Magazyn Fotowoltaika 4/2025

magazyn

fotowoltaika

4/2025

cena 19,00 zł (w tym 8% VAT)

ISSN 2083-070X

Oszczędzaj i zarabiaj

z magazynami energii KSTAR

www.kstar.eu

spis treści

magazyn fotowoltaika 4/2025

magazyn fotowoltaika

Instalacje Technologie Rynek

(cztery wydania w roku)

Nr 4/2025 (57) – nakład 3000 egz.

Redakcja

Agnieszka Parzych

redaktor naczelna

agnieszka.parzych@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

Współdzielenie przyłącza dla instalacji OZE w Polsce

Finansowanie

Wsparcie poprawy efektywności energetycznej dużych i średnich przedsiębiorstw

Prawo

Dzierżawa ziemi pod farmy fotowoltaiczne – zmiany w 2026 r.

Zmiany w wymogach NC RfG

Technologie

BESS 800 V – zintegrowana platforma magazynowania energii

Reportaż

Branża magazynowania energii w Polsce nabiera rozpędu – V Kongres PSME

Nowości

Oferty firm

Ultralekka fotowoltaika: rewolucyjne rozwiązanie na lekkie dachy. ERGOSUN

Wykorzystanie potencjału pionowych instalacji fasadowych. K2 SYSTEMS

Urządzenia zabezpieczające do instalacji fotowoltaicznych, JEAN MUELLER

Magazyny energii KSTAR C&I – gwarancja bezpieczeństwa

i opłacalności inwestycji. KSTAR

KOSTAL wprowadza na rynek system

magazynowania energii HELIVOR HV. KOSTAL

GAMA OZE – energia, która zmienia przyszłość. GAMA OZE

ENEX – energia, która daje korzyści. Najważniejsza platforma wiedzy

i networkinguw sektorze energetycznym. TARGI KIELCE

Targi Energetics 2025 – podsumowanie. TARGI LUBLIN

Aktualności

Kraj

Świat

raport

magazyn fotowoltaika 4/2025

Przepisy umożliwiające stosowanie cable poolingu obowią

zują od 1 października 2023 r.[1] Rok 2024 był pierwszym pełnym

rokiem, w którym je stosowano.

Obecnie cable pooling może być stosowany jedynie do insta

lacji odnawialnych źródeł energii. Ponadto w przypadku instalacji

OZE przyłączanych na zasadzie współdzielenia przyłącza, tylko

jedna z nich może korzystać z systemu wsparcia w postaci aukcji

OZE lub systemu FIT/FIP[2].

W Raporcie omówione zostały trzy stosowane w praktyce

typy cable poolingu: jednoczesne pierwsze przyłączenie OZE,

kolejne przyłączenie OZE oraz wtórne przyłączenie OZE.

Dane za rok 2024

Urząd Regulacji Energetyki wezwał 195 operatorów sieci do

przekazania informacji na temat wykorzystania współdzielenia

przyłącza w 2024 r. Informację na temat zastosowania tego roz

wiązania przedstawił tylko operator sieci przesyłowej – Polskie

Sieci Elektroenergetyczne – wraz z czterema operatorami sieci

dystrybucyjnej: ENEA Operator, ENERGA-Operator, PGE Dys

trybucja i TAURON Dystrybucja. Pozostali OSD poinformowali,

że nie otrzymali wniosków o wydanie warunków przyłączenia

w ramach współdzielenia przyłącza.

W 2024 r. wykonano 12 współdzielonych przyłączy oraz pod

pisano 49 umów na współdzielenie przyłącza. Zostało złożonych

130 wniosków o współdzielenie przyłącza oraz wydano warunki

przyłączenia dla 62 instalacji cable poolingu. W przypadku 47

wniosków o współdzielenie przyłącza odmówiono wydania

warunków przyłączenia.

Wśród złożonych wniosków o współdzielenie przyłącza prze

ważają instalacje fotowoltaiczne. Aż 95 proc. wniosków w katego

rii jednoczesnego pierwszego przyłączenia OZE dotyczyło insta

lacji PV. W kategorii kolejnego przyłączenia OZE instalacje te sta

nowiły 82,3 proc., zaś w kategorii wtórnego przyłączenia OZE

instalacji PV dotyczyło 83,3 proc. wniosków.

Z raportu wynika, że wytwórcy najczęściej wykorzystują

współdzielenie przyłączania w sytuacji, gdy jedna z instalacji jest

już przyłączona do sieci (kolejne przyłącze OZE), w mniejszym

stopniu do jednoczesnego przyłączania dwóch instalacji na jed

nym przyłączeniu (jednoczesne pierwsze przyłączenie) lub przy

łączania kolejnej instalacji przez ten sam podmiot po uprzednim

zawarciu umowy o przyłączenie pierwszej instalacji OZE (wtórne

przyłączenie).

W opinii URE niewielka liczba wniosków o jednoczesne

pierwsze przyłączenie lub przyłączenie wtórne spowodowana

jest brakiem możliwości uzyskania wsparcia dla drugiej i kolej

nej instalacji OZE przyłączonej w danym miejscu, w sytuacji, gdy

pierwsza instalacja posiada już status beneficjenta jakiegokolwiek

wsparcia określonego w Ustawie o OZE.

Wyzwania i szanse na rozwój

W raporcie przedstawiono krajowe wyzwania związane z współ

dzieleniem przyłącza. Jako najpoważniejsze ryzyko, z punktu widze

nia operatorów sieci, wskazana została możliwość przekroczenia

mocy przyłączeniowej określonej dla danego punktu przyłączenia.

Jako jedną z szans rozwoju wykorzystania cable poolingu

wskazano rozszerzenie formuły współdzielenia przyłącza, która

umożliwiłaby jej zastosowanie co najmniej przez magazyny ener

gii. Takie rozwiązanie wpłynęłoby korzystnie na stopień wyko

rzystania istniejącej infrastruktury energetycznej i zarządzanie

mocą przyłączeniową. Pozwoliłoby również na integrację więk

szej liczby OZE i magazynów energii oraz mogłoby poprawić pro

fil generacji przyłączonych źródeł odnawialnych.

Źródło: URE

Współdzielenie przyłącza dla instalacji OZE

w Polsce

Prezes Urzędu Regulacji Energetyki (URE) po raz pierwszy opublikował podsumowanie monitoringu funkcjonowania współdziele

nia przyłącza (ang. cable pooling) dla instalacji odnawialnych źródeł energii, które obejmuje rok 2024. Najwięcej złożonych wnio

sków dotyczyło instalacji PV.

[1] Przepisy dot. tzw. cable poolingu zostały wprowadzone Ustawą z dnia 17 sierpnia 2023 r. o zmianie Ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2023 r. poz. 1762).

[2] Systemów wsparcia określonych w Ustawie z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2024 r. poz. 1361 t.j.).

Rys. 1. Liczba instalacji, złożonych wniosków, wydanych warunków przyłączenia i odmów wydania warun

ków dla współdzielenia przyłącza w 2024 r. (wszystkie kategorie). Źródło: URE

finansowanie

magazyn fotowoltaika 4/2025

abór wniosków odbywa się w ramach programu priory

tetowego Współfinansowanie projektów realizowanych

w ramach Programu Fundusze Europejskie na Infrastrukturę, Kli

mat, Środowisko 2021–2027 (FEnIKS), Część 1) Poprawa efek

tywności energetycznej (wraz z instalacją OZE) w dużych i śred

nich przedsiębiorstwach.

