Opust 1:1 czy się opłaci ?

Na pierwszy rzut oka można uznać to za pytanie retoryczne bo jak rozliczenie 1:1 może być mniej opłacalne niż ustawowe 1:0,8? Zagłębiając się jednak w to rozwiązanie można dojść do wniosku że geniusz tego rozwiązanie leży głównie w marketingu. 

 Krótkie przypomnienie czym jest Opust. To potoczne określenie ustawowego rozliczenia energii pobranej i wprowadzonej do sieci przez mikroinstalację prosumenta w bilansach rocznych. Dla instalacji do 10 kW obowiązuje rozliczenie w ilości odbiór 0,8 kWh za każdą 1 kWh wprowadzoną do sieci. Jednym z głównych problemów sprzedawcy energii w rozliczeniu prosumenta w opuście jest konieczności refundacji kosztów dystrybucji. Wielu prosumentów nie jest świadomych że koszty energii składają się z dwóch głównych kosztów dystrybucji czyli opłaty za dostarczenie energii oraz samej wartości energii elektrycznej. Przy prosumentach spółki dystrybucyjne mają prawo do refundacji kosztów dostarczanej energii którą za prosumenta pokrywa sprzedawca energii. Stąd min. wymóg posiadania umowy kompleksowej. Na pokrycie kosztów dystrybucji sprzedawca energii zatrzymuje wspomniane wcześniej 20% lub dla większych instalacji 30% energii. Mimo to sprzedawcy energii twierdzą że rozliczenie prosumentów jest dla nich deficytowe. 

 Ilustracja graficzna rozliczenia prosumenta do 10 kW 

W tym miejscu pojawia się pytanie? Skoro dla sprzedawców energii rozliczenie 1:0.8 nie jest biznesowo korzystne (ale jest wymogiem ustawowym) dlaczego ktoś chciałby rozliczać w stosunku 1:1 ? Jak mówi stare powiedzenie „nie ma darmowych obiadów” a za ten zapłaci sam prosument. Przyjrzyjmy się rozliczeniu prosumenta który posiada instalację o mocy 5 kWp i dla uproszczenia produkuje rocznie 5 000 kWh. W jego przypadku przy założeniu kosztów energii 0,38 zł/kWh brutto oraz kosztów dystrybucji 0,26 zł/kWh brutto. Korzyść dla prosumenta przy rozliczaniu 1:1 to ok 3 198 zł rocznie przy 1:0,8 to ok 2 686 zł tu należy dodać że prosument ma zawsze pewną konsumpcję bieżącą co powoduje że tylko część energii podlega opustowi gdyż część jest zużywana w czasie produkcji. Proste rachunki pokazują że w tym przypadku rozliczenie 1:1 daje dodatkową korzyść dla prosumenta na poziomie 512 zł rocznie. Jeżeli przy tej samej cenie instalacji ktoś zaoferowałby takie rozliczenie w określonym ustawą okresie 15 lat byłaby to genialna oferta. W pozostałych przypadkach to tylko dobry chwyt marketingowy rodzący wiele problemów dla prosumenta. 

Pierwsze propozycje jakie pojawiają się na rynku mówią o rozliczeniu w opuście 1:1 tylko na 2 lata. Dlaczego tak krótko? zapewne dlatego że rozpatrując instalację 5 kWp z poprzedniego przykładu sprzedawca na samych kosztach dystrybucji będzie miał roczną stratę brutto ok. 1033 zł (gdzie prosument zyskuje tylko połowę z tego :). W tym przypadku matematyka jest nieubłagana aby zaproponować takie rozliczenie prosumentowi trzeba sprzedać mu inne wysokomarżowe usługi lub zwiększyć marżę na montażu instalacji fotowoltaicznej. W tym czy innym przypadku za dodatkowy opust i tak zapłaci prosument. Ale to nie koniec problemów. Mając rozliczenie w opuście 1:1 na dwa lata pojawia się problem doboru mocy instalacji. Dobrana moc powinna być mniejsza niż dla opustu 1:0,8 a po dwóch latach prosument powinien albo rozbudować instalację (w przeliczeniu na kWp rozbudowa jest zawsze droższa niż budowa) lub pogodzić się ze wzrostem kosztów rachunku za prąd za 2 lata. Z kolei jeżeli prosument od razu wykona przewymiarowaną instalację aby mieć zapas na przyszłość nic nie skorzysta na wyższym opuście gdyż niewykorzystana energii nie może być liczona jako korzyść finansowa. 

Żyjemy w dobie coraz to nowych promocji mniej lub bardziej prawdziwych a prosumentom nie zostaje nic innego jak uzbroić się w kalkulator lub excel i te wszystkie promocje po prostu przeliczyć!

Wpływ COVID 19 na rozwój fotowoltaiki w Polsce

Nieco ponad miesiąc temu szczyt zachorowań na COVID 19 w Chinach spowodował liczne opóźnienia w dostawach modułów PV. W konsekwencji wiele inwestycji w Polsce musiało zostać przełożonych z uwagi na ograniczoną dostępność urządzeń. Jeszcze wtedy mało kto spodziewał się że liczba zachorowań tak szybko rozwinie się w Europie. Co więcej mało kto spodziewał się że tak szybko zostanie ograniczona działalność wielu branż oraz przepływ i aktywność społeczna. Mimo iż branża fotowoltaiczne nie jest dotknięta epidemią koronawirusa bezpośrednio jak turystyka, hotelarstwo czy restauratorstwo podobnie jak większość gałęzi gospodarki obrywa rykoszetem. W obecnie tworzenie scenariuszy jest niezwykle trudne gdyż sytuacja epidemiologiczna rozwija się bardzo dynamicznie. Niemniej jednak najbardziej prawdopodobny scenariusz dla branży fotowoltaicznej to obecnie spowolnienie a nie głęboka recesja.

