Quantcast
Channel: Solaris - odnawialne źródła energii blog bogdana szymańskiego
Viewing all 116 articles
Browse latest View live

Dlaczego Trina wystąpiła z porozumienia cenowego z KE

0
0
Decyzja o utrzymaniu cen minimalnych na zakup modułów PV z Chin oraz nowe regulacje w tym zakresie przynoszą pierwsze skutki, jakim jest wystąpienie z porozumienia największego producenta modułów na świecie, jakim jest Trina Solar.

Nowe zapisy porozumienia nie pozwalają chińskim firmom na sprzedaż modułów poniżej ceny minimalnej nawet, jeżeli zostały one wyprodukowane poza Chinami. Z kolii cena minimalna 0,56 euro/Wp jest o 10-15% wyższa niż rynkowa możliwość sprzedaży modułów dla chińskich producentów co uniemożliwia im ekspansję na europejskim rynku. Opuszczenie porozumienia przez Trinę zapewne poprzedzone było zapewnieniem dostaw modułów do europy z fabryk poza Chinami oraz OEM-ów produkowanych przez innych producentów pod logiem Triny. W efekcie opuszczenie porozumienia cenowego pozwoli Trinie oferować modły z ich logo poniżej ceny minimalnej w większej skali i całkiem legalnie.

Można się spodziewać, że jeżeli samo porozumienie nie ulegnie zmianie lub cena minimalna niezostanie obniżona podobne ruchy wykonają inni chińscy gracze szczególnie ci z wielkiej szóstki, jeżeli tylko uda im się zapewnić dostawy do europy z fabryk zlokalizowanych poza Chinami.

Zła, niespójna, powszechnie krytykowana a jednocześnie niezbędna

0
0
Kiedy do sejmu 16 grudnia trafił druk nr. 134 nowelizujący ustawę o OZE na branżę po krótkim szoku padł blady strach? Choć media głównego nurtu o tym nie wspominają w sejmie znów toczy się batalia o ustawę o OZE. W szczególności chodzi o korzystne dla prosumentów zapisy rozdziału 4 art. 40 i 41. które miały wejść w życie 1 stycznia 2016r. a procedowana nowela ustawy odsuwa je do 1 lipca. Każdy, kto przeczytał ustawę o OZE z pewnością stwierdzi, że nie jest to prawo, na które czaka branża OZE. Zapisy są niespójne a nawet wewnętrznie sprzeczne i nie ulega wątpliwości ze ustawę trzeba znowelizować. Niestety przesunięcie o 6 miesięcy jedynych korzystnych dla prosumentów zapisów wprowadzających stawki gwarantowane i netmetering jest ciosem w branżę mikroinstalacji którego to ciosu część branża może nie przetrwać.

Podobnie jak nieprawdopodobne wywalało się przeforsowanie stawek gwarantowanych w głosowaniu w poprzedniej kadencji sejmu tak nieprawdopodobne może wydawać się zmian w obecnej nowelizacji jednak, jeżeli nie podejmiemy działań możemy mieć pewność, że żadne korzystne zmiany nie zajdą. Wbrew temu, co się sądzi wywieranie presji na posłów przynosi czasami skutki i potrzeba jak najwięcej inicjatyw, apeli i próśb, aby z pod walca legislacji zachować korzystne zapisy ustawy.

Poniżej treść petycji Stowarzyszenia SBF Polska PV wysłanej do

Posła sprawozdawcy Wojciecha Zubowskiego oraz
Członków Komisji do Spraw Energii i Skarbu Państwa

"Stowarzyszenie Branży Fotowoltaicznej – Polska PV wyraża głębokie zaniepokojenie niektórymi zapisami poselskiego projektu ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii (druk 134), który wpłynął do Sejmu 16.12.2015. W szczególności obawy branży wzbudza możliwość odroczenia realizacji niektórych zapisów rozdziału 4 ustawy o odnawialnych źródłach energii, związanych z rozpoczęciem funkcjonowania od 1 stycznia 2016 roku sprzedaży energii wyprodukowanej w najmniejszych instalacjach po stawkach gwarantowanych oraz preferencyjnego rozliczenia energii w bilansach półrocznych nazywanego potocznie net meteringiem.

Od 20 lutego br., kiedy to między innymi głosami posłów Prawa i Sprawiedliwości zostały dodane do ustawy zapisy korzystne dla prosumentów wiele małych i średnich firm rozpoczęło przygotowania do możliwości pojęcia działań w ramach nowego systemu wsparcia. Na bazie tych nadziei powstało także wiele nowych podmiotów i zostało stworzonych tysiące nowych miejsc pracy. Możliwość odroczenia zapisów ustawy o OZE stawia firmy z branży mikro OZE w szczególnie trudnej, a niektóre nawet w dramatycznej sytuacji.

Zmiana tak kluczowych zapisów ustawy, na kilkanaście dni przed rozpoczęciem obowiązywania ustawy podważa fundamentalne zaufanie obywateli do stabilności prawa. Stawia to także w bardzo trudnej sytuacji wielu inwestorów, których decyzja o montażu mikroinstalacji OZE w 2015 roku podyktowana była wizją korzystnych zmian w ustawie. Jak podał Urząd Regulacji Energetyki, pod koniec września br. łączna moc zainstalowanych mikroinstalacji OZE na koniec września wyniosła 22,021 MW. Tylko przez III kwartał br. zainstalowano 6 MW mikroinstalacji. W większości były to mikroinstalacje fotowoltaiczne.

Z uwagi na powyższą argumentację wnosimy o nieprzesuwanie terminu wejścia w życie art. 40, art. 41 ustawy o odnawialnych źródłach energii z dnia 20 lutego 2015, które powinny wejść w życie z dniem 1 stycznia 2016 roku" 


Lista członków komisji


Jeżeli zależy nam na obronie stawek gwarantowanych i net meteringu podejmijmy działania i przekonajmy posłów aby nie zniszczyli energetyki prosumenckiej w zarodku.

V wydanie książki instalacje fotowoltaiczne

0
0
6 stycznia ukaże się w sprzedaży V wydanie książki instalacje fotowoltaiczne. W książce jak w każdym wydaniu sporo nowości. Pojawiły się nowe typy modułów zdobywające coraz większą popularność jak PERC czy Smart Wire. W nowych tematach wiele miejsca poświęcono optymalizatorom mocy oraz modułom smart, które są alternatywą dla instalacji opartych na mikrofalownikach. Jak w każdym kolejnym wydaniu pojawiły cię nowe przykłady obliczeniowe jak i rozbudowany protokół odbioru instalacji PV. W wydaniu V został dodany całkowicie nowy dział  poświęcony konstrukcją wsporczym. 

książka instalacje fotowoltaiczne wydanie V
książka instalacje fotowoltaiczne wydanie V

Dla czytelników bloga do końca stycznia rabat 10 zł przy zakupie w sklepie wydawcy 

Kod rabatowy 2NFJQM59

sklep.globenergia.pl


Spis treści: 

1 Moduły fotowoltaiczne
1.1 Moduł fotowoltaiczny – budowa
1.2 Rodzaje i generacje ogniw i modułów fotowoltaicznych
1.2.1 Moduły zbudowane z ogniw z krzemu krystalicznego
1.2.2 Moduły cienkowarstwowe
1.2.3 Cienkowarstwowe hybrydowe moduły fotowoltaiczne
1.2.4 Moduły monokrystaliczne z obiema elektrodami z tyłu (all back contact)
1.2.5 Moduły monokrystaliczne typu HIT
1.2.6 Moduły oparte o ogniwa typu PERC (Nowość lub aktualizacja)
1.2.7 Moduły w technologii SmartWire (Nowość lub aktualizacja)
1.2.8 Dwustronne moduły PV.
1.3 Udział w rynku poszczególnych typów modułów PV (Nowość lub aktualizacja)
1.4 STC, NOCT – warunki w jakich badane są moduły PV
1.5 Charakterystyka prądowo-napięciowa i najważniejsze parametry elektryczne
1.6 Zmiana mocy, napięcia oraz prądu wraz ze zmianą warunków słonecznych
1.7 Zmiana mocy, napięcia oraz prądu wraz ze zmianą temperatury
1.8 Jak poznać moduły wykonane z wysokiej lub niskiej jakości ogniw?
1.8.1 W oparciu o parametry elektryczne
1.8.2 W oparciu o wygląd
1.9 Sprawność modułów PV
1.10 Znaczenie praktyczne sprawności
1.11 Dodatnia tolerancja i jej znaczenie przy wyborze modułu PV
1.12 LID i roczna utrata mocy
1.12.1 Moduły z dodatkiem galu
1.12.2 Początkowy wzrost mocy modułów CIGS
1.13 Degradacja warstwy EVA
1.14 Sprawność przy niskim natężeniu promieniowania słonecznego
1.15 Certyfikaty i normy (Nowość lub aktualizacja)
1.16 PVT – połączenie modułu PV z kolektorem słonecznym

2 Falowniki i optymalizatory mocy
2.1 Budowa i podział falowników
2.2 System centralny czy zdecentralizowany?
2.3 MPP traker – czym jest i jakie spełnia zadania
2.4 Zależność sprawności od obciążenia falownika
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 (Nowość lub aktualizacja)
2.8 Optymalizatory mocy (power optimizer) (Nowość lub aktualizacja)
2.8.1 Zasada działania (Nowość lub aktualizacja)
2.8.2 Stałe napięcie na module PV i na łańcuchu modułów PV (Nowość lub aktualizacja)
2.8.3 Optymalizacja mocy na poziomie ogniw PV (Nowość lub aktualizacja)
2.8.4 Monitorowanie pracy na poziomie modułu i funkcje bezpieczeństwa (Nowość lub aktualizacja)
2.8.5 Porównanie funkcjonalności optymalizatorów mocy (Nowość lub aktualizacja)
2.9 Porównanie mikrofalowników i optymalizatorów mocy. (Nowość lub aktualizacja)
2.10 Moc czynna, bierna, pozorna
2.11 Monitoring pracy falowników
2.12 Wymagania OSD względem konfiguracji falowników (Nowość lub aktualizacja)
2.13 Analiza karty katalogowej

