Magazyn Fotowoltaika 3/2025

magazyn

fotowoltaika

3/2025

cena 19,00 zł (w tym 8% VAT)

ISSN 2083-070X

KONGRES

PSME

Magazynowania

Energii

Warszawa

13 - 14

listopada

2025

Zarejestruj się już dziś!

kongrespsme.org.pl

Vedycja

PSME

KONGRES

spis treści

magazyn fotowoltaika 3/2025

magazyn fotowoltaika

Instalacje Technologie Rynek

(cztery wydania w roku)

Nr 3/2025 (56) – nakład 3000 egz.

Redakcja

Agnieszka Parzych

redaktor naczelna

agnieszka.parzych@magazynfotowoltaika.pl

Mirosław Grabania

redaktor

miroslaw.grabania@magazynfotowoltaika.pl

Prenumerata

prenumerata@magazynfotowoltaika.pl

tel. 508 200 900

Reklama

reklama@magazynfotowoltaika.pl

tel. 508 200 700

Drukarnia

Digital 7

Zosi 19

Marki

Korekta

Agnieszka Brzozowska

Opracowanie graficzne

Diana Borucińska

Wydawca

ul. Niekłańska 35/1

03-924 Warszawa

tel. 508 200 700, 508 200 900

www.magazynfotowoltaika.pl

Czasopismo dostępne również

w prenumeracie u kolporterów:

KOLPORTER SA

GARMOND PRESS SA

oraz w salonach prasowych EMPIK

magazyn

fotowoltaika

Raport

Aukcje OZE 2025 zdominowała fotowoltaika

Finansowanie

Kredyt Ekologiczny

Prawo

Zmiany w sposobie rozpatrywania wniosków o określenie warunków przyłączenia

Ubezpieczenie przychodu z instalacji fotowoltaicznej w firmie

Technologie

Systemy hybrydowe mogą wkrótce stać się branżowym standardem

Budowa i eksploatacja kontenerowych magazynów energii – etapy i wyzwania

Wywiad

Nie oferujemy – analizujemy.

Rozmowa ze Zbigniewem Pietrzakiem, dyrektorem operacyjnym BT Storage

Praktyka

Kable fotowoltaiczne w instalacjach PV – wymagania praktyczne, normatywne oraz

zgodność z przepisami (PL/EU)

Rozliczenia energii po cenach godzinowych

– rola nowoczesnego zarządzania energią

Nowości

Rynek oferty

Złącza fotowoltaiczne – mały element o dużym znaczeniu. SEMICON

Osprzęt do montażu systemów fotowoltaicznych w ofercie firmy KOPOS

Aktualności

Kraj

Świat

raport

magazyn fotowoltaika 3/2025

W tegorocznych aukcjach do sprze-

daży przeznaczono 75,9 TWh zielonej

energii o maksymalnej wartości nieco

ponad 31 mld zł. Jednak w dwóch roz-

strzygniętych aukcjach łącznie zakontrak-

towano ponad 16 TWh (21 proc.) energii

elektrycznej o wartości niespełna 5 mld zł

(16 proc.).

Wszystkie aukcje były dedykowane

instalacjom nowym. Wśród 129 zwycię-

skich ofert, podobnie jak w latach ubie-

głych, zdecydowanie dominują instalacje

fotowoltaiczne (126), natomiast pozostali

zwycięzcy to instalacje wiatrowe (3).

Największe zainteresowanie

aukcją dla instalacji powyżej

1 MW

Tak jak w 2024 r., największym zain-

teresowaniem cieszyła się aukcja prze-

znaczona dla instalacji fotowoltaicznych

i wiatrowych o mocy większej niż 1 MW

(AZ/7/2025).

aukcji

przystąpiło

73 wytwórców, którzy złożyli 98 ofert.

Zdecydowana

większość

(95)

ofert

została

złożona

przez

przedsiębior-

ców inwestujących w instalacje fotowol-

taiczne. W ramach tego koszyka na zakup

32,25 TWh energii przeznaczono niemal

8,9 mld zł. W wyniku rozstrzygnięcia aukcji

sprzedano ok. 49 proc. wolumenu energii

(ok. 15,8 TWh) w ramach 76 ofert zgłoszo-

nych przez 57 wytwórców, o łącznej warto-

ści niemal 4,8 mld zł (co stanowi ok. 54 proc.

wartości energii przeznaczonej do sprze-

daży). W konsekwencji mogą powstać insta-

lacje fotowoltaiczne o łącznej mocy zainsta-

lowanej elektrycznej nieco ponad 1623 MW

oraz lądowe farmy wiatrowe o łącznej mocy

zainstalowanej elektrycznej 82,7 MW.

Cena referencyjna w tym koszyku

wynosiła 389 zł/MWh dla elektrowni

słonecznych i 324 zł/MWh dla elek-

trowni wiatrowych. Minimalna cena, po

jakiej została sprzedana energia, wyniosła

100 zł/MWh dla lądowych farm wiatro-

wych oraz 216,90 zł/MWh dla elektrowni

fotowoltaicznych. Maksymalna cena, po

jakiej została sprzedana energia wynio-

sła odpowiednio 320,00 zł/MWh oraz

329,68 zł/MWh. Łączną ilość i wartość

sprzedanej energii w podziale na poszcze-

gólne lata kalendarzowe przedstawiono

w Tabeli 1.

Druga rozstrzygnięta aukcja

– do 1 MW

W drugiej z rozstrzygniętych w tym roku

aukcji, przeznaczonej dla projektów w tech-

nologiach wiatrowej i fotowoltaicznej o mocy

nie większej niż 1 MW (AZ/6/2025),

zwycięskie oferty objęły instalacje o łącz-

nej mocy zainstalowanej ok. 47,7 MW.

Do aukcji przystąpiło 33 wytwórców,

którzy złożyli łącznie 83 oferty obej-

mujące

wyłącznie

instalacje

fotowol-

taiczne. W ramach tego koszyka na zakup

11,25 TWh energii przeznaczono ok.

3,82 mld zł. W wyniku rozstrzygnięcia aukcji

sprzedano nieco ponad 0,48 TWh energii

elektrycznej (4,3 proc. ilości energii przezna-

czonej do sprzedaży) w ramach 53 ofert zgło-

szonych przez 20 wytwórców o łącznej war-

tości niespełna 0,17 mld zł (4,4 proc. warto-

ści energii przeznaczonej do sprzedaży).

Aukcje OZE 2025 zdominowała fotowoltaika

Urząd Regulacji Energetyki (URE) przedstawił wyniki tegorocznych aukcji na sprzedaż energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych.

Po raz kolejny rozstrzygnięte zostały jedynie dwie z siedmiu aukcji.

Tabela 1. Łączna ilość i wartość sprzedanej energii w aukcji AZ/7/2025 w podziale na poszczególne lata

kalendarzowe. Źródło: URE

Rok

Ilość [MWh]

Wartość [zł]

2025

783,241

234 870,48

2026

32 373,561

10 036 483,54

2027

207 713,079

65 137 290,90

2028

817 992,179

244 584 519,07

2029

932 478,803

279 218 490,91

2030

976 525,631

293 087 743,97

2031

1 078 375,702

324 582 295,25

2032

1 096 419,631

330 350 503,82

2033

1 103 253,955

332 566 694,91

2034

1 114 033,713

336 039 238,09

2035

1 120 291,159

338 096 323,75

2036

1 133 294,687

341 866 189,91

2037

1 135 375,417

342 576 749,93

2038

1 076 264,193

329 818 106,92

2039

1 073 932,850

329 630 917,27

2040

1 073 133,767

329 443 223,79

2041

1 018 295,559

312 595 575,29

2042

728 551,812

221 392 944,88

2043

80 574,804

526 280,25

Razem

15 799 663,743

785 784 442,93

magazyn fotowoltaika 3/2025

raport

180º

EPC 30-25-14

EPC 40-30-20

Tabela 2. Łączna ilość i wartość sprzedanej energii w aukcji AZ/6/2025 w podziale na poszczególne lata

kalendarzowe. Źródło: URE

Rok

Ilość [MWh]

Wartość [zł]

2025

80,000

28 800,00

2026

5 172,000

1 805 059,80

2027

6 177,000

2 165 449,50

2028

10 493,695

3 695 266,93

2029

17 508,232

6 174 360,92

2030

17 803,913

6 283 962,13

2031

17 814,474

6 287 882,83

2032

18 021,281

6 362 410,66

2033

41 420,306

14 426 451,94

2034

41 263,542

14 371 452,34

2035

41 029,221

14 288 505,20

2036

39 061,780

13 584 220,21

2037

39 263,311

13 661 145,74

2038

39 109,308

13 607 101,06

2039

38 955,757

13 553 214,05

2040

38 764,647

13 485 591,06

2041

33 632,069

11 688 161,84

2042

28 147,688

9 765 164,85

2043

6 595,103

2 311 889,76

Razem

480 313,327

167 546 090,82

Cena referencyjna dla projektów

fotowoltaicznych w tym koszyku wyno-

siła 414 zł/MWh. Minimalna cena, po

jakiej została sprzedana energia, wynio-

sła 314,77 zł/MWh. Z kolei maksymalna

cena, po jakiej energia została sprzedana

wyniosła 374,77 zł/MWh. Łączną ilość

i wartość sprzedanej energii w podziale na

poszczególne lata kalendarzowe przedsta-

wiono w Tabeli 2.

Aukcje bez rozstrzygnięcia

Kolejny rok z rzędu liczba ofert

w aukcjach dedykowanych hydroelek-

trowniom, biogazowniom rolniczym oraz

instalacjom wykorzystującym biomasę

i biogaz inny niż rolniczy była niewystar-

czająca do rozstrzygnięcia tych aukcji.

Podsumowanie

dotychczasowych aukcji

W efekcie dotychczas przeprowadzo-

nych przez URE aukcji (w latach 2016 –

2025) zakontraktowano niemal 307 TWh

energii elektrycznej o wartości blisko

77 mld zł. Wsparciem objęto ponad 4,9 tys.

instalacji odnawialnych źródeł energii.

Zdecydowana większość wsparcia – o war-

tości ponad 75 mld zł – to kontrakty insta-

lacji nowo projektowanych (rys. 1).