Epidemia wywołana wirusem SARS-CoV-2 wcześniej czy później minie a życie gospodarcze znaczenie wracać do normalizacji. Nie oznacza to jednak że decyzje gospodarcze będą takie jak sprzed epidemii. Wysoce prawdopodobne jest że Polska gospodarka o ile nie wejdzie w recesję to silnie spowolni. Zapewne wiele firm zbankrutuje a bezrobocie wzrośnie. W takie sytuacji najbardziej ograniczone zostaną wydatki na produkt i usługi z góry piramidy potrzeb z kolei w niewielkim stopniu odbije się to na usługach i produktach zapewniających zaspokojenie potrzeb z dołu piramidy. Pytanie jakie się pojawia - gdzie w tych potrzebach jest fotowoltaika?

Dla osób które postrzegają instalację fotowoltaiczną jako drogą fanaberię na ekologiczny sposób produkcji prądu. Decyzja o wykonaniu takiej instalacji odległa była przed epidemią i teraz będzie tylko bardziej odległa. Z kolei na przestrzeni ostatnich kilku lat montaż domowej czy czy firmowej elektrowni PV stał się inwestycją w stabilizację kosztów energii elektrycznej. Okres zwrotu inwestycji jest znacznie krótszy od okresu użytkowania instalacji PV. Co więcej ciągła stymulacja rynku za pomocą ulg podatkowych w postaci ulgi termomodernizacyjnej oraz dotacji z programu “mój prąd” nadal pozytywnie powinien wpływać na ten rynek. Jedną z istotnych decyzji gospodarczych jaka już zapadła w wyniku epidemii to obniżenie stóp procentowych. Oznacza to że i tak nie drogie kredyty staną się jeszcze tańsze. Już teraz akcja finansowania preferencyjnymi kredytami inwestycji w instalację fotowoltaiczną jest bardzo szeroka a wiele banków ma przygotowane specjalne produkty kredytowe pozwalające na rozłożenie na raty montażu instalacji PV nawet do 10 lat. W optymalnym modelu łącząc dotację, ulgę podatkową i kredyt można zamienić rachunki za prąd niższą ratą kredytu. Jeżeli większość klientów będzie postrzegać własną elektrownię jako sposób na oszczędzanie, po przejściowych perturbacjach wynikających z ograniczenia kontaktów międzyludzkich nad branżą fotowoltaiczną znów powinno zaświecić Słońce.

Wyliczenie strat na przewodach DC - STC czy NOCT?

Większość osób związanych z fotowoltaiką kojarzy zasadę doboru przewodów DC w sposób nie powodujących strat większych niż 1%. Pytanie jakie się pojawia to do czego ma być odniesiona 1 % strata. Do mocy w warunkach STC, do mocy w warunkach NOCT a może do straty średnio rocznej?

Bardzo często wyliczenie przekroju poprzecznego w oparciu o zasadę 1% strat jest prowadzone do parametrów modułu w warunkach STC. Stosowanie tej zasady może prowadzić jednak do nieuzasadnionego przewymiarowania okablowania. Szczególnie chodzi o sytuację w której dla zachowania 1% strat konieczne jest przejście z przekroju 4 na 6 mm2. Nieuzasadnione przewymiarowanie należy rozumieć jako takie w którym koszt wzrostu przekroju poprzecznego jest większy niż zyski energetyczne przeliczone na wartość pieniężną. 

Warunki STC i NOCT

STC	STANDARD TEST CONDITIONS – ustandaryzowane warunki testu
1 000 W/m²	Natężenie promieniowania słonecznego, przy którym wykonywany był test
25°C	Temperatura ogniw fotowoltaicznych oświetlanego modułu PV, przy której wykonywany był test
AM 1.5	Spektrum promieniowania dla grubości atmosfery równej 1,5

NOCT	Normal Operating Cell Temperature – temperatura ogniwa w nominalnych warunkach pracy
800 W/m²	Natężenie promieniowania słonecznego, przy którym wykonywany był test
20°C	Temperatura otoczenia, przy której wykonywany był test
AM 1.5	Spektrum promieniowania dla gęstości atmosfery równej 1,5
1 m/s	Prędkość wiatru

W przypadku stosowania zasady ograniczenia strat do 1% na okablowaniu DC bardziej racjonalne jest odniesienie się do parametrów modułu z warunków NOCT. Warunki NOCT to warunki w których moc, prąd i napięcie modułu jest zbliżone do rzeczywistych w słoneczny dzień w półroczu letnim. 

Przyjęcie wartości 1% strat czy to w odniesieniu do parametrów pracy instalacji w warunkach STC czy NOCT nie oznacza że strata na przewodach będzie równa wspomnianemu jednemu procentowi. Średnia ważona będzie istotnie niższa w obu przypadkach.

Rozkład strat na przewodach DC przy założeniu doboru przewodów tak aby 1% strat był w warunkach STC (czerwony) i tak aby 1%  strat był w warunkach NOCT.

Przeanalizowanie straty na przewodach DC przez rok pracy instalacji pokazuje że przyjmując jako punkt odniesienia takiego przekroju przewodów który w warunkach STC zapewni 1% strat średnia ważona roczna strata będzie równa 0,46%. Z kolei jeżeli przewody byłyby dobrane do warunków NOCT czyli tak że 1% strat jest dokładnie przy mocy i napięciu w warunkach NOCT roczna ważona strata będzie równa 0,61% i przez 95,9% czasu pracy strata będzie poniżej 1%. Z drugiej strony wyliczając przewody DC w odniesieniu do warunków NOCT ich przekrój poprzeczny wychodzi o ok. 17% mniejszy niż w warunkach NOCT.