Rodzaje przedsięwzięć

Wsparcie jest przeznaczone na:

–

modernizację energetyczną budynków zakładowych,

–

podniesienie

efektywności

energetycznej

procesów

wytwórczych,

–

zwiększenie efektywności energetycznej systemów obiegu

mediów w zakładach, ciągów transportowych oraz systemów

pomocniczych, układów odzysku ciepła z procesów przemy

słowych, oświetlenia,

–

instalację urządzeń OZE z magazynami energii (element

dodatkowy),

–

instalację urządzeń do produkcji, magazynowania, trans

portu wodoru odnawialnego (element dodatkowy).

Dla kogo

Beneficjentami programu mogą zostać:

–

duże przedsiębiorstwa (inne niż podmioty będące

dostawcami usług energetycznych działające na rzecz

przedsiębiorstw),

–

średnie przedsiębiorstwa.

Terminy

Wnioski należy składać w terminie 28.11.2025 r. – 27.02.2026 r.

Nabór wniosków odbywa się w trybie konkurencyjnym.

Formy i wielkość finansowania

Budżet naboru to ponad 184 mln zł. Wysokość aloka

cji ze środków unijnych, tj. z Funduszu Spójności (FS),

wynosi 158 391 254,00 zł, natomiast ze środków krajowych

NFOŚiGW pochodzi 26 455 476,00 zł.

W ramach naboru obowiązują następujące limity wsparcia:

–

dla dużych przedsiębiorstw maksymalne łączne dofinanso

wanie ze środków FS wynosi nie więcej niż 81 904 762,00 zł,

–

dla średnich przedsiębiorstw maksymalne łączne dofinanso

wanie ze środków FS wynosi nie więcej niż 76 486 492,00 zł.

Dofinansowanie będzie udzielone w formie:

–

pożyczki na warunkach preferencyjnych (z umorzeniem)

ze środków Funduszu Spójności, zwanej „pożyczką IF FS”

(umorzenie nie obejmuje ostatecznych odbiorców wspar

cia, będących dostawcami usług energetycznych w rozu

mieniu dyrektywy 2012/27/UE działających na rzecz

przedsiębiorstw),

–

pożyczki na warunkach rynkowych ze środków krajowych

(NFOŚiGW), zwanej „pożyczką NFOŚiGW”.

Obligatoryjne jest finansowanie przedsięwzięcia w formie

pożyczki IF FS i pożyczki NFOŚiGW obejmujących łącznie 100%

kosztów kwalifikowanych. Wyjątek stanowią:

–

przedsięwzięcia realizowane w formule project finance, dla

których obligatoryjne jest finansowanie przedsięwzięcia

w formie pożyczki IF FS i pożyczki NFOŚiGW obejmują

cych łącznie 85% kosztów kwalifikowanych; dla pozostałych

15% kosztów kwalifikowanych obowiązuje wymóg udziału

środków własnych odbiorcy ostatecznego wsparcia;

–

przedsięwzięcia, dla których ostatecznym odbiorcą wspar

cia są podmioty będące dostawcami usług energetycznych

w rozumieniu dyrektywy 2012/27/UE, działające na rzecz

przedsiębiorstw;

–

zgodnie z programem priorytetowym „Współfinansowa

nie projektów realizowanych w ramach Programu Fun

dusze Europejskie na infrastrukturę, Klimat, Środowisko

2021–2027 (FEnIKS), Część 1) Poprawa efektywności

energetycznej (wraz z instalacją OZE) w dużych i średnich

przedsiębiorstwach”.

Źródło: NFOŚiGW

Wsparcie poprawy efektywności

energetycznej dużych i średnich

przedsiębiorstw

Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (NFOŚiGW) otworzył nabór wniosków na dofinansowanie inwestycji,

które przyczynią się do poprawy efektywności energetycznej dużych i średnich przedsiębiorstw.

prawo

magazyn fotowoltaika 4/2025

adchodzące zmiany prawne utrudnią rozwój fotowoltaiki

w Polsce. Zgodnie z przepisami o planowaniu przestrzen

nym, które weszły w życie w 2023 r., od 2026 r. instalacje o mocy

powyżej 1 MW będą mogły powstać wyłącznie na podstawie miej

scowych planów zagospodarowania przestrzennego (MPZP). Do

tej pory mogły być realizowane na podstawie decyzji o warunkach

zabudowy (WZ).

Nawet kilka lat czekania na pozwolenie

Według danych portalu OnGeo.pl, pokrycie Polski planami

miejscowymi wynosi zaledwie 32,6 proc. To oznacza, że więk

szość potencjalnych lokalizacji farm fotowoltaicznych pozostanie

niedostępna dla inwestorów do momentu uchwalenia miejsco

wego planu zagospodarowania przestrzennego dla danego terenu.

– Już teraz proces uzyskiwania zgód na wybudowanie farmy foto

woltaicznej jest w Polsce skomplikowany i długotrwały. Po 1 lipca wła

ściciele ziem zainteresowani ich dzierżawą pod instalację będą musieli

uzbroić się w dodatkową cierpliwość – mówi Marta Rogoyska-Wie

czorek, radca prawny Axpo.

– Uchwalenie bądź zmiana planu zagospodarowania zajmuje

od kilkunastu do kilkudziesięciu miesięcy. W najgorszym scenariuszu

– nawet 5 lat. Następnie należy uzyskać decyzję środowiskową, co trwa

kolejne 12–18 miesięcy. Do tego dochodzą jeszcze trudności wynika

jące m.in. z uzyskania warunków przyłączenia do sieci. Teraz więc jest

ostatni moment na rozpoczęcie procesu jeszcze na starych zasadach –

dodaje Rogoyska-Wieczorek.

W związku z reformą planowania przestrzennego proces ubie

gania się o MPZP może być dodatkowo utrudniony. Wszystkie

gminy muszą bowiem do 30 czerwca 2026 r. uchwalić plany ogólne

gminy (POG). To na ich podstawie wydawane są decyzje MPZP.

Wpływ na warunki dzierżawy gruntów

Długoletni okres oczekiwania to nie jedyny problem wyni

kający z wejścia w życie powyższych przepisów. Przedłużające

się procedury administracyjne mogą mieć wpływ na oferowane

warunki dzierżawy gruntów. Firmy mogą być mniej skłonne do

uiszczania opłaty rezerwacyjnej podczas wieloletnich procedur

uzyskiwania MPZP. Proces ten może trwać nawet kilka lat, co

oznacza długie okresy bez dochodów zarówno dla inwestorów, jak

i właścicieli gruntów.

– Do tej pory właściciele gruntów mogli wynegocjować atrakcyjne

warunki, które przewidywały wypłatę opłaty rezerwacyjnej już w fazie

oczekiwania na decyzje administracyjne. Jeżeli zadbali dodatkowo

o prawo do dalszego uprawiania ziemi do momentu rzeczywistego

rozpoczęcia budowy farmy, to mogli czerpać zyski zarówno z opłaty

rezerwacyjnej, jak i uprawy. Niepewność co do daty rozpoczęcia prac

związanych z budową farmy fotowoltaicznej może sprawić, że branża

będzie zmuszona przeanalizować swoje podejście do zawierania umów

przedwstępnych. Zwłaszcza w kontekście ustalania opłat rezerwacyj

nych – komentuje Alicja Piątek, dyrektorka rozwoju projektów

fotowoltaicznych Axpo w Polsce.

