Wymóg umowy kompleksowej dla prosumenta.

August 1, 2016, 1:00 pm

≫ Next: Koszt zielonych certyfikatów w rachunkach za energię

≪ Previous: Bilansowanie międzyfazowe a ekonomika falowników jednofazowych.

$

0

0

Nowelizacja ustawy o OZE wprowadzając system opustówumożliwiła rozliczenie energii wyprodukowanej oraz zakupionej razem z kosztami jej dystrybucji. Mimo iż wielu konsumentów energii elektrycznej tego nie dostrzega sprzedaż energii oraz usługa jej dystrybucji są rozdzielone oraz są świadczone przez dwie różne firmy. Sprzedawcę energii elektrycznej można dowolnie zmienić z kolei usługę dystrybucji świadczy na danym obszarze zawsze jeden Operator Systemu Dystrybucyjnego (OSD) powołany przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Jedna umowa i faktura za prąd oraz jego przesył jest możliwa dzięki tzw „umowie kompleksowej” w ramach, której klient płaci sprzedawcy energii a ten rozlicza się z OSD na podstawie tzw Generalnej Umowy Dystrybucji dla Usługi Kompleksowej GUD-K.

Jak ma to wypływ na prosumenta?

Nowelizacja ustawy o OZE zakłada że rozliczenie energii w ramach opustówmoże odbywać się tylko w ramach umowy kompleksowej. Dla prosumenta oznacza to ograniczenia wyborze sprzedawcy prądu. Aby skorzystać z systemu opustów musi wybrać sprzedawcę prądu, który ma podpisaną umowę GUD-K z danym OSD umożliwiającej mu podpisywanie umów kompleksowych z klientami końcowymi. Umowy GUD-K zawsze mają podpisane tzw. sprzedawcy zobowiązani (odpowiednio na obszarach ich działania Tauron, Enea, Energa, PGE, RWE) z kolei wielu niezależnych sprzedawców prądu ze względu na wymagane od nich dodatkowe obowiązki, nie zdecydowało się na podpisanie takich umów posiadają oni jedynie Generalną Umowę Dystrybucji (GUD) na podstawie której nie mogą zawierać umów kompleksowych. Z punktu widzenia prosumenta który zdecydował się na zmianę sprzedawcy energii elektrycznej bardzo istotne jest sprawdzenie czy podpisał on z danym OSD umowę GUD-K umożliwiającą podpisanie umowy kompleksowej.

Lista sprzedawców mogących podpisywać umowy kompleksowe na terenie

Tauron Dystrybucja
PGE Dystrybucja
Enea Dystrybucja (w dole listy)
Energa Dystrybucja

W innym przypadku prosumentowi pozostaje powrót do sprzedawcy zobowiązanego lub zmiana sprzedawcy na tego, który ma podpisaną umowę GUD-K.

   

---

Koszt zielonych certyfikatów w rachunkach za energię

August 11, 2016, 1:10 pm

≫ Next: Farmy fotowoltaiczne w systemie aukcyjnym – zagrożenia.

≪ Previous: Wymóg umowy kompleksowej dla prosumenta.

$

0

0

Ministerstwo energii planuje obniżyć procentowy wymóg zakupu zielonych certyfikatów z 20% do 16 % (w tym 0,5% dla biogazu) tłumacząc swe działanie względami ekonomicznymi i koniecznością ochrony konsumentów przed radykalnym wzrostem cen energii. Obecna sytuacja na rynku zielonych certyfikatów nie sprzyja producentom zieleniej energii. Nadpodaż powoduje że ceny rynkowe są znacznie niższe od ceny maksymalnej określonej w ustawie wartością tzw. opłaty zastępczej.

Struktura ceny zielonych certyfikatów na przestrzeżeni ostatnich lat (notowania sesyjne i poza sesyjne)




W 2015 roku średnia cena zielonych certyfikatów wynosiła nieco ponad 150 zł/MWh przy wysokości opłaty zastępczej nieco ponad 300 zł/MWh oznacza to z jednej strony dużą oszczędność dla odbiorców energii z kolei dla producentów zielonej energii oznacza drastyczny spadek przychodów. Decyzja ministerstwa energii bez wątpienia spowoduje dalszy spadek ceny zielonych certyfikatów poprzez utrzymanie ich nadpodaży na rynku jednak czy przyczyni się do istotnego spadku kosztów energii dla odbiorców indywidualnych?

Ile płacimy za zielone certyfikaty? 

W 2015 roku Urząd Regulacji Energetyki wydał 21 890 000 MWh zielonych certyfikatów przyjmując ich średnią cenę (dla notowań sesyjnych i poza sesyjnych) 153 zł/MWh oznacza to łączny koszt na poziomie 3 349 170 000,00 zł

Koszty zakupu zielonych certyfikatów w zależności od ich ceny przy założeniu obowiązku 20% udziału OZE w odniesieniu do zużycia energii z 2015 roku

wartość w zł/MWh	50	100	150	200	250	300
Wartość ZC w mld zł	1,094	2,189	3,283	4,378	5,472	6,567

W liczbach bezwzględnych koszty systemu zielonych certyfikatów są liczone w miliardach zł jednak z punktu widzenia odbiorcy końcowego koszty zielonych certyfikatów liczone są w groszach na kWh.

