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.

Falowniki o wyższym napięciu pracy – potencjał do oszczędności na farmach PV

Jednym ze sposobów obniżenia kosztów wykonania farm fotowoltaicznych jest podniesienie napięcia pracy zarówno po stronie AC jak i DC. Wyższe napięcie pracy to niższe straty na przesyle co z kolei pozwala oszczędzić na okablowaniu. W raz z pojawieniem się modułów 1500V odpowiedzią rynku było pojawienie się falowników pozwalających na pracę po stronie DC na poziomie 1500 V. Falowniki te bardzo często posiadają także wyższe napięcie pracy po stronie AC najczęściej 600V / 800V pracują także w układzie 3W+PE czyli bez przewodu neutralnego. Zmiana napięcia pracy z 0,4 kV na 0,8 kV pozwala na ograniczenie strat po stronie AC na poziomie 75% z kolei zastosowanie modułów PV 1500 V to dodatkowe ograniczenie strat po stronie DC na poziomie 50% (w zależności od konfiguracji łańcuchów PV) ograniczenie strat przekłada się na niższe koszty okablowania. W konsekwencji przejście z systemu 1000 V na 1500 V pozwala na oszczędności w zakresie grupy kosztów Balance od System (BoS) na poziomie do 10%. Należy dodać także że falowniki pracujące z wyższym napięciem są to konstrukcje większej mocy. Na przykładzie typoszeregu falowników Huawei w przeliczeniu na wat mocy falownik wysokonapięciowy SUN2000-60KTL jest blisko 20% tańszy niż falownik pracujący na klasycznym napięciu SUN2000-36KTL.

Falownik SUN2000-60KTL pracujący na napięciu 1500 V DC i 800 V AC 

Dążenie do optymalizacji kosztów budowy fam fotowoltaicznych będzie skłaniało wielu inwestorów do przechadzania na systemy pracujące na wyższych napięciach. Zmiana ta jednak będzie następować powoli z uwagi na szereg ograniczeń. Zastosowanie falowników pracujących na wyższych napięciach wymaga zakupu modułów 1500 V tego typu moduły choć wprowadzone przez wielu dużych producentów nie są jeszcze standardem a ich dostępność jest ograniczona. Z drugiej strony problemem jest dostępność transformatorów o znamionowym napięciu wtórnym 800 V. Takie stacje transformatorowe są produktami na zamówienie co w ocenie wielu inwestorów rodzi obawy o serwis i wymianę w przypadku awarii. Największym ograniczeniem jednak jest sama dostępność falowników 1500 V których jest niewiele na rynku oraz dostępności komponentów takich jak bezpieczniki DC, wyłączniki prądu stałego i jednostki monitorujące dostosowane do wyższego napięcia pracy.

Donald Trump i jego wpływ na wzrost cen modułów PV w Polsce

Osoby działające w branży fotowoltaicznej z pewnością zauważyły, że, na przestrzeni ostatniego miesiąca ceny modułów PV zaczęły rosnąć. Jak na razie nie są to duże wzrosty średnio w zakupach hurtowych ok. 1 cent/Wp ale dla rynku na którym obserwowaliśmy ponad przez rok ciągły spadek cen taka sytuacja jest dużym zaskoczeniem. Wielu także zadaje sobie pytanie z czego wynika to odwrócenie trendu oraz czy będzie trwałe?

Zaczynając od końca bardzo mało prawdopodobne wydaje się, aby w perspektywie roku ceny modułów PV nadal nie spadały. Szczególnie jeżeli przeanalizujemy kontrakty na zakup modułów PV na I i II kwartał 2018. Oferowane ceny są o kilka centów niższe od obecnych.

Sytuację na polskim i europejskim rynku modułów PV skomplikowała informacja podana przez administrację Donalda Trumpa o rozważeniu podniesienia cła na importowane moduły fotowoltaiczne z kierunku azjatyckiego. Taka informacja spowodowała, że producenci nastawieni na rynek USA, a jest to cała 5-tka największych producentów, zaczęła na zapas produkować i clić moduły w USA. W konsekwencji część produkcji do tej pory alokowanej dla Europy znalazła się w Ameryce. W konsekwencji u producentów modułów nastawionych na rynek USA praktycznie nie ma możliwości zlecenia produkcji bieżącej czy zakupu z magazynów celnych w Roterdamie do czego przyzwyczajona była część odbiorców europejskich. Mniejsza podaż modułów PV musi w konsekwencji przełożyć się na wyższą cenę. Nowa sytuacja zaskoczyła część inwestorów przyzwyczajonych do dużej dostępności taniejących z miesiąca na miesiąc modułów PV. Nowa sytuacja na rynku wymaga od inwestorów planujących większe inwestycje lepszego planowania zakupów z wyprzedzeniem ponad pół roku, jeżeli chcą kupić moduły w dobrej cenie bez obaw o cenę i realizację zamówienia.

Jak to na każdym rynku w końcu sytuacja ulegnie zmianie. Punktem tym będzie ogłoszenie nowych ceł w USA lub wycofanie się z tych planów. Po tej decyzji sztuczny niedobór modułów w Europie przerodzi się w naturalny i realny nadmiar co zapewne przełoży się na tąpnięcie cenowe w drugą stronę.

VI Wydanie książki instalacje fotowoltaiczne.

Mimo problemów wydawniczych i małych opóźnień w końcu jest dostępne VI wydanie książki Instalacje fotowoltaiczne zawierające aż 315 stron informacji o fotowoltaice i 10 stron reklam. Jak w każdym kolejnym wydaniu pojawiały się nowe rozdziały, przykłady, grafiki. Zainteresowani mogą zależeć książkę w oficjalnym sklepie i jak zawsze cena zawiera koszty przesyłki.