Źródło: URE

Rys. 1. Rys. Łączna moc zainstalowana elektryczna instalacji [MW], ilość sprzedanej energii [TWh] oraz wartość sprzedanej energii [mld zł] wy-

twórców, którzy wygrali aukcje w latach 2016−2025

2,8

56,2

90,8

54,5

50,6

8,5

16,1

16,3

1,1

1,9

14,2

20,6

12,9

11,7

2,5

5,1

310

1721

3032

2507

3854

738

618

1639

1754

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

100

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

zakontraktowana moc w MW

finansowanie

magazyn fotowoltaika 3/2025

ieustannie rosną wymagania w zakresie efektywności ener-

getycznej i zrównoważonego rozwoju stawiane właścicie-

lom nieruchomości – zarówno ze strony najemców, jak i regula-

cji prawnych. Jednocześnie zauważalny jest wzrost świadomości

właścicieli oraz ich gotowości do podejmowania działań transfor-

macyjnych – nie tylko, aby odpowiedzieć na ww. oczekiwania, ale

także z powodu pragmatyzmu biznesowego i korzyści, jakie niesie

dekarbonizacja budynków. Dowodem na to może być duże zain-

teresowanie publicznymi programami wsparcia – w drugim eta-

pie naboru do Kredytu Ekologicznego, oferowanego przez Bank

Gospodarstwa Krajowego, złożono 728 wniosków – ponad dwu-

krotnie więcej niż w przypadku pierwszego – i niemal 700 apli-

kacji w ramach trzeciego naboru (jego wyniki ogłoszono 19 wrze-

śnia 2025 r.).

Coraz większą rolę w kształtowaniu decyzji inwestycyjnych

odgrywa edukacja inwestorów w zakresie korzyści płynących

z działań na rzecz efektywności energetycznej i wykorzystania

OZE – nie tylko w kontekście realnych oszczędności operacyj-

nych, lecz także budowania wartości firmy i przewagi konkuren-

cyjnej. Istotnym elementem tej świadomości jest zrozumienie,

że dzięki dostępnym źródłom wsparcia publicznego możliwe jest

znaczne ograniczenie zaangażowania kapitałowego, co czyni takie

inwestycje bardziej dostępnymi i opłacalnymi.

Dla kogo

Program jest przeznaczony dla mikro-, małych i średnich

przedsiębiorstw, a także spółek o średniej kapitalizacji (small mid-

-caps i mid-caps), prowadzących działalność na terenie Polski. Jego

głównym celem jest wspieranie inwestycji w efektywność energe-

tyczną i odnawialne źródła energii. W ramach Kredytu Ekologicz-

nego przedsiębiorcy mogą realizować projekty takie jak: termo-

modernizacja budynków, modernizacja procesów technologicz-

nych na bardziej energooszczędne lub instalacja OZE. Co ważne,

wydatki muszą być niezbędne do zrealizowania przedsięwzięcia

oraz wynikać z załączonych audytów. Wysokość dofinansowania,

czyli premia ekologiczna, może wynosić od 15 do 80 proc. war-

tości kosztów kwalifikowanych, w zależności od rodzaju inwe-

stycji, wielkości firmy bądź lokalizacji projektu. W przypadku

inwestycji obejmujących modernizację lub wymianę środków

trwałych innych niż nieruchomości, przedsiębiorca aplikujący

o wsparcie (wnioskodawca) powinien posiadać prawo własności

do tych aktywów. Jeśli natomiast projekt dotyczy nieruchomości

(np. budynku), dofinansowanie może zostać udzielone zarówno

właścicielowi, jak i najemcy – zależnie od tego, kto realizuje dzia-

łania mające na celu poprawę efektywności energetycznej. Nieza-

leżnie od formy własności odpowiedzialność za utrzymanie trwa-

łości projektu spoczywa na wnioskodawcy.

Proces ubiegania się o Kredyt Ekologiczny ma kilka etapów

i angażuje nie tylko wnioskodawcę i BGK, ale również bank kre-

dytujący, a często też doradców wnioskodawcy.

– Droga do uzyskania wsparcia rozpoczyna się od wniosku zło-

żonego w banku, który ocenia zdolność kredytową przedsiębiorcy

i w przypadku pozytywnej decyzji wydaje promesę lub zawiera warun-

kową umowę kredytową. Dopiero wtedy możliwe jest złożenie wniosku

o dofinansowanie do BGK. Jako doradcy wspierający firmy w pozy-

skaniu dofinansowania pracę rozpoczynamy od szczegółowej analizy

potencjału projektu, w tym audytu, oraz od weryfikacji zakresu nie-

zbędnych działań modernizacyjnych. Naszym celem jest zaprojektowa-

nie inwestycji tak, aby wygenerowała możliwie najwyższe oszczędności

w zużyciu energii przy jednoczesnym spełnieniu kluczowego warunku

programu, jakim jest co najmniej 30-procentowa redukcja zuży-

cia energii pierwotnej. Niespełnienie tego kryterium skutkuje odrzuce-

niem wniosku, dlatego tak istotna jest rzetelna ocena efektywności pla-

nowanych działań już na etapie przygotowania projektu – wyjaśnia

Agata Kurcewicz, odpowiedzialna za wsparcie klientów Colliers

w pozyskaniu dofinansowania publicznego na projekty związane

z dekarbonizacją.

Sama procedura oceny obejmuje dwa etapy: formalny

– sprawdzający kompletność dokumentacji – oraz meryto-

ryczny, w ramach którego zewnętrzni eksperci analizują projekt

pod kątem spełnienia kryteriów programu. Ostatnim krokiem, już

po uzyskaniu pozytywnej oceny, jest podpisanie umowy i przy-

znanie wsparcia.

Skuteczne wsparcie firm doradczych

Z danych BGK wynika, że 9 na 10 przedsiębiorców ubiegają-

cych się o kredyt ekologiczny skorzystało z usług firm doradczych

na różnych etapach procedury. Co więcej, firmy doradcze były

najczęściej wskazywanym źródłem informacji o kredycie eko-

logicznym. Dotyczy to zarówno wnioskodawców z pierwszego

naboru (35% wskazań), jak i z drugiego (47%).

Źródło: Colliers

Kredyt Ekologiczny

Ogłoszono kolejny, czwarty już konkurs w ramach dotacji Kredyt Ekologiczny, w którym do rozdysponowania jest 350 mln zł. Pozy-

skane środki beneficjenci mogą przeznaczyć m.in. na poprawę efektywności energetycznej nieruchomości. Składanie wniosków

w ramach nowo ogłoszonego konkursu rozpocznie się 24 października 2025 r.

prawo

magazyn fotowoltaika 3/2025

ak czytamy w komunikacie opublikowanym na stronach inter-

netowych PSE, w ostatnim czasie nastąpił bardzo istotny wzrost

liczby składanych do PSE SA wniosków o określenie warunków

przyłączenia. Obecnie w kolejce do rozpatrzenia czeka około 900

wniosków, a czas ich rozpatrywania znacznie się wydłużył, zbliżając

się do ustawowego terminu.

Niepewności w zakresie dostępności mocy przyłączeniowych

powodują, że wiele podmiotów składa po kilka wniosków dotyczą-

cych tego samego lub bardzo podobnego projektu, ale z różnym

miejscem przyłączenia. W rezultacie liczba wniosków wymagają-

cych rozpatrzenia rośnie, kolejka się wydłuża, a przed inwestorami

ubiegającymi się o warunki przyłączenia piętrzą się formalności.

W warunkach przyśpieszającej transformacji i ogromnych potrzeb

w zakresie inwestycji w nowe moce wytwórcze i magazyny energii,

proces ubiegania się o przyłączenie zaczyna być coraz bardziej dys-

funkcyjny i wymaga reformy.

Najważniejsze zmiany

1. Wnioski o zmianę wybranych parametrów technicznych

obiektu przyłączanego obejmujące zmianę:

–

typu lub producenta urządzeń,

–

liczby elementów składowych przyłączanego obiektu,

–

parametrów jednostkowych przyłączanych urządzeń,

przy jednoczesnym utrzymaniu:

–

mocy przyłączeniowych w wielkościach nie większych

od określonych w wydanych warunkach przyłączenia oraz

–

maksymalnej mocy generowanej i pobieranej, obliczanej

na podstawie konfiguracji i parametrów znamionowych

urządzeń przy uwzględnieniu elementów limitujących

w przypadku połączeń szeregowych, w wielkościach nie

większych od określonych w wydanych warunkach przyłą-

czenia wielkości mocy zainstalowanej,

będą rozpatrywane jako zmiany o charakterze technicznym

z pominięciem kolejki wniosków o określenie warunków

przyłączenia.

2. Wprowadzenie możliwości poprawy drobnych błędów

we wnioskach o określenie warunków przyłączenia bez

zmiany przyjmowanego terminu złożenia wniosku

Dotyczy to jedynie wezwań obejmujących wyłącznie braki wyszcze-

gólnione w poniższej liście:

–

przedłożenie prawidłowego pełnomocnictwa w niewłaściwej

formie lub bez niezbędnych do jego weryfikacji dokumentów

dodatkowych (np. uchwała o powołaniu organu spółki),

–

przedłożenie prawidłowych dokumentów potwierdzających

posiadanie tytułu prawnego do nieruchomości bez przedło-

żenia elementu tego dokumentu (np. załącznika do umowy),

–

przedłożenie prawidłowego elementu wniosku w niewłaści-

wej formie (np. bez potwierdzenia za zgodność z oryginałem)

lub bez dokumentu pozwalającego na weryfikację poprawno-

ści tego dokumentu (np. wypis z właściwego rejestru),

–

przedłożenie prawidłowej decyzji bez adnotacji o jej ostatecz-

ności, względnie bez załączników,

–

przedłożenie wypisu lub wyrysu z miejscowego planu zago-

spodarowania przestrzennego, który został wydany wcześniej

niż 3 miesiące przed złożeniem wniosku,

–

błędów pisarskich lub rachunkowych,

–

braku uzupełnienia pojedynczych pól w formularzu wniosku

(np. nr KRS, nr rachunku bankowego, oznaczenie tiret),

–

omyłki pisarskie, w szczególności w Załączniku A (błąd w nr

księgi wieczystej, nazwie obrębu/miejscowości).

W przypadku wniosków, w których stwierdzone zostaną braki

wykraczające poza powyższą listę, stosowana będzie praktyka

dotychczasowa, zgodnie z którą za datę złożenia wniosku przyjmuje

się datę uzupełnienia wniosku.

3. Wnioski o określenie warunków przyłączenia bez wniesio-

nych zaliczek na poczet opłaty za przyłączenie

Od 1 sierpnia 2025 r. wnioski o określenie warunków przyłącze-

nia dla źródła lub magazynu energii elektrycznej, dla których nie

wniesiono zaliczki w terminie określonym w ustawie, będą pozo-

stawiane bez weryfikacji i bez rozpatrzenia. Dotychczas PSE spraw-

dzały kompletność wniosków, dla których nie wniesiono zaliczki.