Należy jednak pamiętać o kilku istotnych kwestiach. Przede

wszystkim wybudowanie instalacji jest możliwe tylko na ziemiach

klasy IV lub niższej oraz na łąkach lub nieużytkach. Na danym

terenie nie mogą też występować formy ochrony przyrody. Zie

mię dyskwalifikują również stawy, rzeki, drzewa bez możliwości

wycinki, zabudowa w odległości mniejszej niż 100 m i duże róż

nice w wysokościach terenu. Ważna jest także obecność linii ener

getycznych średniego napięcia w niedalekim sąsiedztwie danej

działki.

Źródło: Axpo Polska

Dzierżawa ziemi pod farmy fotowoltaiczne

– zmiany w 2026 r.

Od 1 lipca 2026 r. instalacje fotowoltaiczne o mocy powyżej 1 MW będzie można budować tylko w oparciu o miejscowe plany zago

spodarowania przestrzennego (MPZP). Jedynie jedna trzecia Polski objęta jest obecnie MPZP, a ich uchwalenie trwa od 1 roku do

5 lat. Do tego dochodzą formalności związane z decyzją środowiskową oraz warunkami przyłączenia do sieci. Eksperci wskazują,

że właściciele gruntów mają ostatnią szansę na zabezpieczenie atrakcyjnych warunków dzierżawy ziemi.

prawo

magazyn fotowoltaika 4/2025

ozstrzygnięcia dotyczące wymogów technicznych mają cha

rakter opisowy (np. określenie standardów łączności), dopre

cyzowujący (np. zawężenie lub wybór zakresów operacyjnych,

określenie wielkości referencyjnych) oraz warunkujący (np. zwol

nienie lub narzucenie danego wymogu).

Warto podkreślić, że zaktualizowana wersja dokumentu,

„Wymogi ogólnego stosowania (…) – maj 2025 r.” (WOS 2025),

zatwierdzona decyzją Prezesa URE z dnia 15 maja 2025 r., nie sta

nowi aktualizacji samego Rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631,

lecz realizację wydelegowanej na jego podstawie kompetencji ope

ratora sieci przesyłowej do zmiany szczegółowych rozstrzygnięć

w odniesieniu do zdefiniowanego katalogu wymogów ogólnych.

NC RfG oraz WOS rozpatrywane wspólnie stanowią krajową

podstawę dla procesu potwierdzania zgodności (tzw. Compliance

Scheme) modułów wytwarzania energii (MWE) z kodeksem sieci.

Potwierdzenie zgodności stanowi zobowiązanie właściciela zakładu

wytwarzania energii warunkujące prawo do użytkowania MWE.

Ramy pojęciowe

Moduł wytwarzania energii (rys. 1) stanowi podstawowy

obiekt rozpoznawany w procesie potwierdzania zgodności, dla

tego kluczowe jest przedstawienie jego charakterystyki wynika

jącej z NC RfG oraz metodyki określania jego wpływu na system

elektroenergetyczny.

Poniższa lista cech stanowi opracowanie zharmonizowane

z treścią rozporządzenia oraz przewodników implementacyjnych

Zmiany w wymogach NC RfG

Wymogi ogólnego stosowania wynikające z Rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631, które ustanawia

kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci (NC RfG),

stanowią krajową implementację rozstrzygnięć merytorycznych dotyczących wymogów technicz

nych o charakterze niewyczerpanym na poziomie Rozporządzenia. W maju br. dokument ten został

zaktualizowany.

Szymon Witoszek

dyrektor generalny, PGMEX

Rys. 1. Schemat ideowy modułu wytwarzania energii w zależności od sposobu pracy w systemie EE

prawo

magazyn fotowoltaika 4/2025

(IGD – ang. Implementation Guidance Documents) opracowanych

przez Europejską Sieć Operatorów Elektroenergetycznych Syste

mów Przesyłowych (ENTSO-E):

–

MWE jest obiektem przyłączonym do sieci elektroenerge

tycznej zarządzanej przez właściwego dla miejsca przyłącze

nia operatora systemu (właściwy OS).

–

MWE jest przyłączony do sieci właściwego OS w jednym

punkcie o znanej specyfikacji technicznej, w szczególności

określonym napięciu znamionowym.

–

Parametry eksploatacyjne MWE określane są w relacji do

punktu przyłączenia, a wielkości opisujące bieżące i graniczne

punkty pracy MWE są wielkościami netto.

–

MWE pracuje w paśmie generacji mocy czynnej w relacji do

punktu przyłączenia.

–

Możliwe jest jednoznaczne określenie maksymalnej zdolności

do generacji mocy czynnej netto MWE (Pmax) z uwzględnie

niem uwarunkowań dotyczących:

stabilności i ciągłości maksymalnej generacji,

zakresów

napięcia

częstotliwości

punkcie

przyłączenia,

zapewnienia zdolności wymaganych przy maksymalnej

generacji.

–

Dla każdego MWE możliwe jest określenie sposobu pracy

w systemie:

synchroniczny MWE (SPGM) – niepodzielny zestaw

instalacji, który może wytwarzać energię elektryczną

w taki sposób, że częstotliwość generowanego napię

cia, prędkość wirowania generatora oraz częstotliwość

napięcia sieciowego pozostają w stałej proporcji i są tym

samym zsynchronizowane;

moduł parku energii (PPM) – oznacza jednostkę lub

zestaw jednostek wytwarzających energię elektryczną

(PGU), która(-y) jest przyłączona(-y) do sieci w sposób

niesynchroniczny lub poprzez układy energoelektroniki.

Klasyfikacja istotności MWE uzależniona jest od kombina

cji mocy maksymalnej (Pmax) oraz znamionowego napięcia sieci

w punkcie przyłączenia (Un). Krajowe rozstrzygnięcie tej klasyfika

cji zostało przedstawione w Tabeli 1.

Klasyfikacja istotności pozwala na określenie katalogu wymo

gów technicznych podlegających sprawdzeniu w ramach procesu

potwierdzania zgodności danego MWE przy wykorzystaniu proce

dur opublikowanych przez właściwych OS, w szczególności:

–

procedury testowania modułów wytwarzania energii wraz

z podziałem obowiązków między właścicielem zakładu wytwa

rzania energii a operatorem systemu na potrzeby testów,

–

warunków i procedur wykorzystania certyfikatów w pro

cesie przyłączenia modułów wytwarzania energii do sieci

elektroenergetycznych.

Obie procedury referują do WOS – tym samym aktualizacja

WOS ma wpływ na ich zastosowanie.

Aktualizacja WOS 2025

WOS 2025 mają zastosowanie do modułów wytwarzania ener

gii (MWE) typu B, C i D, dla których warunki przyłączenia zostaną

wydane od 1 grudnia 2025 r. oraz do MWE typu A, dla których

warunki przyłączenia lub zgłoszenie przyłączenia zostanie złożone

po 1 stycznia 2027 r.

Ponadto modyfikowane w sposób istotny (tj. skutkujący zmianą

Tabela 1. Klasyfikacja istotności MWE

Typ modułu

Napięcie w punkcie przyłączenia

Moc maksymalna MWE

Typ A

Un < 110 kV

0,8 kW ≤ Pmax < 200 kW

Typ B

Un < 110 kV

200 kW ≤ Pmax < 10 MW

Typ C

Un < 110 kV

10 MW ≤ Pmax < 75 MW

Typ D

Un < 110 kV

Pmax ≥ 75 MW

Un ≥ 110 kV

dowolna Pmax

Rys. 2 . Konsekwencje zmiany Pref przy pełnej odpowiedzi ΔP/Pmax = 10% dla PPM C i D

s = 4% (FSM i LFSM); Pref FSM = Pmax; Pref LFMS - U = 55% Pmax Pref LFSM – O = 45% Pmax

prawo

magazyn fotowoltaika 4/2025

istotnych cech eksploatacyjnych) MWE typu C i D będą podlegały

WOS 2025, jeżeli zakres modyfikacji powoduje konieczność znacz

nej zmiany umowy przyłączeniowej w rozumieniu art. 4 ust. 1 lit.

a) NC RfG. Dla pozostałych MWE nadal obowiązują WOS 2019.