Szczególne podziękowanie dla partnerów bez których wydanie książki byłoby znacznie trudniejsze
Fronius
Corab
Keno
Viessmann
BayWa
Solgen
Glogenergia
Huawei
Targi Kielce


SPIS TREŚCI VI wydania "Instalacje fotowoltaiczne":
                                                                           
1. Moduły fotowoltaiczne

     1.1. Moduł fotowoltaiczny – definicja i budowa

     1.2. Podział ogniw i modułów fotowoltaicznych ze względu na materiał półprzewodnikowy

          1.2.1. Moduły zbudowane z ogniw z krzemu krystalicznego

          1.2.2. Moduły cienkowarstwowe

     1.3. Podział modułów PV ze względu na budowę ogniw PV lub modułu PV

          1.3.1. Cienkowarstwowe hybrydowe moduły fotowoltaiczne

          1.3.2. Moduły monokrystaliczne z obiema elektrodami z tyłu (all back contact)

          1.3.3. Moduły monokrystaliczne typu hit

          1.3.4. Moduły oparte o ogniwa typu PERC

          1.3.5. Moduły PV szyba – szyba

          1.3.6. Moduły PV w technologii SMARTwire

          1.3.7. Dwustronne moduły PV

     1.4. Udział w rynku poszczególnych typów modułów PV

     1.5. Zestawienie typów i podstawowych parametrów modułów PV

     1.6. Praktyczne znaczenie liczby bus bar-ów

     1.7. Stc, noct – warunki w jakich badane są moduły PV

     1.8. Charakterystyka prądowo – napięciowa i najważniejsze parametry elektryczne

     1.9. Zmiana mocy, napięcia oraz prądu wraz ze zmianą warunków słonecznych

     1.10. Zmiana mocy, napięcia oraz prądu wraz ze zmianą temperatury

     1.11. Jak poznać moduły wykonane z wysokiej lub niskiej jakości ogniw?

          1.11.1. W oparciu o parametry elektryczne

          1.11.2. W oparciu o wygląd

     1.12. Sprawność modułów PV

     1.13. Znaczenie praktyczne sprawności

     1.14. Dodatnia tolerancja i jej znaczenie przy wyborze modułu PV

     1.15. LID i roczna utrata mocy

         1.15.1. Moduły z dodatkiem galu

         1.15.2. Początkowy wzrost mocy modułów CIGS

     1.16. Degradacja foli EVA

     1.17. Sprawność przy niskim natężeniu promieniowania słonecznego

     1.18. Certyfikaty i normy

     1.19. PVT – połączenie modułu pv z kolektorem słonecznym


2. Falowniki i optymalizatory mocy

     2.1. Budowa i podział falowników

         2.1.1. Podział falowników ze względu na izolację

         2.1.2. Podział falowników ze względu na typ instalacji

         2.1.3. Podział falowników ze względu na wielkość

     2.2. Mikro-, szeregowy czy centralny – jaki falownik wybrać?

     2.3. MPP traker – czym jest i jakie spełnia zadania

     2.4. Zależność sprawności falownika od napięcia i obciążenia

     2.5. Napięciowy zakres pracy falownika

     2.6. Sprawność falowników

     2.7. Mikrofalowniki w instalacji

         2.7.1. Zalety mikrofalowników

         2.7.2. Ograniczenia mikrofalowników

         2.7.3. Mikrofalowniki – kiedy pomyśleć o wyborze

     2.8. Optymalizatory mocy (power optimizer)

         2.8.1. Zasada działania

         2.8.2. Stałe napięcie na module PV i na łańcuchu modułów PV

         2.8.3. Optymalizacja mocy na poziomie ogniw PV

         2.8.4. Monitorowanie pracy na poziomie modułu i funkcje bezpieczeństwa

         2.8.5. Porównanie funkcjonalności optymalizatorów mocy

     2.9. Porównanie mikrofalowników i optymalizatorów mocy

     2.10. Monitoring pracy falowników

     2.11. Wymagania OSD względem konfiguracji falowników

     2.12. Analiza karty katalogowej


3. Dobór i optymalizacja instalacji PV

     3.1. Pochylenie i azymut instalacji fotowoltaicznej

     3.2. System nadążny

     3.3. Odstępy między rzędami

     3.4. Wskaźnik wykorzystania przestrzeni montażowej

     3.5. Sposoby łączenia modułów w instalacji

         3.5.1. Połączenie szeregowe i równoległe modułów PV

         3.5.2. Niedopasowanie prądowe i napięciowe

     3.6. Przewody i kable w instalacji pv

         3.6.1. Wybór rodzaju kabli oraz ich prowadzenie

         3.6.2. Dobór przekroju poprzecznego żył przewodów i kabli w instalacji PV

         3.6.3. Tabele doboru przekroju poprzecznego kabli  i przewodów do instalacji PV

     3.7. Zabezpieczenia w instalacjach PV

         3.7.1. Bezpieczniki

         3.7.2. Wyłączniki nadprądowe

         3.7.3. Wyłącznik różnicowo – prądowy w instalacji PV

         3.7.4. Ograniczniki przepięć i instalacja odgromowa

         3.7.5. Uziemienie i połączenie wyrównawcze

     3.8. Dopasowanie typu modułów do falownika

     3.9. Dopasowanie mocy modułów PV do mocy falownika

     3.10. Obliczenie minimalnego i maksymalnego napięcia łańcucha modułów PV

     3.11. Wyznaczenie maksymalnego prądu zwarcia łańcucha modułów PV

     3.12. Obliczenie minimalnej i maksymalnej liczby modułów PV w łańcuchu

     3.13. Wybór typu instalacji

     3.14. Licznik w instalacji sieciowej on grid i bilansowanie międzyfazowe

     3.15. Dobór mocy instalacji sieciowej – on grid

     3.16. Przykład doboru instalacji sieciowej

         3.16.1. Dobór mocy w oparciu za zużycie energii

         3.16.2. Weryfikacja mocy po analizie dostępnej przestrzeni montażowej

         3.16.3. Dobór mocy falownika do modułów PV

         3.16.4. Dobór łańcuchów modułów pv do falownika

         3.16.5. Przewody i zabezpieczenia

         3.16.6. Schemat instalacji oraz plan obwodów

     3.17. Plan obwodów – string plan

     3.18. Uruchomienie falownika w instalacji sieciowej

     3.19. Instalacje wyspowe

         3.19.1. Bezpośrednie zasilanie urządzeń prądu stałego

         3.19.2. Zasilanie urządzeń z wykorzystaniem regulatora ładowania

         3.19.3. Zasilanie urządzeń z wykorzystaniem przetwornicy DC/AC oraz regulatora ładowania