4. Wnioski o określenie warunków przyłączenia do stacji elek-

troenergetycznych, dla których wyczerpane zostały moż-

liwości przyłączenia w zakresie dostępnych pól lub odejść

mostu szynowego

Wnioski o określenie warunków przyłączenia do stacji elektro-

energetycznych, dla których:

–

wyczerpane zostały dostępne miejsca przyłączania kolejnych

podmiotów z uwagi np. na zawarcie umów o przyłączenie

i wydanie warunków przyłączenia do danej stacji lub

–

brak jest możliwości zapewnienia dalszej rozbudowy sta-

cji w celu zwiększenia ilości dostępnych miejsc przyłączenia

zgodnie ze standardami PSE SA,

od 1 sierpnia 2025 r. będą rozpatrywane poprzez wydanie odmowy

określenia warunków przyłączenia ze względu na brak warunków

technicznych i ekonomicznych, bez weryfikacji złożonego wniosku.

PSE opublikuje listę takich stacji elektroenergetycznych wraz ze

wskazaniem liczby dostępnych miejsc przyłączenia, dla których nie

zostały zawarte umowy o przyłączenie lub wydane warunki przyłą-

czenia. Lista będzie aktualizowana.

Jednocześnie PSE SA poinformowały, że we współpracy z Peł-

nomocnikiem ds. strategicznej infrastruktury energetycznej oraz

Ministerstwem Energii pracują nad całościową reformą procesu

przyłączeniowego. Szczegóły w tej sprawie zostaną przedstawione

jesienią 2025 r.

Źródło: PSE

Zmiany w sposobie rozpatrywania wniosków

o określenie warunków przyłączenia

Polskie Sieci Energetyczne poinformowały o wprowadzonych z dniem 1 sierpnia br. zmianach w sposobie rozpatrywania wniosków

o określenie warunków przyłączenia.

prawo

magazyn fotowoltaika 3/2025

nwestycja we własną instalację fotowoltaiczną to dla wielu firm

strategiczna decyzja biznesowa. Z jednej strony pozwala obni-

żyć koszty energii elektrycznej, których wzrost w ostatnich latach

mocno odbił się na kondycji przedsiębiorstw, z drugiej – w przy-

padku nadwyżek produkowanej energii – umożliwia osiąganie

dodatkowych przychodów ze sprzedaży prądu do sieci. Nie dziwi

więc to, że zainteresowanie rozwiązaniami fotowoltaicznymi

wśród polskich przedsiębiorców stale rośnie. Według danych

statystycznych Agencji Rynku Energii, moc zainstalowana elek-

trowni PV w Polsce wzrosła w ciągu roku o 23% (porównanie

mocy zainstalowanej na koniec kwietnia 2024 i 2025 r.).

Instalacja fotowoltaiczna jako aktywo biznesowe

Instalacja PV jest nie tylko elementem infrastruktury tech-

nicznej, ale również istotnym aktywem biznesowym, które może

generować przychody. Profesjonalne instalacje fotowoltaiczne

o mocy powyżej 6,5 kW (czyli większość instalacji przemysło-

wych) stanowią znaczącą inwestycję, która narażona jest na róż-

nego rodzaju ryzyka. Uszkodzenie lub awaria takiej instalacji

oznacza nie tylko koszty związane z naprawą lub wymianą ele-

mentów, lecz także utracone korzyści wynikające z niemożności

produkcji energii.

– Uruchomienie własnej instalacji fotowoltaicznej niezależnie

od miejsca jej montażu zawsze zmienia sposób kalkulacji ryzyka ope-

racyjnego przedsiębiorstwa. Trzeba tę zależność uwzględnić zarówno

w planie zarządzania ryzykiem firmy, jak i w programie ochrony

ubezpieczeniowej. Instalację PV można objąć ochroną w ramach kla-

sycznego ubezpieczenia mienia, jednak takie ubezpieczenie nie obej-

muje szkód powstałych wskutek błędów eksploatacyjnych lub projek-

towych – które objęłoby specjalistyczne ubezpieczenie instalacji PV.

Ubezpieczenie przychodu z instalacji

fotowoltaicznej w firmie

Instalacje fotowoltaiczne stają się coraz popularniejszym źródłem energii – w Polsce moc zainstalowana w PV wzrosła aż o 23%

r/r, wynika ze statystyk Agencji Rynku Energii. Awaria lub uszkodzenie instalacji fotowoltaicznej to nie tylko koszty naprawy, ale

również utracone przychody z produkcji energii, czego nie uwzględnia klasyczne ubezpieczenie mienia. Szacowany przychód można

uwzględnić w specjalistycznym ubezpieczeniu instalacji fotowoltaicznej.

prawo

magazyn fotowoltaika 3/2025

Jeśli przedsiębiorca planuje sprzedaż produkowanych nadwyżek prądu

do sieci, wtedy powinien zainteresować się specjalistycznym ubezpie-

czeniem instalacji fotowoltaicznej – mówi Agata Kozieł, dyrektor

Działu Ubezpieczeń Korporacyjnych w SALTUS Ubezpieczenia.

Czy można ubezpieczyć przerwę w produkcji

energii?

Standardowe ubezpieczenia majątkowe zwykle obejmują

ochronę instalacji fotowoltaicznej od skutków uszkodzeń fizycz-

nych. Oznacza to, że w przypadku zniszczenia paneli na skutek

np. burzy lub gradu, ubezpieczyciel pokryje koszty ich naprawy

lub wymiany. Jednak sama naprawa to nie wszystko – w cza-

sie, gdy instalacja nie działa lub działa w ograniczonym zakre-

sie, przedsiębiorstwo nie produkuje energii, co przekłada się na

konkretne straty finansowe. Ten problem rozwiązuje specjali-

styczne ubezpieczenie PV, które może uwzględniać również finan-

sowe skutki przerwy albo zakłócenia funkcjonowania instalacji

fotowoltaicznej.

– Ubezpieczenie od finansowych skutków przerwy w działaniu

instalacji fotowoltaicznej bazuje na kalkulacji szacunkowego przy-

chodu, jaki firma osiągnęłaby z tytułu sprzedaży energii elektrycznej,

gdyby działanie instalacji nie zostało zakłócone. Warto też zwrócić

uwagę, że w umowie ubezpieczenia zapisany jest zazwyczaj tzw. mak-

symalny okres odszkodowawczy, czyli ściśle określony czas braku pro-

dukcji prądu, za który ubezpieczyciel zobowiązuje się wypłacić odszko-

dowanie. Zazwyczaj jest to sześć miesięcy – dodaje Agata Kozieł

z SALTUS Ubezpieczenia.

Co istotne, ubezpieczenie to może obejmować również straty

wynikające z uszkodzeń, za które odpowiedzialność ponoszą:

dostawca, producent, sprzedawca, wykonawca lub podmiot ser-

wisujący instalację.

Jak ustalana jest wysokość odszkodowania?

Wysokość straty wyliczana jest na podstawie projektowych

prognoz wydajności instalacji fotowoltaicznej z uwzględnieniem

liczby dni wyłączenia instalacji z eksploatacji oraz cen skupu ener-

gii w okresie powstałej przerwy. W przypadku częściowego uszko-

dzenia instalacji wyliczenie opiera się proporcjonalnie na war-

tości energii wyprodukowanej przez nieuszkodzone elementy

tej samej instalacji lub porównywalnej instalacji znajdującej się

w sąsiedztwie.

Na co zwracać szczególną uwagę w umowie

ubezpieczenia?

Oprócz wspomnianego maksymalnego okresu odszkodo-

wawczego, kluczowymi elementami umowy są: suma ubezpie-

czenia, franszyza czasowa i zakres wyłączeń odpowiedzialności

ubezpieczyciela.

Suma ubezpieczenia powinna stanowić równowartość ceny

energii elektrycznej wyprodukowanej przez instalację fotowol-

taiczną, którą firma otrzymałaby w okresie odszkodowawczym,

gdyby szkoda nie zaistniała. Zazwyczaj jest wynikiem pomnoże-

nia wskaźnika pojemności instalacji fotowoltaicznej przez wskaź-

nik ceny skupu energii.

Ubezpieczyciel nie odpowiada za każdą przerwę w działalno-

ści. Krótkie, które definiuje tzw. franszyza czasowa, są zazwyczaj

wyłączone z ochrony. Standardowo wynosi ona 7 dni, co oznacza,

że odszkodowanie jest wypłacane za okres przekraczający ten czas.

Zakres wyłączeń określa dodatkowe ograniczenia w ochronie.

Typowe wyłączenia obejmują m.in. straty wynikające z planowa-

nych przeglądów, konserwacji lub prac remontowych niezwiąza-

nych ze szkodą objętą ochroną.

Opracowanie: SALTUS Ubezpieczenia

magazyn fotowoltaika 3/2025

technologie

empo globalnej transformacji energetycznej od kilku lat prze-

kracza wszelkie oczekiwania. Skumulowana moc energii sło-

necznej w 2024 r. osiągnęła nowy rekordowy poziom 2,2 TW, jak

wynika z raportu SolarPower Europe „Global Market Outlook for

Solar Power 2024–2028”. W tym samym roku energia słoneczna

stanowiła już 7 proc. globalnego koszyka energii elektrycznej, jak

donosi think tank Ember w swoim przeglądzie „Global Electricity

Review 2024”. Na dojrzałych rynkach energii słonecznej ten gwał-

towny rozwój doprowadził do powstania strukturalnych trudności

w systemie energetycznym. Wystąpiły przeciążenia sieci i ujemne

ceny giełdowe, napędzane szczytami wytwarzania przy niedosta-

tecznym zużyciu i braku możliwości magazynowania energii.

– W Niemczech w 2024 r. aż 20 proc. godzin między 12:00 a 14:00

miało ujemny wskaźnik – oznacza to, że co piąta wyprodukowana kilo-

watogodzina [kWh] energii była oferowana na giełdzie w cenie minu-

sowej – podczas Intersolar Europe Conference 2025 wyjaśniał Kai

Becker, Chief Development Officer w Energy2Market (dostawca

energii). Te zmiany zachodzące na rynku negatywnie wpływają

na rentowność projektów fotowoltaicznych i wiatrowych oraz

budzą wątpliwości natury ekonomicznej, ponieważ tania energia

elektryczna wytwarzana ze źródeł odnawialnych nie jest w pełni

wykorzystywana. Dlatego hasłem Intersolar Europe 2025 było:

„Myśleć systemowo i promować integrację”. To założenie udaje się

zrealizować m.in. poprzez systemy hybrydowe, ponieważ połącze-

nie wytwarzania i magazynowania energii elektrycznej pozwala

na optymalne wykorzystanie elektrowni słonecznych. Dzięki nim

energię elektryczną można zmagazynować w okresie ujemnych

cen giełdowych, a następnie wykorzystać z zyskiem.