3 Dobór i optymalizacja instalacji
3.1 Pochylenie i kierunek instalacji fotowoltaicznej
3.2 System nadążny
3.3 Odstępy między rzędami
3.4 Sposoby łączenia modułów w instalacji
3.4.1 Połączenie szeregowe i równoległe modułów
3.4.2 Niedopasowanie prądowe i napięciowe
3.5 Zacienienie i diody obejściowe
3.5.1 Wpływ zacienienia na pracę modułu
3.5.2 Energetyczne skutki zacieniania
3.5.3 Uwzględnianie zacienienia w rozplanowaniu modułów
3.6 Przewody i kable w instalacji PV – dobór i straty energii
3.6.1 Dobór przekroju poprzecznego żył przewodów i kabli w instalacji PV
3.6.2 Tabele doboru przekroju poprzecznego kabli i przewodów do instalacji PV (Nowość lub aktualizacja)
3.7 Zabezpieczenia w instalacjach PV
3.7.1 Bezpieczniki
3.7.2 Wyłączniki nadprądowe
3.7.3 Ograniczniki przepięć i instalacja odgromowa
3.7.4 Uziemienie i połączenie wyrównawcze
3.8 Unikanie pętli
3.9 Dopasowanie typu modułów do falownika
3.10 Dopasowanie mocy generatora PV do mocy falownika/ów
3.11 Jak obliczyć powierzchnię potrzebną pod instalację? (Nowość lub aktualizacja)
3.12 Wybór typu instalacji
3.13 Licznik w instalacji sieciowej on grid
3.14 Dobór instalacji sieciowej – on grid (Nowość lub aktualizacja)
3.14.1 Dobór mocy instalacji sieciowej – on grid (Nowość lub aktualizacja)
3.14.2 Rozplanowanie modułów (Nowość lub aktualizacja)
3.14.3 Dobór falownika do modułów (Nowość lub aktualizacja)
3.14.4 Przewody i zabezpieczenia (Nowość lub aktualizacja)
3.14.5 Schemat instalacji (Nowość lub aktualizacja)
3.15 Uruchomienie falownika w instalacji
3.16 Typy instalacji wyspowych
3.16.1 Bezpośrednie zasilanie urządzeń prądu stałego
3.16.2 Zasilanie urządzeń prądu stałego z wykorzystaniem regulatora ładowania
3.16.3 Zasilanie urządzeń prądu stałego i przemiennego z wykorzystaniem przetwornicy DC/AC oraz regulatora ładowania
3.17 Dobór instalacji wyspowej i hybrydowej do zasilania budynków
3.18 Dokumentacja i testy po wykonaniu instalacji (Nowość lub aktualizacja)
3.18.1 Kontrola i podstawowe pomiary i testy (Nowość lub aktualizacja)
3.19 Pomiary i analiza charakterystyki prądowo napięciowej (Nowość lub aktualizacja)
3.19.1 Badanie kamerą termowizyjną modułów fotowoltaicznych (Nowość lub aktualizacja)
3.19.2 Dokumentacja (Nowość lub aktualizacja)
3.19.3 Przykładowy protokół z pomiarów i testów instalacji fotowoltaicznej (Nowość lub aktualizacja)
3.20 Akumulatory w systemach PV
3.20.1 DOD, SOC i liczba cykli ładowania
3.20.2 Wpływ temperatury na prace akumulatorów
3.20.3 Współpraca falownika z akumulatorami
3.21 Współpraca instalacji PV z pompą ciepła

4 Konstrukcje wsporcze oraz montaż modułów i falowników (Nowość lub aktualizacja)
 4.1 Systemy mocować na dachach skośnych (Nowość lub aktualizacja)
4.2 Systemy mocowań na dachach płaskich (Nowość lub aktualizacja)
4.3 Systemy mocowań na gruncie (Nowość lub aktualizacja)
4.4 Montaż modułów do konstrukcji wsporczej (Nowość lub aktualizacja)
4.5 Montaż falownika
5 Problemy wykonawcze i eksploatacyjne
5.1 Gorący punkt (hot spot)
5.2 Korozja warstwy TCO
5.3 Degradacja indukowanym napięciem PID
5.4 Prąd upływu
5.5 Zwarcie doziemne generatora PV
5.6 Wzrost napięcia w miejscu przyłączenia falownika
5.7 Możliwości przyłączenia instalacji do sieci
5.8 Mycie instalacji PV
5.9 Błędy wykonawcze

6 Ekonomika i uzysk energii z instalacji fotowoltaicznych
6.1 Produkcja energii elektrycznej z instalacji fotowoltaicznej
6.1.1 Źródła danych o nasłonecznieniu
6.1.2 Uzysk energii z instalacji PV
6.2 Jak obliczyć uzysk energii z instalacji?
6.3 Składowe kosztów instalacji fotowoltaicznej
6.4 Koszty eksploatacyjne
6.5 Przychody ze sprzedaży energii i ich opodatkowanie oraz net metering
6.6 Dotacja NFOŚiGW

7 Wydarzenia branżowe

Ustawa o oze, co wynika z grudniowych zmian.

0
0
Tuż przed nowym rokiem ustawa o odnawialnych źródłach energii została znowelizowana w celu przedłużenia obowiązywania systemu zielonych certyfikatów oraz przesunięcia wejścia w życie stawek gwarantowanych dla najmniejszych instalacji. Sama nowelizacja wywołała duże zamieszanie informacyjne w zakresie systemu wsparcia dla instalacji OZE. Co wynika z nowelizacji ustawy:

Net metering (preferencyjny sposób rozliczania energii kupionej i sprzedanej w bilansach półrocznych)

Fakty

  • obowiązuje od 1 stycznia 2016 r.

Problemy wynikające z nieprecyzyjnych zapisów ustawy

  • dotyczy tylko energii bez opłaty przesyłowej
  • dotyczy tylko tzw. sprzedawcy zobowiązanego, czyli przedsiębiorstwa energetycznego, które na danym rejonie ma najwięcej klientów. W praktyce na net metering nie mogą liczyć ci, którzy zmienili sprzedawcę energii.
  • w zależności od zakładu energetycznego i jego wewnętrznych regulacji problem z net meteringiem mogą mieć klienci korzystające z taryf dwustrefowych i w konsekwencji będą musieli przejść na taryfę jednostrefową.

Stawki gwarantowane (gwarancja zakupu energii wyprodukowanej w mikroinstalacji po określonej cenie)

Fakty

  • przesunięto ich obowiązywanie od 1 lipca 2016 r.

Problemy wynikające z zapowiadanych zmian w ustawie

  • Nie ma gwarancji, w jakiej wysokości pozostaną ostatecznie stawki zakupu energii
  • Nie ma gwarancji czy obejmą one instalacje uruchamiane po 1 stycznia 2016r.
  • Nie wiadomo czy będą wypłacane za całość wyprodukowanej energii czy dopiero po zbilansowaniu

Zielone certyfikaty

Fakty

  • przedłużono ich obowiązywanie do 30 czerwca 2016 r.

Problemy wynikające z nieprecyzyjnych zapisów ustawy

  • ryzyko uznania ich za niedozwoloną pomoc publiczną przez KE




Wyzwania przed Polską branżą PV

0
0

Gramwzielone.pl: – W 2015 r. w Polsce powstanie rekordowa ilość systemów fotowoltaicznych, choć ich łączny potencjał w porównaniu do innych europejskich krajów nadal nie robi wrażenia. Jak podsumuje Pan ubiegły rok w polskiej branży fotowoltaicznej?

Bogdan Szymański, prezes Stowarzyszenia Branży Fotowoltaicznej POLSKA PV: – Rok 2015 dla branży fotowoltaicznej to czas rozbudzonych nadziei na dynamiczny rozwój w Polsce, związanych z jednej strony z uchwaleniem ustawy o OZE, a z drugiej z rozpoczęciem programu Prosument. Obie te nadzieje w dużej części zostały zawiedzione. Szczególnie odroczenie obowiązywania stawek gwarantowanych dla najmniejszych instalacji w końcówce roku było szokiem i postawiło wiele firm w trudnej sytuacji.

W roku 2015 byliśmy świadkami oddania do użytku rekordowej liczby farm fotowoltaicznych. Mało kto zdaje sobie sprawę, że wiele tych projektów zostało zrealizowanych dzięki fali optymizmu, jaki w branży fotowoltaicznej nastąpił po raz pierwszy w 2012 roku, kiedy fotowoltaika miała zostać objęta bardzo korzystnym systemem wsparcia. Choć z zapowiadanego eldorado niewiele zostało, to części inwestorów udało się uzyskać dotacje, które pozwoliły sfinalizować projekty.

Rok 2015 był też przełomowy w budowaniu świadomości inwestorów samorządowych, którzy coraz częściej zaczęli dostrzegać fotowoltaikę i pozyskiwać środki unijne na finansowanie tego typu projektów.

Wraz z pojawieniem się rynku instalacji fotowoltaicznych zaczęły licznie pojawiać się firmy działające w branży - nie tylko firmy instalacyjne czy dystrybutorzy, lecz także producenci. Mimo dużej konkurencji wielu polskich producentów dobrze radzi sobie na rodzimym rynku, gdyż potrafi się dostosować do jego unikalnej specyfiki.

Jak oceni Pan jakość instalacji fotowoltaicznych montowanych w Polsce oraz doświadczenie i wiedzę firm instalacyjnych? Nad czym powinny one pracować?

– Uczestnicząc w wielu projektach realizowanych w Polsce, mogę stwierdzić, że jakość montowanych instalacji fotowoltaicznych zdecydowanie się poprawia, choć na tym polu jest jeszcze wiele pracy do wykonania. Jakość wykonanej elektrowni zależy także od podejścia inwestora. Wybór najtańszych rozwiązań w zakresie urządzeń oraz brak nadzoru nad wykonywanymi pracami projektowymi i budowlanymi często ma przykre konsekwencje.

Nawet w dużych projektach PV często nie ma inżyniera projektu, a kontrolujący budowę inspektor nadzoru nie ma żadnego doświadczenia w zakresie fotowoltaiki. Niewielkie doświadczenie polskiego rynku nie jest niczym dziwnym. Większość firm nie mogła zdobyć doświadczenia inaczej niż jak ucząc się na własnych błędach. Z drugiej strony brak jest w Polsce wytycznych branżowych czy dobrych praktyk, na których mogłyby się oprzeć początkujące firmy. W przypadku najmniejszych firm dużym problemem jest przygotowanie odpowiedniej dokumentacji powykonawczej, schematów, testów, pomiarów i instrukcji.

Czy wprowadzenie do programu Prosument wymogu posiadania certyfikatu Urzędu Dozoru Technicznego przez instalatorów wykonujących instalacje w ramach Prosumenta to dobry pomysł? Jak ocenia Pan działanie systemu certyfikacji UDT? Pojawiają się opinie, że jest on niepotrzebny, a weryfikować firmy instalacyjne powinien rynek.