Struktura kosztów energii elektryczne dla klienta będącego osobą fizyczną zużywającą ok. 3000 kWh rocznie


* udział procentowy poszczególnych pozycji odniesiono co kosztów brutto z podatkiem VAT 23%

Biorąc pod uwagę średnią cenę zielonych certyfikatów w 2015 roku ich udział w rachunku dla klienta indywidualnego przekładała się na ok. 4,7% wartości rachunku. W przeliczeniu na kWh zużywanej energii jest to koszt ok. 3 groszy za kWh. W liczbach bezwzględnych gospodarstwo domowa płacące miesięcznie 150 zł zapłaci na poczet zielonych certyfikatów ok. 7 zł/mc? Czy jest to dużo czy mało każdy musi ocenić sam.

Przełożenie ceny zielonych certyfikatów na wzrost kosztów zakupu energii przez przeciętne gospodarstwo domowe (przy założeniu wskaźnika 20%).

Cena zielonego certyfikatu w zł/MWh	50	100	150	200	250	300
Obciążenie rachunku	1,52%	3,05%	4,57%	6,10%	7,62%	9,15%
gr/kWh	1,0	2,0	3,0	4,0	5,0	6,0

Farmy fotowoltaiczne w systemie aukcyjnym – zagrożenia.

August 21, 2016, 10:57 am

≫ Next: Instalacja fotowoltaiczna w abonamencie – ekonomika, a raczej jej brak.

≪ Previous: Koszt zielonych certyfikatów w rachunkach za energię

$

0

0

 Sytuacja na rynku zielonych certyfikatów oraz ustawa antywiatrakowa pokazała że wsparcia dla OZE nie jest w Polsce stabilne. Dla obecnych inwestycji OZE spełniły się wszystkie czarne scenariusze o których wspominanokilka lat temu. Czy zatem system aukcyjny będzie dla inwestorów bezpieczną przystanią?

Niewątpliwie idea konstrukcja funkcjonowania systemu aukcyjnego daje wyższą stabilność niż system zielonych certyfikatów jednak w szczegółach konstrukcja systemu aukcyjnego może nieś pewne zagrożenia które musi wziąć pod uwagę świadomy inwestor.

1 – Dla instalacji powyżej 500 kW wylicytowana kwota na aukcji nie jest taryfą gwarantowaną.

W przypadku instalacji powyżej 500 kW wylicytowana kwota w aukcji jest poziomem ceny do której Zarządca Rozliczeń S.A dokonuje refundacji. Jednak bazowym poziomem od którego następuje refundacja jest średnia cena energii na TGE, która nie musi pokrywać się z ceną energii po której sprzedaje ją inwestor z farmy fotowoltaicznej. Są to tzw koszty profilu energetycznego.

2 – Niema obowiązku zakupu energii

Dla instalacji powyżej 500 kW sprzedawca zobowiązany niema obowiązku zakupu oferowanej mu energii co oznacza że inwestor niema zagwarantowanego popytu na wyprodukowaną energii. W praktyce brak obowiązku zakupu energii będzie skutkować spadkiem oferowanej ceny za zieloną energię.

3 – Koszty bilansowania handlowego  

Dla instalacji powyżej 500 kW inwestor musi doliczyć koszty bilansowania handlowego które obniżą dochody o kilka % wartości wyprodukowanej energii

4- Opodatkowanie

Zmiana prawa w zakresie danin publicznych to duże ryzyko inwestycyjne biorąc pod uwagę kilkunastoletni okres funkcjonowania instalacji. Kazus energetyki wiatrowej pokazał że zmiana nastawienia strony rządowej do danej technologii skutkuje zmianami w zakresie  uiszczania danin publicznych. Największym zagrożeniem dla farm fotowoltaicznych jest zmiana podejścia w zakresie podatku od nieruchomości. Obecne podejście organów podatkowych a także wyroki WSA wskazuję że 2% podatek od nieruchomości jest uiszczany od fundamentów czyli ok. 10% wartości farmy. Zmiana prawa w tym zakresie i objęcie całej wartości farmy 2% podatkiem oznacza wzrost obciążeń z ok. 8 000 zł/MW/rok do 80 000 zł/MW/rok. Przypadek ustawy antywiatrowej pokazał że taka zmiana jest możliwa i może być szybko przeprowadzona. 

Instalacja fotowoltaiczna w abonamencie – ekonomika, a raczej jej brak.

August 31, 2016, 1:04 pm

≫ Next: Ceny modułów fotowoltaicznych

≪ Previous: Farmy fotowoltaiczne w systemie aukcyjnym – zagrożenia.

$

0

0

W ostatnich miesiącach możemy zaobserwować wielką promocję montażu instalacji PV w abonamencie. Czy taki sposób realizacji wymarzonej inwestycji w fotowoltaikę ma ekonomiczne podstawy ?