Należy zwrócić uwagę, że rozstrzygnięcia WOS 2025 doty

czące istotnej modyfikacji odnoszą się do art. 4 NC RfG, a zatem

do przypadku modernizacji tzw. istniejących MWE (tj. nieobjętych

wymogami NC RfG). Zapis dotyczący istotnej modyfikacji należy

jednak traktować szerzej w kontekście tzw. nowych MWE (obję

tych wymogami NC RfG), które mogą być modyfikowane w spo

sób istotny. Intencja objęcia zaktualizowanymi wymogami nowych

MWE nie jest zatem jednoznaczna, należy jednak wziąć pod uwagę

obowiązek powiadomienia właściwego OS o każdej planowanej

modyfikacji MWE mogącej mieć wpływ na jego zgodność (art. 40

NC RfG). W przypadku rozpoznania przez właściwego OS modyfi

kacji jako istotnej, prawdopodobne jest rozstrzygnięcie wskazujące

na objęcie zaktualizowanymi wymogami MWE w odniesieniu do

zakresu modyfikacji. Uznaniowa pozostaje jednak kwestia propor

cjonalności egzekwowania wymogów wobec modyfikacji obejmu

jącej np. wymianę części zespołu urządzeń na nowe lub rozbudowę

zespołu o nowe urządzenia. Co do zasady opis modyfikacji odnie

siony do MWE jako całości powinien odnosić się do zmiany zdol

ności technicznych odniesionych do wielkości netto (np. zmiana

zakresu regulacyjności mocy czynnej, zmiana zakresu regulacyj

ności mocy biernej, zmiana klasyfikacji istotności, zmiana cha

rakterystyki punktu przyłączenia itd.). Nie można jednak wyklu

czyć praktyk związanych z oceną istotności skojarzoną z cechami

wykraczającymi poza opis MWE, np. w odniesieniu do zmian ilo

ściowych oraz charakterystyk urządzeń, sieci i instalacji wchodzą

cych w skład MWE. Wypracowanie jednoznacznych praktyk w tym

zakresie może wymagać dostosowania lub dopracowania procedur

związanych z modernizacją istniejących MWE oraz pozostałymi

przypadkami modyfikacji.

Najważniejsze zmiany w WOS 2025

Zmiany w WOS 2025 względem WOS 2019 mają przede

wszystkim charakter redakcyjny i doprecyzowujący. Opisy zostały

poprawione, uzupełnione lub ujednolicone, dodano interpretacje

graficzne poszczególnych wymogów oraz referencje do dokumen

tów zewnętrznych w zakresie standardów odniesionych do inter

fejsów sterowania, formatów danych oraz protokołów komunika

cyjnych. Większość zmian dotyczy zatem harmonizacji z doku

mentami powstałymi w toku implementacji rozporządzeń Komisji

(UE), np. SO GL oraz EB GL, których celem jest m.in. poprawa ste

rowalności i transparentności funkcjonowania zasobów przyłączo

nych do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego.

Poniżej zostały przytoczone i omówione kluczowe zmiany

wpływające na sposób zapewnienia wymaganych zdolności tech

nicznych w kontekście procesu potwierdzania zgodności poszcze

gólnych typów MWE:

–

Zmiana mocy referencyjnej dla PPM w odniesieniu do try

bów LFSM-O i -U oraz FSM, a także zwiększenie zakresu peł

nej odpowiedzi trybu FSM do 10% ∆P/Pmax.

–

Zaostrzenie wymogów dotyczących zdolności do generacji

mocy biernej dla PPM.

–

Wymiana danych – katalog wymaganych sygnałów w nawią

zaniu do art. 40 ust. 5 SO GL.

Zmiana mocy referencyjnej L(FSM) dla PPM oraz zwięk

szenie zakresu pełnej odpowiedzi do 10% ΔP/Pmax.

Moduły Parku Energii (PPM) są zobowiązane do zapewnie

nia aktywnej odpowiedzi przy zmianie częstotliwości referen

cyjnego sygnału napięciowego (częstotliwości napięcia w sieci)

zgodnie z określonymi parametrami zadanymi dla trzech trybów:

LFSM-O (MWE A, B, C, D), LFSM-U (MWE C i D) oraz FSM

(MWE C i D). Przy wzroście częstotliwości PPM powinien zre

dukować swoją moc wyjściową (lub ograniczyć pasmo generacji),

a przy spadku częstotliwości – zwiększyć swoją moc wyjściową

(lub poszerzyć wcześniej ograniczone pasmo generacji) na podsta

wie wyliczonego sygnału korygującego. W dotychczasowej wersji

WOS 2019 sygnał korygujący był proporcjonalny do mocy maksy

malnej PPM (Pref = Pmax). WOS 2025 dokonał korekty mocy refe

rencyjnej z Pmax na Pact (rzeczywistą moc wyjściową w momencie

aktywacji danego trybu). W konsekwencji tej zmiany konieczne

będzie dostosowanie algorytmów regulacji mocy czynnej w funk

cji zmian częstotliwości dla przypadków różnych Pref w trybach

FSM (Pref = Pact1) i LFSM (Pref = Pact2). Oba tryby muszą działać

Rys. 3. Zdolność do zapewnienia mocy biernej przy oraz poniżej mocy maksymalnej – profil U-Q/Pmax oraz P-Q/Pmax

Q / Pmax

Profil P-Q/Pmax modułu parku energii typu B

Profil U-Q/Pmax dla Un < 110 kV

Profil U-Q/Pmax modułu parku energii dla Un < 110 kV

prawo

magazyn fotowoltaika 4/2025

niezależnie i generować własny sygnał korygujący, przy czym rze

czywista odpowiedź PPM znacznie częściej może wymagać super

pozycji obu sygnałów niezależnie od uzgodnionych nastaw staty

zmu. Zmiana jest mniej kłopotliwa dla najmniejszych PPM (typu

A i B – wyłącznie wymóg LFSM-O), gdzie zdolność potwierdzona

może zostać na podstawie odpowiedniego certyfikatu sprzętu (zak

tualizowanego). Dla PPM C i D konsekwencje zmiany Pref przy peł

nej odpowiedzi ΔP/Pmax = 10% zostały przedstawione na przykła

dowej grafice - rys. 2 (FSM bez strefy martwej).

Sygnał korygujący najpierw aktywowany jest dla trybu FSM

(bez strefy martwej). W przedstawionym przykładzie moc wyj

ściowa MWE w momencie aktywacji trybu FSM wynosi 50% Pmax,

tym samym pełna odpowiedź ΔP/Pmax = 10% nie jest osiągnięta

przed aktywacją trybów LFSM (Δf1=200 mHz). Tryb LFSM jest

aktywowany dla innej Pref, której wartość jest ograniczona od góry

sygnałem korygującym trybu FSM (|ΔP| = 5%). Oba tryby przesy

łają sygnał korygujący niezależnie – odpowiedź ΔP stanowi super

pozycję obu sygnałów. Skutkuje to asymetrią pełnej odpowiedzi,

zależną od odchyłki częstotliwości (w górę lub w dół).