– Certyfikacja UDT jest tematem bardzo złożonym. Sama weryfikacja umiejętności monterów instalacji PV nie jest złym pomysłem, a dyskusja powinna toczyć się głównie o kształt prowadzenia szkoleń i prowadzenia egzaminów. Obecny program przeładowany jest zagadnieniami teoretycznymi, a sam egzamin nie weryfikuje praktycznych umiejętności.

Polski rynek monterów instalacji fotowoltaicznych jest bardzo młody, a jednocześnie dynamicznie rośnie. Montować instalacje PV zaczynają osoby bez żadnego doświadczenia lub z bardzo niewielkim doświadczeniem. Dobrze prowadzony system certyfikacji może pozwolić na uniknięcie wielu błędów w instalacjach. Mechanizmy rynkowe w weryfikacji jakości sprawdzają się na dojrzałych konkurencyjnych rynkach jak np. rynek niemiecki. W Polsce wraz z rozwojem rynku ciągle powstaną bardzo młode firmy wykonawcze z niewielkim doświadczeniem, przez co same mechanizmy rynkowe niewiele pomogą. Najlepszym przykładem jest rynek instalacji kolektorów słonecznych, który bez żadnej kontroli dynamicznie rósł kilka lat temu i bardzo wiele instalacji zostało źle wykonanych, co odbiło się cieniem na całej branży.

Jak ocenia Pan sam program Prosument? Czy powinien być kontynuowany w niezmienionej formule? Jakie zmiany mogą usprawnić jego realizację i przyczynić się do oferowania przez rynek fotowoltaiczny w ramach Prosumenta lepszego produktu w postaci domowych systemów PV?

– Choć sam program Prosument jest dobrą inicjatywą, to do jego funkcjonowania można mieć wiele zastrzeżeń. Sam program powinien przejść wiele zmian. Z punktu widzenia branży PV największym problemem jest długi czas oczekiwania od realizacji do wypłaty środków. Mimo podjętych działań okres ten nadal jest zbyt długi i powoduje problemy z płynnością finansową firm, które wykonują instalacje w ramach Prosumenta. Dobrym rozwiązaniem, które chętnie widziałaby branża, jest częściowe zaliczkowanie zaraz po montażu instalacji. Takie rozwiązanie jest stosowane np. przez WFOŚiGW i pozwala zabezpieczyć interesy obu stron.

Pozytywną zmianą byłoby także wprowadzenie do programu większej liczby banków. Konkurencja zawsze przynosi korzystne zmiany w zakresie obsługi klientów. Mniejsze i większe zmiany są potrzebne także w zakresie wymaganej dokumentacji, procedury składania wniosków, ich rozpatrywania i procedowania. Znamienny jest fakt, że instalacje wykonywane w ramach programu Prosument są często istotnie droższe niż te realizowane bez dotacji. Rośnie także liczba firm, która zamiast zachęcać klientów do skorzystania z dotacji woli obniżać cenę i wykonać instalację za gotówkę.

Wydaje się, że przy tworzeniu wymogów w Prosumencie brakuje rynkowego spojrzenia. Każda dodatkowa procedura, zaświadczenia, certyfikaty zawsze generują dla wykonawcy dodatkowy koszt, który jest wliczany w cenę usługi. Z tego powodu cały program Prosument wymaga głębszej refleksji, aby w miarę możliwości ograniczyć wszelkie wymogi i procedury, które tylko generują niepotrzebne koszty, a nie przekładają się na jakość wykonanych instalacji.

W programie Prosument nie widać instalacji montowanych przez wspólnoty czy spółdzielnie mieszkaniowe. Jak rozruszać ten segment rynku prosumenckiego i sprawić, aby w fotowoltaikę inwestowały także wspólnoty czy spółdzielnie?

– W przypadku wspólnot mieszkaniowych zachęcenie do inwestycji w instalacje fotowoltaiczne jest szczególnie trudne. Wynika to po części z ich formy prawnej. Każdy, kto miał do czynienia ze wspólnotami mieszkaniowymi - szczególnie większymi, wie jak trudno podjąć w nich czasami bardzo proste decyzje. Dodatkowo wiedza wśród zarządców nieruchomości na temat instalacji PV jest bliska zeru i postrzegają ją bardziej jako kolejny problem administracyjny niż korzyść dla ogółu mieszkańców.

Nieco lepiej sytuacja wygląda w przypadku spółdzielni mieszkaniowych z uwagi na prostszą strukturę decyzyjną. Odnosząc się do małego zainteresowania programem Prosument wśród spółdzielni i wspólnot mieszkaniowych, osobiście upatrywałbym go po pierwsze w niskiej świadomości i wiedzy w zakresie instalacji PV, po drugie w barierach formalnych w samym programie, o których już rozmawialiśmy.

Testem dla powstającej w Polsce branży fotowoltaicznej w 2015 r. był program PROW. W krótkim czasie firmy musiały wykonać wiele instalacji fotowoltaicznych. Jakie wnioski nasuwają się Panu w wyniku obserwacji procedur zamówień i samego wykonania instalacji?

– Instalacje wykonane w ramach PROW na przestrzeni sierpień-październik 2015 pokazały z jednej strony dużą możliwość mobilizacji branży fotowoltaicznej w Polsce. Z drugiej strony można mieć wiele zastrzeżeń do jakości wykonania części instalacji jak i całego procesu wyboru wykonawców. PROW-y pokazały bardzo duże braki w zakresie przygotowywanej dokumentacji przetargowej. W wielu przypadkach nie były prawidłowo zinwentaryzowanych budynków, dobranych mocy oraz sparametryzowanych wymagań w zakresie urządzeń.

Dużą bolączką wielu przeprowadzanych przetargów było stawianie wymagań, które w żaden sposób nie przekładały się na jakość urządzeń, lecz jednoznacznie wskazywały jednego producenta, co jest niezgodne z prawem zamówień publicznych. W kilku przypadkach, na prośbę naszych członków, udało nam się podjąć skutecznie działania, w wyniku których zmieniane były zapisy PFU na etapie postępowania przetargowego.

Liczne błędy popełnione na etapie tworzenia wniosków w ramach PROW przynoszą teraz negatywne skutki. Wiele instalacji wykonanych kilka miesięcy temu ciągle nie jest przyłączonych. Problem głównie dotyczy obiektów gminnych, które otrzymują odmowy przyłączenia od zakładów energetycznych z uwagi na zapisy ustawy o OZE. Znane są także przypadki karania właścicieli mikroinstalacji przez zakłady energetyczne za nielegalnie wprowadzenie energii do sieci. Bardzo często wynika to z braku odpowiedniego poinformowania właściciela mikroinstalacji, że uruchomienie może nastąpić wyłącznie po podpisaniu umowy na sprzedaż energii i wymiany licznika przez OSD.

Wnioski, jakie należałoby wyciągnąć to po pierwsze potrzeba lepszego planowania i przygotowania dokumentacji przetargowej. Wybór obiektu powinien zostać poprzedzony małym audytem energetycznym, w którym zostanie przeanalizowane zużycie energii, dostępna przestrzeń montażowa oraz techniczne możliwości przyłączenia danej mocy. Po drugie, w ramach specyfikacji technicznej urządzeń należy wyeliminować praktyki podawania parametrów modułów i falowników, które w żaden sposób nie wpływają na jakość tych urządzeń czy ich walory użytkowe. Po trzecie, w specyfikacji powinno znaleźć się znacznie więcej wymagań w zakresie standardu wykonania instalacji czy pomiarów końcowych dokumentacji powykonawczej.

Na nowy system wsparcia dla OZE poczekamy jeszcze pół roku. Czy Pana zdaniem decyzja o przesunięciu daty wejścia w życie nowego systemu wsparcia na 1 lipca 2016 r. jest uzasadniona, mając na uwadze braki w przepisach dotyczących taryf gwarantowanych czy systemu aukcyjnego?

– Taryfy gwarantowane nie są związane z systemem aukcyjnym oraz zielonymi certyfikatami. Z tego powodu nawet jeżeli chciano przedłużyć stary system wsparcia, nie blokowało to możliwości wprowadzenia taryf gwarantowanych.

Nie ulega wątpliwości, że ustawa wymaga w wielu miejscach poprawy i doprecyzowania przepisów. Jednak przesunięcie o pół roku taryf gwarantowanych na kilka dni przed wejściem w życie przepisów podważa podstawy zaufania obywateli do państwa, wprowadziło niesamowite zamieszanie i podważyło wiarygodność wielu firm, które w dobrej wierze informowały swoich klientów o nowym systemie wsparcia.

Stabilność prawa jest jednym z fundamentów rozwoju każdej branży. Pozwala na planowanie działań i kierunków rozwoju. Nowopowstałe Ministerstwo Energii, przejmujące odpowiedzialność za ustawę o OZE, powinno jak najszybciej przedstawić kompleksowe zmiany, jakie są planowane do wprowadzenia w ustawie. Jednocześnie, w celu odzyskania zaufania branży, dobrym posunięciem byłoby objęcie taryfami gwarantowanymi instalacji przyłączonych po 1 stycznia 2016 roku. Stabilny rozwój energetyki prosumenckiej wymaga dodatkowo jasnych reguł kreowania taryf w przyszłości, aby nie doszło do sytuacji znanych z innych krajów, gdzie po krótkim okresie rozwoju przychodzi załamanie rynku.

Czy deweloperzy w branży fotowoltaicznej mają szanse na realizację projektów w systemie aukcyjnym, mając na uwadze ceny referencyjne dla PV zaproponowane w rozporządzeniu przygotowanym przez Ministerstwo Gospodarki?

– Zaprezentowane ceny referencyjne są istotnie niższe od oczekiwań branży i zdecydowanie nie pozwolą na realizację projektów, które nie są w pełni zoptymalizowane kosztowo. Jeżeli popatrzymy na aukcje przeprowadzane u naszych zachodnich sąsiadów, to oferowane ceny sprzedaży energii z PV spadają poniżej 380 zł/MWh. Jednak specyfika rynku niemieckiego i szczegóły rozliczeń są inne niż w Polsce.

W mojej ocenie, przy niskich cenach referencyjnych największą szansę mają duzi deweloperzy, szczególnie powiązani z producentami modułów fotowoltaicznych, dodatkowo mający dostęp do bardzo taniego finansowania. Niestety przy obecnym kształcie systemu aukcyjnego niewielkie szanse mają małe instalacje, które praktycznie pominięto w systemie wsparcia.

Ostatnio przyjęta nowelizacja ustawy o OZE daje pół roku na przygotowanie dobrych zmian w przyjętych wcześniej regulacjach. Które przepisy i jak należy poprawić w zakresie wsparcia dla prosumentów? Na jakie problematyczne kwestie powinno zwrócić uwagę nowe Ministerstwo Energii przygotowując korektę systemu wsparcia dla prosumentów w ramach kolejnej nowelizacji ustawy o OZE?