1. W abonamencie inwestor dwukrotnie przepłaci za instalację.

Bardzo często inwestor nie zdaje sobie sprawy że wybierając abonament zamiast klasycznego sposobu finansowania inwestycji w instalację fotowoltaiczną (gotówka, kredyt) znacząco przepłaca za otrzymany efekt. Biorąc jako przykład montaż instalacji PV o mocy 4 kW na dobrych podzespołach koszt wykonania pod klucz z 8% VAT powinien oscylować wokół 25 000 zł. Alternatywny abonament dla takiej instalacji to wydatek ok. 199 zł/miesięcznie + opłata za instalację ok. 2000 zł. Co więcej bardzo często małymi literami znajdziemy informacje że abonamenty są corocznie waloryzowane prawie. 5%.

W efekcie zamiast 25 000 zł gotówką zapłacimy przez 15 lat ok. 53 000 zł. Jak łatwo zauważyć przepłacimy ok. dwa razy co istotnie wpłynie na ekonomikę. Większość klientów instalacji w abonamencie nigdy nie zobaczy przewagi oszczędności nad kosztami abonamentu.

Biorąc pod uwagę inwestora indywidualnego który płaci za energię elektryczną w taryfie G12 0,339 zł/kWh i dystrybucję 0,24 zł/kWh (w cenach brutto) i zakładając dodatkowo opust 80%, 20% konsumpcji bieżącej, wzrost cen energii 3,5% otrzymujemy poniższe zestawienie oszczędności na energii i kosztów abonamentu.

ekonomika instalacji PV w abonamencie

W abonamencie nie inwestujemy własnych środków co jest zaletą jednak biorąc pod uwagę koszt alternatywny w tym przypadku "utraconych" odsetek od alternatywnie zainwestowanego kapitału nadal finansowanie instalacji PV własną gotówką jest znacznie tańsze od abonamentu. Jeśli dzisiaj włożymy 25 000 zł na lokatę 2,5%, to za 15 lat zarobimy po podatku belki 7 652 zł. 

2. Instalacje PV w abonamencie przegrywają kosztowo z komercyjnymi kredytami.

Montaż instalacji PV w abonamencie może wydawać się interesujący dla inwestorów którzy nie posiadają gotówki na realizację inwestycji. Jednak w ich przypadku znacznie rozsądniejszym ekonomicznie rozwiązaniem jest kredyt bankowy niż abonament. Na rynku można znaleźć kredyty dedykowane dla OZE o oprocentowaniu od 4,8% do 8%. Przyjmując jeden z dostępnych na rynku kredytów na 100% inwestycji przy oprocentowaniu 7,2% i kredytowaniu 10 lat dla instalacji o wartości 25 000 zł otrzymujemy łączny koszt z odsetkami 35 142 zł, czyli o ponad 18 000 zł mniej niż w przypadku instalacji w abonamencie.

Ceny modułów fotowoltaicznych

September 24, 2016, 5:53 am

≫ Next: II Kongres SBF Polska PV

≪ Previous: Instalacja fotowoltaiczna w abonamencie – ekonomika, a raczej jej brak.

$

0

0

Czytając doniesienia prasowe w ostatnich miesiącach można odnieść wrażenie że ceny modułów PV błyskawicznie spadają. Przyglądając się jednak szerzej sytuacji na rynku szczególnie europejskim widać że spadek ten wcale nie jest aż tak duży.

źródło: Opracowanie własne na podstawie danych pvXchange Trading GmbH

Analizując powyższe zestawienie widzimy że w sierpniu 2016 roku moduły produkowane w Niemczech osiągnęły poziom cenowy 0,53 euro/Wp przy spadku rok do roku 7%. Moduły z rynku chińskiego utrzymywały cenę na poziomie 0,51 euro/Wp przy ok. 10% spadku ceny rok do roku. Najtańsze były moduły z krajów Azji południowo wschodniej których cena kształtowała się na poziomie 0,49 euro/Wp przy spadku 4% rok do roku. Z drugiej strony półki cenowej znajdują się moduły japońskie i koreańskie utrzymujące średnią ceną 0,63 euro/Wp przy zaledwie 3% spadku rok do roku.

Powyższe zestawienie dotyczy cen średnich co oznacza że składają się na nie zarówno moduły PV wysokosprawne PERC, HIT, n-type jak i moduły z najniższej półki stąd takie zestawienie nie zawsze odzwierciedla realną sytuację na rynku.

Analizując ceny modułów PV pod kątem ich typów najtańsze niskobudżetowe moduły PV obecnie są dostępne w cenie sięgającej 0,34 euro/Wp dotyczy to jednak urządzeń najniższej jakości, często opartych o ogniwa klasy B, z ograniczoną gwarancją. Moduły takie rzadko trafiają na europejski rynek – może poza Europą środkowo wschodnią.

Typowe moduły 260 – 270 Wp z aluminiową ramą oraz białym podkładem wiodących marek kosztują średnio 0,48 euro/Wp są to moduły posiadające wszelkie certyfikaty, aprobaty i testy z pełną gwarancją producenta.

Najdroższe są moduły wysokosprawne PERC, HIT, n-type, które z założenia są produkowane przez renomowanych producentów. moce modułów wysokosprawnych zaczynają się od 290 Wp przy klasycznych wymiarach ok. 1,65x0,99 m. W tym segmencie średnia cena kształtuje się na poziomie 0,67 euro/Wp.