Wzór na wyliczenie strat.



gdzie:
P – moc obwodu [W] w warunkach NOCT
l – sumaryczna długość obwodu w + i - [m]
I – natężenie prądu Impp w warunkach NOCT [A]
U – napięcie obwodu Umpp [V] w warunkach NOCT
k – przewodność właściwa dla miedzi 48–54,


Jeżeli w karcie katalogowej modułu PV nie są podane wartości mocy i napięcia dla warunków NOCT można je w przybliżeniu wyliczyć w następujący sposób:

Prąd Impp(STC) * 0,8 = Prąd Impp (NOCT)

Napięcie Vmpp(STC) * 0,94 = Napięcie Vmpp(NOCT)

Moc (STC) * 0,752 = Moc (NOCT)

Czy koronawirus spowolni rozwój polskiej fotowoltaiki

Rok 2019 był kolejnym rekordowym w rozwoju polskiej fotowoltaiki jednak początek 2020 roku rozpoczął się od niespodziewanych problemów których przyczyną jest epidemia koronawirusa w południowo wschodnich chinach. Nie jest tajemnicą że większość modułów PV jest produkowana w chińskich fabrykach, które za sprawą epidemii dopiero teraz powoli zaczynają pracę po chińskim nowym roku czyli ponad dwa tygodnie później niż planowano. Jeżeli dodatkowa przerwa ograniczyłaby się tylko do tych dodatkowych dwóch tygodni nie spowodowałoby to większych perturbacji. Głównym problemem są jednak restrykcje w zakresie przemieszczania ludzi i towarów w wielu chińskich prowincjach. Żadna fabryka nie jest w stanie pracować bez dostaw komponentów i odbioru wyprodukowanych urządzeń. Tak też jest w przypadku modułów PV. Firmy, które nawet rozpoczęły częściowo pracę mają problemy zaopatrzeniem i logistyką eksportu. W optymistycznym wariancie lwia część chińskich dostaw do europejskich kontrahentów opóźni się o cztery tygodnie. O wariancie pesymistycznym trudno nawet pisać. Już teraz zamówienia przyjmowane przez chińskich producentów posiadają projektowane dostawy na początek maja co oznacza że najbardziej kryzysowy w polskiej fotowoltaice będzie koniec marca/początek kwietnia kiedy w branży fotowoltaicznej wiele firm może już planować przymusowe urlopy. W tym miejscu często podnoszone są głosy że poza chinami są także produkowane moduły PV. Jest to prawda jednak mała część światowej produkcji posiada łańcuch dostaw całkowicie omijający chińskich kontrahentów. Już w zeszłym tygodniu praktycznie całe europejskie wolne składy magazynowe w panice przed ograniczeniem dostaw zostały wykupione. Zamówienia, które docierają obecnie to te które udało się jeszcze wysłać przed chińskim nowym rokiem jednak one nie wypełnią powstałej luki. Rosnący paniczny popyt sprawia że o obniżki cen modułów PV już nikt nie pyta. Część producentów przyjmuje zamówienia po starych cenach część już podniosła ceny. Wzrost cen jeszcze bardziej widać w polsce najszybciej wyprzedają się moduły z tzw półki średniej przez co względną dostępność posiadają moduły premium znacznie droższe od średniej. Czas pokaże jak rozwinie się sytuacja na rynku modułów niemniej jednak utrzymujące się restrykcje w południowo wschodnich chinach będą jedynie pogarszać tą sytuację.

Wyniki aukcji pokazały rynkowe oblicze fotowoltaiki w Polsce

Za nami rozstrzygnięcie tegorocznych aukcji. A w nich największym zaskoczeniem ceny po jakich inwestorzy zdecydowali się licytować. W aukcji powyżej 1 MW dla projektów wiatrowych i fotowoltaicznych najwyższą ceną po jakiej można było wygrać aukcję to zaledwie 233 zł/MWh z kolei w aukcji gdzie dominują projekty fotowoltaiczne czyli do 1 MW najniższa cena ofertowa to zaledwie 269 zł/MWh a najwyższa dająca wygraną 327 zł/MWh. Jeżeli ceny te odniesiemy do cen w kontraktach na TGE na rok 2021 kiedy to realnie projekty z tegorocznej aukcji zaczną wprowadzać energię. Można stwierdzić że fotowoltaika w Polsce staje się w pełni rynkowa. 

Porównanie grudniowych cen energii elektrycznej na TGE w kontraktach na 2021 z wynikami aukcji OZE dla fotowoltaiki

Elektrownie fotowoltaiczne wytwarzają energię głównie lecz nie jedynie w szczycie dlatego żaden z kontraktów na TGE (BASE, PEAK5, OFFPEAK) nie jest referencyjny. Z tego względu dla celów porównania najbardziej referencyjna wydaje się średnia ważona cena kontraktów biorąc pod uwagę czas pracy elektrowni PV. Na wykresie cenę tą nazwano “Cena energii ważona przy sprzedaży na TGE energii z elektrowni PV”

Przy tych założeniach najtańsze projekty PV kontraktowały energię niżej niż obecna średnia wartość rynkowa prądu z dostawą w 2021r. Oznacza to w praktyce że jeżeli trendy na rynku energii nie ulegną istotnym zmianom jako konsumenci energii nie dopłacimy faktycznie do wsparcia tych projektów gdyż może nigdy nie pojawić się w ich przypadkach ujemne saldo.

Zupełnie odmiennym tematem jest wykonalność elektrowni które licytowały po bardzo niskich stawkach. Aby osiągnąć przyzwoitą rentowność na projektach które wygrały aukcje w cenach poniżej 300 zł/MW koszty budowy muszą oscylować poniżej 2,2 - 2,3 mln/MWp a do tego musi być pozyskane tanie długoterminowe finansowanie. Tak niski koszt budowy na przyzwoitych komponentach może być możliwy pod warunkiem kontynuacji spadku cen kluczowych komponentów takich jak moduły PV oraz utrzymania się korzystnego kursu Euro i Dolara. Można też oczekiwać że wzorem wielu akcji budowa projektów które najniżej zakontraktowały sprzedaż energii będzie odciągana w czasie w oczekiwaniu na spadek komponentów lub kursu.

Rozmiar ogniw PV od M1 do M6

Tradycyjnie monokrystaliczne  wafle krzemowe przed rokiem 2010 były produkowane prawie wyłącznie w rozmiarze 125 mm x 125 mm. Od tego też czasu na rynku coraz częściej zaczęły być wykorzystywane ogniwa w rozmiarze 156 mm x 156 mm określone rozmiarem M1. Z uwagi na ten sam wymiar ogniw rozmiar samych modułów u różnych producentów nieznacznie się różnił. Standard M1 szybko bo już w roku 2013 został nieznacznie powiększony przez część producentów do wymiarów 156,75 mm x 156,75 mm i określony standardem M2. Przed rokiem 2015 ogniwa w standardzie M1 i M2 zdominowały rynek. W roku 2018 część producentów zaczęła wprowadzać moduły PV oparte o jeszcze większe ogniwa w rozmiarze 161,70 mm x 161,70 mm określanych rozmiarem M4. ok 6% wzrost powierzchni pozwala zoptymalizować koszty produkcji nie tylko ogniwa ale i całego modułu a przez to osiągnąć niższy koszt za Wp. mocy. Mimo iż standard M4 jeszcze dobrze się nie ugruntował w 2019 roku część producentów zaczęła wprowadzać do produkcji ogniwa w rozmiarze 166 mm x 166 mm określane jako M6. 

