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

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

0
0
27 kwietnia IKEA zaprezentowała swoją ofertę w zakresie fotowoltaiki. Informacja ta była bardzo oczekiwana przez branżę szczególnie z trzech powodów. Po pierwsze działające lokalnie firmy instalacyjne obawiały się, że silna kapitałowo IKEA wejdzie na rynek z bardzo niską ceną trudną do osiągnięcia dla lokalnych firm. Tak się jednak nie stało IKEA postawiła na średnią półkę cenową nie próbując konkurować tylko niską ceną stawiając bardziej na kompleksowość rozwiązania. W przypadku małych instalacji do 5 kWp ceny oferowane przez IKEA zazwyczaj mieszczą się w granicach 5-6 tyś zł za kWp zainstalowanej mocy w zależności od wybranych komponentów oraz pokrycia dachowego. W przypadku większych instalacji powyżej 10 kWp ceny spadają do poziomu 4100 – 5000 zł/kWp. Należy zaznaczyć, że IKEA nie wprowadziła zestawów fotowoltaicznych, lecz każda wycena jest indywidualna. 

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

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

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

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




Gwarancja na moduły PV a bezpieczeństwo inwestora instalacji fotowoltaicznej.

0
0
Niedawna informacja o niewypłacalności jednego z największych producentów modułów PV firmy Solar World jest bardzo dobrym podłożem do szerszej dyskusji na temat gwarancji producenta na moduły fotowoltaiczne. 

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

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

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

Gwarancja na moduły fotowoltaiczne a bezpieczeństwo inwestora

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

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

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

Programy parasolowe - komentarz video podczas targów Green Power

0
0
W najbliższych latach programy parasolowe będą ważnym elementem rozwoju fotowoltaiki w Polsce. Czy są programy parasolowe w komentarzu video.

 

Krótkie podsumowanie targów Intersolar

VI Wydanie książki instalacje fotowoltaiczne.

0
0
Mimo problemów wydawniczych i małych opóźnień w końcu jest dostępne VI wydanie książki Instalacje fotowoltaiczne zawierające aż 315 stron informacji o fotowoltaice i 10 stron reklam. Jak w każdym kolejnym wydaniu pojawiały się nowe rozdziały, przykłady, grafiki. Zainteresowani mogą zależeć książkę w oficjalnym sklepie i jak zawsze cena zawiera koszty przesyłki.

