Koszt importu w cenie modułów PV

Druga połowa roku 2020 to czas wzrostu cen modułów PV najpierw był on spowodowany wzrostem kosztów krzemu krystalicznego, później ograniczoną dostępnością szkła solarnego a teraz w cenie modułów PV coraz większego znaczenia nabiera transport morski.

Rok temu koszt frachtu morskiego 40 stopowego kontenera modułów PV tzw. High cube nie przekraczał 2000 USD mimo cyklicznym wzrostom kosztów frachtu morskiego na przełomie roku spowodowanym kumulacją dostaw przed chińskim nowym rokiem który odbywa się na przełomie stycznia i lutego. W tym roku doszło jednak do bezprecedensowych wzrostów kosztów frachtu morskiego a na styczeń 2021 cena transportu jednego kontenera z Chin do Europy sięga 9000 - 10000 USD. Wzrost jest na tyle duży że części tanich towarów w przeliczeniu na ich objętość nie opłaca się już importować. Jest też na tyle duży że nawet w przypadku towarów relatywnie dość drogich przeliczeniu na objętość jakimi są moduły PV transport morski zaczyna być wyraźnie widoczny w cenie. W styczniu tego rok łączne koszty importu stanowiły ok 6% wartości modułów PV na magazynie w Polsce a sam fracht morski stanowił ok 2,3%. Z kolei biorąc pod uwagę ceny frachtów morskich na styczeń 2021 łączny koszt importu modułów PV rośnie do ok. 14,5% a sam koszt frachtu morskiego rośnie do ok.11,2%.

Koszt importu w cenie modułów PV prognoza na styczeń 2021

Cena modułu PV w fabryce	85,44%
Transport do portu w Chinach	1,26%
Transport morski	11,19%
Transport z portu w Polsce	0,89%
Opłaty portowe	0,24%
Opłata BDO	0,98%

Struktura kosztów importu modułów PV prognoza na styczeń 2021.

Koszt importu w cenie modułów PV styczeń 2020

Cena modułu PV w fabryce	93,97%
Transport do portu w Chinach	1,39%
Transport morski	2,33%
Transport z portu w Polsce	0,98%
Opłaty portowe	0,26%
Opłata BDO	1,07%

Struktura kosztów importu modułów PV styczeń 2020

Obecna sytuacja na rynku transportu z jednej strony będzie utrzymywać ciągle wysoką cenę modułów PV w pierwszym kwartale 2021 po drugie także wpłynie na dostępność modułów PV na przełomie stycznia i lutego. Mimo wysokich cen planowane dostawy w większości będą realizowane jednak ograniczona może zostać wysyłka modułów bez zakontraktowanej sprzedaży. Część firm niesprzedane moduły PV wysyła do Europy licząc na sprzedaż w czasie 4-5 tygodniowego transportu. Przy bardzo wysokich cenach frachtu takie praktyki będą zapewne mocno ograniczone. Szczególnie że większość spedytorów zgodnie z tradycją oczekuje znacznego spadku kosztów transportu zaraz po chińskim nowym roku. 

Opłata mocowa spowoduje duży wzrost kosztów dystrybucji dla firm.

Od 1 stycznia 2021 na rachunkach za prąd zobaczymy opłatę mocową i tradycyjnie w największym stopniu koszty tej opłaty odczują przedsiębiorcy. W największym skrócie opłata mocowa ma za zadanie zebranie od odbiorców końcowych ok. 5,6 mld rocznie. Przy czym większość tej kwoty będzie pozyskane od firm które w 2021 roku na rachunkach będą posiadać opłatę mocową w wysokości 76,2 zł/MWh. Opłata ta będzie naliczana dla zużycia energii w godzinach 7-21 w dni robocze. Oznacza to że w przypadku wielu firm nie pracujących zmianowo opłata mocowa będzie naliczana od większości zużywanej energii elektrycznej. Z uwagi na fakt że koszty dystrybucji energii zależą od regionu, spółki obrotu oraz taryfy aby zobaczyć skalę podwyżek trzeba przedstawić je na przykładzie. Co więcej część opłat dystrybucyjnych jest powiązana z ilością energii część z mocą. Dlatego w analizie trzeba założyć nie tylko roczne zużycie ale także i moc umowną.

W ujęciu procentowym najbardziej podwyżki odczują firmy przyłączane po najwyższych napięciach następnie po średnich a “najmniej” po niskim gdyż tu koszty dystrybucji obecnie są najwyższe.

Rozpatrując przykład firmy w rejonie Krakowa posiadającej taryfę B11 i moc umowną 200 kW zużywającą rocznie 550 MWh przy czym w godzinach 7- 21 80%. Ich rachunek za dystrybucję powinien wynieść w 2020 r. rocznie netto ok. 61 000 zł. Po wprowadzeniu opłaty mocowej wzrośnie do ok. 95 000 zł oznacza to roczny wzrost kosztów 55%. Ponadto opłata mocowa na nowym rachunku będzie odpowiadać za ok. 35% wszystkich kosztów dystrybucji.


Inny przykład firmy w rejonie Krakowa posiadającej taryfę C11 i moc umowną 30 kW zużywającą rocznie 60 MWh przy czym w godzinach 7- 21 80%. Ich rachunek za dystrybucję powinien wynieść rocznie w 2020r. netto ok. 10 400 zł. Po wprowadzeniu opłaty mocowej wzrośnie do ok. 14 100 zł oznacza to roczny wzrost kosztów dystrybucji energii elektrycznej 35%. Ponadto opłata mocowa na nowym rachunku będzie odpowiadać za ok. 25% kosztów dystrybucji.


Opłat mocowa pozostanie w znami przez dziesięciolecia i jej koszty mogą jeszcze wzrosnąć. Jeżeli przy obecnych stawka nie zostanie zebrana wymagana kwota np. w wyniku przesunięcia poboru przez firmy na godziny poza szczytem (21-7) stawka w szczycie będzie musiała zostać podniesiona aby zebrać wymaganą kwotę.

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.