Standardy rozmiarów ogniw PV

Konsekwencją rosnących rozmiarów ogniw jest wzrost rozmiaru samego modułu PV. Przy przejściu z ogniw M2 na M4 jest to wzrost szerokości ramy modułu o ok 1 cm i wzrost długości o ok 3 cm. Jest to zmiana na tyle istotna że musi być uwzględniona w rozplanowaniu szczególnie większych pól modułów PV na dachach. Zmiana rozmiaru modułów powoduje także problem z wymianą uszkodzonego modułu na nowy, który nie będzie pasował rozmiarem. Z punktu widzenia projektowego i wykonawczego przyjęcie przez większość producentów jednego standardu wielkości ogniw będzie korzystne. A w okresie przejściowym należy częściej sprawdzać na karcie katalogowej nie tylko parametry modułu lecz także wymiary.

Firma jako prosument ustawowy. Są możliwości, ale czy będą zainteresowani?

Od sierpnia 2019 roku firmy z pewnymi wyjątkami mogą uzyskiwać status prosumentów ustawowych uprawniający ich do korzystnego sposobu rozliczenia energii pobranej i wprowadzonej do sieci z mikroinstalacji OZE. Zaczynając od wyjątku z definicji prosumenta wyłączeni zostali jedynie przedsiębiorcy, których podstawową działalnością jest produkcja energii. Zatem zdecydowana większość firm status prosumenta ustawowego będzie mogła uzyskać. Pytanie tylko czy firmy będą tym zainteresowane?

Nie chodzi tu wcale o wysokość opustu, czyli procentową ilość energii jaką zatrzymuje sprzedawca energii za preferencyjny sposób rozliczenia (20% dla instalacji o mocy do 10 kW i 30% dla instalacji o mocy powyżej 10 kW), lecz o procedury. Posiadanie statusu prosumenta ustawowego - i tu też warto byłoby wyjaśnić skąd ten dopisek ustawowy - czyli zgodny z definicją prosumenta w ustawie OZE, wymaga posiadania umowy kompleksowej. Umowa kompleksowa to jedna umowa ze sprzedawcą energii (spółką obrotu) na zakup energii oraz jej dystrybucję , która po części w naszym imieniu rozlicza się z dystrybutorem energii. W przypadku taryf G czyli stosowanych dla gospodarstw domowych, umowa kompleksowa to standard.

Jednak w przypadku taryf C lub B czyli dla firm umowa kompleksowa jest rzadkością. Po pierwsze wynika to z faktu, że w taryfie C i B zawarcie umowy kompleksowej możliwe jest praktycznie tylko ze sprzedawcą zobowiązanym, bo tylko on na umowę GUD-K z dystrybutorem. Taka sytuacja ogranicza pole wyboru sprzedawcy prądu. Drugą kwestią jest cena. Powrót do sprzedawcy zobowiązanego oznacza często także powrót z cen negocjowanych niższych na ceny taryfowe wyższe. W konsekwencji firma montując fotowoltaikę z jednej strony zaoszczędzi na energii z drugiej może być zmuszona do zakupu części energii po wyższej cenie. Z tego powodu system opustu i bycie prosumentem ustawowym będzie atrakcyjne dla firm dla których możliwy będzie dobór instalacji, która pokryje blisko 100% zapotrzebowania rocznego w bilansie rocznym. Przy konieczności dokupienia niewielkich ilości energii, wyższa cena nie będzie mieć większego znaczenia. Z kolei w przypadku firm o większym zużyciu energii, czyli zazwyczaj tych w taryfach B powrót do sprzedawcy zobowiązanego i umowy kompleksowej nawet z fotowoltaiką niekoniecznie będzie uzasadnione ekonomicznie. W ich przypadku po nowelizacji ustawy nadal pozostaje stary model prosumencki polegający na produkcji energii głównie na potrzeby własne (odpowiednio dobrana moc) i sprzedaż nadwyżek zazwyczaj po cenie prezesa URE.

Można powiedzieć że nowelizacja OZE otworzyła kolejne drzwi dla przedsiębiorców chcących produkować własną energię elektryczną lecz wielu może bardziej opłacać się pozostanie w starym systemie. Co najważniejsze to jednak rzetelna analiza ekonomiczna jaki model przy danej mocy i zużyciu energii będzie korzystniejszy. Po drugie analiza formalno prawna czy przyłączenie i rozliczenie energii w danym modelu będzie możliwe. Odnosząc się do pierwszego tematu rośnie świadomość wśród firm wykonujących instalacje PV jak ważny jest odpowiedni dobór instalacji oraz w oparciu o jakie kryteria należy to wykonywać. Większy problem stanowią często procedury formalno prawne. W tym zakresie często brakuje elementarnej świadomości że klient biznesowy związany umową na sprzedaż energii ze sprzedawcą innym niż zobowiązany nie jest w stanie zawrzeć umowy kompleksowej przed końcem obowiązywania aktualnej umowy. Co więcej sprzedawca energii który nie jest sprzedawcą zobowiązanym nie musi i często nie chce zakupić nadwyżek energii z OZE. W takim przypadku pozostaje zawarcie drugiej odrębnej umowy na zakup nadwyżek energii. W teorii tą drugą umowę można zawrzeć z dowolną spółką obrotu jednak przy małej mocy instalacji - w przypadku mikroinstalacji limitem pozostaje 50 kW - niewiele “niezależnych” spółek obrotu będzie zainteresowanych taką umową. W takim przypadku pozostaje sprzedawca zobowiązany, który analogicznie jak w przypadku sprzedaży energii elektrycznej zobowiązany jest także do zakupu nadwyżek energii. Jedyną trudnością może w takim modelu być jedynie postawa niektórych operatorów systemu dystrybucyjnego którzy nie chcą dopuścić dwóch podmiotów do bilansowania handlowego na jednym punkcie poboru energii. W takim przypadku pozostaje jedynie oczekiwanie do zakończenia umowy z obecnym sprzedawcą energii lub batalia prawna.