Patrząc w przyszłość największy potencjał do spadku ceny mają moduły klasyczne 60 ogniw aluminiowa rama. Ich ceny są w stanie spaść średnio do końca roku do poziomu 0,44 euro/Wp a przy utrzymującej się na rynku nadpodaży w pierwszej połowie 2017 możliwe są poziomy w okolicy 0,4 euro/Wp za dobrej jakości moduł 270 Wp. Podane ceny dotyczą zakupów hurtowych bez kosztów transportu.

II Kongres SBF Polska PV

October 15, 2016, 10:29 am

≫ Next: Rebranding oraz zawyżanie mocy modułów PV

≪ Previous: Ceny modułów fotowoltaicznych

$

0

0

Już za 3 dni rozpocznie się II kongres organizowany przez Stowarzyszenie Branży Fotowoltaicznej POLSKA PV przy współpracy z wieloma instytucjami i organizacjami. W czasie kilkugodzinnego spotkania będziemy rozmawiać o tym jaka przyszłość oraz jakie wyzwania czekają polską branżę fotowoltaiczną.

Ostatnimi miesiącami dużo mówi się o klastrach i spółdzielniach energetycznych - wielu widzi w nich panaceum na problemy rozproszonej generacji OZE. Ile miejsca w klastrach znajdzie się dla instalacji fotowoltaicznych? Kiedy poznamy szczegóły funkcjonowania klastrów? To najczęściej zadawane pytania.

Prywatni właściciele instalacji PV mogą od lipca korzystać z systemu opustów jednak z pozoru prosty system budzi wiele wątpliwości w zakresie szczegółów rozliczenia. Jakie pułapki niesie za sobą rozliczenie w systemie opustów - jak można ten system udoskonalić ? To kolejne pytania na które postaramy się znaleźć odpowiedzi.    

Dużym problemem w branży  fotowoltaicznej jest jakość wykonywanych instalacji dążenie do obniżenia ceny przy słabo wypracowanych dobrych praktykach i kryteriach wyboru urządzeń powoduje że wiele instalacji posiada rażące błędy wykonawcze. Jak temu zaradzić? Czy prawo zamówień publicznych z natury skazuje nas na buble inwestycyjne? Dlaczego prywatni inwestorzy także często nie potrafią egzekwować jakości wykonywanych instalacji? To ważne kwestie które nie posiadają prostych rozwiązań jednak nad którymi trzeba często i merytorycznie dyskutować.

II KONGRES POLSKA PV

PROGRAM
Rejestracja: 9:30 Rozpoczęcie: 10:30
10:30	Sesja I Rynek i prawo
	Sytuacja w branży fotowoltaicznej i niezbędne kierunki zmian po nowelizacji ustawy OZE	Panel dyskusyjny	Bogdan Pacholski, Grzegorz Burek, Bogdan Szymański
	Opłata za moc bierną w rachunkach prosumentów – czy posiada podstawę prawną?	Panel dyskusyjny
11:00	Funkcjonowanie nowego rozliczenia w systemie opustów	Bogdan Szymański	Polska PV
	Umowa kompleksowa na gruncie ustawy Prawo energetyczne oraz Ustawy OZE	Monika Słowińska-Drewing	EIBKancelaria
	Możliwość funkcjonowania prosumenckich instalacji PV w systemie spółdzielni i klastrów energetycznych	Edyta Pęcherz	Cluster Management Sp. z o.o.
12:15	Sesja II Finansowanie i ekonomika
	Finansowanie inwestycji fotowoltaicznych. Przegląd funduszy i dotacji dla sektora OZE	Piotr Ostrowski	Europrojekty Consulting sp. z o.o.
	Inicjowanie współpracy w zakresie efektwyności energetycznej na przykładzie Lubelskiego Klastra Ekoenergetycznego	Małgorzata Gałczyńska	Fundacja Rozwoju Lubelszczyzny
	Ekonomika instalacji prosumenckich po nowelizacji ustawy OZE	Bogdan Szymański	Polska PV
	Instalacje fotowoltaiczne w programach parasolowych – wyzwania dla gmin oraz branży PV	Michał Chaberski	Solgen
	Kredyty komercyjne dla instalacji fotowoltaicznej – co oferuje polski rynek bankowy	Katarzyna Cieplińska	GLOBENERGIA
13:45	Sesja III Technika i Technologia
	„Power to heat” – energia elektryczna, produkcja, magazynowanie, konwersja – standard przyszłości	Paweł Lachman	PORT PC
	Fotowoltaika – dobre i złe praktyki. Studium przypadków – potrzeba budowy standardów jakości	Maciej Rau	Stowarzyszenie na Rzecz Jakości i Bezpieczeństwa Pracy Instalacji PV
	Jakie wymogi stawiają nowe normy w zakresie wykonania, odbioru i pomiarów instalacji PV	Norbert Heib	Stowarzyszenie na Rzecz Jakości i Bezpieczeństwa Pracy Instalacji PV
	Certyfikacja konstrukcji wsporczych – jakich dokumentów powinien żądać inwestor i instalator	Paweł Wiktorowicz	Corab
	Serwis fabryczny, gwarancja – jak uniknąć przyszłych problemów wybierając producenta falowników	Łukasz Zaziąbł	SMA
	Przegląd technologii na rynku modułów PV	Jarosław Trela	Vertigo Green Energy
15:30	Panel dyskusyjny Polscy producenci i dystrybutorzy na polskim rynku – szanse i zagrożenia	Panel dyskusyjny	Henryk Biały, Jarek Trela, Mariusz Potocki