Projekty hybrydowe w Europie: Wielka Brytania

w roli pioniera

Rzut oka na sytuację w Europie pokazuje, że systemy hybry-

dowe zyskały na znaczeniu w ubiegłych latach. Od 2015 r. około

5 proc. wszystkich dodatkowych możliwości magazynowych

w Europie stanowiło połączenie fotowoltaiki i systemów magazy-

nowania (PV+BESS). Wielka Brytania wchodzi przy tym w rolę

pioniera: za sprawą 62 proc. całkowitej mocy PV+BESS Wielka

Brytania udowadnia, że ukierunkowane działania polityczne,

korzystne warunki rynkowe i ambitne projekty realizowane na

dużą skalę mogą przyspieszyć rozwój systemów hybrydowych.

Instrumenty wsparcia, takie jak Capacity Market oraz system

Contract for Difference (CfD), przyspieszone procedury wyda-

wania zezwoleń i reformy prawne mające na celu poprawę integra-

cji systemów magazynowania energii stworzyły w tym kraju śro-

dowisko sprzyjające innowacyjności.

W porównaniu do Wielkiej Brytanii, odsetek hybrydowych sys-

temów fotowoltaicznych w krajach Unii Europejskiej jest znacz-

nie niższy: w Szwecji wynosi on 10 proc., we Włoszech 8 proc.,

w Niemczech i Bułgarii po 6 proc., z kolei w Danii 5 proc. Dla pozo-

stałych krajów EU-27 i Szwajcarii wskaźnik ten wynosi zaledwie

3 proc. Te liczby unaoczniają w dużej mierze niewykorzystany jesz-

cze potencjał hybrydowych systemów energetycznych w sporej

części Europy, o czym świadczy raport „Embracing the Benefits of

Hybrid PV Systems” opracowany przez SolarPower Europe.

Zasadnicze pytanie: czy akumulator można

ładować energią z sieci?

Głównym powodem tego powolnego rozwoju w wielu kra-

jach są przeszkody regulacyjne, które spowalniają rozkwit sys-

temów hybrydowych. W szczególności problemy dotyczą tego,

czy akumulatorowe systemy magazynowania mogą również czer-

pać energię elektryczną z sieci. W przeciwieństwie do akumulato-

rów typu stand alone, ten scenariusz w wielu krajach Europy jest

obecnie niedopuszczalny w przypadku systemów hybrydowych

PV+BESS. Ma to bezpośredni wpływ na rentowność: w końcu

bez możliwości magazynowania taniej energii z sieci i sprzedaży

jej z zyskiem w dogodnym czasie nie można wykorzystać kluczo-

wych modeli biznesowych, takich jak arbitraż energetyczny.

Powodem tych ograniczeń są wymogi dotyczące wsparcia,

Systemy hybrydowe mogą wkrótce stać

się branżowym standardem

Sarah Hommel de Mendonça

Solar Promotion GmbH

Dostarczanie prądu z energii słonecznej lub innych nieciągłych odnawialnych źródeł energii w spo-

sób odpowiadający warunkom sieci i zorientowany na zużycie? Dokładnie to umożliwiają systemy

hybrydowe pod warunkiem wykorzystania akumulatora razem ze źródłem wytwarzania ener-

gii. Z tego powodu podczas wydarzenia Intersolar Europe 2025 systemy hybrydowe były jedną

z kwestii, które najbardziej zajmowały odwiedzających. Podczas Intersolar Forum oraz Intersolar

Europe Conference omówiono możliwości zapewniane przez systemy hybrydowe, w szczególności

w obszarze innowacyjnych modeli biznesowych. Nie zapomniano również o wyzwaniach, z jakimi

nadal mierzą się systemy tego typu.

Fot. Solar Promotion

magazyn fotowoltaika 3/2025

technologie

takie jak taryfy gwarantowane czy dotacje CapEx, które przewi-

dują, że system magazynowania wolno ładować wyłącznie energią

elektryczną pochodzącą ze źródeł odnawialnych. Jednak dopóki

nie powstanie metodologia pozwalająca odróżnić szarą energię

elektryczną z sieci od zielonej energii z elektrowni wykorzystują-

cej źródła odnawialne, ładowanie energią z sieci w systemach obję-

tych wsparciem będzie de facto niemożliwe, choć już od dawna

istnieją techniczne możliwości śledzenia energii.

Specjaliści są zgodni: swobodne wykorzystanie akumula-

torów, w tym opcja ładowania z sieci, nie tylko znacznie popra-

wiłoby efektywność ekonomiczną systemów hybrydowych,

ale także zapewniłoby tak potrzebną elastyczność pozytywnie

wpływającą na stabilność sieci. Pierwsze rozwiązania stworzone

z myślą o tych wyzwaniach zostały zaprezentowane podczas Inter-

solar Europe 2025.

Arbitraż energetyczny: handel prądem jako model

biznesowy

Tu pojawia się obiecujący model biznesowy dla systemów

PV+BESS, czyli tzw. arbitraż energetyczny. Akumulator może

elastycznie przechowywać i oddawać energię elektryczną z sys-

temu opartego na odnawialnych źródłach energii oraz z sieci – ta

zmiana trybów pracy umożliwia opłacalny handel energią na gieł-

dzie. Z uwagi na to, że akumulatorowe systemy magazynowania

stają się coraz bardziej ekonomiczne, a spready na giełdzie ener-

gii elektrycznej rosną, opcja arbitrażu budzi największe nadzieje

pod względem zysków. Jednakże projektanci systemów mie-

rzą się z dużymi wyzwaniami: z powodu zależności od nieprze-

widywalnej dynamiki rynkowej i cenowej, trudno jest stworzyć

wiarygodne symulacje modeli przychodów. W związku z tym

banki i instytucje finansowe ostrożnie podchodzą do finansowa-

nia systemów hybrydowych, których przychody bazują wyłącz-

nie na bezpośredniej sprzedaży energii elektrycznej w połączeniu

z transakcjami arbitrażowymi.

Usługi systemowe: nowy rynek na systemy

hybrydowe

Zamykanie kolejnych elektrowni opartych na paliwach kopal-

nych sprawia, że systemy bazujące na odnawialnych źródłach

energii i instalacje fotowoltaiczne muszą w większym stopniu sta-

bilizować sieć. Przede wszystkim chodzi tu o zapewnienie rezerwy

i energii regulacyjnej, regulację mocy biernej, napięcia i częstotli-

wości w sieci oraz umożliwienie rozruchu sieci po awarii (tzw.

black start). Dzięki zmiennej reaktywności akumulatora elektrow-

nie hybrydowe z systemami PV+BESS mogą zastąpić systemową

bezwładność gwarantowaną wcześniej przez generatory synchro-

niczne w elektrowniach zasilanych paliwami kopalnymi. Obecnie

w krajach europejskich takich jak Niemcy lub Hiszpania wprowa-

dzane są rynki usług systemowych, włącznie z przetargami. Zgod-

nie z oczekiwaniami ma to być pozytywny bodziec dla elektrowni

hybrydowych, ponieważ zapewni im to obliczalne i stałe źródło

dochodu. Rynki, na których utworzenie rynku usług systemo-

wych znacząco przyczyniło się do rozwoju systemów hybrydo-

wych, to m.in. Stany Zjednoczone i Wielka Brytania.

Ponadto podczas Intersolar Europe 2025 zaprezentowano

także najnowocześniejsze oprogramowanie, które pozwala na mak-

symalnie ekonomiczne przejście między sprzedażą bezpośrednią,

arbitrażem energetycznym a usługami systemowymi. Uzupełnie-

nie stanowiły innowacyjne falowniki z technologią kształtowania

sieci, które dodatkowo poprawiają integrację z siecią.

Wyzwania prawne hamują postęp

Mimo oczywistych zalet systemy hybrydowe nadal mierzą

się z trudnościami natury regulacyjnej. W wielu krajach brakuje

przemyślanych mechanizmów wsparcia i taryf gwarantowanych,

dzięki którym to połączenie wytwarzania i magazynowania ener-

gii staje się atrakcyjne ekonomicznie. Z kolei procedury wydawa-

nia zezwoleń nie przebiegają w sposób pozwalający na łatwą roz-

budowę istniejących systemów o magazyny lub dodatkowe moce

wytwórcze.

Co więcej, podwójne opłaty sieciowe – tzn. opłaty zarówno

za ładowanie, jak i rozładowanie magazynu energii – negatywnie

wpływają na rentowność systemów w niektórych krajach. Kolej-

nym wyzwaniem wpływającym na potencjał systemów hybrydo-

wych jest reforma rejestru świadectw pochodzenia (RŚP). RŚP to

certyfikaty poświadczające źródło wytworzenia energii elektrycz-

nej. Do tej pory magazyny energii w systemach hybrydowych nie

mogły ładować energii z sieci, kiedy miał być sprzedawany prąd

z podłączonego sytemu wytwarzania energii ze źródeł odna-

wialnych z RŚP. W przyszłości precyzyjne systemy pomiarowe

i bilansujące mogłyby pozwolić na rozróżnienie między sza-

rym a zielonym prądem w zmagazynowanych zasobach ener-

gii. To z kolei pozwoliłoby na wprowadzenie umów typu Base-

load PPA i Pay-as-produced PPA w przypadku systemów hybry-

dowych. Byłby to istotny krok w kierunku stworzenia nowych

modeli biznesowych dla systemów PV+BESS i stworzenia roz-

wiązań uwzględniających konkretne uwarunkowania oraz zapo-

trzebowanie, jeśli chodzi o dostawę energii elektrycznej ze źró-

deł odnawialnych.

Jako wiodące w skali globalnej targi branży solarnej Interso-

lar Europe odzwierciedlają wyjątkową dynamikę rynkową. Dzia-

łając pod hasłem „Connecting Solar Business”, globalni liderzy

rynku zaprezentują swoje nowości produktowe, a także aktualne

trendy i modele biznesowe w obszarze systemów hybrydowych,

akumulatorów do magazynowania energii oraz technologii solar-

nej – od producentów, dostawców i dystrybutorów, przez insta-

latorów i usługodawców, aż po projektantów, planistów i start-

-upy. Kolejna edycja Intersolar Europe odbędzie się na Targach

Monachijskich (Messe München) od 23 do 25 czerwca 2026 r.

w ramach The smarter E Europe, największego w Europie wspól-

nego wydarzenia w branży energetycznej.