Nowelizacja ustawy OZE otwarła nowy rozdział w energetyce prosumenckiej dla firm niemniej jednak ciągle nie rozwiązała część starych problemów. Z tego też powodu tak ważne przed montażem poza sprawami technicznymi jest przeanalizowanie kwestii administracyjno - prawnych.

Mój prąd jaka będzie faktyczna wysokość dotacji

Media bardzo szeroko rozpisują się o programie Mój prąd podkreślając kwotę 5000 zł dotacji do instalacji fotowoltaicznych. Mimo że nie ma jeszcze szczegółów programu można jednak po spekulować jaka będzie realna wartość dotacji.

Pierwszą kwestią jaką należy poruszyć jest podatek dochodowy w wysokości 17/32% zakładając już obniżkę 1 progu podatkowego. Jeśli dotacja z programu mój prąd nie będzie zwolniona z podatku dochodowego w optymistycznym wariancie 17% jej wartości będzie odprowadzane w rocznym PIT-cie. Daje to kwotę podatku 850 zł i obniża dotację do kwoty 4150 zł.

Drugą kwestią jest obowiązująca ulga podatkowa termomodernizacyjna obejmująca także instalacje fotowoltaiczne rozliczana w PIT-cie według stawek 17/32%. Zgodnie z ustawą o podatku dochodowym ulga nie może obejmować części kosztów refundowanych dotacjami z NFOŚiGW czy WFOŚiGW. W konsekwencji 5000 zł dotacji obniży wysokość ulgi podatkowej o wartość 17/32% wartości dotacji. czyli kolejne 850 zł.

W konsekwencji osoba korzystająca z dotacji Mój prąd w porównaniu do osoby korzystającej tylko z ulgi podatkowej będzie mieć dodatkową korzyść w wysokości zaledwie 3300 zł zamiast 5000 zł. Oczywiście aby potwierdzić taki scenariusza musimy poczekać na szczegóły programu.

Przyczyny dużego wzrostu zainteresowania fotowoltaiką?

Polski rynek mikroinstalacji fotowoltaicznych rośnie jak na drożdżach po dobrym roku 2018 rok w którym zainstalowano ok. 160 MWp rok 2019 zapowiada się jeszcze lepiej już pierwsze półrocze pokazuje że ubiegłoroczny rekord zostanie pobity i to nawet 3-4 krotnie. Można powiedzieć że instalacje PV trafiają pod strzechy a zainteresowanie fotowoltaiką już dawno przestało być domeną pasjonatów. Własna elektrownia słoneczna staje się może jeszcze nie obowiązkowym lecz ważnym wyposażeniem wyposażeniem domu podobnie jak klimatyzacja czy oczyszczacz powietrza.

I właśnie w tym miejscu pojawia się pytanie skąd takie nagłe zainteresowanie fotowoltaiką co takiego się stało że elektrownia słoneczna z dobra niszowego na przestrzeni roku stała się dobrem podwyższonego zainteresowania?

Media

Niewątpliwie zmianą fundamentalną jaka nastąpiła to wejście fotowoltaiki do wiadomości przekazywanych przez media ogólnopolskie. Jeszcze do niedawna o instalacjach PV pisały jedynie media branżowe czytane przez - branżystów. Przedostanie się fotowoltaiki do mediów ogólnopolskich sprawiło że zaczęło się o niej dyskutować szerzej także poza branżą dzięki czemu wiele potencjalnych inwestorów dowiedziało się o czymś takim jak własna elektrownia słoneczna. A ta przestałą być tylko narzędziem do produkcji ekologicznego prądu lecz także prądu tańszego niż ten kupowany od zakładów energetycznych.

Wzrost cen energii

Jeżeli szukać by odpowiedzi dlaczego media głównego nurtu poruszają temat fotowoltaiki jest nim niewątpliwie wzrost cen energii oraz korzystne dla fotowoltaiki zmiany w prawie. Drastyczny wzrost cen energii musiał przyczynić się do reakcji w wyniku której odpowiedzą stała się własna elektrownia fotowoltaiczna. Oczywiście za sprawą Ministra Energii i ustawy o zatrzymaniu wzrostów cen energii w tym roku ominęły one osoby fizyczne i może ominą one małe firmy ale większość nie miała złudzeń że ustawa rodem z PRL jest rozwiązaniem na przeczekanie do wyborów. Ceny energii rosną a wcześniej czy później dotkną wszystkich nawet tych których taryfy zatwierdza URE czyli gospodarstwa domowe. W konsekwencji wielu inwestorów uznało fotowoltaikę jako panaceum na wzrost cen energii jeśli nie całkowite to przynajmniej częściowe.

Ekonomika

Nie ma co ukrywać że jeżeli instalacje fotowoltaiczne byłyby nieuzasadnione ekonomicznie nie rozwijałyby się w tej skali. Co więcej uzasadnienie ekonomiczne dla montażu instalacji PV pojawia się także w przypadku projektów beż żadnych dotacji. Nie bez znaczenia jest w tym wszystkim ulga podatkowa termomodernizacyjna, która pozwala średnio skrócić okres zwrotu o ok 1 rok. W konsekwencji instalacje fotowoltaiczne mają często prosty okres zwrotu na poziomie 5-7 lat gdzie jeszcze 3 lata temu było to średnio ponad 10 lat.

System rozliczenia

Instalacje fotowoltaiczne wykonywane przez osoby fizyczne są rozliczane w bilansach rocznych z opustem 0,8 lub 0,7 w zależności od mocy. Mimo iż system ten jest nastawiony na oszczędzanie a nie zarabianie na wyprodukowanej energii elektrycznej został bardzo dobrze przyjęty. Można oczekiwać że wraz z objęciem tym systemem przedsiębiorców także w tej grupie nastąpi kolejny dodatkowy impuls do inwestycji w inwestycji w fotowoltaikę.