     3.20. Dobór instalacji wyspowej i hybrydowej do zasilania budynków

     3.21. Dokumentacja i testy po wykonaniu instalacji

         3.21.1. Kontrola i podstawowe pomiary i testy

         3.21.2. Pomiary i analiza charakterystyki prądowo-napięciowej

         3.21.3. Badanie kamerą termowizyjną modułów PV

         3.21.4. Dokumentacja

         3.21.5. Przykładowy protokół z pomiarów i testów instalacji PV

     3.22. Współpraca instalacji PV z pompą ciepła

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


4. Akumulatory w systemach pv

     4.1. Technologie akumulatorów stosowane we współpracy z systemami pv

     4.2. DOD, SOC i liczba cykli ładowania

     4.3. Wpływ temperatury na prace akumulatorów

     4.4. Współpraca falownika z akumulatorami


5. Konstrukcje wsporcze oraz montaż modułów i falowników

     5.1. Systemy mocowań na dachach skośnych

     5.2. Systemy mocowań na dachach płaskich

     5.3. Rozplanowanie modułów PV i odstępy brzegowe na dachach płaskich oraz skośnych

     5.4. Systemy mocowań na gruncie

     5.5. Montaż modułów do konstrukcji wsporczej

     5.6. Certyfikaty i normy konstrukcji wsporczych

     5.7. Montaż falownika


6. Problemy projektowe, wykonawcze i eksploatacyjne

     6.1. Zacienienie na instalacjach PV

         6.1.1. Rola i znaczenie diod obejściowych

         6.1.2. Wpływ zacienienia na pracę modułu PV

         6.1.3. Energetyczne skutki zacieniania

         6.1.4. Uwzględnianie zacienienia w rozplanowaniu modułów

         6.1.5. Unikanie przy montażu stref zacienienia

     6.2. Gorący punkt (hot spot)

     6.3. Korozja warstwy TCO

     6.4. Degradacja indukowanym napięciem PID

     6.5. Prąd upływu

     6.6. Unikanie pętli indukcyjnej

     6.7. Zwarcie doziemne generatora PV

     6.8. Moc czynna, bierna, pozorna – cos(φ), tg(φ) falownika

     6.9. Wzrost napięcia w miejscu przyłączenia falownika

     6.10. Możliwości przyłączenia instalacji do sieci

     6.11. Mycie instalacji PV

     6.12. Błędy wykonawcze


7. Ekonomika, otoczenie prawne i uzysk energii z instalacji fotowoltaicznych

     7.1. Produkcja energii elektrycznej z instalacji fotowoltaicznej

         7.1.1. Źródła danych o nasłonecznieniu

         7.1.2. Uzysk energii z instalacji PV

     7.2. Jak obliczyć uzysk energii z instalacji?

     7.3 składowe kosztów instalacji fotowoltaicznej

     7.4. Koszty eksploatacyjne

     7.5. System rozliczenia energii wyprodukowanej przez instalację PV

     7.6. Wymóg umowy kompleksowej dla prosumenta

     7.7. Bilansowanie międzyfazowe a ekonomika falowników jednofazowych

     7.8. Prosty okres zwrotu mikroinstalacji


8. Wydarzenia branżowe

Krótkie podsumowanie targów Intersolar

Programy parasolowe - komentarz video podczas targów Green Power

W najbliższych latach programy parasolowe będą ważnym elementem rozwoju fotowoltaiki w Polsce. Czy są programy parasolowe w komentarzu video.

 

Gwarancja na moduły PV a bezpieczeństwo inwestora instalacji fotowoltaicznej.

Niedawna informacja o niewypłacalności jednego z największych producentów modułów PV firmy Solar World jest bardzo dobrym podłożem do szerszej dyskusji na temat gwarancji producenta na moduły fotowoltaiczne. 

Dłuższa gwarancja nie zawsze musi dla inwestora oznaczać wyższe bezpieczeństwo.
Nie wszyscy pamiętają, że kilka miesięcy przed ogłoszeniem niewypłacalności Solar World mocno nagłaśniał wydłużenie gwarancji na wady ukryte modułu PV z 10 do 20 lat. Ile warta będzie ta gwarancja po ewentualnym bankructwie firmy – pytanie to można potraktować jako retoryczne!

Każdy produkt ma pewne optimum gwarancyjne wynikające z jego awaryjności przy którym koszty obsługi gwarancji są policzalne i akceptowalne dla firmy udzielającej gwarancji. Nie zmieniając produktu wydłużenie gwarancji musi dla gwaranta oznaczać w przyszłości wyższe koszty obsługi. Z tego powodu przy niezmienionej cenie produktu istotnie dłuższa gwarancja to czysty marketing. Jeżeli firma nie żąda dodatkowej opłaty za przedłużenie gwarancji to albo obniży jej zakres albo nie zamierza jej honorować.

Parafrazując krzywą Laffera dla gwarancji na moduły PV także można wyznaczyć pewne optimum gwarancyjne.



Do pewnego momentu dłuższa gwarancja oznacza wyższe bezpieczeństwo dla inwestora, gdyż dłużej może żądać naprawy lub wymiany w przypadku ujawnienia się usterki. Jednak nie jest możliwe, aby jakakolwiek firma była w stanie zagwarantować i udzielić gwarancji na nieskończenie długi okres. Dlatego bardzo długie gwarancje są słabe jakościowo, obwarowane wieloma zapisami i obowiązkami, które w praktyce mają utrudnić inwestorowi skorzystanie z niej. Co więcej w raz z czasem rośnie ryzyko bankructwa producenta, zmiany jego podmiotowości itd co w konsekwencji może sprawić, że po pewnym czasie obowiązywania gwarancji nie będzie ona możliwa do wyegzekwowania. Na przykładzie obserwacji rynku w przypadku modułów PV optymalny czas gwarancji wynosi ok. 10 lat.

Od kiedy biegnie czas gwarancji?
W przeciwieństwie do gwarancji regulowanej przez prawo a udzielanej przez sprzedawcę, wykonawcę instalacji PV gwarancja producenta daje dużą dowolność co do zakresu i czasu obowiązywania. Bardzo często okres gwarancji płynie od momentu produkcji modułu PV lub od czasu jego dostawy do importera/dystrybutora. Z tego względu moduły PV składowane kilka lat na magazynach kolejnych pośredników czy zakupione z wyprzedaży mogą mieć dużą część gwarancji już za sobą. Z tego powodu warto zastrzec w umowie, aby dostarczone urządzenia były nowe w sensie wyprodukowane np. nie wcześniej niż 6 miesięcy przed montażem.

