Szukaj na tym blogu

wtorek, 26 czerwca 2018

Podsumowanie targów Inter solar w Monachium

Jak co roku zapraszam na wideo relację z targów Intersolar a raczej The Smarter Europe


 

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.