– Koniecznych zmian oraz oczekiwań jest bardzo dużo. W przypadku prosumentów najważniejsze jest doprecyzowanie sposobu rozliczenia taryf gwarantowanych. Jako stowarzyszenie będziemy postulować, aby taryfy były przyznawane za całość wytworzonej energii. W zakresie taryf dobrą zmianą byłoby także wprowadzenie prostych zasad opodatkowania przychodów ze sprzedaży energii przez prosumentów np. w postaci ryczałtu. Kluczową zmianą w ustawie jest rozszerzenie definicji prosumenta o JST, związki wyznaniowe oraz inne podmioty, które mogą mieć obecnie problemy z przyłączeniem mikroinstalacji. Pożądaną zmianą byłoby rozszerzenie net meteringu także na małe instalacje.

W zakresie systemu aukcyjnego, należałoby się zastanowić nad wprowadzeniem podziału nie tylko na moce, lecz także na technologie. Zdecydowanie większe wsparcie powinno pójść w kierunku małych instalacji. Zasadne wydaje się stworzenie odrębnej puli mocy dla małych instalacji do 200 kW. W zakresie systemu aukcyjnego pożądaną zmianą byłoby także uproszczenie rozliczenia wyprodukowanej energii, likwidacja opłat za bilansowanie handlowe dla instalacji powyżej 500 kW i wprowadzenie prostego systemu, w którym wylicytowana na aukcji stawka byłaby ceną gwarantowaną przez określony okres. Takie rozwiązanie ograniczyłaby ryzyko inwestycyjne i ułatwiłoby finansowanie projektów.

Jak widzi Pan rolę SBF Polska w branży PV? Jakie najważniejsze wyzwania stawia Pan przed Stowarzyszeniem?

– Cele przed stowarzyszeniem stawia sam rynek i jego otoczenie. W pierwszej połowie roku największym wyzwaniem będzie praca na rzecz dobrych zmian w ustawie o OZE. Mamy świadomość, że korzystne dla prosumentów zmiany napotykają na silny opór zawodowej energetyki. Stąd potrzeba dotarcia z naszymi argumentami jak najszerzej do posłów, senatorów oraz Ministerstwa Energii.

Jeżeli chcemy skutecznie lobbować w kwestii wsparcia dla PV jako branża, nie możemy jedynie ograniczać się do formułowania postulatów, lecz musimy także umieć przedstawić szerszy kontekst korzyści, jakie może przynieść rozwój fotowoltaiki w Polsce. W zakresie działań edukacyjnych chcemy kontynuować prace rozpoczęte w 2015 r., polegające na wypracowaniu jednego standardu przyłączania mikroinstalacji fotowoltaicznych w Polsce, który mógłby zostać uznany – jeżeli nie przez wszystkie – to przynajmniej przez większość OSD.

Duży nacisk chcemy także położyć na działania edukacyjne w zakresie poprawnego doboru i wykonania mikroinstalacji. W tym zakresie przy współpracy z naszymi członkami i firmami partnerskimi chcemy przygotować branżowe wytyczne.

Dużym wyzwaniem na 2016 rok jest program Prosument, który w obecnym kształcie nie jest w pełni efektywnym systemem wsparcia. Będziemy starać się przekonać NFOŚiGW do liberalizacji wymogów i uwzględnienia postulatów branży.

Jak Pana zdaniem polska branża fotowoltaiczna będzie rozwijać się w 2016 r. i jakie czynniki o tym rozwoju zdecydują?

– Dyskusja na temat perspektyw rozwoju jest bardzo trudna z uwagi na czynniki polityczne, od których ten rozwój silnie zależy. W naszych analizach w zeszłym roku prognozowaliśmy w optymistycznym wariancie montaż nowych instalacji na poziomie ponad 150 MW, jednak z uwagi na przesunięcie terminu wprowadzenia taryf gwarantowanych rzeczywisty potencjał będzie mniejszy od oczekiwań.

Głównym czynnikiem, który będzie decydował o szybkości rozwoju fotowoltaiki w Polsce, jest finalny kształt ustawy o OZE w kilku kluczowych zapisach. W przypadku mikroinstalacji oprócz wysokości stawek ważny będzie sposób ich rozliczania, o którym rozmawialiśmy wcześniej. W zakresie aukcji szanse instalacji fotowoltaicznych zwiększyłoby wprowadzenie koszyków technologicznych i podniesienie ceny referencyjnej. Oba te rozwiązania będzie jednak trudno wprowadzić z uwagi na krótki czas, jaki Ministerstwo Energii dało sobie na nowelizację ustawy.

Drugoplanowy, jednak także ważny, wpływ na rozwój instalacji fotowoltaicznych będzie miało podejście zakładów energetycznych do przyłączania i odkupu wyprodukowanej energii. Obecnie widać, że wzrost zainteresowania mikroinstalacjami przekłada się na wydłużanie czasu potrzebnego do ich przyłączenia. Procedury rodem z PRL panujące w wielu OSD odpowiedzialnych za przyłączenie i spółkach obrotu zobowiązanych do zakupu energii stają się wąskim gardłem dla przyłączenia dużej liczby rozproszonych mikroinstalacji. Dużym motorem rozwoju instalacji PV w Polsce w poprzednich latach były środki unijne, dlatego z nadzieją patrzymy na uruchomienie nowych programów UE, które mogą także istotnie wpłynąć na rozwój branży.

Jak przygotować farmę fotowoltaiczną pod aukcję OZE.

0
0
Nowelizacja ustawy o OZE odsunęła o pół roku system aukcyjny daje to zainteresowanym inwestorom dodatkowy czas na przygotowanie projektów fotowoltaicznych pod aukcje. Jaką drogę należy przejść, aby przystąpić do aukcji i wybudować farmę fotowoltaiczną?

1 - Pozyskanie działki, dla której zapisy MPZP przewidują możliwość lokalizacji instalacji OZE powyżej 100 kW. W przypadku, gdy działka nie jest objęta MPZP uzyskać WZ. Na 1 ha działki możliwe jest do zbudowania od ok 500 - 700 kWp mocy elektrowni PV.

2 - Przygotowanie koncepcji technicznej w zakresie doboru mocy farmy fotowoltaicznej, wyboru urządzeń, rozplanowania modułów fotowoltaicznych.

3 - Przygotowanie wniosku o wydanie warunków przyłączenia do OSD. Zgodnie z prawem energetycznych na rozpatrzenie wniosku OSD ma maksymalnie 150 dni (w przypadku przyłączenia do SN). W praktyce czas ten zazwyczaj oscyluje od 1 do 2 miesięcy. Należy zaznaczyć, że po złożeniu wniosku inwestor jest zobowiązany do wpłaty zaliczki na poczet przyłączenia w ciągu 14 dni od daty złożenia wniosku w wysokości 30 zł/kW. Należy dodać, że postawą zajęcia się przez OSD wnioskiem jest przedstawienie zapisów MPZP, z których będzie jednoznacznie wynikać, że istnieje możliwość budowy na wskazanej działce instalacji OZE powyżej 100 kW.

4 - Uzyskanie decyzji środowiskowej dopuszczającej budowę elektrowni PV w przypadku, gdy teren zabudowy jest większy niż 1 ha. W przypadku terenów chronionych obowiązek uzyskania decyzji środowiskowej jest już dla obszaru zabudowy powyżej 0,5 ha.

5 - Wykonanie projektu budowlanego i uzyskanie od Starostwa Powiatowego prawomocnego pozwolenia na budowę.

6 - Uzyskanie zaświadczenia o dopuszczeniu do aukcji. Zaświadczenie wydawane jest przez Prezesa URE na podstawie wniosku, do którego należy dołączyć: 
a) Dokumenty potwierdzające dopuszczalność lokalizacji danej instalacji na terenie objętym planowaną inwestycją. Może to być wypis i wyrys z miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego lub decyzji o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu – w przypadku braku planu 
b) Potwierdzenie wydania warunków przyłączenia instalacji do sieci dystrybucyjnej 
c) Prawomocne pozwolenie na budowę wydane dla projektowanej instalacji 
d) Prawomocną decyzję o środowiskowych uwarunkowaniach 
e) Harmonogram rzeczowego - finansowy realizacji budowy

Wydane zaświadczenie stanowi podstawę dopuszczenia instalacji OZE do udziału w aukcji. Termin ważności zaświadczenia o dopuszczeniu do aukcji wynosi 12 miesięcy i liczy się go od dnia wydania zaświadczenia.

7 - Licytacja ilości wyprodukowanej przez kolejne 15 lat energii na aukcji przeprowadzanej w formie elektronicznej przez URE. Maksymalną kwotę możliwą do zaoferowania przez inwestora ogranicza ogłoszona przez Ministerstwo Gospodarki cena referencyjna która dla instalacji PV o mocy do 1 MW wynosi 465 zł/MWh. Pula dostępnej na aukcji energii będzie ograniczona rozporządzeniem MG. Prawo do budowy elektrowni przędzie przyznawane od najtańszych ofert do najdroższych do wyczerpania puli. Po wygraniu aukcji inwestor

8 - Po wygraniu aukcji należy przystąpić do realizacji inwestycji, na którą inwestor ma 24 miesięcy.

Antydumping na moduły fotowoltaiczne rozszerzony na produkty sprowadzane z Tajwanu oraz Malezji.

0
0
Dochodzenie Komisji Europejskiej potwierdziło, że Tajwańskie oraz Malezyjskie firmy uczestniczyły w procederze sprzedaży chińskich modułów oraz ogniw PV w celu ominięcia europejskich restrykcji. Aby temu zapobiec istniejące cła antydumpingowe i antysubsydyjne dotyczące chińskich modułów PV i ogniw PV zostały rozszerzone o Malezję i Tajwan.

Co niezmiernie istotne dla importerów tajwańskich czy malezyjskich modułów to fakt, że służby celne krajów UE mogą dochodzić obowiązków celnych i uiszczenia karnych ceł antydumpingowych w wysokości nawet 53,4% wstecz od 29 maja 2015 czyli od momentu rozpoczęcia dochodzenia.

Co ważne nie wszystkie Tajwańskie oraz Malezyjskie firmy będą objęte restrykcjami. Dwadzieścia tajwańskich oraz pięć malezyjskich firm wykazało, że nie babrało udziału w nielegalnym procederze są to:

Malezja
AUO - SunPower Sdn. Bhd.
Flextronics Shah Alam SDN. BHD
Hanwha Q CELLS Malaysia Sdn. Bhd.
Panasonic Energy Malaysia Sdn. Bhd.
TS Solartech Sdn. Bhd.