Podsumowując, zmiana ma charakter złagodzenia wymogu

w odniesieniu do udziału PPM w stabilizacji częstotliwości, ale

istotnie podnosi stopień skomplikowania implementacji algorytmu

sterowania dla PPM C i D, wymusza bowiem konieczność aktu

alizowania charakterystyki korygującej dla chwilowych wielkości

mocy wyjściowej (tzw. pływająca referencja).

Zaostrzenie wymogów dla PPM w zakresie zdolności do

generacji mocy biernej

Na tle WOS 2019 aktualizacja WOS 2025 wprowadza zaostrze

nie wymogów w odniesieniu do zdolności do generacji mocy bier

nej dla PPM B oraz C. Zdolność do zapewnienia mocy biernej przy

mocy maksymalnej została uzupełniona o parametr napięciowy

i przedstawiona graficznie – profil U-Q/Pmax na rys. 3.

W konsekwencji PPM musi bez zmiany mocy maksymalnej

dostarczyć moc bierną netto (w punkcie przyłączenia) wynika

jącą z tgφ=±0,33 (Qnetto = 33% Pmax) dla znacznej rozpiętości strat

biernych wprowadzanych przez układ wyprowadzenia mocy (linie

kablowe, transformatory) w skrajnych warunkach napięciowych

(Un ±10%). Tym samym nowo projektowane PPM typu B i C (oraz

modernizowane C) będą musiały przewidzieć dodatkowe rezerwy

zdolności do generacji mocy biernej brutto, które umożliwią pokry

cie tych strat. Wspomniane rezerwy należy rozumieć jako ograni

czenie dopuszczalnego zakresu generacji mocy czynnej wzglę

dem mocy pozornej (P/Snom < 1) przekształtników energoelek

tronicznych, wynikający z ich charakterystyki P/S-Q(U). Alter

natywnie dodatkowe zdolności można zapewnić poprzez instala

cję dedykowanych komponentów – w szczególności kompensato

rów energoelektronicznych oraz baterii kondensatorów i/lub dła

wików. Zaostrzenie wymogu będzie skutkowało wzrostem kosz

tów związanych z zapewnieniem zgodności, szczególnie dotkliwym

dla PPM typu B i C zlokalizowanych w dużej odległości od punktu

przyłączenia.

Zaostrzenie wymogów w odniesieniu do zdolności do generacji

mocy biernej poniżej mocy maksymalnej (profil P-Q/Pmax) jest zde

cydowanie bardziej neutralne i możliwe do spełnienia przez więk

szość nowych modułów parku energii bez konieczności zapewnie

nia dużych rezerw brutto. Warto zauważyć, że wymóg wskazuje

również na obowiązek zapewnienia zdolności do samokompensacji

PPM przy braku generacji, którego praktyczna realizacja wymaga

aktywnej regulacji mocy biernej w odniesieniu do pomiaru wielko

ści netto; tym samym konieczne jest, aby PPM zapewnił sobie moż

liwości odczytu tych wielkości w miejscu przyłączenia.

Podsumowując, zmiana wymogów może skutkować koniecz

nością wykonania wewnętrznych analiz (np. symulacyjnych) na

potrzeby obliczeń niezbędnych rezerw mocy biernej brutto w skraj

nych warunkach napięciowych. Wzrost kosztów dla najmniejszych

PPM B może istotnie wpływać na okres zwrotu inwestycji. Zapew

nienie dodatkowych zdolności do generacji mocy biernej nie jest

tożsame z obowiązkiem nieodpłatnego świadczenia usług w zakre

sie regulacji napięcia na rzecz właściwego OS, ale bywa tak inter

pretowane przez OSD, tym samym potencjalne strumienie przy

chodowe powiązane z usługą interwencyjnej regulacji mocy bier

nej będą ograniczone do zakresów regulacji Q wykraczających poza

profil wymagany.

Wymiana danych

Rozporządzenie SO GL nakłada na operatorów systemów obo

wiązek określenia metodyki oraz zakresu wymiany danych struktu

ralnych, planistycznych oraz danych czasu rzeczywistego. W Polsce

zrealizowano go poprzez wdrożenie dokumentu „Zakres wymie

nianych danych dla potrzeb planowania pracy i prowadzenia ruchu

KSE”, opracowanego na podstawie art. 40 ust. 5 SO GL. WOS 2025

odsyłają do tego dokumentu, czyniąc z niego główne źródło wyma

gań informacyjnych wobec MWE typów B, C i D.

Skutkuje to trwałym rozszerzeniem obowiązków informacyj

nych wobec właścicieli zakładów wytwarzania energii (WZWE)

oraz OSD, dotkliwym w szczególności dla sektora mniejszych

MWE typu B (0,2–1,0 MW). Przekazanie danych strukturalnych

(pomijając zasadność oczekiwanego poziomu ich szczegółowości)

stanowi niewielkie obciążenie formalne. W przypadku danych pla

nistycznych i danych czasu rzeczywistego przekazywanych bezpo

średnio lub pośrednio – poprzez systemy i portale OSD – koszty

realizacji tych obowiązków poprzez integrację systemów sterowa

nia i nadzoru zostaną przeniesione na właścicieli ZWE.

Otwartą kwestią pozostaje również sposób weryfikacji zgod

ności tak zdefiniowanych wymogów. Prawdopodobną konsekwen

cją tej aktualizacji będzie uzupełnienie załączników składanych

w ramach PGMD (dokumentu modułu wytwarzania energii) o for

mularze zawierające dane strukturalne oraz oświadczenia związane

z przekazywaniem danych planistycznych. Weryfikacja wymiany

danych czasu rzeczywistego powiązana będzie z rozszerzonym

sprawdzeniem systemów telemechaniki oraz standaryzacją kata

logu sygnałów wymaganych przez OSD.

Podsumowując, jednoznaczne określenie standardu wymiany

danych pomiędzy właściwymi operatorami systemów oraz obiek

tami przyłączonymi do ich sieci przedstawia uzasadniony inte

res Operatora Sieci Przesyłowej związany z planowaniem i moni

torowaniem Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Pewne

zastrzeżenie może budzić metodyka zorientowana na przekazywa

nie danych według kryterium źródła energii pierwotnej, która skut

kuje powoływaniem tworów pozakodeksowych w rodzaju PPM

typu FW lub PPM typu PV, a także danych dotyczących wewnętrz

nych urządzeń MWE (np. falowników lub turbin), które z powo

dzeniem można zastąpić zunifikowanymi parametrami dotyczą

cymi bieżącej dyspozycyjności całego obiektu – MWE.

magazyn fotowoltaika 4/2025

technologie

2025 roku zjawisko ujemnych i niskich cen energii elek

trycznej na polskim Rynku Dnia Następnego (RDN) stało

się nie tylko codziennością, ale i katalizatorem zmian w transfor

macji energetycznej. Według danych Polskich Sieci Elektroener

getycznych (PSE), od stycznia do lipca 2025 r. zarejestrowano aż

1096 piętnastominutowych okresów z ujemnymi cenami, co prze

wyższa cały wynik z 2024 r. (poniżej 1000 okresów). Urząd Regu

lacji Energetyki (URE) podaje, że w I połowie roku odnotowano

251 godzin z cenami poniżej zera, w porównaniu do 186 godzin

w całym poprzednim roku.