książka instalacje fotowoltaiczne

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


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

     1.1. Moduł fotowoltaiczny – definicja i budowa

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

          1.2.1. Moduły zbudowane z ogniw z krzemu krystalicznego

          1.2.2. Moduły cienkowarstwowe

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

          1.3.1. Cienkowarstwowe hybrydowe moduły fotowoltaiczne

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

          1.3.3. Moduły monokrystaliczne typu hit

          1.3.4. Moduły oparte o ogniwa typu PERC

          1.3.5. Moduły PV szyba – szyba

          1.3.6. Moduły PV w technologii SMARTwire

          1.3.7. Dwustronne moduły PV

     1.4. Udział w rynku poszczególnych typów modułów PV

     1.5. Zestawienie typów i podstawowych parametrów modułów PV

     1.6. Praktyczne znaczenie liczby bus bar-ów

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

     1.8. Charakterystyka prądowo – napięciowa i najważniejsze parametry elektryczne

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

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

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

          1.11.1. W oparciu o parametry elektryczne

          1.11.2. W oparciu o wygląd

     1.12. Sprawność modułów PV

     1.13. Znaczenie praktyczne sprawności

     1.14. Dodatnia tolerancja i jej znaczenie przy wyborze modułu PV

     1.15. LID i roczna utrata mocy

         1.15.1. Moduły z dodatkiem galu

         1.15.2. Początkowy wzrost mocy modułów CIGS

     1.16. Degradacja foli EVA

     1.17. Sprawność przy niskim natężeniu promieniowania słonecznego

     1.18. Certyfikaty i normy

     1.19. PVT – połączenie modułu pv z kolektorem słonecznym


2. Falowniki i optymalizatory mocy

     2.1. Budowa i podział falowników

         2.1.1. Podział falowników ze względu na izolację

         2.1.2. Podział falowników ze względu na typ instalacji

         2.1.3. Podział falowników ze względu na wielkość

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

     2.3. MPP traker – czym jest i jakie spełnia zadania

     2.4. Zależność sprawności falownika od napięcia i obciążenia

     2.5. Napięciowy zakres pracy falownika

     2.6. Sprawność falowników

     2.7. Mikrofalowniki w instalacji

         2.7.1. Zalety mikrofalowników

         2.7.2. Ograniczenia mikrofalowników

         2.7.3. Mikrofalowniki – kiedy pomyśleć o wyborze

     2.8. Optymalizatory mocy (power optimizer)

         2.8.1. Zasada działania

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

         2.8.3. Optymalizacja mocy na poziomie ogniw PV

         2.8.4. Monitorowanie pracy na poziomie modułu i funkcje bezpieczeństwa

         2.8.5. Porównanie funkcjonalności optymalizatorów mocy

     2.9. Porównanie mikrofalowników i optymalizatorów mocy

     2.10. Monitoring pracy falowników

     2.11. Wymagania OSD względem konfiguracji falowników

     2.12. Analiza karty katalogowej


3. Dobór i optymalizacja instalacji PV

     3.1. Pochylenie i azymut instalacji fotowoltaicznej

     3.2. System nadążny

     3.3. Odstępy między rzędami

     3.4. Wskaźnik wykorzystania przestrzeni montażowej

     3.5. Sposoby łączenia modułów w instalacji

         3.5.1. Połączenie szeregowe i równoległe modułów PV

         3.5.2. Niedopasowanie prądowe i napięciowe

     3.6. Przewody i kable w instalacji pv

         3.6.1. Wybór rodzaju kabli oraz ich prowadzenie

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

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

     3.7. Zabezpieczenia w instalacjach PV

         3.7.1. Bezpieczniki

         3.7.2. Wyłączniki nadprądowe

         3.7.3. Wyłącznik różnicowo – prądowy w instalacji PV

         3.7.4. Ograniczniki przepięć i instalacja odgromowa

         3.7.5. Uziemienie i połączenie wyrównawcze

     3.8. Dopasowanie typu modułów do falownika

     3.9. Dopasowanie mocy modułów PV do mocy falownika

     3.10. Obliczenie minimalnego i maksymalnego napięcia łańcucha modułów PV

     3.11. Wyznaczenie maksymalnego prądu zwarcia łańcucha modułów PV

     3.12. Obliczenie minimalnej i maksymalnej liczby modułów PV w łańcuchu

     3.13. Wybór typu instalacji

     3.14. Licznik w instalacji sieciowej on grid i bilansowanie międzyfazowe

     3.15. Dobór mocy instalacji sieciowej – on grid

     3.16. Przykład doboru instalacji sieciowej

         3.16.1. Dobór mocy w oparciu za zużycie energii

         3.16.2. Weryfikacja mocy po analizie dostępnej przestrzeni montażowej

         3.16.3. Dobór mocy falownika do modułów PV

         3.16.4. Dobór łańcuchów modułów pv do falownika

         3.16.5. Przewody i zabezpieczenia

         3.16.6. Schemat instalacji oraz plan obwodów

     3.17. Plan obwodów – string plan

     3.18. Uruchomienie falownika w instalacji sieciowej

     3.19. Instalacje wyspowe

         3.19.1. Bezpośrednie zasilanie urządzeń prądu stałego

         3.19.2. Zasilanie urządzeń z wykorzystaniem regulatora ładowania

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

     3.20. Dobór instalacji wyspowej i hybrydowej do zasilania budynków

     3.21. Dokumentacja i testy po wykonaniu instalacji

         3.21.1. Kontrola i podstawowe pomiary i testy

         3.21.2. Pomiary i analiza charakterystyki prądowo-napięciowej

         3.21.3. Badanie kamerą termowizyjną modułów PV

         3.21.4. Dokumentacja

         3.21.5. Przykładowy protokół z pomiarów i testów instalacji PV

     3.22. Współpraca instalacji PV z pompą ciepła

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


4. Akumulatory w systemach pv

     4.1. Technologie akumulatorów stosowane we współpracy z systemami pv

     4.2. DOD, SOC i liczba cykli ładowania

     4.3. Wpływ temperatury na prace akumulatorów

     4.4. Współpraca falownika z akumulatorami


5. Konstrukcje wsporcze oraz montaż modułów i falowników

     5.1. Systemy mocowań na dachach skośnych

     5.2. Systemy mocowań na dachach płaskich

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

     5.4. Systemy mocowań na gruncie

     5.5. Montaż modułów do konstrukcji wsporczej

     5.6. Certyfikaty i normy konstrukcji wsporczych

     5.7. Montaż falownika


6. Problemy projektowe, wykonawcze i eksploatacyjne

     6.1. Zacienienie na instalacjach PV

         6.1.1. Rola i znaczenie diod obejściowych

         6.1.2. Wpływ zacienienia na pracę modułu PV

         6.1.3. Energetyczne skutki zacieniania

         6.1.4. Uwzględnianie zacienienia w rozplanowaniu modułów

         6.1.5. Unikanie przy montażu stref zacienienia

     6.2. Gorący punkt (hot spot)

     6.3. Korozja warstwy TCO

     6.4. Degradacja indukowanym napięciem PID

     6.5. Prąd upływu

     6.6. Unikanie pętli indukcyjnej

     6.7. Zwarcie doziemne generatora PV

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

     6.9. Wzrost napięcia w miejscu przyłączenia falownika

     6.10. Możliwości przyłączenia instalacji do sieci

     6.11. Mycie instalacji PV

     6.12. Błędy wykonawcze


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

     7.1. Produkcja energii elektrycznej z instalacji fotowoltaicznej

         7.1.1. Źródła danych o nasłonecznieniu

         7.1.2. Uzysk energii z instalacji PV

     7.2. Jak obliczyć uzysk energii z instalacji?

     7.3 składowe kosztów instalacji fotowoltaicznej

     7.4. Koszty eksploatacyjne

     7.5. System rozliczenia energii wyprodukowanej przez instalację PV

     7.6. Wymóg umowy kompleksowej dla prosumenta

     7.7. Bilansowanie międzyfazowe a ekonomika falowników jednofazowych

     7.8. Prosty okres zwrotu mikroinstalacji


8. Wydarzenia branżowe

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

0
0
Osoby działające w branży fotowoltaicznej z pewnością zauważyli, że, na przestrzeni ostatniego miesiąca ceny modułów PV zaczęły rosnąć. Jak na razie nie są to duże wzrosty średnio w zakupach hurtowych ok. 1 cent/Wp ale dla rynku na którym obserwowaliśmy ponad przez rok ciągły spadek cen taka sytuacja jest dużym zaskoczeniem. Wielu także zadaje sobie pytanie z czego wynika to odwrócenie trendu oraz czy będzie trwałe?

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

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

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

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

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

falownik SUN2000-60KTL-HV-D1-001
Falownik SUN2000-60KTL pracujący na napięciu 1500 V DC i 800 V AC 

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

Ochrona przepięciowa i ocena ryzyka - kiedy stosować ograniczniki przepięć po stronie DC ?

0
0
W zakresie stosowania ochrony przepięciowej w instalacjach PV istnieje wiele skrajnych opinii od tych że powinna być stosowana zawsze do tych że w większości jest niepotrzebna bo trasy kablowe po stronie DC są zazwyczaj za krótkie aby stwarzać zagrożenie. Warto przy tym spojrzeć co w tej materii mówią normy.

Odnoszą się do zapisów normy PN-HD-60364-7-712:2016 zastosowanie ochrony przepięciowej powinno być poprzedzone oceną ryzyka. Zgodnie z zapisami normy zastosowanie ograniczników przepięć po stronie DC powinno mieć miejsce w przypadku gdy: Lp>Lg

Gdzie:

Lp – Długość pętli kabli DC od podłączenia do falownika do punktu przyłączenia do modułów PV

Lg – Graniczna długość, powyżej której należy zastosować ochronę przepięciową.

Graniczna długość pętli modułów DC powyżej której należy zastosować ochronę przepięciową zależy od typu obiektu oraz od gęstości doziemnych wyładować atmosferycznych Ng (wyładowanie/km2/rok).

Liczbę doziemnych wyładowań atmosferycznych można oszacować na podstawie liczby burz. Sama norma PN-EN-62305-2:2012 wskazuje tu szacunkowy wskaźnik 0,1 wyładowania/km2/rok dla jednego zjawiska burzowego. 
 

Liczba wyładowań doziemnych na km2 na rok

Istotny jest także sam rodzaj budynku, na podstawie którego wylicza się wskaźnik Lg. Dla budynków mieszalnych przyjmuje się - Lg=115/Ng


Przykład:

Obliczenie konieczności zastosowania ochrony przepięciowej dla budynku mieszkalnego zlokalizowanego w Krakowie, gdzie liczba wyładowań doziemnych na km2 na rok wynosi 2,8 a zgodnie z projektem długość przewodów po stronie DC wyniesie 38 metrów.