Tajwan
ANJI Technology Co., Ltd.
AU Optronics Corporation
Big Sun Energy Technology Inc.
EEPV Corp.
E-TON Solar Tech. Co., Ltd.
Gintech Energy Corporation
Gintung Energy Corporation
Inventec Energy Corporation
Inventec Solar Energy Corporation
LOF Solar Corp.
Ming Hwei Energy Co., Ltd.
Motech Industries, Inc.
Neo Solar Power Corporation
Perfect Source Technology Corp.
Ritek Corporation
Sino-American Silicon Products Inc.
Solartech Energy Corp.
Sunengine Corporation Ltd.
Topcell International Co.,
TSEC Corporation
Win Win Precision Technology Co., Ltd.

RPO na Lubelszczyźnie dyskryminuje instalacje fotowoltaiczne

0
0
Szczegóły oceny wniosków w ramach RPO w woj. lubelskim jednoznacznie dyskryminują instalacje fotowoltaiczne kosztem kolektorów słonecznych. W ramach przyjętych kryteriów oceny została wprowadzona wysoka punktacja przyznawana za efektywność kosztową MW zainstalowanej mocy z poziomami kosztów niemożliwymi do osiągnięcia dla instalacji fotowoltaicznych. W efekcie projekty oparte o instalacje kolektorów słonecznych są w stanie otrzymać w ramach tego kryterium 25 punktów przy 0 punktów dla instalacji fotowoltaicznych. 

Interwencję w tej spawie podjęło Stowarzyszenie Branży Fotowoltaicznej Polska PVwskazując że miarą efektywności kosztowej jest koszt wytworzenia jednostki energii a nie zainstalowanej mocy. W szczegółach problem dotyczy kryterium oceny wniosków dla Działania 4.1 “Wsparcie wykorzystania OZE”  gdzie jednym z głównych kryteriów oceny wniosków jest efektywność kosztowa projektu. W ramach którego ocenie będzie podlegał średni umowny koszt jednostkowy budowy 1 MW mocy instalacji. Zdaniem Stowarzyszenia Branży Fotowoltaicznej POLSKA PV przyjęte kryterium w żaden sposób nie odzwierciedla rzeczywistych kosztów wytwarzania energii w danym źródle, gdyż między poszczególnymi technologiami istnieje duża różnica w uzyskach energii z zainstalowanej mocy. W celu oceny rzeczywistej efektywności kosztowej należałoby odnieść koszty montażu do ilości wyważanej energii wyrażonej w MWh, a nie mocy szczytowej instalacji wyrażonej w MW.
 
Przyjęte założenia jawnie i bezpodstawnie dyskryminują technologie charakteryzujące się wyższymi kosztami zainstalowania jednostkowej mocy jak instalacje fotowoltaiczne, a premiują technologie o jednostkowych kosztach niższych - jak kolektory słoneczne.
 
Należy zadać pytanie czy tworzenie kryteriów miało na celu promowanie rzeczywistej efektywności kosztowej czy stronnicze premiowanie jednej technologii względem innej? Zbiegiem okoliczności jest ustalenie dolnego pułapu kosztowego na poziomie 1 998 829 zł/MW (część kosztów finansowana z EFRR), za który przyznawane jest 5 punktów na poziomie do którego mogą zbliżyć się jedynie instalacje kolektorów (przy założeniu 85% dotacji), z kolei górny pułap cenowy został przyjęty na poziomie 3 331 384 zł/MW (część kosztów finansowana z EFRR), powyżej którego przyznawane jest 0 punktów, a który to poziom jest praktycznie niemożliwy do osiągnięcia dla najmniejszych mikro instalacji fotowoltaicznych montowanych na dachach domów nawet przy założeniu niższej dotacji na poziomie 65%. Należy dodać że przy wadzie 5 dla tego kryterium "tanie" technologie mogą uzyskać aż 25 punktów z kolei technologie droższe przekraczające górny pułap otrzymają 0. W efekcie wszystkie projekty z przewagą kolektorów słonecznych mają pierwszeństwo przed projektami z przewagą instalacji fotowoltaicznych.

Stowarzyszenie SBF POLSKA PV opowiada się zawsze za równym traktowaniem technologii OZE, co więcej, stoimy na stanowisku, że główny głos decydujący w wyborze technologii powinien należeć do końcowego beneficjenta, który będzie użytkował instalacje.
 
W ocenie Stowarzyszenia SBF POLSKA PV jedynie uzysk energii, czy to elektrycznej czy cieplnej, może być podstawą kryterium efektywności kosztowej projektu. Uzysk energii a nie moc instalacji przekłada się na korzyści energetyczne dla beneficjenta oraz spełnienie wskaźników redukcji emisji zanieczyszczeń.
 
Przeprowadzona przez Stowarzyszenia SBF POLSKA PV porównawcza analiza kosztowa pomiędzy instalacją kolektorów słonecznych i instalacją fotowoltaiczną wskazuje, że biorąc pod uwagę uzyski roczne energii obie technologie są znacznie bardziej zbliżone kosztowo niż w przypadku oceny w oparciu o koszt zainstalowania jednostki mocy.
 
Biorąc pod uwagę koszty zainstalowana instalacji fotowoltaicznej i instalacji kolektorów w przeliczeniu na 1 MWp mocy, kolektory słoneczne są blisko 2 razy tańsze. Przyjęty do analizy średni koszt 1 MWp mocy zainstalowanej w obydwu technologiach kształtuje się następująco:
  • Instalacja kolektorów słonecznych 2 800 000,- (PLN netto/MW)
  • Instalacja fotowoltaiczna 5 500 000,- (PLN netto/MW)
Jeżeli natomiast przeanalizujemy zdolność produkcyjną energii z jednostki zainstalowanej mocy sytuacja przedstawia się diametralnie różnie. Przy takim porównaniu to instalacja fotowoltaiczna charakteryzuje się znacznie wyższymi uzyskami w stosunku do instalacji kolektorów słonecznych.
  • Instalacja kolektorów słonecznych 595 (MWh/MWp)
  • Instalacja fotowoltaiczna 980 (MWh/MWp)
Do analizy przyjęto średnie wartości uzysku energii w skali roku w warunkach nasłonecznienia dla Lubelszczyzny. Wyniki otrzymano w oparciu o symulacje komputerowe zakładając budowę instalacji kolektorów słonecznych w oparciu o zastosowanie kolektorów płaskich, natomiast dla instalacji fotowoltaicznej przyjęto wykorzystanie modułów polikrystalicznych.

Przechodząc do analizy kosztowej uwzględniającej ceny instalacji oraz wskaźnik uzysku w wybranym czasie pracy można oszacować rzeczywistą efektywność kosztową technologii kolektorów słonecznych oraz instalacji fotowoltaicznej wyliczając wskaźnik kosztu wytworzenia jednostki energii w odniesieniu do rocznego okresu pracy.
  • Instalacja kolektorów słonecznych 4,75 zł/kWh
  •  Instalacja fotowoltaiczna 5,6 zł/kWh
Wskaźnika efektywności kosztowej nie należy mylić z rzeczywistym kosztem wytwarzania energii w danym źródle. W analizie celowo nie uwzględniono uzysku w całym okresie pracy instalacji, gdyż jest ona znacznie dłuższa niż trwałość projektu oraz nie uwzględnia kosztów OPEX, gdyż nie są one kosztem kwalifikowanym w programie.

Z wyliczeń wynika, że średni koszt wytworzenia 1 kWh energii z instalacji kolektorów słonecznych wynosi 4,75 zł, a koszt ten w przypadku instalacji fotowoltaicznej wynosi 5,6 zł, czyli o niespełna 18% więcej.

Zdaniem Stowarzyszenia Branży Fotowoltaicznej Polska PV oparcie efektywności kosztowej o wskaźnik uzysku energii pozwoli faktycznie konkurować różnym technologią miedzy sobą a jednocześnie pozwoli racjonalnie i sprawiedliwie wydatkować środki publiczne.

113 zł za projekt budowlany instalacji fotowoltaicznej

0
0
Obserwując pojawiające się przetargi na wykonanie dokumentacji instalacji fotowoltaicznych, które mają być finansowane w ramach RPO w poszczególnych województwach z jednej strony widać, że poszczególne gminy nie do końca wiedzą, jakiej dokumentacji powinny wymagać i często stawiają nieracjonalne wymagania. Z drugiej strony poziom cenowy składanych ofert jest głęboko zaniżony. W coraz większej liczbie przetargów "najkorzystniejsze" oferty mieszczą się w przedziale 100 -200 zł/projekt, czyli grubo poniżej kosztów.

W takim razie, jakim cudem pojawiają się takie oferty - czy projektanci zaczęli pracować pro publico bono? Czy za projektowanie wzięły się fundacje charytatywne? A może projekty te są przygotowane przez firmy, które doszły do wniosku, że to nie na projekcie się zarabia i są skłonne dołożyć do prac projektowych kilkadziesiąt - kilkaset tyś zł po to, aby zwiększyć szansę na wygranie przetargu zaprzyjaźnionej firmie? Przyjmując taką hipotezę oznaczałoby to, że szykuje się silne ograniczanie konkurencji w projektach i PFU na masową skalę, co w mikro skali obserwowaliśmy w PROW.

Aby nie być gołosłownym przeanalizujmy przetarg na dokumentację w gminie Głusk.

Główne wymaganie przetargowe:

  1. Opracowanie 400 odrębnych projektów budowlanych mikroinstalacji PV dla 400 odrębnych obiektów
  2. Konieczność oceny statycznej obiektów
  3. Moc instalacji musi być dobrana do mocy przyłączeniowej obiektu i technicznych możliwości montażu
  4. Sporządzenie kosztorysów
  5. Przeprowadzenie inwentaryzacji obiektów w zakresie instalacji elektrycznej

Koszt takiego opracowania nawet biorąc pod uwagę powtarzalność pewnych prac powinien wynieś ok 1200 zł/obiekt czyli ok 480 000. Z kolei "najkorzystniejsza" oferta opiewała na 45 264 zł czyli zaledwie 113zł/obiekt. W takiej cenie nie da się nawet rzetelnie zinwentaryzować obiektów nie mówiąc już o wykonaniu projektów.