Fot. Solar Promotion

magazyn fotowoltaika 3/2025

technologie

odułowe systemy magazynowania energii oparte na ogni-

wach wysokiej gęstości dają wręcz wysoką skalowalność

ograniczoną zasadniczo warunkami przyłączenia. W dalszej czę-

ści artykułu opisana zostanie procedura inwestycji w kontene-

rowy magazyn energii bazująca na przykładzie firmy RelyEZ,

która

wykorzystuje

ogniwa

litowo-żelazowo-fosforanowe

(LiFePO₄). Nie są to standardowe ogniwa Li-ion typu NMC

bądź LCO. LiFePO₄ to odmiana technologii litowo-jonowej, ale

zwykle klasyfikuje się ją osobno, ponieważ charakteryzuje się:

–

bardzo długą żywotnością (duża liczba cykli ładowania/

rozładowania),

–

wysokim

poziomem

bezpieczeństwa

stabilnością

termiczną,

–

nieco niższą gęstością energii w porównaniu do innych

wariantów litowo-jonowych.

Wybór technologii magazynowania determinuje etapy pro-

jektowania oraz przyłączenia, a także znacząco wpływa na zada-

nia związane z utrzymaniem ruchu.

Inwestycja w kontenerowy magazyn energii obejmuje kilka

kluczowych etapów: od koncepcji po uruchomienie i funkcjo-

nowanie. Każdy z nich niesie specyficzne wyzwania, takie jak

zgodność z przepisami, zarządzanie ryzykiem technicznym bądź

optymalizacja kosztów. Bazująca na praktykach branżowych

i doświadczeniach w skali Europy i świata procedura z tym zwią-

zana została przedstawiona poniżej.

Etap planowania i projektowania

Na początku inwestycji definiuje się cele, takie jak pojem-

ność magazynu (np. od kilkuset kWh do setek MWh), zastoso-

wanie (stabilizacja sieci, usługi systemowe czy wsparcie funk-

cjonującej dotychczas instalacji OZE) oraz lokalizację (kształt

nieruchomości, dostępność mocy w pobliskich GPZ – tj. głów-

nych punktach zasilania). Projektowanie obejmuje elementy

analizy technicznej, ekonomicznej i środowiskowej. Na tym eta-

pie kluczowy element to wybór technologii baterii. Warto w tym

momencie skontaktować się z agregatorem energii, co pozwoli

na dobór właściwej usługi systemowej w przyszłości. Usługi sys-

temowe to zestaw działań wspierających operatorów systemów

przesyłowych (OSP) w utrzymaniu stabilnej i niezawodnej

pracy sieci elektroenergetycznej, co gwarantuje nieprzerwane

dostawy prądu do odbiorców. Najczęściej spotykanym rodzajem

tych usług są usługi bilansowania mocy, określane również jako

usługi przywracania częstotliwości. Mają one kluczowe znacze-

nie zwłaszcza w systemach, w których duży udział ma energia ze

źródeł odnawialnych.

Wyzwania:

–

Dobór optymalnej usługi systemowej.

–

Zgodność z normami bezpieczeństwa i regulacjami Unii

Europejskiej dotyczącymi magazynowania energii.

–

W zależności od skali przedsięwzięcia, uzyskanie decyzji

o środowiskowych uwarunkowaniach oraz analiza zgodno-

ści inwestycji z zapisami Miejscowego Planu Zagospodaro-

wania Przestrzennego lub uzyskanie decyzji o warunkach

zabudowy.

–

Kluczowy element dewelopmentu projektu – otrzymanie

warunków przyłączenia do sieci elektroenergetycznej.

–

Uzyskanie dla projektu statusu RTB (ang. Ready to build).

–

Koszty wstępne: planowanie musi uwzględniać zarówno

degradację baterii (do 20% po 10 latach), jak i efektywność

wyrażoną liczbącykli ładowania.

Etap ten trwa zwykle 12–18 miesięcy i obejmuje pełen zakres

postępowań administracyjnych oraz uzgodnień technicznych,

Budowa i eksploatacja kontenerowych

magazynów energii – etapy i wyzwania

Patryk Rakowski,

Paweł Jamrożek

– eksperci ds. energetyki

Kontenerowe magazyny energii (BESS) stają się kluczowym elementem transformacji energetycz-

nej, umożliwiającym stabilizację sieci, integrację odnawialnych źródeł energii (OZE) oraz optymali-

zację kosztów. Rynek dla wielkoskalowych magazynów tego typu rośnie dynamicznie, a dodatkowo

jest napędzany potrzebą dekarbonizacji i bezpieczeństwa energetycznego. Sam montaż okazuje się

relatywnie łatwy, biorąc pod uwagę etapy projektu do uruchomienia.

Fot. RelyEZ

magazyn fotowoltaika 3/2025

technologie

zgodnie z obowiązującymi przepisami i dobrymi praktykami.

Procedura zakupowa. Dodanie zamówienia do

kolejki produkcyjnej

Po zatwierdzeniu projektu następuje uruchomienie proce-

dury zakupu kontenerów bateryjnych wyposażonych w układy

chłodzenia (najlepiej cieczą), a dodatkowo transformatorów

oraz inwerterów (PCS – ang. Power Conversion System). Stan-

dardowe kontenery 20-stopowe (o wymiarach 6058 mm ×

2438 mm × 2896 mm) są konstruowane pod kątem zapewnienia

odpowiedniej izolacji termicznej i bezpieczeństwa.

Wyzwania:

–

Łańcuch dostaw: opóźnienia w dostawach spowodowane

globalnymi niedoborami surowców (lit, kobalt).

–

Jakość komponentów: zapewnienie certyfikacji i testów

fabrycznych, aby uniknąć wadliwych modułów.

–

Koszty: według firmy BSLBATT, przeciętny koszt maga-

zynu energii w 2025 r. wynosi od 200 do 400 USD/kWh.

Część dostawców oferuje gotowe rozwiązania all-in-one, co

skraca ten etap do 3–6 miesięcy.

Etap transportu i instalacji

Kontenery są transportowane na miejsce (często drogą

morską, kolejno lądową), a następnie instalowane. Obejmuje

to montaż magazynów energii, PCS-ów, stacji transformatoro-

wych, podłączenie do sieci, montaż systemów wspomagających,

takich jak HVAC (ang. Heating, Ventilation, Air Conditioning),

uruchomienie systemów i zabezpieczeń teleinformatycznych,

testy wstępne.

Wyzwania:

–

Logistyka: kontenery ważą w granicy 40–45 ton, co

wymaga specjalistycznego transportu i dźwigów.

–

Warunki terenowe: w trudnych środowiskach (np. nad-

morskich) ryzyko korozji lub zanieczyszczeń.

–

Integracja: zapewnienie komunikacji między szafami

(RS485/CAN), co jest kluczowe w multi-rack setups.

Instalacja trwa zazwyczaj 1–3 miesiące, w zależności od skali

inwestycji.

Etap uruchomienia

Ostateczny etap to testy, kalibracja i integracja z siecią.

W tym kroku przeprowadza się balansowanie ogniw, weryfikację

komunikacji i symulacje obciążenia. Po pomyślnym uruchomie-

niu system przechodzi do fazy operacyjnej.

Wyzwania:

–

Testy bezpieczeństwa: wykrywanie usterek m.in. w styczni-

kach i systemach chłodzenia.

–

Opóźnienia: problemy z komunikacją sieciową lub nie-

zgodnościami z grid code.

–

Szkolenie personelu: zapewnienie wiedzy na temat BMS

i monitoringu.

Pełny proces inwestycyjny w magazyny energii, od projektu

do uruchomienia, zajmuje zwykle od 16 do 24 miesięcy.

Aspekty związane z utrzymaniem ruchu

Eksploatacja kontenerowych BESS wymaga ciągłego moni-

toringu w celu zapewnienia niezawodności, bezpieczeństwa,

a przede wszystkim w celu uzyskania założenia prognozowa-

nych wyników technicznych i finansowych. Utrzymanie ruchu

obejmuje nie tylko okresowe i interwałowe czynności konserwa-

cyjne, lecz także zaawansowane systemy zarządzania, świadcze-

nie usług systemowych oraz kompleksowe podejście do operacji

i utrzymania (O&M). W kontekście dynamicznego rynku ener-

getycznego w 2025 r., te aspekty stają się kluczowe w perspekty-

wie maksymalizacji zwrotu z inwestycji (ROI) i minimalizacji

ryzyka awarii. Elementy te opisano poniżej, w oparciu o najlep-

sze praktyki branżowe i przykłady z Europy.

System EMS (ang. Energy Management System)

System EMS pełni funkcję mózgu całego BESS, nadzoru-

jąc przepływ energii, optymalizując operacje i integrując system

Fot. RelyEZ

magazyn fotowoltaika 3/2025

technologie

z siecią zewnętrzną. W kontenerowych magazynach energii

EMS koordynuje pracę komponentów takich jak BMS (ang. Bat-

tery Management System), PCS (ang. Power Conversion System)

oraz systemy chłodzenia, umożliwiając automatyczne dostoso-

wanie do zmieniających się warunków rynkowych i sieciowych.

Jego główne funkcje to:

–

Monitorowanie i kontrola w czasie rzeczywistym: EMS

zbiera dane z sensorów, analizując parametry takie jak

napięcie, prąd, temperatura i stan naładowania (SoC – ang.

State of Charge). Pozwala to na prognozowanie degradacji

baterii i optymalizację cykli ładowania/rozładowania, co

może wydłużyć żywotność systemu o 10–20%.

–

Optymalizacja energetyczna: system zarządza strategiami

takimi jak arbitrage (kupno taniej energii i sprzedaż dro-

giej), peak shaving oraz wsparcie OZE. W zaawansowanych

wdrożeniach EMS wykorzystuje AI i uczenie maszynowe

do przewidywania zapotrzebowania, redukując straty efek-

tywności round-trip do poziomu poniżej 5%.

–

Integracja z zewnętrznymi systemami: EMS komunikuje

się z systemem SCADA, grid operatorami i platformami

IoT, umożliwiając zdalne sterowanie. W kontenerowych

BESS, jak te oferowane przez firmy takie jak Lithium Val-

ley, EMS obejmuje diagnostykę i raportowanie danych, co

ułatwia integrację z mikrosieciami.