Jak funkcjonuje gwarancja?
Wielu inwestorów uważa, że reklamując moduł fotowoltaiczny po kilku latach otrzyma taki sam nowy lub naprawiony. To bardzo błędne myślenie. Wymiana modułu na nowy jest możliwe w czasie produkcji danego modelu zazwyczaj oznacza to okres ok 2 lat. Po tym czasie niektórzy producenci mogą mieć jeszcze jakieś moduły na magazynie jednak w praktyce po kilku latach roszczenia gwarancyjne załatwiane są poprzez rekompensaty finansowe.
Należy nadmienić, że jeżeli gwarant nie prowadzi działalności na terenie Polski lub nie ma tu oficjalnego przedstawiciela oddanie modułu na gwarancje czyli dostarczenie do producenta może najzwyklej nie być opłacalne finansowo.

Instalacje fotowoltaiczne w IKEA – co oznacza to dla branży fotowoltaicznej?

27 kwietnia IKEA zaprezentowała swoją ofertę w zakresie fotowoltaiki. Informacja ta była bardzo oczekiwana przez branżę szczególnie z trzech powodów. Po pierwsze działające lokalnie firmy instalacyjne obawiały się, że silna kapitałowo IKEA wejdzie na rynek z bardzo niską ceną trudną do osiągnięcia dla lokalnych firm. Tak się jednak nie stało IKEA postawiła na średnią półkę cenową nie próbując konkurować tylko niską ceną stawiając bardziej na kompleksowość rozwiązania. W przypadku małych instalacji do 5 kWp ceny oferowane przez IKEA zazwyczaj mieszczą się w granicach 5-6 tyś zł za kWp zainstalowanej mocy w zależności od wybranych komponentów oraz pokrycia dachowego. W przypadku większych instalacji powyżej 10 kWp ceny spadają do poziomu 4100 – 5000 zł/kWp. Należy zaznaczyć, że IKEA nie wprowadziła zestawów fotowoltaicznych, lecz każda wycena jest indywidualna. 

Moduły fotowoltaiczne Canadian Solar dostępne w ofercie IKEA

Drugim powodem oczekiwania przez branżę PV na ofertę IKEA są działania promocyjne i marketingowe koncernu. Największą korzyścią dla branży fotowoltaicznej jaką może dać IKEA to edukacja i promocja energetyki słonecznej. Będąc szczerym spośród wszystkich firm nawet tych dużych kapitałowo jak polscy sprzedawcy energii którzy także rozpoczęli przygodę w PV IKEA poprzez swój profil działalności i olbrzymi aktywny kontakt z klientem indywidualnym może przyczynić się w dużej mierze do promocji fotowoltaiki z czego korzyść pośrednio będą czerpać także pozostali gracze na rynku.

IKEA w Europie z różnym sukcesem próbowała sprzedawać fotowoltaikę jednak zawsze wejście koncernu w tą branżę było poprzedzone analizą rynku. Dlatego też trzecim powodem, dla którego branża PV oczekiwała oferty IKEA jest sygnał, że na polskim rynku, przy obecnych cenach instalacji i obowiązującym prawie jest potencjał do sprzedaży instalacji PV bez dotacji w większej skali.

Oferta IKEA jest znana, oczekiwania są duże teraz branża będzie bacznie przyglądać się wynikom sprzedaży, aby sprawdzić jak duży koncern poradzi sobie na tym trudnym polskim fotowoltaicznym rynku! Zagrożeń w cale nie jest mało. Sama IKEA wydaje się być dobrze do fotowoltaiki przygotowana, sprzedawcy są przeszkoleni, działa oprogramowanie doborowe, oferta jest prosta i przejrzysta. Źródłem największej liczby niewiadomych jest partner „techniczny” IKEA firma Geo Solar. Spółka córka Geo Renewables znanego dewelopera farm wiatrowych. Czy nowa spółka bez dużego doświadczenia w PV poradzi sobie z obsługą instalacji rozproszonych po całym kraju? Drugim czynnikiem ryzyka są same firmy instalacyjne. W Polsce w zakresie montażu instalacji PV w dużej mierze dominuje brak doświadczenia i partyzantka. Czy na takim rynku uda się stworzyć sprawne i efektywne zespoły montażowe zapewniające odpowiednią jakość montażu?

Zdecydowanie największym wyzwaniem IKEA będzie przełamanie mitu dotacji. Lata łatwej możliwości pozyskania dotacji prawie na wszystko sprawiło, że w branży fotowoltaicznej trudno sprzedać instalację PV bez dotacji. Inwestorzy często tak odurzeni są magią dotacji, że za bardziej atrakcyjną ofertę uznają instalację z dotacją 30% niż z rabatem 30% o sumarycznie takiej samej cenie końcowej. Choć może wyda się to nielogiczne a nawet głupie, aby podnieść sprzedaż niektóre firmy celowo podnoszą ceny, aby później dać klientowi końcowemu „niby dotację” – i odziwo takie podejście podnosi wyniki sprzedaży. Czy przy takich praktykach IKEA uda się ucywilizować tworzenie ofert na instalacje PV?

Programy parasolowe czym są i jak uniknąć błędów w trakcie ich realizacji cz 1.

Najprościej mówiąc programy parasolowe polegają na pozyskaniu dotacji przez JST (najczęściej gminę lub związek gmin) na realizację inwestycji polegającej na montażu instalacji OZE w budynkach mieszkańców gminy.

Programy parasolowe to bardzo ciekawa inicjatywa, za sprawą której indywidualni mieszkańcy mogą partycypować w wydatkowaniu dużych funduszy strukturalnych przyznanych Polsce.

W uproszczeniu zasada programu parasolowego wygląda następująco:

W ramach programów parasolowych w zależności od województwa możliwe jest pozyskanie od 60 do 85% dotacji tak wysoki poziom dofinansowania sprawia, że programy te cieszą się dużą popularnością. Jednak struktura programu niesie za sobą kilka zagrożeń które warto znać, aby poprawnie zrealizować przedsięwzięcie.

Jednym z problemów jest kwestia pomocy publicznej. Zgodnie z interpretacją UOKIK dotacja udzielna dla instalacji OZE (np. instalacji fotowoltaicznej) z której energia będzie wprowadzana do sieci będzie pomocą publiczną. Nie ma tu znaczenia czy energia będzie rozliczana w ramach opustu a nie sprzedawana. Z uwagi na taką interpretację gmina musi we wniosku o dofinansowanie wskazać pomoc publiczną, które może zostać udzielona w formie pomocy de minimis. Zgodnie z innym stanowiskiem UOKIK pomoc ta której limit wynosi 200 000 euro na trzy lata będzie rozliczana na mieszkańca a nie gminę. Z kolei obowiązkiem gminy będzie wydanie zaświadczenia o udzieleniu tej pomocy.