Przy tej okazji należałoby zaznaczyć, że w takich sytuacjach gminy powinny jasno ustalić zakres opracowania dokumentacji, który w przypadku mikroinstalacji nie wymaga wykonania projektów budowlanych a jedynie projektów koncepcyjnych zawierających:

  1. Analizę techniczną możliwości montażu modułów PV na dachu lub przy budynku także biorąc pod uwagę zacienienie
  2. Analizę stanu technicznego instalacji elektrycznej, które obejmie minimalnie określenie układu sieci, zastosowanych zabezpieczeń przed i za licznikowych, typu i przekroju poprzecznego kabli dochodzących z przyłącza
  3. Ustalenie mocy przyłączeniowej, właściciela przyłącza oraz rocznego zużycia energii
  4. Ustalenie czy obiekt posiada instalację odgromową oraz przepięciową.
  5. Ustalenie pokrycie dachowego oraz wszelkich istotnych faktów wpływających na koszty montażu.
W oparciu o zebrane dane powinien zostać dobrana moc instalacji PV dostosowane do dostępnej przestrzeni montażowej oraz rocznego zużycia energii. Opracowanie powinno zawierać rozplanowanie modułów na dachu oraz koncepcję przyłączenia do sieci i zastosowanych zabezpieczeń.

W kwestii wyboru kluczowych komponentów jak moduły fotowoltaiczne, falowniki oraz konstrukcja wsporcza należy dopilnować, aby wskazane parametry urządzeń nie ograniczały konkurencji wskazując pośrednio określonego dostawcę a jedynie merytoryczne cechy użytkowe. W tym celu można skorzystać z wytycznych SBF polska PV. W przypadku wątpliwości warto pomyśleć o zleceniu audytu budzącej wątpliwości dokumentacji.


1:07 propozycja ME w zakresie "wsparcia dla prosumentów"

0
0
Mimo iż nie ma jeszcze żadnych oficjalnych zapisów w zakresie nowelizacji rozdziału 4 ustawy o OZE (rozdział opisujący wsparcie dla mikroinstalacji). Sygnały i przecieki, jakie docierają z Ministerstwa Energii są niepokojące, mimo iż nie stanowią one ciągle spójnego rozwiązania w zakresie wsparcia dla prosumentów pewne propozycje mogą budzić daleko idące zaniepokojenie. Wypowiedzi przedstawicieli ME wybrzmiewają w tonie jakby całkowicie zapomniano, że obecnie w ustawie dla najmniejszych instalacji przewidziano stawki gwarantowane, za którymi głosowała obecna partia rządząca a ówczesna opozycja.

W zamian za to Ministerstwo energii proponuje net metering w bardzo niejasnym kształcie. Po pierwsze ciągle nie wiadomo czy rozliczenie w bilansach półrocznych / rocznych będzie dotyczyć jak obecnie tylko energii czy tak, że opłat przesyłowych. Należy zaznaczyć, że dla najmniejszych instalacji pv ekonomika ich budowy na zasadach net meteringu występuje tylko w przypadku pełnego rozliczenia bilansowego ( przesył + energia). Z kolei w swych zapowiedziach ME nic nie mówi, jakich składowych będzie dotyczyć bilansowanie jednocześnie dodatkowo proponuje rozliczenie, w którym za jedną kilowatogodzinę energii prowadzoną do sieci prosument będzie miał możliwość odbioru 0.7 Kilowatogodziny. Abstrahując od braku ekonomicznych podstaw dla budowy mikro instalacji fotowoltaicznych przy takich zasadach rozliczenia. Proponowane rozwiązanie jawnie dyskryminowałoby energetykę rozproszoną będąc jednocześnie niesprawiedliwe społecznie. W konsekwencji prosumenci zostaliby sprowadzeni do roli przymusowych darczyńców dużych koncernów energetycznych. Co więcej przy takim rozwiązaniu czysta zielona energia wytwarzana w rozproszonych mikroźródłach przez ZE byłaby pozyskiwana w cenie energii czarnej. Biorąc pod uwagę, że obecna cena sprzedaży energii dla odbiorców indywidualnych jest na poziomie 0,25 zł/kWh netto to przy założeniu, że prosument będzie mógł odebrać zaledwie 0.7 kWh energii wprowadzonej wartość energii odebranej spada do poziomu około 0,176 zł/kWh netto, czyli w okolice hurtowej ceny energii na TGE. W takim przypadku trudno w ogóle mówić o systemie wsparcia dla prosumentów szczególnie biorąc pod uwagę, że Ministerstwo Energii chce także ograniczyć i utrudnić sprzedaż nadwyżek energii produkowanej przez prosumentów.

Jedyną dobrą informacją jest fakt, że nie jest to jeszcze projekt ustawy a jedynie pewne zapowiedzi kierunku zmian. Miejmy nadzieję, że w drodze konsultacji Ministerstwo energii uwzględni zgłaszane postulaty i w konsekwencji system wsparcia dla prosumentów nie stanie się w efekcie ustawą anty prosumencką na wzór ustawy anty wiatrakowej.

Konieczne zmiany w ustawie o OZE

0
0
  1. Rozszerzenie katalogu podmiotów, które mogą kupować i sprzedawać energię z rozliczeniem w bilansach półrocznych o wszystkich konsumentów energii niezależnie od ich formy prawnej i czasu montażu mikroinstalacji. 
  2. Zobowiązanie każdego sprzedawcy energii do rozliczania energii kupowanej i sprzedawanej w bilansach półrocznych a nie jedynie tzw. sprzedawcy zobowiązanego
  3. Zniesienie pisemnego obowiązku sprawozdawczego nałożonego na prosumentów w zakresie raportowania OSD ilości wyprodukowanej energii i energii wprowadzonej do sieci. 
  4. Wyłączenie mikroinstalacji z podatku akcyzowego
  5. Wyłączenie właścicieli mikro i małych instalacji z kosztów bilansowania handlowego. 
  6. Przyjęcie jasnej definicji net meteringu w ramach której zostaną doprecyzowane ramy czasowe rozliczenia oraz zakres rozliczenia obejmujący zarówno bilansowanie energii jak i przesyłu. 
  7. Wprowadzenie taryf gwarantowanych zakupu energii z mikro instalacji do 10 kW po zbilansowaniu (w przypadku pełnego netmeteringu). 
  8. Objęcie systemem wsparcia w tym taryfami gwarantowanymi instalacji przyłączonych do sieci po 1 stycznia 2016.
  9. Wprowadzenie prostych zasad opodatkowania przychodów ze sprzedaży energii z mikroinstalacji np. w postaci ryczałtu. 
  10. Wprowadzenie większego wsparcia dla małych instalacji poprzez umożliwienie rozliczenia w bilansach półrocznych dla instalacji przyłączanych po 1 lipca 2016 r. 
  11. Wprowadzenie w ramach aukcji oddzielnej puli mocy dla małych instalacji z których energia będzie w większości konsumowana na potrzeby własne obiektu przy którym lub w ramach którego są one montowane.
  12. Wprowadzenie w ramach aukcji koszyków technologicznych.

Zjednoczona branża PV w Polsce mówi jednym głosem w Departamencie Energii Odnawialnej

0
0
W efekcie zawiązania szerokiego porozumienia firm oraz organizacji z branży PV na spotkaniu w Departamencie Energii Odnawialnej 04 kwietnia 2016 r. pojawiła się po raz pierwszy tak szeroka reprezentacja branży.
Reprezentanci Porozumienia Branży Fotowoltaicznej w Polsce oraz koordynator prac  (od prawej):
Bogdan Szymański- Prezes Zarządu Stowarzyszenia Branży Fotowoltaicznej – Polska PV; Dr inż. Stanisław M. Pietruszko- Prezes Zarządu Polskiego Towarzystwa Fotowoltaiki, Przewodniczący Reprezentantów;
Mariusz Potocki- Członek KIGEIT. 
Jakub Charaszkiewicz- Członek Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Słonecznej; Paweł Czaus koordynator prac. 

Na podstawie wymiany poglądów z Dyrektorem Departamentu panem Andrzejem Kaźmierskim odniesiono wrażenie, że Ministerstwo jest otwarte na dialog z branżą. Z dużym zrozumieniem przyjmowane były postulaty w sprawach technicznych i naprawczych ustawy, z kolei punktem sporu zapewne będzie finalny kształt systemu wsparcia.

Bardzo pozytywną informacją jest zapowiedź Ministerstwa w zakresie:
– rozszerzenia definicji prosumenta o każdego konsumenta energii,
– definicja mini źródła energii odnawialnej,
– wyeliminowanie kwartalnego obowiązku sprawozdawczego dla prosumentów,
– rozważenie wprowadzenie trybu odwoławczego w przypadku opieszałości OSD w przyłączeniu mikroinstalacji.

Punktem sporu ze stroną rządową z pewnością pozostanie system wsparcia, w zakresie którego porozumienie branży fotowoltaicznej w Polsce proponuje net- metering 1:1 oraz utrzymanie taryf gwarantowanych zgodnie z zapisami ustawy o OZE.
Z kolei wyjściową pozycją Ministerstwa jest net- metering w postaci:
– 1:0,7 dla instalacji do 7 kWp,
– 1:0,5 dla instalacji 7-40 kWp
– 1:0,35 dla instalacji z dotacją

W tym miejscu należy zaznaczyć, że bez projektu ustawy są to jedynie deklaracje i propozycje Ministerstwa, które jednak jasno pokazują kierunek zmian.

Jak komentują reprezentanci Porozumienia w momencie pojawiania się projektu nowelizacji ustawy i oficjalnych konsultacji czeka nas trudna batalia o system wsparcia dla fotowoltaiki tak, aby zachować ekonomiczne podstawy funkcjonowania branży. Z tego względu każda firma popierająca stanowisko Porozumienia proszona jest o przystąpienie do Porozumienia poprzez informację mailową do sekretarza Porozumienia pana Pawła Czaus pawel.czaus@pses.org.pl

Panowie dziękuję za porozumienie oraz wspólny front w walce o fotowoltaikę w Polsce !

Przemyślenia po spotkaniu w Departamencie Energii Odnawialnej

0
0
Początkiem tego tygodnia miałem przyjemność uczestniczyć w spotkaniu w Departamencie Energii Odnawialnej gdzie jako branża PV w Polsce mieliśmy możliwość przedstawić swoje postulaty oraz zadać pytania o kształt zmian w ustawie. Po spotkaniu można odnieść wrażenie że ministerstwo energii jest otwarte na naprawcze zmiany ustawy z drugiej strony jest zdeterminowane do zmiany sytemu wsparcia i wyeliminowania taryf gwarantowanych. Poniżej przemyślenia na temat tez i odpowiedzi poruszanych podczas spotkania. 

1 - Techniczne zmiany w ustawie jak definicja prosumenta poszerzona o każdego odbiorcę końcowego energii, wyeliminowanie kwartalnego raportowania zapewne pojawi się już w opracowywanym projekcie nowelizacji ustawy o OZE i widać dużą otwartość ME na tego typu zmiany. 