Koń trojański w projekcie nowelizacji ustawy OZE

Niedawno znowelizowana Ustawa o odnawialnych źródłach energii znów doczekała się kolejnych propozycji zmian. W większości nowe przepisy dotyczą systemu aukcyjnego niemniej jednak wśród nich znalazł się także jeden istotny dla prosumentów dotyczący zmian w prawie budowlanym.

Link do treści projektu ustawy:

https://legislacja.rcl.gov.pl/projekt/12321260/katalog/12571673#12571673

Zapis który budzi wiele kontrowersji dotyczy poniższych zapisów:

[…]

2) art. 29 ust. 1 pkt 16 otrzymuje brzmienie:

„16) montażu pomp ciepła, wolno stojących kolektorów słonecznych, urządzeń fotowoltaicznych o mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 50 kW oraz mikroinstalacji biogazu rolniczego w rozumieniu art. 19 ust. 1 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2018 r., poz. 2389, 1559, 42); obowiązek zawiadomienia organów Państwowej Straży Pożarnej w rozumieniu ustawy z dnia 24 sierpnia 1991 r. o ochronie przeciwpożarowej (Dz. U. z 2018 r. poz. 620), polegający na dostarczeniu schematu elektrycznego wykonania urządzeń fotowoltaicznych z zaznaczeniem miejsca wyłącznika danej instalacji, a w przypadku mikroinstalacji biogazu rolniczego projektu budowlanego, o którym mowa w art. 6b tej ustawy, stosuje się;”.
Na wstępie warto zauważyć mało logiczną strukturę wprowadzania zmian w ustawie OZE która nowelizuje Ustawę prawo budowlane a dotyczy przepisów ustawy o ochronie przeciwpożarowej. Na ten brak logiki w trakcie uzgodnień zwróciło Ministerstwo Inwestycji i Rozwoju w ramach konsultacji:

W tym miejscu warto zastanowić się czemu mają służyć tego typu regulacje? Czy poprawie bezpieczeństwa czy piętrzeniu biurokracji. Trudno mi sobie wyobrazić aby strażak jadąc na akcję gaśniczą sprawdzał w centrali czy w danym obiekcie jest instalacja PV i czy jest jej schemat a następnie go analizował. Biorąc pod uwagę że zapewne będzie to schemat jednokreskowy z punktu prowadzenia akcji gaśniczej niewiele on wniesie. Co więcej samo wyłączenie instalacji PV nie oznacza że wszystkie przewody prowadzące do instalacji nie będą pod napięciem.

I tu pojawia się teoria konia trojańskiego czy pod pojęciem miejsca wyłącznika danej instalacji ustawodawca ma na myśli rozłączenie instalacji prowadzące do obniżenia napięcia na wszystkich przewodach w budynku do zera. Jeżeli tak to istotnie wpływa to na sposób wykonania instalacji oraz koszty.

Przy okazji konsultacji społecznych pojawia się wiele wariacji pomysłu informowania straży pożarnej o montażu instalacji fotowoltaicznej czy przepis stosować do wszystkich mikroinstalacji czy może ograniczyć go do instalacji o mocy 5 / 10 kW instalacji jedno czy trójfazowych. Trudno znaleść logikę w takich dywagacjach. Jaka jest różnica w punktu widzenia zagrożenia pożarowego czy prowadzenia akcji gaśniczej jeżeli na budynku znajduje się jeden łańcuch 20 modułów czy 3 łańcuchy po 20 modułów? Napięcia będą takie same a co za tym idą zasady prowadzenia akcji gaśniczej. Jeszcze bardzie irracjonalne wydaje się uzależnienia stosowania przepisów od liczby zasilanych faz.

Jakby na to nie patrzyć podniesienie bezpieczeństwa pożarowego instalacji PV powinno być w pierwszej kolejności realizowane poprzez wprowadzenie wymogów w zakresie, doboru komponentów i aparatury zabezpieczającej, wykonania prac montażowych, dokonania stosownych oznaczeń, a wymogi te powinny być opublikowane w randze rozporządzenia do ustawy.

Zapis w obecnej postaci nie poprawi bezpieczeństwa pożarowego a przez brak przepisów wykonawczych wprowadzi niepotrzebne zamieszanie.

Czy spadek cen modułów PV będzie kontynuowany w 2019 r?

Rok 2018 zakończył się dużymi dwucyfrowymi spadkami cen modułów PV. Wielu zakładało że trend ten będzie kontynuowany w 2019 co jednak z początkiem roku nie nastąpiło a ceny modułów PV ogólnie się ustabilizowały. Z kolei w przypadku części producentów szczególnie wysoko sprawnego mono ceny nawet odbiły do górny.

Na wahania cen modułów PV wpływ ma nie tylko koszt zakupu komponentów lecz także dopasowanie globalnego popytu i podaży. Handel modułami PV odbywa się globalnie i poza sytuacjami w których sztucznie ograniczany jest dostęp do danego rynku (obecnie USA czy wcześniej UE) każde niezrównoważenie poziomu produkcji do możliwości zakupu modułów PV będzie miało istotny wpływ na kształtowanie ceny.

Patrząc na pierwszy kwartał 2019 r. można powiedzieć że rynek jest zrównoważony ze wskazaniem nieznacznej przewagi popytu nad podażą. Większość producentów z pierwszej ligi czyli Tier1 jest całkowicie zabukowanych. Moduły w wolnocłowych magazynach czekające na klienta są rzadkością. W tej sytuacji szczególnie duzi producenci próbują odbudować marże utracone w połowie 2018 r. po załamaniu się popytu na rynku Chińskim. A to przekłada się na odbicie ceny. Patrząc dalej czyli na trzeci i czwarty kwartał 2019 r widać potencjał do spadku cen szczególnie w przypadku modułów monokrystalicznych jednak z dużą dozą prawdopodobieństwa nie będą to duże obniżki zamykające się w kilku procentach. W odniesieniu do modułów polikrystalicznych ich ceny są ciągle niskie patrząc na koszty produkcji. Spadek cen tego typu modułów będzie możliwe pod warunkiem spadku cen komponentów lub w przypadku załamania się popytu na którymś z kluczowych rynków.