Rekordowo niska cena na fixingu pierwszym Towarowej

Giełdy Energii (TGE) wyniosła 500 zł/MWh w dniu 13 kwiet

nia 2025 r., a na rynku bilansującym nawet -36 932,50 zł/MWh

dnia 30 lipca b.r., co wynikało z integracji z europejskim systemem

PICASSO i nagłych nadwyżek z OZE. Te fluktuacje, napędzane

przez dynamiczny wzrost produkcji z fotowoltaiki i wiatru, powo

dują, że w godzinach szczytowej generacji (południe latem lub

wietrzne weekendy) podaż przewyższa popyt, zmuszając wytwór

ców do wyłączania swoich źródeł wytwórczych. Dla deweloperów

OZE oznacza to straty.

Rozwiązaniem tego problemu może być zastosowanie maga

zynów energii (BESS), ze szczególnym uwzględnieniem falow

nika 800 V po stronie prądu przemiennego (AC). Ta zintegro

wana platforma magazynowania energii, oparta na konteneryzo

wanych modułach, umożliwia bezpośrednie połączenie z instala

cjami PV i wiatrowymi bez potrzeby stosowania transformatorów,

co w ogromnym stopniu zwiększa integrację BESS z istniejącymi

OZE.

BESS 800 V to kompleksowe rozwiązanie, które łączy inwer

ter (PCS), system zarządzania energią (EMS) i zaawansowane

algorytmy AI, dostosowane do polskich realiów regulacyjnych,

takich jak Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnych

(IRiESD) oraz wytyczne Polskich Sieci Elektroenergetycznych

(PSE).

Technologia BESS 800 V – na czym polega?

Technologia BESS 800 V opiera się na wysokonapięciowych

modułach litowo-żelazowo-fosforanowych (LFP), które zapew

niają gęstość energii na poziomie 175–185 Wh na kilogram wagi

(370–395 Wh/L), z możliwością skalowania do kontenerów

2- oraz 4-godzinowych o parametrach 1 MW/2 MWh (2 h, 0,5 °C),

1 MW/4 MWh (4 h, 0,25 °C). Kluczową innowacją jest eliminacja

transformatora separującego, co pozwala na bezpośrednią pracę

na magistrali AC o napięciu 800 V, bezpośrednio kompatybilnej

z inwerterami PV i wiatrowymi. To rozwiązanie redukuje liczbę

konwersji AC/DC, minimalizując straty energetyczne do mniej niż

3% i zwiększając efektywność cyklu (tzw. round-trip) do 92%.

System składa się z trzech głównych komponentów:

–

moduły bateryjne: chłodzone cieczą z precyzyjną kontrolą

temperatury (<3 °C różnicy), oferujące ponad 8000 cykli

ładowania (do 10 000 w modelach premium) i żywotność

15–20 lat. Zintegrowany system zarządzania bateriami (ang.

Battery Management System – BMS) z multi-point monitorin

giem wykrywa anomalie w czasie rzeczywistym;

–

inwerter PCS: z regulowanym czynnikiem mocy (induk

cyjnym do pojemnościowego) i wsparciem dla STATCOM

(kompensacja mocy biernej). Czas odpowiedzi poniżej 100

ms umożliwia korzystanie z usług pomocniczych (ang. ancil

lary services) takich jak FCR (ang. Frequency Containment

Reserve);

–

EMS i komunikacja: hybrydowy system (offline/online)

z prognozowaniem produkcji OZE, optymalizacją SOC

BESS 800 V – zintegrowana platforma

magazynowania energii

Paweł Jamrożek

Patryk Rakowski

www.800v.pl

Dynamiczny rozwój odnawialnych źródeł energii (OZE) w Polsce przekłada się na wzrost mocy

zainstalowanych. Moc instalacji fotowoltaicznych przekroczyła 20 GW, a farmy wiatrowe lądowe

osiągnęły blisko 9 GW na koniec ubiegłego roku (2024). Wyzwaniem stały się zarówno niestabil

ność produkcji energii wynikająca ze zmienności warunków pogodowych, jak i niespotykane waha

nia cen energii z OZE.

magazyn fotowoltaika 4/2025

technologie

(ang. State of Charge) i integracją IEC 61850. Wspiera API

dla agregatorów, telemetrię poniżej 10 s i jest zgodny ze

SCADA.

W kontekście krajowym 800 V BESS spełnia wymagania

Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycz

nej (PTPiREE) i operatorów dystrybucyjnych, w tym LVRT/

HVRT (ang. Low/High Voltage Ride Through) oraz Q(U) – regula

cję mocy biernej w zależności od napięcia. Przykładowo, wariant

1 MW/2 MWh 800 V jest modułowy, co pozwala na instalację

w ciągu jednego dnia na istniejących farmach bez potrzeby rozbu

dowy infrastruktury GPZ i/lub GPO.

Możliwe zastosowania 800 V BESS w instalacjach

OZE

Rozwiązanie 800 V BESS znajduje szerokie zastosowanie

w ekosystemie OZE, szczególnie w Polsce, gdzie szybki wzrost PV

(z 1,3 GW w 2019 r. do ponad 20 GW w 2025 r.) i wiatru lądowego

(ok. 9 GW) generuje wyzwania z ograniczaniem produkcji i fluktu

acjami. Na rynku funkcjonuje kilka wariantów możliwych wdrożeń.

Farmy fotowoltaiczne (PV)

W instalacjach solarnych 800 V BESS służy do tzw. time

-shiftingu – przesuwania produkcji z godziny szczytowej (połu

dnie) na zapotrzebowanie wieczorne (np. między godziną 17:00

a 21:00), co zwiększa wartość energii o 20–40% w warunkach

ujemnych cen na Rynku Dnia Następnego (RDN). Przykładowo,

na farmie 10 MW, system 5 MWh może wygładzić profile mocy,

redukując szybkość zmian mocy (tzw. ramp rate) i unikając opłat

za ograniczenia sieciowe. Zgodność z IRiESD umożliwia regula

cję Q(U), stabilizując napięcie w sieci dystrybucyjnej.

Farmy wiatrowe

W odniesieniu do farm wiatrowych 800 V BESS redu

kuje ramping rate zgodnie z rozporządzeniem Network Code

magazyn fotowoltaika 4/2025

technologie

Requirements for Grid Connection (NC RfG), minimalizując

ograniczenie produkcji o 30–50%. Funkcja STATCOM kompen

suje moc bierną, a EMS unika strat energii (odzysk zmarnowa

nej mocy). W hybrydowych farmach wiatrowo-fotowoltaicznych

wspólna magistrala DC 800 V zwiększa współczynnik wykorzy

stania połączenia do 60%, np. w projektach, w których BESS inte

gruje istniejącą farmę PV z nowymi magazynami w celu wprowa

dzenia usług bilansujących.

Projekty hybrydowe i agregacja

Najlepsze efekty następują, kiedy łączymy panele słoneczne,

wiatraki i magazyn energii w jeden większy zespół. W takich

hybrydach (PV + wiatr + BESS) rozwiązanie 800 V eliminuje

redundancje konwersji, obniżając nakłady inwestycyjne CAPEX

o 15–25%. Pojedynczy punkt połączenia optymalizuje sterowa

nie, umożliwiając udział w rynkach, takich jak: rynek mocy, auto

matyczna rezerwa odbudowy częstotliwości (aFRR) oraz rynek

bilansujący. W Polsce do 2030 r. ma powstać kilka tysięcy mega

watów takich hybrydowych farm, w których może zostać zastoso

wany magazyn 800 V.