2- Podstawą "wsparcia" dla mikroinstalacji będzie netmetering.  

3 - Net metering będzie obejmował zarówno energię jak i dystrybucję jednak w wyjściowej propozycji ME zapewne zaproponuje dla instalacji do 7 kWp wskaźnik 1:0,7 dla większych 1:0,5. W zakresie wskaźników oraz zakresów mocy widać pole do negocjacji. 

4 - Intencją ME jest wprowadzenie systemu wsparcia w którym mikronstlacje będą zwracać się okresie w 9-11 lat jednak propozycja 1:07 tego warunku nie spełnia. 

5 - Stawki gwarantowane zostaną zapewne zostaną wyeliminowane w propozycji nowelizacji jednocześnie widać bardzo duży opór ME do tego systemu wsparcia i dyskusji na jego temat. 

6 - Nowy system wsparcia dla mikroinstalacji ma być powszechny i objąć wszystkie instalacje zarówno nowe jak i istniejące. 

7 - W aukcjach dla większych instalacji mogą pojawić się koszyki technologiczne co jest pozytywną informacją jednak nie jest znany mechanizm wyliczenia puli mocy dla poszczególnych technologii. 

8 - Ustawa ma obowiązywać do 1 lipca - widać dużą determinację do jej uchwalenia co oznacza że zapewne trafi do sejmu jako projekt poselski.

Sugestie w zakresie koniecznych zmian w ustawie które warto poruszyć przy w ramach jej nowelizacji można przesłać do biura Stowarzyszenia Branży Fotowoltaicznej biuro@polskaPV.pl które stało się sygnatariuszem szerokiej branżowej koalicji

Stowarzyszenie branży fotowoltaicznej Polska PV

Problem jakości w gminnych przetargach na montaż instalacji fotowoltaicznych.

0
0
Prawo zamówień publicznych każe w przetargach gminnych wybierać najkorzystniejsze oferty niestety w praktyce sprowadza się to do wyboru oferty najtańszej co rodzi szereg problemów z jakością zastosowanych komponentów, jakości montażu i zapewnienia serwisu oraz gwarancji. Konkurencja jedynie ceną między firmami po przekroczeniu pewnego poziomu musi odbić się na jakości wykonanej instalacji. Z taką sytuacją mamy do czynienia w przypadku przetargu w Busko Zdrój gdzie „najkorzystniejsza” oferta na budowę mikroinstalacji oscylowała wokół 3730 zł/kWp netto gdzie w tej cenie nie można nawet kupić komponentów i zabezpieczeń wysokiej jakości nie mówiąc już o montażu, serwisie, gwarancjach.

Jak zapisać jakość – to pytanie zadaje sobie wielu inwestorów których obejmuje ustawa o zamówieniach publicznych. Wiele z obecnie stosowanych prób ograniczenia możliwości startowania w przetargu nierzetelnych wykonawców się nie sprawdza. Bardzo często inwestor w wymaganiach stawia warunek referencji jednak obecnie referencje na każdy przetarg można przynieść w teczce lub stworzyć konsorcjum z firmą która wniesie pożądane referencje. Innym sposobem podniesienia jakości jest żądanie wydłużonej gwarancji jednak w przypadku spółek celowych zakładanych do wygrywania przetargów długa gwarancja również nie przedstawia wysokiej wartości. Jak zatem zadbać o jakość instalacji PV w przetargach publicznych?

Po pierwsze urządzenia

Ustawa o zamówieniach publicznych nie pozwala na ograniczanie konkurencji a specyfikacja techniczna musi dotyczyć parametrów użytkowych. Z tego względu bardzo ciężko wyspecyfikować parametry kluczowych urządzeń jak moduły fotowoltaiczne w sposób eliminujący niskiej jakości urządzenia – bez ograniczania konkurencji. W przypadku klasycznych modułów PV mono czy poli krystalicznych jest to praktycznie niemożliwe gdyż nawet producenci oferujący najniższej jakości moduły PV są w stanie uzyskać dowolną certyfikację czy przygotować pod przetarg produkt o dowolnych parametrach. Jednym ze sposobów eliminacji niskiej jakości modułów PV w przetargach jest postawienie na nowe technologie, których nie opłaca się wykonywać z niskiej jakości komponentów. Wśród najciekawszych technologii należy wymienić moduły oparte o ogniwa PREC, Moduły SMART, czy moduły CIGS. Technologie te są dostępne dla kilkudziesięciu najbardziej zaawansowanych technologicznie producentów dbających o jakość sprzedawanych produktów. Innym sposobem jest stawianie wymogu wysokiej sprawności modułów PV dzięki czemu można uniknąć modułów wyprodukowanych z ogniw niskiej jakości. W tym przypadku należy mieć na uwadze ciągły wzrost sprawności modułów PV oraz różnice w sprawności między poszczególnymi technologiami.

Po drugie nadzór

Niska cena w przetargu często oznacza dla wykonawcy konieczność oszczędzania na każdym detalu i komponencie oraz podwykonawcach. W takim przypadku niezmiernie ważny jest nadzór inwestorski pełniony przez osobę/osoby mogące szybko i jednoznacznie stwierdzić czy prace wykonywane są zgodnie ze sztuką a używane komponenty są zgodne z dokumentacją. Szczególnie ważna jest kontrola prac zanikających których nie można zweryfikować w ramach odbioru końcowego.

Po trzecie pomiary i odbiór

Odbiór inwestycji to ostatnia szansa dla inwestora aby zanegować jakość oraz zgodność wykonanych prac. Odbiór dobrze przeprowadzić przy współpracy z inżynierem projektu lub osobą której wiedza pozwoli na merytoryczną ocenę wykonanych prac. Oprócz oględzin instalacji ważna jest weryfikacja wyników testów i pomiarów. W przypadku instalacji fotowoltaicznych bardzo ważne są pomiary wydajności poszczególnych łańcuchów modułów oraz badania kamerą termowizyjną. Wyniki tych pomiarów pozwalają jednoznacznie ocenić czy wydajność instalacji jest zgodna ze specyfikacją.

Nowela ustawy OZE – zróbmy tak by nie było niczego!

0
0
6 maja 2016 na stronach sejmu ukazał się projekt nowelizacji ustawy o Odnawialnych Źródłach Energii (OZE). Mimo iż większość kluczowych zapisów była znana już wcześniej lektura dokumentu robi wrażenie – ktoś naprawdę się starał aby zniszczyć rodzącą się w Polsce mikro energetykę. 

W definicji Prosumenta czyli osoby która będzie mogła kupować i sprzedawać energię z rocznym bilansowaniem zostali wyeliminowani przedsiębiorcy. W efekcie po 1 lipca przedsiębiorcy montujący instalację PV mogą liczyć jedynie na możliwość sprzedaży nadwyżek po średniej giełdowej cenie energii. 

W przypadku osób fizycznych, oraz podmiotów niebędących przedsiębiorcami wprowadzono zupełnie nie logiczny system rozliczenia w bilansach rocznych, tak skonstruowany aby maksymalnie ograniczyć ekonomikę mikroinstalacji. Podstawą systemu będzie wsparcie koncernów energetycznych przez obywateli. Ustawa wprowadza daninę w postaci darmowego przekazania części wyprodukowanej energii przez prosumenta za darmo zakładowi energetycznemu który przyłącza tą instalację. Najniższa opłata to 30% energii dla instalacji do 7 kW. W przypadku przekroczenia tej mocy to już 50% a w przypadku współfinansowania instalacji z dotacji opłata to 65% wyprodukowanej energii. Taka konstrukcja rozliczenia jasno wskazuje że oddawanie za darmo części energii nie jest „opłatą” za magazynowanie – jak możemy wyczytać w ustawie lecz progresywną daniną na rzecz zakładów energetycznych. 

Nie trzeba być ekspertem aby zauważyć dwie prawidłowości. 

1. Koszty rozliczenia energii w bilansach rocznych ponosi w niewielkiej skali jedynie operator systemu dystrybucyjnego a ustawa przyznaje darmową energię głównie spółką obrotu które nie ponoszą żadnych kosztów związanych z takim sposobem rozliczenia co więcej otrzymują energię w okresach letnich i dziennych kiedy energia jest droższa a oddają w zimowych i wieczornych kiedy energia jest tańsza. 

2. W przypadku mikroinstalacji koszty rozliczenia energii w bilansie rocznym nie zależą od mocy mikroinstalacji a tym bardziej nie zależą od otrzymania bądź nie dotacji. 


Po ustawie antywiatrakowej do sejmu trafia ustawa antyprosumencka której mottem mogłyby być słowa zróbmy tak by nie było niczego. Jeżeli chcesz instalację PV – zapłać daninę na rzecz zakładów energetycznych. Dostałeś dotację – zapłać proporcjonalnie większą daninę.

Komentarz wideo do projektu nowelizacji ustawy o OZE

Rozliczenie energii w myśl nowelizacji ustawy o OZE

0
0
Projekt nowelizacji ustawy o OZE chce wprowadzić system upustów na odbiór części oddanej do sieci energii. Jak może wyglądać rozliczenie w przypadku obowiązywania takiego systemu.

Założenia
  • Budynek jednorodzinny o rocznym zużyciu energii 4500 kWh
  • Instalacja fotowoltaiczna o mocy 5,2 kW
  • Roczna produkcja energii przez instalację fotowoltaiczną 4976 kWh
Szczegółową analizę bilansu przedstawia poniższa grafika


Bilans energii budynku z instalacją PV
Zgodnie z analizą w programie PVSol ok. 18% energii zostanie zużyte na bieżąco i nie wyjdzie do sieci. W rzeczywistości wskaźnik ten będzie nieco niższy o kilka p.% z uwagi iż większość OSD obecnie parametryzują liczniki, aby nie bilansowały mocy między fazami z kolei programy komputerowe zakładają takie bilansowanie gdyż jest ono standardem w UE. Instalacja ma moc do 7 kW z tego względu gdy nie jest ona współfinansowania z dotacji inwestor będzie mógł odebrać 70% energii oddanej do sieci. W przypadku finansowania inwestycji z dotacji inwestor będzie mógł odebrać 35% energii oddanej do sieci. W liczbach system dla naszego przykładu będzie wyglądał następująco.