Wyzwania i korzyści:

Wdrożenie EMS wymaga inwestycji w oprogramowanie (ok.

5–10% kosztów BESS), ale przynosi korzyści w postaci reduk-

cji kosztów operacyjnych o 15–25%. Wyzwaniem jest zapewnie-

nie odporności na zagrożenia z dziedziny cyberbezpieczeństwa

– zwłaszcza w obiektach krytycznych, gdzie awarie komunikacji

mogą prowadzić do przestojów produkcji lub serwerów danych.

Przykładowo w europejskich projektach EMS jest kluczowy dla

udziału w rynkach energii, np. w Niemczech, gdzie optymalizuje

przychody z usług systemowych.

Usługi systemowe (ang. Ancillary Services)

Kontenerowe BESS są idealne do świadczenia usług syste-

mowych, czyli dodatkowych usług wspierających stabilność

sieci elektrycznej. Dzięki szybkiej reakcji (poniżej 1 sekundy)

baterie mogą regulować częstotliwość, napięcie i zapewniać

rezerwy mocy, co jest kluczowe w erze wysokiego udziału OZE

w produkcji energii elektrycznej. W Europie rynek tych usług

rośnie, z wartością przekraczającą 5 mld euro w 2025 r., napę-

dzany regulacjami UE, takimi jak Pakiet Czysta energia dla

wszystkich Europejczyków (ang. Clean Energy Package).

Główne typy usług:

–

Regulacja częstotliwości (FCR, ang. Frequency Containment

Reserve): BESS reagują na odchylenia częstotliwości (50

Hz w Europie), absorbując lub dostarczając moc. W Niem-

czech baterie mogą zarabiać na tym rynku do 100 EUR/

MW/h.

–

Rezerwy automatyczne (aFRR, mFRR): zutomatyczne

i manualne rezerwy zastępcze, gdzie BESS zapewniają moc

w minutach.

–

Zarządzanie napięciem i z rozruchem z blackoutu (ang.

black start): wsparcie w restartach sieci po awariach.

–

Inne: stabilizacja sieci, redukcja kongestii i usługi dla ope-

ratorów (OSD/OSP).

Wyzwania:

Uczestnictwo w rynku usług systemowych wymaga certyfi-

kacji, analizy zgodności i integracji kluczowych sygnałów z EMS.

Koszty operacyjne rosną z częstymi cyklami, przyspieszając

degradację baterii o 1–2% rocznie. Przychody z usług mogą

jednak stanowić 50–70% stopy zwrotu z inwestycji (wskaźnik

finansowy ROI) magazynu energii.

Wybrane case study w Europie:

–

Wielka Brytania: lider w BESS, z ponad 3 GW mocy. Pro-

jekt w Pillars pod nazwą Harmony Energy świadczy usługi

FCR i dynamic containment, generując przychody z Natio-

nal Grid. W 2025 r. rynek ewoluuje ku łączeniu usług (ang.

stacking revenue),co redukuje ryzyko.

–

Niemcy: BESS w Hornsdale (podobny do australijskiego)

integruje się z rynkiem FCR, który w Bawarii jest przykła-

dem pokazującym wzrost stabilności sieci o 20%. W 2025 r.

nowe modele biznesowe łączą usługi z handlem energią.

–

Włochy: inwestycje firmy Terna w BESS o mocy 1 GW

skupiają się na usługach dla południowej sieci. W Sardynii

pozwoliło to zredukować blackouty o 30%.

–

Irlandia: w programie DS3, m.in. w Kilroot, BESS stanowią

szybkie rezerwy energii, wspierając wiatraki.

usługi

nie

tylko

stabilizują

sieć

elektroenerge-

tyczną w wymiarze regionu i kraju, ale przede wszystkim

Fot. RelyEZ

magazyn fotowoltaika 3/2025

technologie

generują dodatkowe przychody, co czyni BESS bardziej rentow-

nymi rozwiązaniami.

O&M (ang. Operations and Maintenance)

Pod skrótem O&M kryją się codzienne operacje i utrzy-

manie systemów, w tym działania predykcyjne, prewencyjne

i reaktywne. W kontenerowych BESS działania O&M są bar-

dziej złożone niż w fotowoltaice, ze względu na aktywne kom-

ponenty, takie jak baterie i inwertery, z kosztami rocznymi 1

0–20 euro/kWh.

Kluczowe praktyki:

–

Monitoring predykcyjny: użycie BMS i EMS do wykrywa-

nia awarii (np. HVAC, styczniki). Regularne kontrole fil-

trów w środowiskach zapylonych zapobiegają przegrzaniu.

–

Bezpieczeństwo: plany reakcji na pożary (np. FM-200),

szkolenia personelu i zgodność z normami EASE.

–

Konserwacja: miesięczne inspekcje, aktualizacje firmware,

lokalne backupy danych. W multi-rack sprawdzanie komu-

nikacji RS485/CAN.

–

Koszty i efektywność: O&M manual obowiązkowy, z foku-

sem na minimalizację przestojów (cel: >98% dostępności).

Wyzwania: ryzyko termiczne, cyberataki i recykling po

10–15 latach. Długoterminowo O&M zapewnia żywotność sys-

temu i integrację z usługami systemowymi.

Europa jest liderem we wdrożeniach BESS i może pochwalić

się ponad 10 GW zainstalowanej mocy w 2025 r. Przykłady kon-

tenerowych systemów to m.in.:

–

Wiatrakowa farma w Polsce (hybrid ESS): w 2024 r. wdro-

żono największy w Polsce hybrydowy system magazyno-

wania (zaawansowane baterie ołowiowe i litowe) przy far-

mie wiatrowej. System o pojemności kilkudziesięciu MWh

stabilizuje produkcję OZE, redukując wahania sieci o 30%.

Wyzwaniem była integracja z istniejącą infrastrukturą, co

rozwiązano poprzez zaawansowane BMS.

–

Projekt w Węgrzech (MET Group): w 2025 r. urucho-

miono 40 MW/80 MWh BESS przy elektrowni gazowej

Dunamenti pod Budapesztem – jest to największy system

kontenerowy w kraju. BESS wspiera bilansowanie sieci,

z efektywnością round-trip na poziomie 88%. Wyzwa-

niem jest zarządzanie termiczne w warunkach klimatu

kontynentalnego.

–

Zenobē w Szkocji (600 MWh): największy w Europie

magazyn w 2025 r., składający się z kontenerów o wyso-

kiej gęstości energii. System redukuje koszty energii o 25%

poprzez magazynowanie nadwyżek z OZE. Warto pod-

kreślić znaczenie chłodzenia cieczowego w zapobieganiu

przegrzaniu.

–

BayWa r.e. w Holandii: w 2025 r. sprzedano duży projekt

BESS w północnej Holandii, o skali utility-scale. Modu-

łowe kontenery umożliwiły szybką instalację (w 6 mie-

sięcy), ale wyzwaniem była integracja z siecią o wysokiej

penetracji wiatru.

Te przykłady pokazują, jak kontenerowe BESS radzą sobie

z wyzwaniami regulacyjnymi i technicznymi w Europie, wspie-

rając cele UE w zakresie energii odnawialnej.

Podsumowanie

Budowa i eksploatacja kontenerowych magazynów ener-

gii to złożony proces obejmujący wiele etapów – od koncepcji

i projektu technicznego, poprzez dostawy, montaż, uruchomie-

nie instalacji i integrację z systemem elektroenergetycznym, aż

po jej późniejsze użytkowanie. Każdy z tych kroków wymaga ści-

słej koordynacji, precyzyjnego planowania i kontroli jakości, aby

zapewnić niezawodność i bezpieczeństwo działania systemu.

Na etapie przygotowania inwestycji kluczowe znaczenie

mają odpowiedni dobór technologii magazynowania oraz prze-

widzenie warunków pracy (m.in. obciążeń, temperatury, środo-

wiska zewnętrznego). W fazie montażu i uruchomienia szcze-

gólną uwagę należy zwrócić na poprawność komunikacji między

modułami bateryjnymi, zrównoważenie ogniw oraz właściwą

konfigurację systemów sterowania i zabezpieczeń.

Eksploatacja magazynu energii wiąże się z koniecznością

prowadzenia regularnego nadzoru i utrzymania ruchu. Do naj-

ważniejszych zadań należą:

–

kontrola stanu ogniw i równowagi napięć,

–

monitorowanie zużycia elementów mechanicznych (np.

styczników),

–

dbałość o sprawność systemów chłodzenia i wentylacji,

–

systematyczne czyszczenie i wymiana filtrów w środowi-

skach o podwyższonym zapyleniu,

–

tworzenie i przechowywanie kopii zapasowych danych

konfiguracyjnych i eksploatacyjnych, co pozwala ograni-

czyć ryzyko przestojów i skraca czas ewentualnych napraw.

Podsumowując, sukces inwestycji w magazyn energii zależy

od szczegółowego planu – obejmującego wszystkie etapy,

od projektu po utrzymanie ruchu. Dopiero takie podejście gwa-

rantuje wysoką niezawodność, efektywność kosztową oraz trwa-

łość systemu w długim cyklu życia.

Fot. RelyEZ

wywiad

magazyn fotowoltaika 3/2025

Wielu przedsiębiorców w Polsce coraz częściej

mówi o dramatycznych rachunkach za energię.

Z czego wynika ta sytuacja?

Główny problem leży w strukturze naszej sieci elektro-

energetycznej, która nie nadąża za transformacją energetyczną.

Mamy coraz więcej źródeł odnawialnych, ale sieć jest przesta-

rzała i słabo przystosowana do ich obsługi. Przedsiębiorcy, któ-

rzy jeszcze kilka lat temu nie interesowali się kosztami energii,

dziś są zmuszeni szukać nowych rozwiązań, bo rachunki wzro-

sły nawet o kilkadziesiąt procent. I nie chodzi tylko o cenę samej

energii, ale także o opłaty przesyłowe, opłaty mocowe, a nawet

ryzyko przerw w dostawie.

A co z inwestorami w OZE? Wydaje się, że to oni

powinni korzystać na tej transformacji.

Teoretycznie tak. Ale wielu inwestujących w farmy wiatrowe

lub fotowoltaiczne boryka się z poważnymi problemami. Przede

wszystkim z wyłączeniami – ograniczenia generacji wynikające

z przeciążonej sieci są codziennością. Farmy PV w szczycie pro-

dukcji muszą być wyłączane, bo nie ma jak przesłać tej energii

dalej. To oznacza utracone przychody i niezadowolenie inwesto-

rów. Dodatkowo dochodzi niestabilność cen na rynku bilansują-

cym i nieprzewidywalność przepisów.