Obliczenia 

Lg=115/2,8 = 41 

41>38
W ocenie ryzyka ochrona przepięciowa nie jest wymagana dla rozpatrywanego obiektu.

Zmiana polityki celnej istotnie wpłynie na zmianę cen modułów PV.

0
0
Decyzja Komisji Europejskiej w zakresie zmian minimalnych cen dla importowanych z Chin modułów i ogniw PV istotnie wpłynie na kształtowanie się ich cen na rynku. Zaproponowane stawki są zbliżone do cen ofertowanych przez chińskich producentów obecnie w kontraktach na II i III kwartał 2018 r. I tu wcale nie najważniejszą decyzją KE jest sam fakt obniżenia stawek a możliwość eksportu do Europy modułów wyprodukowanych w Chinach także przez tych producentów, którzy opuścili porozumienie.
Proponowane przez Komisję Europejską ceny minimalne dla modułów mono i polikrystalicznych 
Okres stosowania MCI

MCI dla modułów multikrystalicznych (EUR/W)

MCI dla modułów monokrystalicznych (EUR/W)

Od 1 października 2017 r. do 31 grudnia 2017 r.

0,37

0,42

Od 1 stycznia 2018 r. do 31 marca 2018 r.

0,34

0,39

Od 1 kwietnia 2018 r. do 30 czerwca 2018 r.

0,32

0,37

Począwszy od 1 lipca 2018 r.

0,30

0,35



Fakt ten jest o tyle istotny, że większość kluczowych chińskich producentów na przestrzeni ostatnich 2 lat opuściło porozumienie z KE i poprzez swoje fabryki poza Chinami sprzedawało legalnie moduły na rynku europejskim. Jednak wolumen dostępnych mocy produkcyjnych poza Chinami nie pozwalał w pełni zaspokajać europejskiego rynku pełną gamą produktów. Zmiana polityki UE w tym zakresie sprawi, że olbrzymi potencjał produkcyjny fabryk zlokalizowany w chinach będzie mógł być wykorzystany do zaspokojenia europejskiego popytu.


Należy się spodziewać, że maksymalne ceny modułów PV importowane z kierunku wschodniego w 2018 r. osiągną średnio ok 0,30 euro/Wp. Z uwagi na fakt większość chińskich koncernów fotowoltaicznych już od I kwartału 2018r. są w stanie zbliżyć się do ceny MCI obowiązującej od lipca. Z uwagi na fakt, że cena MCI odnosi się do daty produkcji a nie daty importu należy się spodziewać, że chińscy producenci nie będą budować stanów magazynowych do końca I półrocza z obawy, że nie sprzedane moduły w określonym czasie staną się niesprzedawalne po zmianie ceny minimalnej. 

Zmiana polityki celnej sprawi że w roku 201 będziemy obserwować dalszy spadek cen modułów PV w przeciwieństwie do stagnacji cenowej która nastąpiła w II połowie 2017r. 

Moduły z ogniwami ciętymi na pół

0
0
W portfolio wielu producentów modułów PV pojawiły się moduły z ogniwami ciętymi na pół. W efekcie w module zamiast klasycznych 60 ogniw o wymiarach 156×156 mm znajduje się 120 ogniw o wymiarach 156×78 mm. Ta niewielka zmiana konstrukcyjna pozwala małym nakładem kosztów uzyskać ok 5-10 Wp dodatkowo z modułu PV.  Zastosowanie ciętych na pół ogniw pozwala zmniejszyć czterokrotnie straty mocy na linii ogniwo PV – moduł PV. Wynika to z faktu, że strata mocy równa jest oporowi mnożonemu razy wartość prądu podniesiona do kwadratu. Co więcej ogniwo przecięte na pół ma prąd o połowę niższy, gdyż wartość prądu jest wprost proporcjonalna do powierzchni ogniwa.

W konsekwencji każdy z szynowodów transportuje prąd o połowę niższy a spadek oporu elektrycznego powoduje ogólny wzrost wydajności, szczególnie w okresach wysokiego natężenia promieniowania słonecznego. W efekcie przekłada się to na lepszy współczynnik wypełnienia modułu PV i wyższą sprawność modułu o ok 1,5 – 3%. Jest to dużo biorąc pod uwagę bardzo mały wzrost nakładów przy produkcji modułu PV z ogniwami ciętymi na pół.

Zwiększenie do 120 liczby ogniw w module PV powinno przełożyć się na dwukrotny wzrost napięcia. Nie mniej jednak moduły z  połówkowymi ogniwami zazwyczaj są budowane w układzie dwóch grup po 60 ogniw łączonych równolegle na wyjściu. W konsekwencji napięcie oraz prąd wyjściowy z modułu są zbliżone do wartości typowych dla standardowych modułów PV opartych o 60 ogniw.

moduł PV z ogniwami ciętymi na pół
 Ideowa budowa modułu PV z ogniwami ciętymi na pół z zaznaczonym kierunkiem przepływu prądu. 



Technologia budowy modułów PV w oparciu o ogniwa cięte na pół posiada także pewne wady. Jedną z nich jest konieczność dodania kolejnego etapu w procesie produkcji polegającego na przecięciu na pół ogniwa za pomocą wycinarki laserowej. Ten zabieg z punktu widzenia jakości może powodować potencjalne wady, w przepołowionych ogniwach PV. Dodatkowo dwa razy więcej połączeń lutowniczych, zwiększa prawdopodobieństwo pojawienia się złych kontaktów, którym można zapobiec jednak wymaga to odpowiedniej kontroli jakości na etapie produkcji. 

Noworoczne wyzwania dla branży fotowoltaicznej.

0
0
Większość firm z branży fotowoltaicznej optymistycznie patrzy na rok 2018. Coraz liczniej do realizacji wchodzą farmy fotowoltaiczne budowane w ramach wygranych aukcji. Zwiększa się liczba przetargów na budowę mikroinstalacji finansowanych z funduszy UE. Czynniki te powodują, że rynek fotowoltaiczny w 2018 roku zapewne odnotuje kolejny duży wzrost. Rosnący rynek montażu instalacji fotowoltaicznych stawia jednak przed branżą poważne wyzwania.