Rebranding oraz zawyżanie mocy modułów PV

October 25, 2016, 11:17 am

≫ Next: Co dalej po ustawie OZE? Zielone certyfikaty, aukcje, fotowoltaika - Puls Rynku GLOBENERGIA

≪ Previous: II Kongres SBF Polska PV

$

0

0

Początki rozwoju fotowoltaiki w Polsce oraz niewielka wiedza inwestorów sprawia, że na rynku obserwujemy nowe patologie nie związane tylko z niską jakością stosowanych komponentów i wykonania instalacji, lecz będące jawnym oszustwem.

Rebranding

Pogoń za obniżeniem ceny instalacji obnażył nową praktykę, którą można określić mianem Rebranding-u. W szczegółach proceder polega na zakupie przez oszusta modułów PV mało znanej firmy najczęściej najtańszych modeli na rynku i przeklejenie naklejek z tyłu modułu znanego producenta. Bardzo często producenta znanego także poza fotowoltaiką.

Zawyżanie mocy modułów PV

Proceder drugi łączony jest z Rebranding-iem ale może występować osobno. Polega on na zakupie przez oszusta modułów o mocy niższej pochodzących często z wyprzedaży np. 250 Wp i przeklejanie na naklejek modułów PV o mocy wyższej np. 270 Wp. Nieświadomemu inwestorowi bardzo trudno zauważyć takie oszustwo bazując na wynikach produkcji energii, gdyż trudno uwzględnić czynnik związany ze zmianą nasłonecznienia.

Jak próbować ustrzec się przed modułami z Rebranding-u i zawyżoną mocą.

Numer modułu PV umiejscowiony pod przednią szybą pozwala producentowi na określenie daty produkcji, oraz parametrów modułu PV zmierzonych po produkcji.

1.wybierać moduły PV, które mają kod kreskowy oraz numer identyfikacyjny umiejscowiony pod przednią szybą zmiana tego numeru jest praktycznie niemożliwa bez uszkodzenia modułu PV
2.porównać numery modułów z etykiet z tyłu i przodu
3.w przypadku wątpliwości napisać do producenta prośbę o potwierdzenie autentyczności numeru i przypisanego do niego modułu PV (producent modułów PV przez wiele lat gromadzi dane o wyprodukowanych modułach)
4.żądać od wykonawcy wykonania pomiarów krzywych prądowo napięciowych w celu potwierdzenia mocy osiąganej przez instalację PV.

Co dalej po ustawie OZE? Zielone certyfikaty, aukcje, fotowoltaika - Puls Rynku GLOBENERGIA

November 1, 2016, 10:04 am

≫ Next: Wzrost cen energii elektrycznej a rozwój OZE.

≪ Previous: Rebranding oraz zawyżanie mocy modułów PV

$

0

0

Komentarz wideo do aktualnej sytuacji na rynku OZE

 

---

Wzrost cen energii elektrycznej a rozwój OZE.

November 11, 2016, 4:28 am

≫ Next: Praktyczne znaczenie liczby bus bar-ów w modułach fotowoltaicznych

≪ Previous: Co dalej po ustawie OZE? Zielone certyfikaty, aukcje, fotowoltaika - Puls Rynku GLOBENERGIA

$

0

0

W tym tygodniu media podały informację o planowanej podwyżce cen energii, za którą winę zrzucono na planowany rozwój instalacji OZE. .”reporter RMF FM Michał Dobrołowicz. Odbiorcy indywidualni zapłacą średnio o kilka złotych miesięcznie więcej. Powód tej podwyżki to pierwsza pełnoprawna aukcja OZE, czyli Odnawialnych Źródeł Energii, która w przyszłym roku odbędzie się w Polsce.” – źródło RMF

Jedynym logicznym wytłumaczeniem, w którym Ministerstwo Energii mówi o podwyżce kosztów energii elektrycznej w dodatku w kontekście OZE to wzrost opłaty OZE. Jednak wartość opłaty OZE wylicza URE niemiej jednak wzór do jej wyliczenia jest banalnie prosty i opiera się o podzieleniu wartości kwoty planowanej do pobrania przez ilość energii pobranej z sieci przez płatników. W tym kontekście planowana kwota do pobrania zależy od działań rządu.

Opłata OZE co do zasady jest pobierania aby rekompensować tzw. „sprzedawcom zobowiązanym” (wśród których mamy największe polskie koncerny energetyczne) koszty zakupu energii z OZE której cena wylicytowana na aukcji będzie wyższa od rynkowej. Opłata OZE została ustalona w ustawie OZE na poziomie 2,51 zł/MWh i obowiązuje w tej wysokości od lipca 2016 do końca roku. Tym bardziej czasookres obowiązywania stawki opłaty OZE pokrywa się z planowaną podwyżką.

