W konsekwencji obecnie wielu inwestorów ma olbrzymie problemy ze znalezieniem finansowania dla inwestycji, a jeżeli je znajdują wysokie ryzyko przekłada się na małą atrakcyjność proponowanego kredytu.

Odrębną kwestią są przetargi w ramach projektów realizowanych zazwyczaj przez gminy i finansowanych w większości z funduszy UE. Bardzo często są to projekty, obejmujące od kilkudziesięciu do kilkuset mikroinstalacji. Realizacja takiego projektu wiąże się z koniecznością zaangażowania kapitału przez realizującą projekt firmę sięgającą często kilku milionów złotych. Z uwagi na młody polski rynek fotowoltaiczny dla wielu firm jest to zaporowa bariera finansowa.

Instalatorzy

Rok 2018 będzie rokiem instalatora. Rosnąca liczba wykonywanych instalacji będzie wymagać wzrostu liczby ekip monterskich. Już obecnie na rynku widać wzrost stawek za montaż instalacji a niektóre projekty mają problem ze znalezieniem odpowiedniej liczby ekip monterskich. Dodatkowym problemem jest ogłaszanie w jednym czasie wielu przetargów regionalnie ograniczonych do jednego województwa. W efekcie dochodzi do kumulacji prac monterskich w danym województwie w krótkim czasie.

Gwarancja i serwis

W raz z rozwojem rynku coraz większego znaczenia nabiera organizacja i prowadzenie serwisu w ramach gwarancji udzielanej na wykonane instalacje. Przetargi realizowane z wykorzystaniem funduszy UE zazwyczaj wprowadzają wymóg 5 letniej lub dłuższej gwarancji. Dla firmy wykonawczej oznacza to wieloletnie związanie z realizowanym projektem oraz szereg przyszłych kosztów ponoszonych lata po zakończeniu realizacji przedsięwzięcia. Poddając analizie ceny oferowane na wielu przetargach można odnieść wrażenie, że spora część oferentów bardzo liberalnie podchodzi do wyceny kosztów przyszłych zobowiązań gwarancyjnych. Ich pojawienie się w przyszłości może być dla wielu firm wyzwaniem ponad siły szczególnie, jeżeli utracą wsparcie producentów poszczególnych podzespołów.