Podsumowując rok 2019 zapowiada się ze stabilizacją cen modułów PV a zauważalna obniżka cen może pojawić się w drugiej połowie roku i będzie głównie dotyczyć mono.

Koszt produkcji energii z farmy PV przy zastosowaniu modułów mono i polikrystalicznych

W roku 2018 udział modułów monokrystaliczny w sprzedaży może osiągnąć 50%. To istotna zmiana w stosunku do lat poprzednich. Wiele analiz wskazuje że udział procentowy modułów monokrystalicznych ciągle będzie rósł i zacznie dominować nad modułami polikrystalicznymi mimo ciągle ich niższej ceny. Dla każdego inwestora ważny jest koszt budowy elektrowni fotowoltaicznej a nie koszt zakupu samego modułu fotowoltaicznego. I tutaj ujawnia się zaleta modułów monokrystalicznych statystycznie posiadają one sprawność około 12% wyższą przez to wyższe koszty zakupu modułów monokrystalicznych częściowo są rekompensowane oszczędnościami na pozostałych elementach budowy farmy fotowoltaicznej. Łącznie około 21% kosztów budowy farmy fotowoltaicznej pośrednio związanych jest z liczbą modułów fotowoltaicznych. Wyższa sprawność to mniejsza liczba modułów PV przy tej samej mocy elektrowni PV.

Przy spadającej cenie modułów fotowoltaicznych i spadającym ich procentowym udziale w całościowych kosztach budowy elektrowni PV coraz bardziej istotne staje się także obniżenie innych kosztów które pośrednio są związane z liczbą modułów fotowoltaicznych. Same moduły PV stanowią ok 50% kosztów budowy elektrowni PV. Przy obecnej średniej różnicy w zakupie za Wp mocy między modułami mono i polikrystalicznymi na poziomie około 18%. Sumaryczny koszt budowy farmy PV opartej o moduły mono wcale nie jest droższy o ok 9% lecz zaledwie o ok 5,5%. Zmniejszenie różnicy wynika z faktu że wykorzystując do budowy farmy PV moduły poli 280 Wp potrzeba ich ok. 3 570 przechodząc na moduły 315Wp mono wystarczy 3 174 modułów. W związku z czym po przejściu z mono na poli na farmie zostanie zamontowane blisko 400 modułów mniej co oznacza mniejszą ilość konstrukcji wsporczej, mniej kabli DC, niższe nakłady na montaż konstrukcji i modułów. W końcu to także o 12% mniejszy teren do ogrodzenia. Mniejsza liczba modułów pozwala także obniżyć koszty operacyjne. Wielu inwestorów zapomina jak istotnym kosztem w okresie 15 lat pracy elektrowni PV będzie koszenie trawy czy mycie modułów PV. 

Każdy z inwestorów przy budowie farmy PV nie powinien patrzeć tylko na koszty budowy lecz także na koszty operacyjne takie jak serwis, podatki czy dzierżawa. Patrząc na 15 letni okres pracy elektrowni PV koszty samej budowy to mniej niż połowa wydatków. Z kolei ok 25% stanowią koszty dzierżawy gruntu, koszty utrzymania i serwisu oraz podatki (gruntowy i od nieruchomości). Część z tych kosztów jest także powiązana z liczbą modułów poza oczywistymi takimi jak mycie zastosowanie modułów mono w elektrowni PV spowoduje niższe koszty koszenia trawy a także niższe koszty podatku gruntowego z uwagi na niższą powierzchnię zagospodarowania terenu.

W konsekwencji przy kosztach budowy elektrowni PV o mocy 1 MW zakładając nakłady budowlane na poziomie 2 770 000 zł przy zastosowaniu modułów 280 Wp poli oraz na poziomie 2 920 00 zł przy zastosowaniu modułów 315 Wp mono średni koszt produkcji energii z instalacji PV w okresie 15 lat będzie wynosił odpowiednio 369,04 zł/MWh dla poli oraz 374,83 zł/MWh dla mono. Oznacza to wzrost kosztu wytwarzania energii w przypadku mono zaledwie o ok. 1,5%. Różnica ta jest na tyle nieduża że spadek o kilka p% w różnicy w cenie między modułami mono i poli doprowadzi do wyrównania kosztów. Podobnie patrząc w przyszłość w której raczej nieunikniony jest wzrost kosztów pracy oraz dzierżawy nawet przy niezmienionej różnicy w cenie między między mono i poli to mono będzie stawać się korzystniejszym wyborem.

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 - 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 2018

 

Struktura kosztów instalacji PV 5 kW moduły poli wrzesień 2017

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

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%.

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 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.

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.

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.

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.

Moduły z ogniwami ciętymi na pół

W portfolio wielu producentów modułów PV pojawiły się moduły z ogniwami ciętymi na pół. W efekcie w module zamiast klasycznych 60 ogniw o wymiarach 156×156 mm znajduje się 120 ogniw o wymiarach 156×78 mm. Ta niewielka zmiana konstrukcyjna pozwala małym nakładem kosztów uzyskać ok 5-10 Wp dodatkowo z modułu PV.  Zastosowanie ciętych na pół ogniw pozwala zmniejszyć czterokrotnie straty mocy na linii ogniwo PV – moduł PV. Wynika to z faktu, że strata mocy równa jest oporowi mnożonemu razy wartość prądu podniesiona do kwadratu. Co więcej ogniwo przecięte na pół ma prąd o połowę niższy, gdyż wartość prądu jest wprost proporcjonalna do powierzchni ogniwa.

W konsekwencji każdy z szynowodów transportuje prąd o połowę niższy a spadek oporu elektrycznego powoduje ogólny wzrost wydajności, szczególnie w okresach wysokiego natężenia promieniowania słonecznego. W efekcie przekłada się to na lepszy współczynnik wypełnienia modułu PV i wyższą sprawność modułu o ok 1,5 – 3%. Jest to dużo biorąc pod uwagę bardzo mały wzrost nakładów przy produkcji modułu PV z ogniwami ciętymi na pół.