Bez dotacji

Z dotacją

Jednostka

Zużycie energii w budynku

4500

4500

kWh

Produkcja energii przez instalację PV

4976

4976

kWh

Bieżąca konsumpcja energii

929

929

kWh

Energia oddana do sieci

4047

4047

kWh

"Upust" na odbiór energii (70% dla instalacji bez dotacji 35% dla instalacji z dotacją)

2833

1416

kWh

Zakup energii po wyczerpaniu upustu

738

2155

kWh


Zakładając że inwestor płaci za energię czynną 0,33 zł/kWh brutto a za opłatę dystrybucyjną 0,24 zł/kWh brutto a łączny koszt opłat stałych nieobjętych net meteringiem 190 zł jego rachunki będą wyglądać następująco. 


Bez dotacji

Z dotacją

Jednostka

Rachunek za prąd przed montażem instalacji PV (roczny)

2756

2756

Rachunek za energię i dystrybucję w pierwszym roku po montażu instalacji PV (rocznie)

421

1229

Pozostałe opłaty nieobjęte net meteringiem po montażu instalacji PV (rocznie)

190

190

Oszczędności w pierwszym roku

2145

1337


W przypadku gdy instalacja PV posiadałaby moc na tyle dużą że upust na odbiór energii przekroczyłby zapotrzebowania na energię inwestora ustawa nie przewiduje możliwości odsprzedaży energii przez osobę fizyczną. Niewykorzystana energia będzie przychodem dla zakładu energetycznego.

Dobór mocy instalacji fotowoltaicznych w systemie opustów

0
0
Nowy system rozliczenia energii przez prosumentów zakłada że za każdą 1 kWh energii wprowadzoną do sieci będzie można odebrać 0,7 - 0,8 kWh energii. W typowym domku jednorodzinnym udział bieżącej konsumpcji własnej wynosi ok. 20% co oznacza że 80% energii trafi do sieci.  Aby dobrać moc instalacji należy jeszcze wziąć pod uwagę roczną ilość energii produkowanej przez instalację PV – średnio będzie to ok. 950 kWh/kWp. Ostatnim kluczowym parametrem jest ilość zużywanej rocznie energii tą informację można uzyskać z rachunków za energię.  Te dane należy uwzględnić aby poprawnie dobrać moc instalacji co jest kluczowe dla ekonomiki gdyż prosument nie ma możliwości sprzedaży nadwyżek energii po rocznym zbilansowaniu. Szczegóły rozliczenia opisane były w poście. Rozliczenie energii w myśl nowelizacji ustawy o OZE

dobór mocy w systemie opustów


W uproszczeniu wzór na wyliczenie mocy instalacji będzie miał postać.


  • Ek – ilość zużywanej rocznie energii [kWh]
  • a – procentowy udział bieżącej konsumpcji własnej [%]
  • b - procentowy udział ilości energii oddanej do sieci [%]
  • opust - do 10 kW 0,8 powyżej 0,7
  • a+b = 100%
  • Uzysk – roczna produkcja energii z 1 kWp zainstalowanej mocy przez instalację PV [kWh]


Biorąc pod uwagę typowy dom jednorodzinny oraz  instalację fotowoltaiczną o mocy do 10 kWp wstępny dobór można dokonać za pomocą prostych wskaźników opierając się na ilości zużytej energii lub wysokości rachunków.


  • Na każdą zużytą rocznie 1 kWh energii dobrać ok. 1,25 Wp mocy instalacji PV
  • Na każde zużyte rocznie 1000 kWh energii dobrać ok. 1,25 kWp mocy instalacji PV


  • Na każdą wydaną 1 zł na miesięcznym rachunku dobrać 27,5 Wp mocy instalacji
  • Na każde wydane 100 zł na miesięcznym rachunku dobrać 2,75 kWp mocy instalacji

Nowości na targach intersolar 2016

0
0
Za nami największe targi fotowoltaiczne w Europie Intersolar 2016. Mimo iż są one o polowę mniejsze niż w latach 2012-2013 to jednak ciągle przyciągają ponad 1000 wystawców i dziesiątki tysięcy zwiedzających, a wiele firm czeka z premierami produktów, aby po raz pierwszy pokazać je na tych targach.

Krótka relacja wideo z targów intersolar 2016



W ostatnich latach najwięcej nowości można zaobserwować w zakresie systemów gromadzenia energii często zintegrowanych z instalacjami fotowoltaicznymi. Pojawiają się nowe koncepcje oparte o akumulatory wysoko napięciowe jak i nisko napięciowe. Dedykowane do wybranych falowników jak również bardziej uniwersalne. Magazyny oparte o ogniwa litowo jonowe głównie są przygotowywane do instalacji w domach lub małych firmach (takie rozwiązanie premiuje niemiecka ustawa OZE). Można także spotkać rozwiązania dedykowane do skali przemysłowej. 

Domowy magazyn energii o pojemności 10 kWh


Przemysłowy magazyn energii o pojemności 500 kWh


Wśród modułów PV wyraźnie widać upowszechnianie się technologii PERC szczególnie w zakresie ogniw mono. Bardzo wielu producentów prezentowało moduły o mocy 300 Wp przy klasycznych wymiarach (1,65m x0,99m). Liderzy technologii osiągają już 320 Wp w mono PERC. Jest to moc do tej pory możliwa do osiągnięcia w masowej produkcji tylko przez technologią all back kontakt.


Moduły LG mono PERC wykonane w technologii smart wire
 W przypadku falowników zdecydowanie największą nowością był prezentowany falownik SolarEdge w technologii HD-wave przeszło 2 razy mniejszy i lżejszy o imponującej sprawności 99%. Co więcej zawiera on 16 razy mniej magnetyków a funkcje elementów mechanicznych przejęła elektronika. Wszyscy liczymy że zgodnie z zapowiedziami HD-wawe zobaczymy końcem roku w regularnej sprzedaży i w zapowiadanej niższej cenie. 

Falownik HD-wave Solaredge

Targi intersolar to także niewątpliwie wyjątkowa atmosfera oraz miejsce tworzenia biznesu PV.

Wejście na targi Intersolar



Bilansowanie międzyfazowe a ekonomika falowników jednofazowych.

0
0
Ustawa OZE wprowadza obowiązek bilansowania międzyfazowego przy pomiarze produkcji i zużycia energii przez prosumenta. Obowiązkiem tym zostały objęte jedynie instalacje trójfazowe. 

Na czym polega bilansowanie międzyfazowe? 

Wyobraźmy sobie sytuację w której posiadamy 3 fazową instalację PV o mocy 3 kW oraz przyłączony odbiornik jednofazowy o mocy 3 kW. 

Bilansowanie międzyfazowe zasada działania

W takim przypadku przy braku bilansowania międzyfazowego licznik energii w ciągu godziny pokaże produkcję 2 kWh energii oraz zużycie 2 kWh energii naturalnemu zbilansowaniu ulegnie jedynie 1 kWh. Jeżeli licznik dokonywałby bilansowania zarówno produkcja jak i pobór wynosiłby 0 kWh. Takie rozwiązanie będzie obowiązywać w Polsce od 1 stycznia 2017r. 

W ustawie OZE nie objęto bilansowaniem międzyfazowym instalacji jednofazowych. Wyobraźmy sobie sytuację w której posiadamy 1 fazową instalację PV o mocy 3 kW oraz przyłączony odbiornik jednofazowy o mocy 3 kW. 

bilansowanie międzyfazowe instalacja jednofazowa

W przypadku gdy instalacja PV będzie podłączona do innej fazy niż odbiornik energii licznik energii pokaże w ciągu godziny pobór 3 kWh energii oraz produkcję energii 3 kWh. 

Zerowe zużycie energii można osiągnąć w przypadku gdy dostarczanie mocy przez instalację PV oraz pobór mocy odbywa się w ramach jednej fazy oraz o równej wartości. Taki przypadek przedstawia poniższa grafika. 

bilansowanie międzyfazowe instalacja jednofazowa podłączenie to tej samej fazy



Kiedy wybrać trójfazowy falownik?

W przypadku najmniejszych instalacji do 3 kW zasadniczo dostępne są tylko falowniki jednofazowe. Z kolei powyżej 4,6 kW z uwagi na wymogi OSD konieczne jest stosowanie falowników trójfazowych. Realny wybór pojawia się w przypadku instalacji 3-4,5 kW które jednocześnie są dość typowymi instalacjami dla domków jednorodzinnych. 

Z ekonomicznego punktu widzenia zastosowanie falownika 3-fazowego podnosi bieżącą konsumpcję własną z drugiej strony małe falowniki 3-fazowe są istotnie droższe od falowników jednofazowych. 


Czy wydatek na droższy falownik trójfazowy małej mocy zwróci się w systemie opustów? 

System opustów dla najmniejszych instalacji pozwala na odebranie 80% energii wprowadzonej do sieci. Oznacza to że nawet w przypadku zerowej konsumpcji bieżącej „bilansowaniu” będzie podlegać 80% wyprodukowanej rocznie energii. O ile zwiększy efektywny poziom bilansowania rocznego zastosowanie falownika 3-fazowego który będzie mógł korzystać z bilansowania między fazowego. 

Zastosowanie falownika trójfazowego i rozliczenie w ramach bilansowania międzyfazowego pozwala zazwyczaj zwiększyć udział bieżącej konsumpcji energii z 10% do 20%. Jednak efektywny poziom rocznego bilansowania zwiększy się z ok. 82% do 84%. 

Liczba zasilanych faz

Bieżąca konsumpcja własna

Efektywny poziom rocznego bilansowania

1

10

82

3

20

84

Efektywny poziom rocznego bilansowania – udział procentowy wykorzystanej energii obejmujący rozliczenie w ramach opustu oraz bieżącą konsumpcję własną. 

Oznacza to że zastosowanie falownika trójfazowego pozwala zwiększyć całościowo wykorzystanie energii o ok. 2p% przeliczając to na pieniądze okazuje się że oszczędności z zastosowania falownika trójfazowego nie są aż tak duże. Załóżmy że falownik 3 kW będzie pracował 15 lat. W tym czasie wyprodukuje ok. 14250 kWh energii. Cena energii średnio w czasie 5 lat będzie kosztować w pierwszym roku 0,55 zł/kWh a po 15 latach 0,91 zł/kWh. Dla tak przyjętych założeń oznacza że falownik 3 fazowy pozwoli zaoszczędzić ok. 204 zł jest to kwota sporo niższa niż różnica w cenie między 3 kW falownikiem 1 i 3 razowym która zazwyczaj wacha się od 350 – 800 zł. 

Wynika z tego że falowniki 3 fazowe małej mocy warto wybrać z innych pobudek niż ekonomiczne. Z kolei inwestorzy którzy podchodzą do inwestycji czysto ekonomicznie powinni do 4,5 kW postawić na falowniki jednofazowe.
Viewing all 116 articles
Browse latest View live