Jaką rolę w tym krajobrazie odgrywa BT Storage?

BT Storage to zespół praktyków, którzy rozumieją cały eko-

system energetyczny. Nie jesteśmy firmą handlową, która coś ofe-

ruje. My najpierw analizujemy, zadajemy pytania, szukamy roz-

wiązań szytych na miarę. Nasi klienci – zarówno przedsiębiorcy

przemysłowi, jak i inwestorzy w OZE – oczekują wiedzy, a nie

ulotki z promocją. Doradzamy w zakresie magazynowania ener-

gii, strategii zakupowej, a także integracji z rynkiem mocy, bilan-

sującym, optymalizacji profilu zużycia. Pokazujemy, gdzie tkwią

realne oszczędności i jak zminimalizować ryzyko.

Magazyny energii to ostatnio temat na topie. Czy

rzeczywiście jest to rozwiązanie dla każdego?

Zdecydowanie nie. Magazyn to narzędzie, nie cel sam w sobie.

Dla jednych to sposób na zwiększenie autokonsumpcji, dla innych

– ochrona przed wyłączeniami albo gra na rynku bilansującym.

Ale żeby to miało sens ekonomiczny, trzeba zrozumieć profil zuży-

cia, cykle pracy, taryfy, a przede wszystkim strategię biznesową

klienta. I właśnie tu wchodzi BT Storage – my projektujemy roz-

wiązania, które mają uzasadnienie techniczne i finansowe. Nasze

podejście to: „Zróbmy to dobrze albo wcale”.

Wspomniał Pan o przedsiębiorcach

przemysłowych. Przed jakimi konkretnymi

wyzwaniami stoją dziś fabryki bądź centra

logistyczne i jak BT Storage im pomaga?

Zmienność cen i struktura taryf są głównymi czynnikami,

które najmocniej uderzają w zakłady produkcyjne. Firmy nie mają

wpływu na to, kiedy system energetyczny narzuca wyższe stawki,

a ich procesy produkcyjne często nie mogą się zatrzymać. Do tego

dochodzi presja optymalizacji śladu węglowego i wymogi rapor-

towania ESG. My pomagamy takim klientom zrozumieć ich pro-

fil zużycia w czasie rzeczywistym – wdrażamy systemy zarządza-

nia energią, które analizują dane z maszyn, linii produkcyjnych,

budynków. Na tej podstawie projektujemy działania: zmiany

w harmonogramach, dobór taryfy, decyzję o magazynie lub

współpracy z rynkiem mocy. W wielu przypadkach już sama ana-

liza bez inwestycji pozwala osiągnąć oszczędności rzędu 10–20%.

A co z mniejszymi firmami, które pracują

jedno-, dwu- lub trzyzmianowo, także w trybie

24-godzinnym? Czy one również mogą korzystać

z takich rozwiązań?

Oczywiście. Nawet niewielka firma, która działa w spo-

sób ciągły – centrum logistyczne, gastronomia, warsztat lub

zakład przetwórczy – ma konkretne punkty, w których pojawiają

Nie oferujemy – analizujemy

Rozmowa ze Zbigniewem Pietrzakiem, dyrektorem operacyjnym BT Storage

Na zdjęciu: Zbigniew Pietrzak, dyrektor operacyjny BT Storage

wywiad

magazyn fotowoltaika 3/2025

się nieefektywności. W takich przypadkach często nie potrzeba

dużych nakładów – kluczowa jest diagnoza. Czasem wystar-

czy odpowiednio skonfigurowany EMS, zmiana kontraktu lub

mikromagazyn, który spłaszcza szczyty zużycia. Naszym celem

nie jest sprzedanie produktu, tylko znalezienie rozwiązania, które

naprawdę działa w konkretnym przypadku.

A jak wygląda współpraca z dużymi inwestorami?

Czy w takim przypadku wyzwania są jeszcze

większe?

Zgadza się. W przypadku dużych farm wiatrowych lub PV naj-

większym problemem są wyłączenia i brak możliwości przesyłu

energii. Coraz częściej pomagamy inwestorom zbudować lokalne

modele magazynowania, elastyczności lub współpracy z odbior-

cami przemysłowymi. Czasem wręcz rekomendujemy, by wstrzy-

mać inwestycję, jeśli analiza pokazuje, że projekt nie ma szans na

uzyskanie mocy przyłączeniowej. To nie są popularne decyzje, ale

świadczą o uczciwym podejściu. Tego oczekują inwestorzy – real-

nej wiedzy i przejrzystej analizy, nie marketingu.

Dziś wiele firm oferuje magazyny energii. Nie

ma problemu, żeby je kupić – rynek jest pełen

dostawców. Czy to oznacza, że problem został

rozwiązany?

To prawda – dziś magazyn można kupić praktycznie od ręki.

Ale największe wyzwanie nie leży w zakupie sprzętu, tylko w jego

mądrej integracji z potrzebami i strukturą klienta. Sam magazyn

niczego nie rozwiązuje, jeśli nie jest właściwie zaprojektowany

i wdrożony. W BT Storage zawsze podkreślamy, że magazyn to nie

urządzenie z katalogu, ale element szerszego systemu. I dopiero

wtedy, gdy jest dobrze zintegrowany, spełnia swoje zadanie.

Jakie projekty obecnie realizuje BT Storage?

Obecnie realizujemy kilka projektów, które w praktyce poka-

zują, jak różnorodne mogą być zastosowania magazynów ener-

gii. Dla przykładu – w przypadku farmy fotowoltaicznej o mocy

1 MW integracja z magazynem pozwoli wygenerować dodat-

kowy przychód przekraczający 1,5 mln zł rocznie. W inwesty-

cji dotyczącej hodowli drobiu zakładany okres zwrotu wynosi

niespełna trzy lata, natomiast w zakładzie produkcyjnym, który

nie pracuje w trybie ciągłym, ale charakteryzuje się wyraźnymi

szczytami zużycia energii, zwrot nastąpi poniżej półtora roku.

Projekty te traktujemy jako modelowe – pokazują one, że odpo-

wiednio zaprojektowana integracja technologii i procesów biz-

nesowych pozwala nie tylko znacząco obniżyć koszty energii,

lecz także stworzyć nowe, stabilne źródła przychodu i przewagi

konkurencyjnej.

To pokazuje, że sama dostawa magazynu czy budowa instala-

cji to nie jest pełna odpowiedź na wyzwania energetyczne. Klu-

czowa jest integracja – zarówno urządzeń, jak i strumieni przy-

chodów. Naszym zadaniem jest tak zaprojektować system, aby

nie tylko obniżał koszty, ale także generował dodatkowe źródła

zysku i zwiększał bezpieczeństwo energetyczne. I właśnie w tym

widzimy największą przewagę – łączenie technologii z realnym

modelem biznesowym klienta.

A co z bezpieczeństwem? Dużo się mówi dziś

o cyberzagrożeniach i ochronie infrastruktury.

To bardzo istotna kwestia. Nasze systemy EMS spełniają

wszystkie wymagane normy w zakresie cyberbezpieczeństwa –

zarówno po stronie oprogramowania, jak i zabezpieczeń komuni-

kacyjnych. Bezpieczeństwo energetyczne to dziś nie tylko dostęp-

ność energii, ale również odporność systemów na ataki z zewnątrz.

Dlatego wdrażając nasze rozwiązania, zawsze uwzględniamy te

ryzyka – szczególnie w firmach, w których każda minuta przestoju

to realna strata finansowa.

Czy polska energetyka jest gotowa na to, co

przed nami?

Jeszcze nie, ale mamy wszystkie narzędzia, by przyspieszyć

transformację. Potrzebujemy większej elastyczności, odważnych

decyzji regulacyjnych i inwestycji w infrastrukturę, a także świa-

domości po stronie odbiorców. BT Storage powstało właśnie po

to, by wspierać ten proces – nie sloganami, ale konkretem. Jeste-

śmy specjalistami: rozumiemy dane, wiemy, gdzie są ograni-

czenia sieci i potrafimy wskazać rozwiązanie nawet w trudnych

przypadkach.

Jakie motto przyświeca BT Storage?

„Nie oferujemy – analizujemy”. To nasze DNA. Tylko

uczciwa analiza może prowadzić do dobrej decyzji inwestycyjnej.

Tym, na czym dziś najbardziej zależy wszystkim, są: bezpieczeń-

stwo, opłacalność i stabilność energetyczna. Z nami klienci mogą

to osiągnąć.

Dziękuję za rozmowę

Agnieszka Parzych

Realizacja z magazynami energii CHINT

praktyka

magazyn fotowoltaika 3/2025

systemach 1000/1500 V DC kabel pracuje nieustan-

nie w warunkach promieniowania UV, ozonu, wilgoci,

dużych amplitud temperatur i drgań mechanicznych. Dlatego

wyroby przewidziane na stronę DC instalacji fotowoltaicznej nie

mogą być traktowane jak standardowe przewody budowlane; są

to kable o ściśle określonej konstrukcji i własnościach materiało-

wych, projektowane według norm dla kabli elektrycznych i odbie-

rane według norm instalacyjnych właściwych dla systemów PV.

Wymagania normatywne

W Europie podstawą jest norma EN 50618, wdrożona jako

PN-EN 50618. Definiuje wymagania dotyczące elastycznych

kabli H1Z2Z2-K do 1,5 kV DC między żyłami i względem

ziemi, z izolacją i powłoką z usieciowanych mieszanek bezha-

logenowych o ograniczonej emisji dymu, z miedzianą, cyno-

waną żyłą klasy 5 wg IEC 60228 oraz odpornością na UV, ozon

i niską temperaturę (typowo do -40 °C). Zapis H1Z2Z2-K na

Kable fotowoltaiczne w instalacjach PV –

wymagania praktyczne, normatywne oraz

zgodność z przepisami (PL/EU)

Kabel prądu stałego w instalacji fotowoltaicznej jest elementem krytycznym: definiuje niezawodność

łańcucha modułów, bezpieczeństwo połączeń oraz stabilność parametrów elektrycznych w horyzon-

cie 25–30 lat.