Opłata OZE jest logiczną przyczyną planowanej podwyżki, ale czy zasadne jest jej podnoszenie. Już ocenie pobierana opłata OZE w przypadku nieprzeprowadzonej żadnej aukcji OZE można potraktować jako zaliczkę na potrzeb przyszłych kosztów lub jako „świąteczny prezent dla koncernów energetycznych” które co prawda nie muszą jeszcze z tej opłaty finansować OZE ale mają wiele innych kosztów na które z pewnością znajdą odpowiednie zastosowanie.

Podwyżka opłaty OZE jest zastanawiająca szczególnie że żadna aukcja OZE jeszcze się nie odbyła choć ciągle mamy zapewnienia, że w grudniu pierwsza aukcja dojdzie do skutku. W ramach tej aukcji część instalacji jak elektrownie biogazowe i wodne będą mogły zmigrować z systemu zielonych certyfikatów do aukcji. Oznacza to że po wygranej aukcji instalacje te zaczną niezwłocznie obciążać system wsparcia, gdyż są to obiekty pracujące. Zdecydowana większość energii zakupionej na aukcji a co za tym idzie finansowanej z opłaty OZE będzie dotyczyć instalacji nowych, czyli zbudowanych po wygranej aukcji. Biorąc pod uwagę elektrownie fotowoltaiczne które na tle innych oze buduje się relatywnie szybko nie należy spodziewać się błyskawicznych realizacji inwestycji, gdyż wielu inwestorów nisko licytując cenę sprzedawanej energii może wstrzymywać realizację inwestycji do końca wyznaczonego czasu na budowę licząc na spadek cen komponentów.

Jeżeli podwyżka cen energii związana jest z rozwojem OZE jest to podwyżka na wyrost szczególnie że przed odbyciem się aukcji ME nie jest wstanie skalkulować faktycznych kosztów systemu wsparcia szczególnie biorąc pod uwagę, że duża konkurencja na aukcji może sprawić, że oferowane ceny sprzedaży energii mogą być istotnie niższe od cen referencyjnych. Co więcej czas potrzebny na budowę elektrowni OZE jest na tyle długi, że po odbyciu się aukcji możliwe jest skalkulowanie kosztów i wyliczenie wartości opłaty OZE.

Praktyczne znaczenie liczby bus bar-ów w modułach fotowoltaicznych

November 20, 2016, 8:50 am

≫ Next: Farmy fotowoltaiczne – szanse w aukcjach 2017

≪ Previous: Wzrost cen energii elektrycznej a rozwój OZE.

$

0

0

Ogniwa PV w module fotowoltaicznym łączone są za pomocą cienkiej metalowej taśmy, której zadaniem jest przewodzenie foto prądu. Konwencjonalne krzemowe ogniwa PV na tylnej i przedniej części mają odpowiednio przygotowane miejsca pod lutowanie wspomnianej taśmy. Te przednie i tylne listwy stykowe są określane po angielsku jako Bus Bar lub w skrócie BB w języku polskim moglibyśmy określić je jako szynowody.

Najpopularniejsze standardy dla liczby bus barów w ogniwach PV

Pierwszym już historycznym standardem było stosowanie dwóch bus bar-ów na ogniwo PV (2BB), do końca 2015 standardem były moduły PV z trzema bus barami - 3BB w 2016 roku wielu producentów wprowadziło 4 bus bary 4 BB a niektórzy nawet 5 BB.

Czy wybór modułu z większą liczbą bus bar ma praktyczne znaczenie?

Przejście z 3 BB na 4 BB wymaga od producentów modułów fotowoltaicznych inwestycji w modernizację linii produkcyjnej co jest kosztem inwestycyjnym jednak z drugiej strony daje oszczędności. Po pierwsze na materiałach takich jak srebro, którego zużycie w ogniwach 4 BB jest znacznie niższe. Przejście z 3 BB na 4 BB pozwala zwiększyć współczynnik wypełnienia ogniwa PV o ok. 0,4%, z kolei przejście z 3 BB na 5 BB pozwala na wzrost o ok. 0,65% co przekłada się na wyższą sprawność na poziomie modułów PV. Z punktu widzenia producenta modułów PV przejście z 3 BB na 4 BB lub 5 BB pozwala taniej produkować moduły PV o nieco wyższej sprawności oraz niższej rezystancji szeregowej. Dla konsumenta moduły wykonane z ogniw z większą liczbą bus barów oznacza  niższe ryzyko mikropęknięć oraz wolniejszą degradację modułu PV.

Farmy fotowoltaiczne – szanse w aukcjach 2017

November 27, 2016, 2:09 am

≫ Next: Moduły fotowoltaiczne dual glass - czy warto zainwestować?

≪ Previous: Praktyczne znaczenie liczby bus bar-ów w modułach fotowoltaicznych

$

0

0

Ministerstwo energii przedstawiło projekt rozporządzenia określającego ilość energii jaką zamierza zakupić w drodze aukcji w 2017 roku w poszczególnych koszykach technologicznych. Farmy fotowoltaiczne znajdują się w koszyku inne, gdzie będą konkurować wraz farmami wiatrowymi. Aukcje będą przeprowadzone osobno dla elektrowni o mocy do 1 MW oraz powyżej niż 1 MW. Z punktu widzenia możliwości inwestycji w farmy fotowoltaiczne mimo obowiązywania ustawy odległościowej aukcja dla instalacji powyżej 1 MW zostanie zapewne zdominowana przez farmy wiatrowe które ciągle mają niższe koszty produkcji energii elektrycznej niż farmy fotowoltaiczne. Biorąc pod uwagę, że w koszyku inne dla instalacji powyżej 1 MW przewidziany jest zakup zaledwie 5 175 000 MWh daje to możliwość budowy ok. 150 MW farm wiatrowych.