Finansowanie

Niski postęp w realizacji budowy farm fotowoltaicznych w ramach wygranych aukcji w dużej mierze wynika z problemów z finansowaniem inwestycji. Banki mając w pamięci niedawną katastrofę na rynku zielonych certyfikatów bardzo ostrożnie podchodzą do oceny ryzyka tego typu inwestycji. Dodatkowo wiele inwestycji to przedsięwzięcia realizowane przez powołane spółki celowe mające problemy z uzyskaniem akceptowalnego przez bank zabezpieczenia. W konsekwencji obecnie wielu inwestorów ma olbrzymie problemy ze znalezieniem finansowania dla inwestycji, a jeżeli je znajdują wysokie ryzyko przekłada się na małą atrakcyjność proponowanego kredytu.

Odrębną kwestią są przetargi w ramach projektów realizowanych zazwyczaj przez gminy i finansowanych w większości z funduszy UE. Bardzo często są to projekty, obejmujące od kilkudziesięciu do kilkuset mikroinstalacji. Realizacja takiego projektu wiąże się z koniecznością zaangażowania kapitału przez realizującą projekt firmę sięgającą często kilku milionów złotych. Z uwagi na młody polski rynek fotowoltaiczny dla wielu firm jest to zaporowa bariera finansowa.

Instalatorzy

Rok 2018 będzie rokiem instalatora. Rosnąca liczba wykonywanych instalacji będzie wymagać wzrostu liczby ekip monterskich. Już obecnie na rynku widać wzrost stawek za montaż instalacji a niektóre projekty mają problem ze znalezieniem odpowiedniej liczby ekip monterskich. Dodatkowym problemem jest ogłaszanie w jednym czasie wielu przetargów regionalnie ograniczonych do jednego województwa. W efekcie dochodzi do kumulacji prac monterskich w danym województwie w krótkim czasie.

Gwarancja i serwis

W raz z rozwojem rynku coraz większego znaczenia nabiera organizacja i prowadzenie serwisu w ramach gwarancji udzielanej na wykonane instalacje. Przetargi realizowane z wykorzystaniem funduszy UE zazwyczaj wprowadzają wymóg 5 letniej lub dłuższej gwarancji. Dla firmy wykonawczej oznacza to wieloletnie związanie z realizowanym projektem oraz szereg przyszłych kosztów ponoszonych lata po zakończeniu realizacji przedsięwzięcia. Poddając analizie ceny oferowane na wielu przetargach można odnieść wrażenie, że spora część oferentów bardzo liberalnie podchodzi do wyceny kosztów przyszłych zobowiązań gwarancyjnych. Ich pojawienie się w przyszłości może być dla wielu firm wyzwaniem ponad siły szczególnie, jeżeli utracą wsparcie producentów poszczególnych podzespołów.

Wpływ decyzji Donalda Trumpa na polską fotowoltaikę.

0
0
W lipcu zeszłego roku wspominałem, że chwilowy problem z dostawami modułów PV do Europy oraz wzrost ich ceny wynika z niepewności w zakresie wprowadzenia ceł antydumpingowych w USA. W styczniu 2018 roku zapowiadane cła stały się rzeczywistością i mogą mieć istotny wpływ na światowy i polski rynek fotowoltaiki.

Aby zrozumieć wpływ decyzji Donalda Trumpa na światowy rynek fotowoltaiki należy mieć świadomość jak ważną role odgrywa USA jako konsument głównych komponentów do budowy instalacji fotowoltaicznych. Na przestrzeni ostatnich kilku lat amerykańska fotowoltaika rozwija się bardzo dynamicznie odpowiadając rok po roku za ok. 10 – 15% światowej mocy zainstalowanej. W 2017 roku światowy rynek fotowoltaiki szacuje się na ok 90 GWp (brak jeszcze oficjalnych danych) z czego ok 12 GWp będzie zainstalowane w USA. Do tego Stany Zjednoczone zaledwie w niecałych 20% pokrywają popyta na moduły PV z fabryk zlokalizowanych w kraju. Ponad 80% stanowi import głównie z krajów azjatyckich takich jak Chiny, Malezja, Wietnam czy Tajlandia.

Decyzja amerykańskiej administracji nakładająca 30% cło na importowane moduły oraz ogniwa PV. Z małym wyjątkiem dla ogniw których import do ilości 2,5 GWp będzie zwolniony z cła stawia światowych producentów modułów w trudnej sytuacji.

30 % cło czyni importowane produkty mało atrakcyjnymi szczególnie że importowane z Azji moduły podbijały amerykański rynek głównie ceną. Z kolei łatwo wyliczyć, że ok. 10 GWp światowej mocy produkcyjnej w fotowoltaice w 2018r. czyli ok. 10% będzie szukać innych rynków zbytu. Informacja ta jest o tyle ważna dla Europy w tym Polski z uwagi na fakt, że azjatyccy producenci eksportują do Europy i USA podobne produkty w zakresie modeli oraz jakości często produkowane w tych samych fabrykach. W konsekwencji należy się spodziewać znacznego wzrostu dostępności modułów PV oferowanych przez największych światowych producentów, gdyż to oni w dużej mierze byli zaangażowani w eksport do USA. Konsekwencją przewagi podaży nad popytem będzie zapewne także spadek cen szczególnie w zakresie produktów z półki średniej i wyższej.

Nowe kryteria przyłączenia mikroinstalacji – duży problem dla branży PV w Polsce.

0
0
Na przełomie stycznia i lutego OSD, czyli zakłady energetyczne odpowiedzialne za przyłączenie mikroinstalacji przeprowadziły aktualizację kryteriów przyłączenia mikroinstalacji. Wprowadzonych zmian jest sporo jednak najwięcej kontrowersji budzą dwie. Pierwszą z nich jest ograniczenie mocy dla instalacji jednofazowych z obecnych 4,6 kW do 3 kW. Drugą jest wprowadzenie wymogu, w ramach którego OSD chcą mieć możliwość zdalnego odłączenia mikroinstalacji a powyżej 10 kW także możliwość sterowania jej mocą. Nie odnosząc się do zasadności wprowadzenia tych zmian zakłady energetyczne powinny mieć świadomość konsekwencji i wpływu nowych regulacji dla branży i rynku PV w Polsce.

Tak ważne zmiany powinny być z jednej strony konsultowane z branżą a z drugiej tryb ich wprowadzania powinien odpowiadać możliwością adaptacyjnym rynku. Dlatego trudno inaczej niż bardzo krytycznie odnieść się do trybu jaki wybrały OSD gdzie od podania do publicznej wiadomości do wejścia w życie mija 1-2 miesięcy. Zapewne wielu zadaje sobie pytanie czy wprowadzając tak szybko zmiany zakłady energetyczne nie posiadają świadomości, że realizowane są projekty, w których falowniki w momencie zakończenia prac montażowych nie będą spełniać kryteriów przyłączenia? Czy nie mają świadomości, że w hurtowniach leżą na półkach falowniki które po 1 kwietnia staną się nie sprzedawalne? Czy nie mają świadomości, że w ramach dotacji unijnych są zaprojektowane tysiące instalacji, które nie będą spełniać kryteriów?