Kolejną kwestią jest sprawa podatku VAT. W przypadku montażu instalacji OZE na dachu budynku czy w budynku (np. pompy ciepła) możliwe jest zastosowanie stawki 8% z kolei w pozostałych przypadkach jest to 23% VAT. Podatek VAT nie będąc kosztem kwalifikowanym obniża realny poziom dotacji pod warunkiem, że gmina nie wystąpi o jego odzyskanie. Możliwość odzyskania podatku VAT jest możliwe po uzyskaniu indywidualnej interpretacji podatkowej. Wiele gmin o nie występuje i udaje im się podatek odzyskać co czyni projekt jeszcze bardziej atrakcyjnym kosztowo.

Kwestią problematyczną jest także status instalacji fotowoltaicznej. Formalnie przez okres trwałości projektu tj. przez 5 lat instalacja należy do Gminy. Oznacza to że jest ona odpowiedzialna za jej prawidłowe funkcjonowanie. Ważne przy tym jest, aby gmina realizując przetarg na wykonanie instalacji dobrze zabezpieczyła się w zakresie gwarancji i serwisu. Po okresie trwałości instalacja najczęściej jest przekazywana mieszkańcowi na własność choć formalnie może zostać także sprzedana lub zdemontowana. Dobrą praktyką jest jednoznaczne określenie formy przekazania instalacji mieszkańcowi po zakończeniu projektu. Warto zaznaczyć, że mieszkaniec ponosi część kosztów instalacji choć Gmina teoretycznie może wkład własny pokryć z własnego budżetu a nie wpłat mieszkańców.

Kwestią najbardziej problematyczną jest przygotowanie się do projektu bardzo często gminy podejmują pierwsze działania po ogłoszeniu konkursu. Daje to jednak za mało czasu na właściwe przygotowanie projektu szczególnie w dużych gminach.

Ogólne założenia znane są przed ogłoszeniem konkursu z tego względu zdecydowanie przed konkursem warto w wśród mieszkańców przeprowadzić badanie ankietowe celem weryfikacji zainteresowania i potencjału technicznego do montażu poszczególnych OZE. Takie działania są relatywnie proste i nie generują dużych kosztów.

Po ogłoszeniu konkursu konieczne jest przygotowanie listy uczestników i typów instalacji jakie będą wykonywane. W przypadku montażu jednego typu instalacji możliwe jest stworzenie listy uczestników na podstawie ankiet. W przypadku chęci dostosowania instalacji do indywidualnych potrzeb każdego z budynków niezbędne będzie przeprowadzenie audytów obiektów w zakresie możliwości technicznych montażu i potrzeb energetycznych. Koszty takiego opracowania to ok. 100 – 150 zł/obiekt. Badanie ankietowe i wywiad telefoniczny pozwala obniżyć koszty do ok. 20-30 zł/obiekt. Badanie ankietowe daje dużą dozę niepewności na etapie realizacji - czy każdy zakwalifikowany obiekt faktycznie będzie umożliwiał montaż. W takim przypadku praktyczna jest dłuższa lista rezerwowych obiektów. Nie mając dokładnie przeanalizowanych obiektów nie ma możliwości realizacji inwestycji w innej formule niż zaprojektuj i wybuduj. Wykonanie audytów obiektów pozwala na przygotowanie indywidualnych projektów technicznych i realizację inwestycji w formule dostawa i montaż.

Niezależnie od formuły realizacji inwestycji niezmiernie ważna sprawa to konfiguracja sprzętowa ale to tym w kolejnym wpisie.

Moduły PERC czym są i czy warto zainwestować?

Wybierając moduły fotowoltaiczne coraz częściej możemy spotkać się z ofertą modułów PREC. Nazwa ta pochodzi od nazwy ogniwa, które poprzez zmienioną budowę spodniej części uzyskują wyższą sprawność od ogniw klasycznych przy umiarkowanym wzroście kosztów. Dzięki ogniwom mono PERC nie jest problemem wyprodukowanie modułów PV o mocy 295 - 300 Wp w cenie nieco ponad 50 eurocentów za Wp przy zakupie hurtowym. Przed popularyzacją modułów PERC moduły PV o wyższej sprawności ograniczone były do oferty modułów all-back-contact oraz HIT - znacznie droższych i w produkcji ograniczonych do kilku producentów. 

Skrót PERC pochodzi od słów Passivated Emitter Rear Ogniwa typu PERC stają się podstawą produkcji modułów PV w coraz większej liczbie fabryk, a wielu producentów wprowadza je do swojej oferty. Skrót PERC pochodzi od słów Passivated Emitter Rear Cell, co można przetłumaczyć jako ogniwa ze spodnią pasywacją emitera. 

Schemat budowy ogniwa PERC

Ogniwo PERC odróżnia się od klasycznego ogniwa budową spodniej części, w której między górną częścią elektrody a dołem złącza P-N znajduje się wstawka izolatora, którego zadaniem jest ograniczenie przyciągania elektronów do aluminiowej elektrody dolnej. Dodatkowo spodnia pasywacja złącza powoduje odbicie promieni słonecznych z powrotem do bazy ogniwa. Kontakt elektrody ze złączem P-N jest zapewniony dzięki otworom wyciętym przy pomocy lasera.

Spodnia pasywacja ogniwa fotowoltaicznego sprawia, że ogniwo uzyskuje wyższą moc szczególnie w skutek lepszego wykorzystania promieniowania podczerwonego o dużej długości fali, które w klasycznym ogniwie uwalnia elektrony w tylnej części ogniwa lub przechodzi przez ogniwo, generując ciepło. Zdolność wykorzystania światła o większej długości fali przez ogniwa PERC przekłada się na wyższą wydajność – szczególnie rano, wieczorem lub w pochmurną pogodę. Przy obecnych trendach rynkowych osoby osoby szukające produktów ze średniej i wyższej półki w umiarkowanej cenie zdecydowanie powinny rozważyć wybór technologii PERC. 

Zobacz także:

Moduły fotowoltaiczne dual glass - czy warto zainwestować?