Inne zastosowania 800 V BESS to:

–

peak shaving: redukcja obciążeń GPZ, optymalizacja kosz

tów przyłączeniowych;

–

usługi systemowe: stabilizacja częstotliwości, backup dla

krytycznej infrastruktury.

Korzyści dla środowiska i portfela inwestora

Wdrożenie 800 V BESS generuje wielowymiarowe korzy

ści, potwierdzone danymi 800volt.pl i analizami rynkowymi (np.

BloombergNEF).

Korzyści środowiskowe z zastosowania tej technologii to:

–

integracja OZE: BESS zwiększa penetrację OZE o 20–30%,

redukując emisje CO2 o 1–2 t/MWh zmagazynowanej ener

gii (w porównaniu do węgla);

–

stabilność sieci: czas reakcji <100 ms wspiera PSE w bilan

sowaniu, ograniczając blackouty. W Polsce, z udziałem OZE

>40% w 2025 r., BESS zapobiega generowaniu tzw. śmiecio

wej energii z nadpodaży;

–

bezpieczeństwo: AI-based fire protection (zgodne IEC

62619), chłodzenie cieczą i uziemienie minimalizują ryzyka

pożaru/porażenia.

Oszczędności uzyskiwane dzięki BESS to:

–

CAPEX: brak transformatora i mniejsza powierzchnia

obniżają koszty o 15–25% w hybrydach. Dla 10 MW PV

instalacja BESS 5 MWh kosztuje ok. 1,5–2 mln euro, z ROI

poniżej 5 lat dzięki time-shiftingowi (wzrost wartości ener

gii o 20–40%).

–

OPEX: niższe straty (efektywność PCS >98%), dłuższa

żywotność (15–20 lat) i zdalne EMS redukują utrzymanie

o 20–30%. Udział w CM i RDN generuje dodatkowe przy

chody: np. 50–100 tys. euro/MW rocznie z usług ancillary.

–

Optymalizacja: peak shaving pozwala uniknąć opłat za prze

kroczenia mocy przyłączeniowej (do 10% oszczędności).

Podsumowanie

Rozwiązanie 800 V BESS umożliwia optymalizację strumieni

przychodów i kosztów oraz pełne wykorzystanie potencjału OZE

w ramach już istniejących instalacji.

Magazyn energii 800 V pozwala przenosić nadpodaż produk

cji energii elektrycznej z OZE – z godzin południowych i okre

sów wietrznych w nocy na wieczory. Właśnie wtedy energia

elektryczna jest najbardziej opłacalna do odsprzedaży. Ponadto

każdy magazyn energii wygładza skoki mocy i pozwala zarabiać

na kilku rynkach naraz – dzięki temu cała inwestycja w panele

PV lub wiatraki staje się o 20–40% bardziej opłacalna. Takie

magazyny energii mogą wpłynąć na osiągnięcie przez Pol

skę założonych celów klimatycznych. Wraz z zastosowaniem

800 V BESS wielkoskalowe projekty zyskują szansę na szybki

zwrot inwestycji, a użytkownicy sieci mogą liczyć na ochronę

przed blackoutami.

reportaż

magazyn fotowoltaika 4/2025

– Jeżeli nie wykorzystamy obecnego czasu wielkich inwestycji

w infrastrukturę energetyczną, w tym w magazyny energii, oraz nie zbu

dujemy teraz siły gospodarczej polskich przedsiębiorstw, to kiedy to zro

bimy? – pytała podczas sesji otwierającej Kongres Barbara Adam

ska, prezes Zarządu PSME, definiując misję Stowarzyszenia jako

znacznie szerszą niż sam rozwój magazynów. – To budowa całego

przemysłu bateryjnego i magazynowania energii – od produkcji kom

ponentów po integrację magazynu z siecią, czyli pełny łańcuch warto

ści, który zapewni w Polsce miejsca pracy, bezpieczeństwo energetyczne

i trwały wzrost gospodarczy – powiedziała prezes Adamska.

Jak podkreśliła, wydarzenie doskonale pokazało, jak różne ele

menty współtworzą siłę rozwijającej się branży. – Poranne, mery

toryczne dyskusje programowe oraz wieczorne, bardziej swobodne roz

mowy podczas Gali dopełniły się nawzajem, ukazując pełne spektrum

procesów budujących sektor magazynowania energii. Z jednej strony

była to intensywna praca nad regulacjami, rynkiem i technologią, z dru

giej – budowanie relacji, zaufania i partnerstw oraz docenienie osób

i firm tworzących rozwój całego ekosystemu. To synergia, która stanowi

fundament formującej się branży – podkreśliła Barbara Adamska.

Obecnie PSME zrzesza już 100 firm reprezentujących cały

łańcuch wartości, co pozwala wypracowywać rozwiązania odpo

wiadające realnym potrzebom rynku. To szerokie spektrum gło

sów jest jednym z największych atutów organizacji.

Gala Jubileuszowa i pierwsze Laury

Magazynowania Energii PSME

Kulminacyjnym wydarzeniem Kongresu była Gala Jubile

uszowa PSME, podczas której wręczone zostały pierwsze w histo

rii Laury Magazynowania Energii PSME. Uhonorowano nimi

firmy i osoby, które w sposób szczególny przyczyniają się do

Branża magazynowania energii w Polsce

nabiera rozpędu – V Kongres PSME

W dniach 13–14 listopada 2025 r. odbył się V Kongres Polskiego Stowarzyszenia Magazynowania Energii (PSME). Podczas wyda

rzenia przedstawiciele administracji, biznesu i nauki zgodnie podkreślali: to właśnie teraz otwiera się przed nami okno możliwości,

które może zdecydować o pozycji Polski na globalnym rynku technologii energetycznych. Kulminacyjnym wydarzeniem Kongresu

była Gala PSME, podczas której wręczone zostały pierwsze Laury Magazynowania Energii PSME.

reportaż

magazyn fotowoltaika 4/2025

rozwoju technologii, rynku i ekosystemu magazynowania energii

w Polsce. Statuetki w poszczególnych kategoriach trafiły do:

–

Andrzeja Jeżewskiego, właściciela firmy Promet-Plast – Laur

Magazynowania Energii PSME w kategorii „Całokształt

działalności”,

–

Respect Energy – Laur Magazynowania Energii PSME

w kategorii „Lider branży”,

–

Elsta Sp. z o.o. – Laur Magazynowania Energii PSME w kate

gorii „Local Content Hero”,

–

Energix Polska i Axpo Polska – Laur Magazynowania Energii

PSME w kategorii „Projekt roku”,

–

CommVolt Sp. z o.o. – Laur Magazynowania Energii PSME

w kategorii „Wschodząca gwiazda”.

Atmosfera uroczystej gali, pełnej partnerskich rozmów,

potwierdziła, że branża nie tylko dynamicznie rośnie, lecz zaczyna

tworzyć środowisko z własnymi tradycjami.

Rozmowy o przyszłości branży i planowane

działania

Podczas Kongresu dyskusje wykraczały daleko poza diagnozę

obecnej sytuacji. Uczestnicy koncentrowali się przede wszyst

kim na konkretnych działaniach i kolejnych krokach, jakie branża

powinna podjąć zarówno w najbliższym czasie, jak i w długofalo

wej perspektywie rozwoju rynku.