O tym, że kryteria są wprowadzane mało profesjonalnie świadczy nie tylko tryb wprowadzania zmian i brak realnych konsultacji, ale także fakt, że pracownicy poszczególnych zakładów energetycznych odpowiedzialni za przyłączenia mikroinstalacji niewiele wiedzą o zmianach według, których już za nieco ponad miesiąc mają obsługiwać wnioski zgłoszeniowe. A pytań pojawia się wiele.

Skąd tak radykalne obniżenie mocy dla instalacji jednofazowych. Jakie przesłanki stały za przyjęciem granicy 3 kW szczególnie że poza Szwajcarią wszędzie w Europie jest one wyższa. Jeszcze więcej kontrowersji budzi wprowadzenie zdalnej możliwości odłączenia mikroinstalacji i sterowanie jej mocą. Podobne wymogi stosowane są np. w Niemczech, ale ich wprowadzenie było poprzedzone analizą potrzeb, wypracowaniem zasad stosowania i wypracowaniem pewnego standardu technologicznego. Nieakceptowalne jest wprowadzanie możliwości odłączania mikroinstalacji bez wprowadzenia jasnych kryteriów na jakich zasadach takie odłączenie byłoby przez OSD możliwe, kto i według jakich kryteriów decydowałby o tym, które instalacje zostaną odłączone a które nie. I w końcu na jakich zasadach prosumenci wyłączonych instalacji otrzymywaliby odszkodowania. Osobną kwestią są sprawy techniczne korzystania OSD z możliwości wyłączenia czy sterowania mocą. Nieprofesjonalne wydaje się stawianie takich wymogów bez określenia technicznych aspektów komunikacji między OSD a falownikiem. Zakładając, że standard komunikacji byłby oparty o wymogi niemieckie większość producentów byłaby do nowych przepisów dostosowana. Równie dobrze można wyobrazić sobie, że OSD opracują własny standard lub co gorsza różna standardy inne dla każdego zakładu energetycznego, co oznaczałoby konieczność dostosowywania falowników sprzedawanych na polskim rynku. Istnieje jeszcze trzecia możliwość polegająca na tym, że OSD same nie wiedzą, jak sterować mocą rozporoszonych instalacji i robią klasyczne rozpoznanie bojem. Tworzą wymogi, które będą w początkowej fazie martwe do czasu wypracowania rozwiązania technicznego.

Może naiwnie, ale liczę, że zaproponowane zmiany są efektem niefrasobliwości i nadgorliwości a nie celowym działaniem wymierzonym w zatrzymanie rozwoju energetyki prosumenckiej. W konsekwencji po fali krytyki OSD siądą raz jeszcze do kart weryfikacji technicznej i spróbują wypracować akceptowalny kompromis.

Podłączenie modułów PV pod różnymi katami do jednego MPPt w falowniku

0
0
Generalna zasada podłączenia łańcuchów modułów do falownika mówi że do jednego MPPt w falowniki podłączone łańcuchy modułów puszą być pod tym samym kątem oraz azymutem. Od tej reguły można jednak zastosować pewien wyjątek jeżeli dysponujemy jedynie falownikiem z jednym MPPt a łączone łańcuchy modułów będą zbudowane z tej samej liczby modułów ustawnych np. w układzie wschód - zachód.

podłączenie dwuch łańcychów modułów do jednego Mppt falownika


Podłączenie do jednego MPPt dwóch łańcuchów modułów PV znajdujących się pod różnymi kontami i/lub rożnymi azymutami jest możliwe pod warunkiem, że są one połączone równolegle i składają się z równej liczby modułów PV.  Możliwość taka istnieje z uwagi na fakt, że połączenie równoległe łańcuchów modułów PV ustawionych pod różnymi kątami skutkuje niedopasowaniem prądowym, lecz przy połączeniu równoległym prądy się sumują. Z kolei odmienne oświetlenie modułów PV w niewielkim stopniu przekłada się na niedopasowanie napięciowe. Co więcej niewielkie niedopasowanie napięciowe przy połączeniu równoległym nie przekłada się na istotne straty w produkcji energii, szczególnie jeżeli falownik posiada funkcję szukania globalnego MPPt. W takim przypadku podłączenie dwóch różnych łańcuchów modułów PV ustawionych pod różnymi kątami można uznać za dopuszczalne a poziom strat nie powinien przekroczyć 1% w stosunku do zastosowania falownika z dwoma MPPt.





Podsumowanie targów Inter solar w Monachium

0
0
Jak co roku zapraszam na wideo relację z targów Intersolar a raczej The Smarter Europe


 

Jak spadek cen modułów PV przekłada się na spadek cen instalacji fotowoltaicznych?

0
0
Ceny modułów PV w tym roku nieustannie spadają a szczególnie ten trend nasilił się po ogłoszeniu przez Komisję Europejską informacji o zniesienia MIP. Fundamentem spadku ceny modułów PV jest ich nadpodaż spowodowana głównie spowolnieniem inwestycji na rynku Chińskim oraz ograniczenie importu na rynek Amerykański. Niemniej jednak ceny modułów, które pojawiają się często w Internecie na poziomie 0,24 euro centów/Wp nie są cenami jakie mogą obecnie otrzymać firmy wykonawcze w Polsce. Po pierwsze są to często ceny EXW czyli u bram zakładu produkcyjnego w związku z czym należy doliczyć koszt transportu często dalekomorskiego i kołowego. Po drugie są to ceny producenckie możliwe do zakontraktowania przy dużych wolumenach sprzedaży. 