Kryteria wyboru falowników przez instalatorów PV

Ciągle panuje przekonanie że dla polskich wykonawców instalacji PV przy wyborze komponentów głównym kryterium jest cena? Taki obraz nie jest w pełni prawdziwy a jak przyjrzymy się poszczególnym komponentom instalacji PV wyraźnie widać że dojrzewający polski rynek firm wykonawczych coraz częściej poza ceną docenia wsparcie techniczne, szkolenia techniczne czy dobrą opinię o firmie. Szczególnie w przypadku takich urządzeń jak falowniki, które potencjalnie są najbardziej problematycznym elementem instalacji PV. Na podstawie badań ankietowych wynika że dla 92% instalatorów wsparcie techniczne po sprzedaży jest ważne lub bardzo ważne. Z kolei cena jest ważna lub bardzo ważna jedynie dla 60% ankietowanych.

Na podstawie badań ankietowych wykonanych pzez SBF Polska PV wśród ponad 100 firm wykonawczych i instalatorów PV którzy w 2016 roku zainstalowali 20 MWp mikroinstalacji. 

Specyfika każdego urządzenia sprawia, że zmieniają się kryteria jego wyboru. W przypadku modułów PV cena odgrywa już większe znaczenie. Dla 79% instalatorów przy zakupie modułów PV cena jest ważna bądź bardzo ważna. Jednak także w przypadku tego urządzenia ważniejsza okazuje się dobra opinia o firmie, która ważna i bardzo ważna jest dla 82% wykonawców.

Z kolei przy wyborze konstrukcji wsporczych ponad 50 % instalatorów za bardzo ważne wskazało certyfikaty i atesty. Taki wynik pokazuje, że rośnie świadomość wyboru urządzeń także w przypadku elementów instalacji które do tej pory były często pomijane.

Instalatorzy bardzo różnie oceniają także poszczególnych producentów, ale o tym więcej przy prezentacji raportu - Rynek Fotowoltaiczny 2016 w ocenie firm wykonawczych podczas forum
SOLAR+ w ramach targów ENEX.

RAPORT - Rynek Fotowoltaiczny 2016 w ocenie firm wykonawczych

Spis treści:

• OCENA ROKU 2016 I OCZEKIWANIA NA 2017
• OCENA CZASU PRZYŁĄCZENIA MIKROINSTALACJI I DZIAŁAŃ OSD
• KRYTERIA WYBORU MODUŁÓW PV I FALOWNIKÓW 
• CZAS DZIAŁANIA NA RYNKU FIRM Z BRANŻY PV I STRUKTURA KLIENTÓW 
• SKĄD POCHODZĄ INSTALATORZY PV W POLSCE?
• PREFERENCJE W ZAKRESIE WYBORU PRODUCENTÓW MODUŁÓW I FALOWNIKÓW
• KTÓRZY PRODUCENCI MODUŁÓW PV I FALOWNIKÓW SĄ NAJCZĘŚCIEJ WYBIERANI PRZEZ INSTALATORÓW
• OCENA SERWISU PRODUCENTÓW FALOWNIKÓW

Mit palenia śmieci

O problemie smogu mówi się coraz częściej i więcej – to zdecydowanie pozytyw jednak w społeczeństwie narasta przekonanie, że głównym problemem smogu jest palenie w piecach śmieci! Takie mylne przekonania ugruntowują także niektóre kampanie społeczne np. jak ta:

Palenie śmieci to skandal, z którym trzeba walczyć jednak jeżeli mówimy o przekroczeniach zanieczyszczeń w powietrzu takich jak pyły to jest to wynik spalania paliw stałych szczególnie takich jak mokre drewno i słabej jakości węgiel. Tak… gęsty dym lecący z komina nie oznacza, że ktoś wrzucił do niego butelkę, lecz zazwyczaj jest efektem dorzucenia do kotła szufli węgla na palący się ogień!

Taki dym to nie spalane śmieci! Co gorsza zgodnie z polskim prawem to co widać na zdjęciu  jest legalne!

Samorządy coraz więcej robią, aby poprawić jakość powietrza. Szczególnie można tu wyróżnić Małopolskę czy Śląsk z uchwałami antysmogowymi wprowadzającymi zmiany w dobrym kierunku. Sam Kraków będący nie do końca słusznie symbolem złej jakości powietrza od lat finansuje wymianę kotłów a już w 2019r. będzie obowiązywał tu całkowity zakaz palenia węglem.

Działania samorządowe w zakresie walki z niską emisją miały zostać wsparte rządową inicjatywą, który na szczeblu państwowym może znacznie więcej zrobić i ma narzędzia, których nie mają samorządy. Szczególnie od rządu powinniśmy oczekiwać wprowadzenia norm na paliwa stałe którymi pali się w domowych paleniskach nie wyposażonych w filtry. Skandalem jest, że w XXI wieku w Polsce można legalnie zadymić okolicę paląc w domowym piecu muł węglowy będący odpadem górniczym. Na tym polu rząd nie pokazuje się z dobrej strony. Przygotowane przez Ministerstwo Energii projekty rozporządzeń min. w zakresie jakości paliw stałych są nad wyraz liberalne. Zapewne w imię źle pojętego i często bronionego przez ME interesu górnictwa rozporządzenie nadal dopuszcza sprzedaż w Polsce mułów węglowych czy węgla brunatnego - paliw powodujących największą emisję w przypadku ich spalania w domowych paleniskach.


Warto nadmienić, że rozporządzenia są w fazie konsultacji społecznych i każdy z obywateli może do 21 lutego wyrazić opinię na ich temat. Opinię o rozporządzeniach można przesłać także emailowo na jonasz.drabek@me.gov.pl do czego gorąco zachęcam.

Proces legislacyjny dostępny jest pod linkiem. https://legislacja.rcl.gov.pl/projekt/12294809

Treść maila jaki wysłałem ja.

Dotyczy: Projektu rozporządzenia w sprawie wymagań jakościowych dla paliw stałych

Szanowny Panie Ministrze,

W związku z opublikowaniem przez Ministerstwo Energii projektu rozporządzenia w sprawie wymagań jakościowych dla paliw stałych pragnę zwrócić uwagę, iż przedstawione w rozporządzeniu wymagania jakościowe są bardzo liberalne a przez to nie wpłyną istotnie na poprawę jakości powietrza w Polsce. Szczególnie pragnę zwrócić uwagę, iż rozporządzenie nie eliminuje ze sprzedaży osobom fizycznym flo­to­kon­cen­tratu, mułu węglowego, oraz węgla brunatnego, czyli trzech paliw które spalane w domowych paleniskach cechują się najwyższym wskaźnikiem emisji zanieczyszczeń.

Pragnę zauważyć, że eliminacja niskiej jakości paliw z domowych palenisk to niezbędny element skutecznej walki z niską emisją.