Fotowoltaika może zdominować aukcje w koszyku inne dla elektrowni do 1 MW. W tym przypadku także rodzi się pytanie czy elektrownie wiatrowe z niższymi kosztami wytwarzania nie będą konkurować z farmami fotowoltaicznymi? Z pomocą fotowoltaice przychodzi rozporządzenie określające ceny referencyjne (maksymalne ceny po których może być sprzedana energia wytworzona w danym źródle) dla farm wiatrowych do 1 MW cena została obniżona do 300/MWh. W praktyce skutecznie ogranicza to atrakcyjność budowy „małych” elektrowni wiatrowych. Wyjątkiem mogą być tu projekty wiatrowe do 1 MW uzyskujące dofinansowanie, w przypadku którego licytowana cena musi być niższa uwzględniająca uzyskaną pomoc publiczną.

W ramach aukcji dla elektrowni do 1 MW w koszyku inne przewiduje się zakup 4 725 000 co przy średnim deklarowanym uzysku z farm fotowoltaicznych 1050 MWh/MWp dawałoby potencjał budowy farm fotowoltaicznych na poziomie 300 MWp. Z punktu widzenia obecnego potencjału farm fotowoltaicznych w Polsce 300 MWp w przyszłym roku można uznać za atrakcyjną propozycję zakładając, że w kolejnych latach będą organizowane kolejne aukcje o podobnym potencjale. Z punktu widzenia inwestorów 300 MW oznacza bardzo dużą konkurencję na aukcji szczególnie uwzględniając, że szacowany potencjał zdewelopowanych projektów fotowoltaicznych w Polsce to już ok. 1,5 GWp. W praktyce, mimo iż elektrownie PV do 1 MW mogą na aukcji oferować cenę do 465 zł/MWh duża konkurencja sprawi, że wielu inwestorów znacznie niżej będzie licytować i możemy się spodziewać cen nawet poniżej 400 zł/MWh. Z punktu widzenia konsumentów to dobra wiadomość, gdyż mniej zapłacą za „zieloną” energię. Z kolei zbyt duża konkurencja cenowa podnosi ryzyko odstąpienia od realizacji inwestycji przez inwestorów, którzy nie doszacowali kosztów inwestycji. Taka sytuacja miała miejsce w wielu krajach przeprowadzających aukcje dla OZE.

Moduły fotowoltaiczne dual glass - czy warto zainwestować?

December 4, 2016, 9:23 am

≫ Next: Bifacjalne, dwustronne moduły fotowoltaiczne czy warto zainwestować?

≪ Previous: Farmy fotowoltaiczne – szanse w aukcjach 2017

$

0

0

Moduły zbudowane w na bazie podwójnej szyby (ang. dual glass) długo były domeną jedynie modułów cienkowarstwowych jednak w ostatnich latach ta koncepcja budowy modułów fotowoltaicznych staje się coraz bardziej popularna także w przypadku modułów PV wykonanych z klasycznych ogniw z krzemu krystalicznego.

Porównanie budowy modułu fotowoltaicznego dual glass oraz klasycznego

W budowie modułów fotowoltaicznych dual glass jako materiału kapsułkującego zamiast EVA stosuje się najczęściej poliolefiny. Zmiana ta przyczynia się między innymi do obniżenia wskaźnika degradacji modułów PV a co za tym idzie do mniejszego spadku wydajności w kolejnych latach pracy. Moduły szyba - szyba bardzo często objęte są 30 letnią gwarancją na moc posiadają także mniejsze prądy upływu oraz wyższą odporność na PID. Dzięki zmienionej budowie moduły fotowoltaiczne dual glass mogą pracować w trudniejszych warunkach środowiska niż klasyczne moduły PV.

Moduły fotowoltaiczne dual glass posiadają także pewne ograniczenia. Mimo iż większość dostępnych modeli modułów szyba - szyba posiada certyfikację na 5400 Pa to należy pamiętać, że taka wytrzymałość wymaga zastosowania sześciu punktów podparcia.

Moduły PV dual glass z uwagi na swoje zalety są ciekawym rozwiązaniem do budowy farm fotowoltaicznych z kolei z uwagi na ograniczenia nie są to konstrukcje do stosowania w mikro instalacjach dachowych.

Bifacjalne, dwustronne moduły fotowoltaiczne czy warto zainwestować?

December 27, 2016, 7:53 am

≫ Next: Czy dojdzie do unieważnienia pierwszej aukcji OZE?

≪ Previous: Moduły fotowoltaiczne dual glass - czy warto zainwestować?

$

0

0

Bifacjalne, dwustronne moduły fotowoltaiczne (ang. double side solar module, bifacjal solar module) zbudowane są z ogniw, które zarówno stroną przednią jak i tylną mogą absorbować promieniowanie słoneczne i zamieniać je na energię elektryczną. Sprawność konwersji promieniowania słonecznego z przedniej strony takiego ogniwa PV jest wyższa o ok. 5% czyli zazwyczaj ok. 1,5 p%.