Niemniej jednak spadające ceny modułów u producentów przekładają się na spadające ceny modułów u hurtowników i finalnie na ceny w firmach wykonawczych. Dokonując analizy rok do roku ceny modułów poli spadły o ok 25%. a ceny modułów mono PERC o ok. 30%.
Zmiana cen modułów PV
Zmiana cen modułów PV - ceny netto
Tak duży spadek cen modułów musiał przełożyć się na spadek cen instalacji jednak na przestrzeni roku (wrzesień 2017/wrzesień2018) wyniósł on ok. 9% dla instalacji opartej o moduły poli i ok. 13% dla instalacji opartej o mono PREC. W zależności od typu zastosowanych modułów PV istotnie zmieniają się udziały procentowe poszczególnych grup kosztowych.
Struktura kosztów instalacji PV 5 kW moduły mono PERC wrzesień 2017
Struktura kosztów instalacji PV 5 kW moduły mono PERC wrzesień 2017
Struktura kosztów instalacji PV 5 kW moduły mono PERC wrzesień 2018
Struktura kosztów instalacji PV 5 kW moduły mono PERC wrzesień 2018 
Struktura kosztów instalacji PV 5 kW moduły poli wrzesień 2017
Struktura kosztów instalacji PV 5 kW moduły poli wrzesień 2017

Struktura kosztów instalacji PV 5 kW moduły poli wrzesień 2018
Struktura kosztów instalacji PV 5 kW moduły poli wrzesień 2018

Co ważne w przypadku małych instalacji PV udział kosztowy modułów PV trwale spadł poniżej 50% nawet w przypadku modułów mono. W przypadku najmniejszych budżetowych instalacji opartych o moduły Poli udział modułów PV nieznacznie przekroczy 30%.

Moduły tanieją a co z pozostałymi komponentami? W przypadku drugiej najważniejszej pozycji kosztowej, czyli falownika fotowoltaicznego ich ceny uległy w większości kosmetycznym korektom w dół 1-2%, która w większości została skompensowana przez niekorzystną zmianę kursu euro. Od tej reguły są oczywiście wyjątki. Są producenci falowników, którzy skorygowali w dół swoje ceny o 10 i więcej procent. Jednak dotyczy to głównie najdroższych konstrukcji a zmiana była wymuszona utratą rynku. Szczególnie w przypadku najmniejszych instalacji PV do 5 kWp wzrost udziału procentowego falownika w kosztach instalacji sprawia, że wiele firm szuka oszczędności na tej pozycji poprzez zastosowanie tańszych zamienników. Biorąc do porównania najdroższe i najtańsze falowniki fotowoltaiczne różnica w cenie sięga 30%. Podobnie jak w przypadku modułów PV presja cenowa falowników z państwa środka jest bardzo silna a podział jest wyraźny – chińskie tańsze – europejskie droższe. Z kolei w przeciwieństwie do modułów PV istotny udział w rynku falowników fotowoltaicznych jest powiązany z zapewnieniem wsparcia technicznego przez producenta.
Ceny 5 kW 3f falowników fotowoltaicznych netto
Ceny 5 kW 3f falowników fotowoltaicznych netto

W instalacjach PV są także grupy kosztowe które wzrosły rok do roku. Jedną z nich jest konstrukcja wsporcza które nieznacznie podrożała z uwagi na wzrost cen aluminium. Największy wzrost zanotowała usługa montażu. Nawet biorąc pod uwagę wzrost jednostkowy mocy modułu a co za tym idzie mniejszą ich liczbę do zamontowania realne koszty montażu rok do roku wzrosły o ok. 15-20%.

Koszt produkcji energii z farmy PV przy zastosowaniu modułów mono i polikrystalicznych

0
0
W roku 2018 udział modułów monokrystaliczny w sprzedaży może osiągnąć 50%. To istotna zmiana w stosunku do lat poprzednich. Wiele analiz wskazuje że udział procentowy modułów monokrystalicznych ciągle będzie rósł i zacznie dominować nad modułami polikrystalicznymi mimo ciągle ich niższej ceny. Dla każdego inwestora ważny jest koszt budowy elektrowni fotowoltaicznej a nie koszt zakupu samego modułu fotowoltaicznego. I tutaj ujawnia się zaleta modułów monokrystalicznych statystycznie posiadają one sprawność około 12% wyższą przez to wyższe koszty zakupu modułów monokrystalicznych częściowo są rekompensowane oszczędnościami na pozostałych elementach budowy farmy fotowoltaicznej. Łącznie około 21% kosztów budowy farmy fotowoltaicznej pośrednio związanych jest z liczbą modułów fotowoltaicznych. Wyższa sprawność to mniejsza liczba modułów PV przy tej samej mocy elektrowni PV.


Struktora kosztów budowy farmy fotowoltacznej


Przy spadającej cenie modułów fotowoltaicznych i spadającym ich procentowym udziale w całościowych kosztach budowy elektrowni PV coraz bardziej istotne staje się także obniżenie innych kosztów które pośrednio są związane z liczbą modułów fotowoltaicznych. Same moduły PV stanowią ok 50% kosztów budowy elektrowni PV. Przy obecnej średniej różnicy w zakupie za Wp mocy między modułami mono i polikrystalicznymi na poziomie około 18%. Sumaryczny koszt budowy farmy PV opartej o moduły mono wcale nie jest droższy o ok 9% lecz zaledwie o ok 5,5%. Zmniejszenie różnicy wynika z faktu że wykorzystując do budowy farmy PV moduły poli 280 Wp potrzeba ich ok. 3 570 przechodząc na moduły 315Wp mono wystarczy 3 174 modułów. W związku z czym po przejściu z mono na poli na farmie zostanie zamontowane blisko 400 modułów mniej co oznacza mniejszą ilość konstrukcji wsporczej, mniej kabli DC, niższe nakłady na montaż konstrukcji i modułów. W końcu to także o 12% mniejszy teren do ogrodzenia. Mniejsza liczba modułów pozwala także obniżyć koszty operacyjne. Wielu inwestorów zapomina jak istotnym kosztem w okresie 15 lat pracy elektrowni PV będzie koszenie trawy czy mycie modułów PV. 


Struktura kosztów operacyjnych farmy fotowoltaicznej

Każdy z inwestorów przy budowie farmy PV nie powinien patrzeć tylko na koszty budowy lecz także na koszty operacyjne takie jak serwis, podatki czy dzierżawa. Patrząc na 15 letni okres pracy elektrowni PV koszty samej budowy to mniej niż połowa wydatków. Z kolei ok 25% stanowią koszty dzierżawy gruntu, koszty utrzymania i serwisu oraz podatki (gruntowy i od nieruchomości). Część z tych kosztów jest także powiązana z liczbą modułów poza oczywistymi takimi jak mycie zastosowanie modułów mono w elektrowni PV spowoduje niższe koszty koszenia trawy a także niższe koszty podatku gruntowego z uwagi na niższą powierzchnię zagospodarowania terenu.