Z wyrazami szacunku

Bogdan Szymański

Zasadność utrzymywania ceł antydumpingowych i ceny minimalnej na moduły PV wyprodukowane w Chinach.

Niedługo Komisja Europejska podejmie decyzję o przedłużeniu bądź zaniechaniu obecnej polityki celnej w stosunku do modułów fotowoltaicznych importowanych z Chińskiej Republiki Ludowej. Przeciw obecnej polityce celnej protestuje większość przedstawicieli branży fotowoltaicznej w UE za jej utrzymaniem są producenci zrzeszeni w stowarzyszeniu ProSun zainicjowanego przez niemieckiego producenta modułów PV firmę SolarWorld. Bez wdawania się w szczegóły według zwolenników ceł subsydiowanie modułów PV produkowanych w Chinach i ich import do Europy uniemożliwia konkurowanie i rozwój europejskim producentom. W domyśle zastosowana polityka celna powinna ograniczyć import i przyczynić się do rozwoju europejskiej produkcji. Jeżeli faktycznie tak by było można by uznać, że pewien protekcjonizm pozwala zachować i rozwinąć europejskie firmy. Rzeczywistość jednak przeczy tej tezie. Na przestrzeni 2015 – 2016 roku produkcja modułów PV spadła w UE o 16%. Co więcej Europejscy producenci borykają się z dużym problemem niewykorzystanej mocy produkcyjnej. W 2015 roku europejskie fabryki wyprodukowały 3,2 GWp modułów PV przy mocach produkcyjnych 6,9 GWp. Część producentów jednak z polityki celnej UE odniosła zdecydowane korzyści. Szczególnie za beneficjenta ceł można uznać Niemieckiego SolarWorda. Na przestrzeni lat 2014 – 2015 zwiększył sprzedaż modułów PV o 33% a prognozy na rok 2016 mówiły o kolejnym zroście o 20%. Co więcej moce produkcyjne Solar Worda to 1500 MWp wliczając fabrykę w USA przy rocznej produkcji w 2015r. 1159 MWp co znacznie przewyższa europejską średnią. Analizując dane można doszukać się korelacji według której głównymi beneficjętami polityki celnej są producenci, którzy oprócz modułów posiadają także produkcje ogniw na potrzeby własnych fabryk. Polityka celna obejmuje nie tylko moduły, ale także ogniwa PV będące podstawowym elementem ich budowy. W 2016 roku produkcja europejskich ogniw PV to zaledwie 1,8 GWp przy produkcji modułów PV 2,7 GWp. Zestawienie to pokazuje jasno, że europejska produkcja ogniw nie jest w stanie zaspokoić europejskich potrzeb. W konsekwencji producenci modułów nie posiadający własnej produkcji ogniw PV są zmuszeni kupować je po cenach wyższych niż rynkowe. W konsekwencji obecnej polityki UE jedni europejscy producenci stali się bardziej konkurencyjni na wewnętrznym rynku od innych.

Zupełnie inną stroną medalu są interesy całej reszty branży fotowoltaicznej poza producentami modułów PV, w których interesie jest dostęp do tanich komponentów. Polityka celna sprawiła, że moduły PV w Europie są droższe niż w innych regionach świata a w konsekwencji droższe są same instalacje. Szczególnie ważna jest to kwestia w kontekście Polski, gdzie system opustu jak i system aukcyjny wymaga silnej konkurencji cenowej.

Przyglądając się ceną modułów fotowoltaicznych w poszczególnych regionach świata to w cale nie chińskie fabryki są miejscem produkcji najtańszych modułów PV. Chińskie moduły PV są nieznacznie tańsze od europejskich z kolei zdecydowanie taniej produkuje się w krajach Azji południowo wschodniej oraz Indiach. To także te kraje po wprowadzeniu ceł stały się źródłem importu modułów PV do Europy. 

Ujawnione przez KE dane o sprzedaży modułów i ogniw PV

W konsekwencji aktualna konstrukcja polityki celnej nie przyczyniła się do rozwoju europejskiego przemysłu producentów modułów PV jako całości a korzyści odniosła jedynie część producentów. Moduły wyprodukowane w Chinach zostały zastąpione modułami wyprodukowanymi w Tajlandii, Malezji, Tajwanie, Wietnamie czy Indiach. Ograniczenie kanałów importu sprawiło, że europejski konsument przez lata płacił za moduły PV więcej niż mógłby płacić bez MIP.

Czy ogrzewanie gazem jest dużo droższe niż węglem?

Śledząc wiele doniesień medialnych w tym nawet te w głównych mediach do społecznej świadomości przebijają się informację o tym, że główną przyczyną złej jakości powietrza są stare paleniska węglowe – tzw. śmieciuchy. Jednocześnie w raz ze wskazaniem winnego złej jakości powietrza pojawia się informacja mówiąca, że ogrzewanie paliwami czystymi takimi jak gaz jest znacznie droższe niż węglem. Czy jest to pełna prawda?

Analizując rachunki za gaz ziemny w gospodarstwach domowych koszt zakupu 1 kWh energii cieplnej z gazu w raz z przesyłam kosztuje 0,1688 zł z kolei kWh w paliwie węglowym kosztuje 0,094 zł (zakładając cenę zakupu 1 tony węgla 705 zł oraz jego wartość opałową 27 MJ/kg). Zatrzymując porównanie na tym etapie faktycznie można wyciągnąć wniosek, że ogrzewanie gazem jest o 80% droższe niż węglem. Jest to tylko część prawdy dlatego że sprawność kotłów gazowych jest znacznie wyższa niż kotłów węglowych szczególnie zasypowych. Należy dodać, że kotły węglowe pracują bardzo nieefektywnie przy niskim obciążeniu tzn wtedy, gdy nie jest potrzebna cała ich moc grzewcza. 

Przez zdecydowaną większość sezonu grzewczego nawet dobrze dobrane mocowo kotły pracują z mocą do 50%. Pełną moc uzyskują jedynie w czasie największych mrozów które w naszym klimacie trwają kilka do kilkunastu dni w sezonie grzewczym. Taka sytuacja sprawia, że średnie sprawność kotłów węglowych zasypowych często nie przekracza 50% z kolei kotły gazowe osiągają średnioroczną sprawność rzędu 85-90% w odniesieniu do ciepła spalania przy założeniu pracy w systemie wysokotemperaturowym.