Zwiększenie do 120 liczby ogniw w module PV powinno przełożyć się na dwukrotny wzrost napięcia. Nie mniej jednak moduły z  połówkowymi ogniwami zazwyczaj są budowane w układzie dwóch grup po 60 ogniw łączonych równolegle na wyjściu. W konsekwencji napięcie oraz prąd wyjściowy z modułu są zbliżone do wartości typowych dla standardowych modułów PV opartych o 60 ogniw.

 Ideowa budowa modułu PV z ogniwami ciętymi na pół z zaznaczonym kierunkiem przepływu prądu. 

Technologia budowy modułów PV w oparciu o ogniwa cięte na pół posiada także pewne wady. Jedną z nich jest konieczność dodania kolejnego etapu w procesie produkcji polegającego na przecięciu na pół ogniwa za pomocą wycinarki laserowej. Ten zabieg z punktu widzenia jakości może powodować potencjalne wady, w przepołowionych ogniwach PV. Dodatkowo dwa razy więcej połączeń lutowniczych, zwiększa prawdopodobieństwo pojawienia się złych kontaktów, którym można zapobiec jednak wymaga to odpowiedniej kontroli jakości na etapie produkcji. 

Zmiana polityki celnej istotnie wpłynie na zmianę cen modułów PV.

Decyzja Komisji Europejskiej w zakresie zmian minimalnych cen dla importowanych z Chin modułów i ogniw PV istotnie wpłynie na kształtowanie się ich cen na rynku. Zaproponowane stawki są zbliżone do cen ofertowanych przez chińskich producentów obecnie w kontraktach na II i III kwartał 2018 r. I tu wcale nie najważniejszą decyzją KE jest sam fakt obniżenia stawek a możliwość eksportu do Europy modułów wyprodukowanych w Chinach także przez tych producentów, którzy opuścili porozumienie.

Proponowane przez Komisję Europejską ceny minimalne dla modułów mono i polikrystalicznych 

Okres stosowania MCI	MCI dla modułów multikrystalicznych (EUR/W)	MCI dla modułów monokrystalicznych (EUR/W)
Od 1 października 2017 r. do 31 grudnia 2017 r.	0,37	0,42
Od 1 stycznia 2018 r. do 31 marca 2018 r.	0,34	0,39
Od 1 kwietnia 2018 r. do 30 czerwca 2018 r.	0,32	0,37
Począwszy od 1 lipca 2018 r.	0,30	0,35

Fakt ten jest o tyle istotny, że większość kluczowych chińskich producentów na przestrzeni ostatnich 2 lat opuściło porozumienie z KE i poprzez swoje fabryki poza Chinami sprzedawało legalnie moduły na rynku europejskim. Jednak wolumen dostępnych mocy produkcyjnych poza Chinami nie pozwalał w pełni zaspokajać europejskiego rynku pełną gamą produktów. Zmiana polityki UE w tym zakresie sprawi, że olbrzymi potencjał produkcyjny fabryk zlokalizowany w chinach będzie mógł być wykorzystany do zaspokojenia europejskiego popytu.


Należy się spodziewać, że maksymalne ceny modułów PV importowane z kierunku wschodniego w 2018 r. osiągną średnio ok 0,30 euro/Wp. Z uwagi na fakt większość chińskich koncernów fotowoltaicznych już od I kwartału 2018r. są w stanie zbliżyć się do ceny MCI obowiązującej od lipca. Z uwagi na fakt, że cena MCI odnosi się do daty produkcji a nie daty importu należy się spodziewać, że chińscy producenci nie będą budować stanów magazynowych do końca I półrocza z obawy, że nie sprzedane moduły w określonym czasie staną się niesprzedawalne po zmianie ceny minimalnej. 

Zmiana polityki celnej sprawi że w roku 201 będziemy obserwować dalszy spadek cen modułów PV w przeciwieństwie do stagnacji cenowej która nastąpiła w II połowie 2017r. 

Ochrona przepięciowa i ocena ryzyka - kiedy stosować ograniczniki przepięć po stronie DC ?

W zakresie stosowania ochrony przepięciowej w instalacjach PV istnieje wiele skrajnych opinii od tych że powinna być stosowana zawsze do tych że w większości jest niepotrzebna bo trasy kablowe po stronie DC są zazwyczaj za krótkie aby stwarzać zagrożenie. Warto przy tym spojrzeć co w tej materii mówią normy.

Odnoszą się do zapisów normy PN-HD-60364-7-712:2016 zastosowanie ochrony przepięciowej powinno być poprzedzone oceną ryzyka. Zgodnie z zapisami normy zastosowanie ograniczników przepięć po stronie DC powinno mieć miejsce w przypadku gdy: Lp>Lg

Gdzie:

Lp – Długość pętli kabli DC od podłączenia do falownika do punktu przyłączenia do modułów PV

Lg – Graniczna długość, powyżej której należy zastosować ochronę przepięciową.

Graniczna długość pętli modułów DC powyżej której należy zastosować ochronę przepięciową zależy od typu obiektu oraz od gęstości doziemnych wyładować atmosferycznych Ng (wyładowanie/km2/rok).

Liczbę doziemnych wyładowań atmosferycznych można oszacować na podstawie liczby burz. Sama norma PN-EN-62305-2:2012 wskazuje tu szacunkowy wskaźnik 0,1 wyładowania/km2/rok dla jednego zjawiska burzowego. 

 

Istotny jest także sam rodzaj budynku, na podstawie którego wylicza się wskaźnik Lg. Dla budynków mieszalnych przyjmuje się - Lg=115/Ng

Przykład:

Obliczenie konieczności zastosowania ochrony przepięciowej dla budynku mieszkalnego zlokalizowanego w Krakowie, gdzie liczba wyładowań doziemnych na km2 na rok wynosi 2,8 a zgodnie z projektem długość przewodów po stronie DC wyniesie 38 metrów.

Obliczenia 

Lg=115/2,8 = 41 

41>38

W ocenie ryzyka ochrona przepięciowa nie jest wymagana dla rozpatrywanego obiektu.