Struktora kosztów budowy i utrzymania farmy fotowoltaicznej moduły monokrystaliczne

Struktora kosztów budowy i utrzymania farmy fotowoltaicznej moduły polikrystaliczne

W konsekwencji przy kosztach budowy elektrowni PV o mocy 1 MW zakładając nakłady budowlane na poziomie 2 770 000 zł przy zastosowaniu modułów 280 Wp poli oraz na poziomie 2 920 00 zł przy zastosowaniu modułów 315 Wp mono średni koszt produkcji energii z instalacji PV w okresie 15 lat będzie wynosił odpowiednio 369,04 zł/MWh dla poli oraz 374,83 zł/MWh dla mono. Oznacza to wzrost kosztu wytwarzania energii w przypadku mono zaledwie o ok. 1,5%. Różnica ta jest na tyle nieduża że spadek o kilka p% w różnicy w cenie między modułami mono i poli doprowadzi do wyrównania kosztów. Podobnie patrząc w przyszłość w której raczej nieunikniony jest wzrost kosztów pracy oraz dzierżawy nawet przy niezmienionej różnicy w cenie między między mono i poli to mono będzie stawać się korzystniejszym wyborem.

Article 0

0
0
O wzroście cen prądu mówi się ostatnio bardzo dużo. Można by powiedzieć że rosnące ceny energii to sprawa narodowa, która doczeka się nawet specjalnego posiedzenia sejmu w celu przyjęcia ustawy, która ma je powstrzymać. Czy faktycznie się to uda?

Zgodnie z ustawą akcyza na energię elektryczną zostanie obniżona z 20 do 5 zł/MWh czyli o 1,5 grosza/kWh obniżeniu ulegnie też opłata przejściowa będąca składnikiem opłat dystrybucyjnych i ma bardziej charakter opłaty abonamentowej powiązanej z poziomem zużycia (osoby fizyczne) i mocą umowną (firmy).

Patrząc na skutki wprowadzonych regulacji w skali makro to przyczynią się one do obniżenia danin znajdujących się w sprzedawanej energii na poziomie 1,85 mld zł brutto (obniżona akcyza) oraz 1,7 mld zł (opłata przejściowa) daje to razem ok. 3,55 mld zł. Takie wyliczenia zamieszczono w samej ocenie skutków regulacji dołączonej do wspomnianej ustawy. Także w tym dokumencie znajduje się informacja że na przestrzeni roku cena energii na Towarowej Giełdzie Energii wzrosła z 174 zł/MWh, kontrakt w listopadzie 2017 na 2018 r. do 286,61 zł/MWh kontrakt w listopadzie 2018 na 2019 r. Daje to wzrost o 112 zł/MWh. Podobne różnice są w porównaniu grudzień 2017 - grudzień 2018.



21.12.2018
21.12.2017
różnica
BASE_Q-1-19/18
277,19
173,6
103,59
BASE_Q-2-19/18
304,38
179
125,38
BASE_Q-3-19/18
300,5
187,75
112,75
BASE_Q-4-19/18
271
171,5
99,5

Średnia zmiana ok 110 zł/MWh czyli w ujęciu procentowym ok. 62% wzrostu ceny. Odnosząc te wartości do sprzedawanej w Polsce energii która w 2017 roku wynosiła 168 139 GWh można oszacować wzrost kosztu zakupu energii. Zakładając że podoba ilość energii zostanie sprzedana w 2019 r oznacza to że koszt zakupu energii będzie wyższy o ok. 18,5 mld zł - Sporo więcej niż oszczędności na obniżonych przez rząd podatkach (3,55 mld). Oczywiście nie cała energie jest sprzedawana przez giełdę i część kontraktów może być zawartych w cenach innych tj. niższych niż wartość giełdowa. Nie mniej jednak z punktu widzenia prawa spółek handlowych takie kontrakty to lekko mówiąc niegospodarność ze strony zarządów tych spółek.

Patrząc na skalę wzrostu cen energii rządowi uda się raczej lekko złagodzić jej finansowe skutki niż całkowicie je zniwelować.

Warto też się odnieść do przyczyn wzrostu cen energii. Powszechnie obwiniane są o nie uprawnienia do emisji CO2 ale one nie mogą tłumaczyć całości podwyżek. Sięgając do danych historycznych. W grudniu 2017r koszt uprawnienia wynosił 7,49 Euro/Tona przy założeniu emisji na poziomie 1,063 Tona/MWh (elektrownia Bełchatów) daje to koszt CO2 w cenie energii ok 34 zł/MWh obecnie przyjmując cenę uprawnienia do emisji na 23,4 Euro/Tona daje to koszt CO2 w cenie energii ok. 107 zł/MWh. W ujęciu nominalnym koszt uprawnienia do emisji CO2 wzrósł o 73 zł zł/MWh przy wzroście ceny energii o ponad 110 zł.MWh. To sporo niższy wzrost i przy założeniu że całość uprawnień byłaby przez polskie elektrownie kupowana przez giełdę tak jednak nie jest i ciągle polskie elektrownie mają sporo darmowych uprawnień do emisji. Innym powodem wzrostu cen energii może być po prostu dyskontowanie kilku ostatnich lat bardzo niskiej ceny energii która dla niektórych wytwórców nie zapewniała przychodu pozwalającego na rozwój i modernizację. Różne analizy wskazują że nowe bloki węglowe nawet przy umiarkowanej cenie uprawnień do emisji CO2 będą posiadać koszt produkcji energii na poziomie zbliżonym do 300 zł/MWh.


Możliwe że na tak duży wzrost cen energii złożyło się urealnienie ceny energii spotęgowane wzrostem uprawnień do emisji CO2.

Ustawowy zakaz podwyżek cen prądu

0
0
Po projekcie ustawy obniżającej obciążenia podatkowe w cenie energii. Rząd zapewne doszedł do wniosku że rozwiązanie to nie zatrzyma wzrostu cen energii, więc postanowił dodać do ustawy zapisy które można określić ustawowym zakazem podnoszenia cen prądu w 2019 roku. To fakt brzmi to absurdalnie w gospodarce wolnorynkowej ale w zakresie energii elektrycznej stało się to faktem. powstała ustawa w myśl której w 2019 roku żadna ze spółek obrotu zajmująca się sprzedażą energii elektrycznej nie może zastosować ceny wyższej niż cena z 30 czerwca 2018 roku. Dla konsumentów taka informacja może brzmieć dobrze. Niemniej jednak wspomniana ustawa rodzi tak wiele daleko idących konsekwencji że ciężko je wszystkie jednoznacznie określić i zdefiniować.

