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.