Uwzględniając sprawność kotłów koszt kWh energii cieplnej na wyjściu z kotła gazowego będzie kosztować ok. 0,20 z kolei dla kotła węglowego koszt kWh na wyjściu będzie kosztował 0,19 zł. Różnica robi się naprawdę nieduża. Zakładając, że ogrzewamy dom o powierzchni 140 m2 który potrzebuje 120 kWh/m2/rok koszt ogrzewania gazem powinien wynieść 3 297 zł w stosunku 3 158 ogrzewając węglem.

	cena paliw lub energii		Cena energii w paliwie		sprawność źródła ciepła	koszt kWh energii na wyjściu z kotła	Koszt ogrzewania domu 140 m2
Gaz ziemny	1,78	zł/m3	0,169	zł/kWh	86%	0,20	3 297,5
Węgiel orzech 27 MJ	705	zł/tona*	0,094	zł/kWh	50%	0,19	3 158,4

*W porównaniu nie uwzględniono sprawności przesyłu, regulacji i akumulacji.

Tanie ogrzewanie węglem w dużej mierze jest mitem. Wysokiej jakości, wysokokaloryczny węgiel nie jest tani a ogrzewanie nim domu nie jest istotnie tańsze niż gazem. Główną konkurencją dla gazu jest palenie drewnem, odpadami węglowymi jak muły węglowe czy odpadami komunalnymi. Wprowadzenie norm jakości na paliwa węglowe w dużej mierze ograniczy samo opalanie węglem.

Czy dojdzie do unieważnienia pierwszej aukcji OZE?

30 grudnia 2016 roku odbyła się pierwsza polska aukcja OZE jednak u wielu uczestników licytacji nie wystrzeliły korki od szampana. Powodem wcale nie była przegrana licytacja, bo wyników jeszcze nie znamy, lecz problemy techniczne jakie spotkały Internetową Platformę Aukcyjną (IPA).
Z relacji wielu uczestników aukcji wynika, że w czasie trwania aukcji były problemy z zalogowaniem się do systemu, przejściem całej procedury złożenia oferty czy złożeniem elektronicznego podpisu. Część inwestorów miała tak duże problemy, że nie udało im się złożyć oferty mimo dopuszczania do aukcji i wpłacenia kaucji.

W przypadku, gdy problemy z działaniem platformy aukcyjnej ograniczyłyby się do chwilowych problemów z działaniem zapewne cała sprawa zakończyłaby się na fali krytyki kolejnego publicznego systemu za miliony zł – dokładnie 3,86 mln zł brutto, który nie zadziałał prawidłowo. Jednak konsekwencje problemów z IPA mogą być poważniejsze w przypadku, gdy potwierdzą się doniesienia o problemach tak poważnych, że cześć uczestników nie była w stanie złożyć oferty. Liczbę takich inwestorów będzie można ocenić po publikacji wyników aukcji i porównaniu ich do liczby projektów, które uzyskały dopuszczenie do aukcji i co do których została uiszczona kaucja. Konsekwencją potwierdzenia takich problemów powinien być scenariusz, w którym aukcja zostanie unieważniona a następnie powtórzona.  

Jest to scenariusz, który na pewno musi być brany pod uwagę w URE oraz ME, ale z pewnością będzie to scenariusz trudny do realizacji, który może za sobą pociągnąć personalne konsekwencje w ME i URE. Scenariusza tego obawiają się nie tylko ci, którym udało się złożyć ofertę, ale także duża część branży OZE, gdyż oznacza kolejne miesiące niepewności, oczekiwań i przesunięcia realizacji projektów, których liczba i tak bardzo spadła w II połowie 2016r. po zmianach w systemie wsparcia OZE.

Zgodnie z regulaminem unieważnienie aukcji OZE z przyczyn technicznych może nastąpić w przypadku gdy:

1. Aukcja nie może zostać rozpoczęta lub zakończona w terminie, określonym w ogłoszeniu o Aukcji;
2. Dostęp do IPA nie był możliwy przez co najmniej 15 godzin podczas trwania Sesji aukcji;
3. Nastąpiła przerwa w dostępie do IPA w trakcie ostatnich 90 minut trwania Sesji aukcji lub
4. Prezes URE powziął uzasadnione wątpliwości odnośnie bezpieczeństwa i prawidłowości przebiegu Sesji aukcji.”

W przypadku, gdy dostęp do IPA nie był możliwy przez dłużej niż godzinę taką informację prezes URE powinien podać do wiadomości na stronie internetowej – taka informacja się nie pojawiała. Najbardziej prawdopodobny punkt regulaminu, na który mogą powoływać się poszkodowani uczestnicy aukcji to punkt. 3 mówiący, że platforma musi działać bez przerwy w ostatnich 90 minutach aukcji.

Wysoce prawdopodobnym scenariuszem jest także ten w którym prezes URE uzna, że problemy nie były na tyle istotne, że konieczne będzie unieważnienie aukcji. Taka decyzja pozwoli na odsunięcie burzy jednak może mieć długofalowo znacznie poważniejsze konsekwencje. Uczestnicy aukcji którym nie udało się złożyć oferty staną przed decyzją o wystąpienie na drogę sądową o… i tu pojawia się trudne pytanie jakie mogą być roszczenia „poszkodowanych” uczestników. Raczej trudno sobie wyobrazić, aby skutecznie doprowadzili do powtórzenia aukcji a raczej będą starać się o odszkodowania. Niezależnie od tego czego będą się domagać uczestnicy, którym nie udało się złożyć oferty, sprawy sądowe jeszcze bardziej nadszarpną zaufanie inwestorów do inwestycji w OZE w Polsce. Zniechęcą przyszłych inwestorów do dewelopowania kolejnych projektów do akcji w kolejnych latach. Pociągną za sobą falę spekulacji i domysłów, dlaczego cześć uczestników miała tak duże problemy z działaniem IPA.  

Trzeba powiedzieć, że nie ma łatwego i prostego wyjścia z tej trudnej sytuacji. Przyjęte przez URE rozwiązanie powinno pogodzić interesy zarówno tych inwestorów którym udało się złożyć ofertę jak i tych którzy nie ze swojej winy nie byli w stanie poprawnie korzystać z IPA. Rozwiązaniem tej sytuacji byłoby umożliwienie złożenia oferty podmiotom które nie ze swojej winy nie były w stanie złożyć oferty w systemie IPA np. poprzez wezwanie do uzupełnienia lub przywrócenie terminu i w efekcie dokończenie aukcji.