Mirosław Grabania

praktyka

magazyn fotowoltaika 3/2025

Złącza MC4/Evo2

Pas narzędziowy

Uchwyty krawędziowe

na 2 lub 4 przewody

Kompleksowe rozwiązania

do okablowania instalacji

fotowoltaicznych

Narzędzia do montażu i akcesoria

Semicon Sp. z o.o. | aozieblo@semicon.com.pl | +48 661 650 500| www.semicon.com.pl

powłoce pełni rolę krótkiej „metryczki zgodności” rozpoznawal-

nej w dokumentacji i na budowie. W Polsce wymagania te wyni-

kają wprost z PN-EN 50618, w której określono również cią-

głość znakowania – maksymalny odstęp między powtarzającymi

się oznaczeniami na powłoce (ang. continuity of marking) nie

może przekraczać 550 mm.

Poza Unią Europejską funkcjonuje norma IEC 62930 (kable

PV do 1500 V DC), przy czym wielu producentów deklaruje

zgodność z równoległą do niej normą EN/PN-EN 50618 – co

jest praktyczne przy imporcie/eksporcie komponentów i w pro-

jektach wielorynkowych. Także IEC 62930 potwierdza limit

550 mm dotyczący ciągłości znakowania.

W Polsce dobór i montaż przewodów/kabli w instalacjach

PV podlega normie serii PN-HD 60364, w szczególności części

7-712 dotyczącej fotowoltaicznych układów zasilania. Arkusz

7-712 precyzuje m.in. wymagania wobec strony DC (w tym sto-

sowanie kabli odpowiadających EN/PN-EN 506181), środki

ochrony oraz odniesienia do dokumentowania odbioru. W prak-

tyce projektowej stosowanie PN-HD 60364-7-7122 jest standar-

dem branżowym i jest konsekwentnie rekomendowane w mate-

riałach PSP (oznakowanie i bezpieczeństwo pożarowe instala-

cji PV).

W obiektach budowlanych dochodzi reżim CPR3 (Rozpo-

rządzenie (UE) 2024/3110 – tzw. „nowy CPR”), implemento-

wany dla kabli przez EN/PN-EN 50575. CPR nie ocenia funk-

cjonalności elektrycznej kabli PV – dotyczy wyłącznie reakcji

na ogień i ścieżek oceny zgodności (AVCP). Dla odcinków pro-

wadzonych wewnątrz budynku (zarówno DC, jak i AC) należy

posiadać deklarację właściwości użytkowych (DoP) z odpo-

wiednią klasą reakcji na ogień (np. Cca-s1b,d2,a1 lub Dca-

-s2,d2,a1), potwierdzoną odpowiednimi badaniami (m.in. EN

60332-1-2, EN 50399, EN 61034, EN 60754-1/-2). Wymagana

klasa wynika z projektu architektoniczno-budowlanego i scena-

riuszy ewakuacji danej strefy pożarowej.

Dobór przekrojów DC należy prowadzić równolegle na pod-

stawie obciążalności długotrwałej (warunki układania, współ-

czynniki korekcyjne za temperaturę, grupowanie) oraz spadku

napięcia. Dopuszczalny spadek dla odcinków pól modułów

utrzymuje się zwykle w granicach 1,5–2%, co ogranicza straty

i nagrzewanie; wraz z przejściem z 1000 V DC na 1500 V DC

maleje prąd przy danej mocy, ale rosną wymagania izolacyjne

oraz dotyczące odstępów pełzania/prześwitów w złączach i jako-

ści konfekcji końcówek. Z tego powodu trzeba egzekwować, by

w dokumentacji zaznaczone zostały: kompatybilność konekto-

rów (system jednego producenta) i zaciskanie w reżimie IEC

60352-2 z kontrolą parametrów (wysokości zacisku, siły wyry-

wania, rezystancji przejścia). W statystykach serwisowych zda-

rzenia termiczne częściej wynikają z błędów konfekcji i miesza-

nia konektorów niż z degradacji samego kabla.

Aspekt mechaniczny jest krytyczny dla trwałości: należy

dotrzymać minimalnych promieni gięcia, unikać wprowadza-

nia sił osiowych do złączy i punktów stałych, prowadzić trasy

poza ostrymi krawędziami profili, stosować uchwyty, klipsy lub

opaski dedykowane PV (UV-odporne, z właściwymi atestami)

zamiast przypadkowych elementów podtrzymujących. Ochrony

w postaci rur/peszli używać tam, gdzie są uzasadnione (przej-

ścia przez przegrody, strefy ryzyka), z zachowaniem możliwości

odprowadzania wody i kontroli warunków cieplnych (korekcja

obciążalności). Wytyczne projektowo-montażowe w tym obsza-

rze porządkuje norma IEC 62548 (m.in. podparcie przewodów,

ochrona na krawędziach, segregacja tras).

Wymagania środowiskowe i ogniowe wobec kabli PV wyni-

kają z pakietu norm: płomieniowość (EN/IEC 60332-1-2),

emisja dymu (EN 61034), korozyjność gazów (EN 60754-1/-

2), odporność na UV i ozon oraz niska temperatura według pro-

cedur przywołanych w EN 50618/IEC 62930. Trzeba podkre-

ślić, że LSZH i wyższa klasa CPR nie zwalniają od weryfika-

cji innych własności (ścieralność, giętkość po starzeniu) — im

praktyka

magazyn fotowoltaika 3/2025

wyższa Euroklasa, tym większe ryzyko kompromisów materia-

łowych, które należy potwierdzać badaniami typu wykonanymi

przez producenta oraz kontrolą dostaw (DoP, CE, oznakowanie

powłoki, metry).

Po stronie AC (od falownika do rozdzielnicy) stosuje się

przewody/kable zgodne z normami instalacyjnymi i – w budyn-

kach – z CPR. Dobór przekrojów i zabezpieczeń należy oprzeć

na trybach pracy falownika (obciążenie ciągłe, harmoniczne,

możliwe przeciążenia krótkotrwałe), warunkach układania

(współczynniki korekcyjne) oraz wymaganiach WT dla reak-

cji na ogień w drogach ewakuacyjnych i strefach funkcjonal-

nych. W projektach mieszanych (połać dachowa plus odcinki

wewnętrzne) utrzymuje się spójność klas CPR w całej ścieżce

kablowej; w teczce odbiorowej muszą znaleźć się DoP oraz

deklaracje zgodności dla każdej rodziny kabli.

Po stronie eksploatacyjno-badawczej odniesieniem jest

norma PN-EN 62446-1: dokumentacja, inspekcje i próby

odbiorcze/okresowe – m.in. rezystancja izolacji stringów

(typowe minimum ≥ 1 MΩ przy teście 500/1000 V zależnie

od napięcia systemu; w przewodnikach stosuje się też zasadę ok.

1 MΩ na 1 kV), polaryzacja, ciągłość przewodów ochronnych,

krzywe I-V, oraz weryfikacja konektorów i narzędzi konfekcji. To

standard języka wspólnego dla serwisu i audytu.

Prowadzenie kabli DC po konstrukcji wsporczej

Prowadzenie kabli fotowoltaicznych bezpośrednio po sta-

lowych lub aluminiowych elementach konstrukcji wsporczej

(instalacje gruntowe i dachowe) jest dopuszczalne, pod warun-

kiem spełnienia wymagań doboru wyrobu i sposobu ułożenia

wynikających z PN-HD 60364-5-52 oraz PN-HD 60364-7-712/

IEC 62548. Po stronie DC należy stosować kable przeznaczone

do pracy w instalacjach PV, tj. H1Z2Z2-K zgodne z PN-EN 50618

(ewentualnie równoległa deklaracja IEC 62930), o potwierdzo-

nej odporności na UV/ozon, niskie temperatury i oddziaływa-

nia mechaniczne. Prowadzenie po konstrukcji oznacza w prak-

tyce trwałe podparcie i zamocowanie przewodu na całej tra-

sie oraz ochronę przed uszkodzeniami na krawędziach i w stre-

fach serwisowych. Wytyczne 62548 wskazują wprost: przewody

muszą być podparte i chronione przed ostrymi krawędziami,

a elementy z tworzyw narażone na słońce – muszą charakteryzo-

wać się odpornością na UV.

Wymogi montażowe obejmują opisany wyżej aspekt mecha-

niczny – dotrzymanie minimalnych promieni gięcia, elimina-

cję naprężeń osiowych w złączach, zastosowanie właściwych

uchwytów/klipsów/opasek UV-odpornych dedykowanych PV,

wstawki ochronne lub przepusty przy przejściach przez blachy

i profile oraz unikanie miejsc, w których przewód może pod-

legać tarciu, oraz kałuż wodnych. W odcinkach narażonych na

uszkodzenia mechaniczne zaleca się dodatkową osłonę (rura,

korytko lub wzmocniony peszel), ale tylko tam, gdzie uzasad-

niają to warunki środowiskowe i serwisowe; osłona nie może

pogarszać warunków cieplnych (należy uwzględnić współczyn-

niki korekcyjne obciążalności z 60364-5-52).

Bezpośrednie układanie w gruncie nie wynika automatycz-

nie z normy PN-EN 50618 i jest parametrem wyrobu: część

kabli H1Z2Z2-K ma dopuszczenie direct burial (np. wybrane

modele DB+), inne wymagają rury osłonowej lub trasy kablo-

wej. Decyzję podejmuje się na podstawie karty katalogowej

i DoP lub deklaracji producenta, z zachowaniem minimalnych

głębokości i ochrony mechanicznej przewidzianych w normie

60364-5-52.

W zasięgu urządzeń piorunochronnych należy zapewnić

właściwy odstęp izolacyjny albo przyjąć rozwiązania zgodne

z PN-EN 62305-3 oraz wymaganiami 7-712 dla SPD (koordyna-

cja tras DC z LPS i dobór SPD T1/T2 zależnie od obecności LPS

i stref LPZ). Odcinki prowadzone wewnątrz budynku podlegają

CPR (EN 50575). Dla zastosowanych kabli należy posiadać DoP

z klasą reakcji na ogień (np. Cca/Dca zgodną z projektem) i utrzy-

mać spójność klas w całej ścieżce kablowej (DC i AC).

Na odbiorze instalacji wymagane są oględziny tras i moco-

wań oraz komplet dokumentów i wyników pomiarów zgod-

nych z wytycznymi PN-EN 62446-1 (rezystancja izolacji strin-

gów adekwatna do napięcia systemu, polaryzacja, ciągłość prze-

wodów ochronnych, weryfikacja złączy i oznaczeń, krzywe I-V).

Spełnienie tych warunków potwierdza, że prowadzenie kabli

bezpośrednio po konstrukcji wsporczej jest wykonane zgod-

nie z polskimi normami i zapewnia długotrwałą, bezpieczną

eksploatację.