Zastosowanie bifacjalnego - dwustronnego modułu fotowoltaicznego pozwala zazwyczaj dodatkowo zagospodarować promieniowanie odbite od podłoża i docierające do tylnej części modułu fotowoltaicznego. W zależności od sposobu ustawienia oraz albedo podłoża dwustronne moduły PV pozwalają na zwiększenie uzysków energii do ok. 25 - 27% przy klasycznych instalacjach naziemnych skierowanych na południe. Dodatkowy uzysk energii zależy głównie od dwóch czynników współczynnika odbicia podłoża oraz wysokości, na której są zamontowane moduły fotowoltaiczne.

Im wyższy współczynnik odbicia promieni słonecznych podłoża tym wyższy dodatkowy uzysk z instalacji wykonanej z bifacjalnych modułów PV. Bazując na opracowaniach firmy SolarWorld oraz LG montaż modułów PV na wysokości 0,5 metra (dolna krawędź), pod kątem 30 stopni na południe w miejscu, gdzie podłożem jest trawnik dodatkowy roczny uzysk będzie oscylował wokół 6,2% z kolei zmieniając podłoże na pomalowany na biało beton dodatkowy uzysk będzie oscylował wokół 21,5% rocznie.

W przypadku wykorzystania bifacjalnych modułów fotowoltaicznych pojawia się pytanie o ekonomiczne uzasadnienie ich zastosowania. Moduły dwustronne produkuje się w oparciu o ogniwa mono z tego względu trudno ekonomikę ich zakupu porównywać do najtańszych na rynku polikrystalicznych modułów PV od których będą droższe o ponad 60% w przeliczeniu na Wp mocy. Porównując moduły dwustronne do standardowych, lecz markowych modułów monokrystalicznych koszt ich zakupu będzie o ok. 20% wyższy. Z kolei, w przypadku porównania do modułów mono PERC (o wyższej niż standardowa sprawność), równica w cenie spada do ok. 5-6%. Należy dodać, że moduły bifacjalne nie są najdroższymi modułami na rynku są istotnie tańsze niż moduły all back contact oraz HIT.

Porównanie cen zakupu netto bifacjalnych modułów fotowoltaicznych na tle innych typów modułów PV

Z ekonomicznego punku widzenia bifacjalne moduły PV są dobrym rozwiązaniem w przypadku, gdy inwestor rozważa zakup markowych modułów PV o wyższej sprawności a montaż generatora fotowoltaicznego będzie realizowany w sposób, w którym możliwy będzie dodatkowy uzysk energii (montaż na dachu płaskim lub na gruncie).

Zobacz także:

Moduły fotowoltaiczne dual glass - czy warto zainwestować?

Praktyczne znaczenie liczby bus bar-ów w modułach fotowoltaicznych

Rebranding oraz zawyżanie mocy modułów PV

Czy dojdzie do unieważnienia pierwszej aukcji OZE?

January 2, 2017, 12:37 pm

≫ Next: Czy ogrzewanie gazem jest dużo droższe niż węglem?

≪ Previous: Bifacjalne, dwustronne moduły fotowoltaiczne czy warto zainwestować?

$

0

0

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

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

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

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

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

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

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

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

Czy ogrzewanie gazem jest dużo droższe niż węglem?

January 14, 2017, 6:00 am

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

≪ Previous: Czy dojdzie do unieważnienia pierwszej aukcji OZE?

$

0

0

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

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

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

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

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

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

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

---

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

January 22, 2017, 12:24 pm

≫ Next: Mit palenia śmieci

≪ Previous: Czy ogrzewanie gazem jest dużo droższe niż węglem?

$

0

0

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

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

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

Ujawnione przez KE dane o sprzedaży modułów i ogniw PV

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

Mit palenia śmieci

February 12, 2017, 7:56 am

≫ Next: Kryteria wyboru falowników przez instalatorów PV

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

$

0

0

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

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

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

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

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


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

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

Treść maila jaki wysłałem ja.

Dotyczy: Projektu rozporządzenia w sprawie wymagań jakościowych dla paliw stałych

Szanowny Panie Ministrze,

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

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

Z wyrazami szacunku

Bogdan Szymański

Kryteria wyboru falowników przez instalatorów PV

February 21, 2017, 1:21 pm

≫ Next: Moduły PERC czym są i czy warto zainwestować?

≪ Previous: Mit palenia śmieci

$

0

0

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

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

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

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

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

RAPORT - Rynek Fotowoltaiczny 2016 w ocenie firm wykonawczych

Spis treści:

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

Moduły PERC czym są i czy warto zainwestować?

March 15, 2017, 1:22 pm

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

≪ Previous: Kryteria wyboru falowników przez instalatorów PV

$

0

0

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

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

Schemat budowy ogniwa PERC

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

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

Zobacz także:

Moduły fotowoltaiczne dual glass - czy warto zainwestować?

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

April 8, 2017, 6:43 am

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

≪ Previous: Moduły PERC czym są i czy warto zainwestować?

$

0

0

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

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

W uproszczeniu zasada programu parasolowego wygląda następująco:

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

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


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

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

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

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

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

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