Na wstępie warto jednoznacznie podkreślić że zaproponowane rozwiązania w żaden sposób nie rozwiążą problemu wzrostu cen energii a jedynie Państwo dopłaci do różnicy między ceną giełdową energii a ceną z 2018 r. dla odbiorcy końcowego.

Jak będzie działał mechanizm zakazu podwyżek cen prądu.

Każda ze spółek obrotu sprzedająca energię elektryczną niezależnie czy podpisała już nową umowę na sprzedaż energii czy dopiero to uczyni nie może zastosować ceny wyższej niż ta wynikająca z cennika z 30 czerwca 2018 roku. Różnica w cenie zostanie pokryta z “Funduszu Wypłaty Różnicy Ceny” który będzie posiadał dwa główne źródła finansowania pierwszym są środki ze sprzedaży niewykorzystanych uprawnień do emisji CO2. Przy obecnej cenie uprawnień do emisji z tego źródła powinno wpłynąć około miliarda euro czyli około 4,3 miliarda złotych. Zakładając jednak że różnica między ceną rynkową a ceną sprzedaży będzie średnio około 110 zł/MWh fundusz będzie potrzebował w 2019 roku około 18,5 miliarda złotych na refundację różnic w cenie. Oznacza to że blisko 14 mld złotych będzie pochodzić ze źródła określonego w Art. 12 pkt 3 ustawy tj. “dotacje celowe z budżetu państwa;”. Czyli drugim głównym źródłem finansowania funduszu będą inne podatki zbierane przez skarb państwa.

Przy tworzeniu tej ustawy jej autorzy widać całkowicie zapomnieli o powiedzeniu lepiej dać komuś wędkę niż rybę. Zamiast wyciągnąć wnioski ze wzrostu cen energii w dużej mierze powodowane wzrostem uprawnień do emisji CO2. 80% w środków zgromadzonych ze sprzedaży tychże uprawnień zostanie przeznaczonych na dotacje do ceny energii. Do tego z budżetu państwa zostanie dodane kilkanaście mld zł a z dużą dozą prawdopodobieństwa za rok problem wróci spotęgowany.

Problemy jakie może spowodować ustawa ?

Wydawanie miliardów na odłożenie w czasie wzrostu cen energii to nie jedyny problem tej ustawy. Już na samym początku pojawia się pytanie czy przedstawiony w ustawie mechanizm jest pomocą publiczną? Jeżeli jest to powinien być notyfikowany przez Komisję Europejską co oczywiście nie zostało uczynione. W konsekwencji Komisja Europejska może zażądać zwrotu nielegalnie wypłaconej pomocy publicznej co oznaczałoby olbrzymie problemy dla spółek obrotu ale potencjalnie także dla firm korzystających z obniżonych cen energii.

Pojawia się też pytanie co w przypadku spółek, które nie sprzedawały energii w 2018 roku a chcą rozpocząć tą działalność 2019. Czy im także przysługuje ‘refundacja’ Czy będą musiały sprzedawać energię elektryczną po cenach rynkowych czyli znacznie drożej od konkurencji?

Co w przypadku przetargów publicznych które były rozstrzygnięte końcem 2018 roku? W konsekwencji ustawy firma która wygrała taki przetarg będzie zobowiązana sprzedawać energię po cenie innej niż ta w złożonej w przetargu ofercie. Czy w takim przypadku należy taki przetarg unieważnić?

Do ustawy ciągle nie ma rozporządzenia które określi w szczegółach mechanizm refundacji dla spółek obrotu sprzedających energię elektryczną odbiorcom końcowym. W konsekwencji od 1 stycznia spółki te muszą sprzedawać energię po cenach niższych niż ceny rynkowe nie znając tak naprawdę mechanizmu i wartości refundacji wiąże się to z olbrzymim ryzykiem dla ich działalności. Największe ryzyko będzie dla najmniejszych spółek, w konsekwencji może to doprowadzić do ich bankructwa bądź zawieszenia działalności. W ten sposób zostanie utrwalony i tak zmonopolizowany rynek energii elektrycznej w Polsce. Co więcej refundacja będzie odbywać się w stosunku do średnio-ważonej ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym. Idea ustawy zakłada stuprocentową refundacje w takim przypadku może dojść do nadmiernego wzrostu ceny energii na rynku hurtowym z uwagi na brak konkurencyjności gdyż “państwo” zrefunduje każdą różnicę w cenie.

Czy spadek cen modułów PV będzie kontynuowany w 2019 r?

0
0
Rok 2018 zakończył się dużymi dwucyfrowymi spadkami cen modułów PV. Wielu zakładało że trend ten będzie kontynuowany w 2019 co jednak z początkiem roku nie nastąpiło a ceny modułów PV ogólnie się ustabilizowały. Z kolei w przypadku części producentów szczególnie wysoko sprawnego mono ceny nawet odbiły do górny.

Na wahania cen modułów PV wpływ ma nie tylko koszt zakupu komponentów lecz także dopasowanie globalnego popytu i podaży. Handel modułami PV odbywa się globalnie i poza sytuacjami w których sztucznie ograniczany jest dostęp do danego rynku (obecnie USA czy wcześniej UE) każde niezrównoważenie poziomu produkcji do możliwości zakupu modułów PV będzie miało istotny wpływ na kształtowanie ceny.

Patrząc na pierwszy kwartał 2019 r. można powiedzieć że rynek jest zrównoważony ze wskazaniem nieznacznej przewagi popytu nad podażą. Większość producentów z pierwszej ligi czyli Tier1 jest całkowicie zabukowanych. Moduły w wolnocłowych magazynach czekające na klienta są rzadkością. W tej sytuacji szczególnie duzi producenci próbują odbudować marże utracone w połowie 2018 r. po załamaniu się popytu na rynku Chińskim. A to przekłada się na odbicie ceny. Patrząc dalej czyli na trzeci i czwarty kwartał 2019 r widać potencjał do spadku cen szczególnie w przypadku modułów monokrystalicznych jednak z dużą dozą prawdopodobieństwa nie będą to duże obniżki zamykające się w kilku procentach. W odniesieniu do modułów polikrystalicznych ich ceny są ciągle niskie patrząc na koszty produkcji. Spadek cen tego typu modułów będzie możliwe pod warunkiem spadku cen komponentów lub w przypadku załamania się popytu na którymś z kluczowych rynków.

Podsumowując rok 2019 zapowiada się ze stabilizacją cen modułów PV a zauważalna obniżka cen może pojawić się w drugiej połowie roku i będzie głównie dotyczyć mono.


Viewing all 116 articles
Browse latest View live