W Europie w ubiegłym roku zainstalowano ponad 20 GWh

bateryjnych magazynów energii, a w 2025 r. wartość ta wyniesie

około 30 GWh. Na koniec dekady będzie to już blisko 120 GWh

rocznie. Polskie prognozy są równie ambitne – zgodnie z Planem

Rozwoju Sieci PSE, do 2034 r. w systemie znajdzie się co najmniej

15 GW magazynów energii.

Polska jako drugi na świecie i największy w Europie produ

cent baterii startuje z silnej pozycji. Jednak, jak podkreśliła Bar

bara Adamska, to miejsce nie jest dane raz na zawsze. Utrzymanie

go wymaga zdecydowanych działań wspierających rozwój krajo

wego przemysłu bateryjnego i magazynowania energii.

Podczas Kongresu branża apelowała o uznanie przemysłu

bateryjnego za sektor strategiczny i energochłonny.

Jednym z działań, zwieńczonym sukcesem, a szeroko dysku

towanym podczas Kongresu, jest nowelizacja Prawa budowla

nego przyjęta w Sejmie niemal jednomyślnie (436 głosów „za”,

1 „przeciw”). To efekt miesięcy intensywnej pracy PSME i dia

logu z przedstawicielami Ministerstwa Rozwoju i Technologii

oraz Komendy Głównej Państwowej Straży Pożarnej.

Nowe progi dla konieczności uzyskania pozwolenia na

budowę magazynów energii – 300 kWh w budynkach i 2000 kW

poza nimi – to ogromna zmiana wobec pierwotnej propozycji

rządu wynoszącej 20 kWh.

– Kształt przyjętej przez Sejm regulacji jest miarą merytorycznej

pracy całej branży oraz dowodem, że dialog przynosi wymierne efekty –

podkreśla Barbara Adamska.

Polskie Stowarzyszenie Magazynowania Energii PSME (Polish Energy Storage Association) to wiodąca organizacja

branżowa magazynowania energii i przemysłu bateryjnego w Polsce. Skupia podmioty działające w sektorze magazynowania

energii oraz bateryjnym: producentów, integratorów, deweloperów, inwestorów, firmy wykonawcze, EPC, firmy recyclingowe

oraz jednostki badawcze i naukowe. Uczestniczy w pracach legislacyjnych oraz w kształtowaniu działań pozalegislacyjnych,

prowadzi działalność edukacyjno-informacyjną oraz promuje standardy bezpieczeństwa użytkowania magazynów energii,

z uwzględnieniem bezpieczeństwa prawnego, technicznego i ekonomicznego.

magazyn fotowoltaika 4/2025

rynek

rynek-nowości

nowości

Nowa wersja oprogramowania do falowników

Solplanet udostępnił nową wersję oprogramowania do falowników serii T2/T3.

Umożliwia ona łatwą i efektywną rozbudowę każdej istniejącej instalacji fotowol-

taicznej. Dzięki zaawansowanej technologii AC Coupling właściciele systemów opar

tych na standardowych falownikach on-grid wszystkich producentów mogą w pro

sty sposób dodać magazyn energii i zyskać większą niezależność energetyczną.

AC Coupling pozwala na dodanie falownika hybrydowego i magazynu energii

po stronie prądu przemiennego (AC). Dzięki temu właściciele instalacji nie muszą

wymieniać swojego falownika on-grid ani prowadzić nowych kabli DC.

Zainstalowany falownik on-grid kontynuuje swoją pracę, przekształcając prąd stały

z paneli na prąd przemienny. Nowy falownik hybrydowy Solplanet monitoruje prze

pływy energii w sieci domowej. W przypadku nadwyżki produkcji energii pobiera

ją i ładuje magazyn energii. Gdy produk

cja spada, falownik hybrydowy korzy

sta ze zmagazynowanej energii i zasila

domowe

urządzenia.

Rozwiązanie

AC Coupling działa z falownikami

on-grid każdej marki. Instalacja z maga

zynem energii umożliwia wykorzysta

nie wyprodukowanej energii w godzi

nach wieczornych i nocnych, co znacz

nie zmniejsza rachunki za prąd, a maga

zyn energii zapewnia zasilanie w przy

padku awarii sieci.

SOLPLANET

Modułowy system magazynowania energii

EFT Energy Solutions wprowadza na rynek Industrial Flex, modułowy system maga

zynowania energii C&I. Elastyczne rozwiązanie modułowe zbudowane jest z dwóch

standardowych bloków: modułów akumulatorowych BYD MC Cube oraz zintegro

wanej szafy sterowniczej ICC (ang. Integrated Control Cabinet) mieszczącej system

PCS (ang. Power Conversion System), sterowanych przez wewnętrzny system EMS

(ang. Energy Management System). Zarówno ICC, jak i EMS zostały opracowane

przez EFT Energy Solutions.

Dzięki modułowej konstrukcji system może obsługiwać aplikacje o mocy od

501 kWh / 250 kW do 2004 kWh / 576 kW. Jeden system może zawierać od jednego

do czterech modułów MC Cube, a szafa ICC może pomieścić do czterech jednostek

PCS o mocy 144 kW z jednym systemem EMS. System jest skalowalny poprzez połą

czenie równoległe po stronie prądu przemiennego. Możliwa jest dowolna kombina

cja z maksymalnym współczynnikiem C wynoszącym 0,5 C (1 MW na każde 2 MWh).

Klienci mogą wybrać potrzebną pojemność akumulatorów i PCS, zyskując system

przyszłościowy, ponieważ pojemność można później rozbudować.

Standaryzowane komponenty redukują złożoność instalacji na miejscu – nie

jest wymagany montaż modułów wewnętrznych. Każda jednostka jest wstęp

nie skonfigurowana i gotowa do integracji. Umożliwia to szybką i bezproblemową

instalację dzięki podejściu plug-an

d-play, znanemu wyłącznie z syste

mów domowych. Standardowa wer

sja umożliwia realizację najczęstszych

zastosowań C&I.

Moduły MC Cube posiadają również

wielopoziomową ochronę akumulato

rów BYD.

EFT ENERGY

Zintegrowane rozwiązanie do magazynowania energi

Trina Storage wprowadziła na rynek Elementa Electra, rozwiązanie do magazy

nowania energii typu battery-to-grid, przeznaczone do zastosowań w zakresie

energii odnawialnej i magazynowania na dużą skalę.

Dzięki połączeniu kontenerowego magazynu energii o długim czasie pracy ze

zintegrowanym modułem konwersji mocy po stronie prądu przemiennego,

Elementa Electra zapewnia wysoką gęstość energii, długi cykl życia, zoptyma

lizowaną konstrukcję po stronie DC oraz funkcję grid forming po stronie AC

w postaci zintegrowanej, gotowej do wdrożenia platformy zoptymalizowanej

pod kątem wartości operacyjnej.

System został zaprojektowany z wykorzystaniem wytrzymałej architektury ste

rowania, która zwiększa stabilność działania i długoterminową wydajność

całego systemu. Kompleksowa autodiagnostyka i dynamiczna, wielopozio

mowa ochrona przed usterkami zapewniają bezpieczniejsze działanie systemu,

a zaawansowane wykrywanie izolacji pozwala utrzymać stabilność w zmienia

jących się warunkach sieciowych. Dzięki płynnym przejściom między trybami

pracy Elementa Electra zapewnia dużą elastyczność działania oraz stałą, nieza

wodną wydajność.

Trina Storage dostarcza przetestowane fabrycznie, wstępnie uruchomione sys

temy, które ograniczają prace na miejscu i przyspieszają wdrożenie. Elementa

Electra jest zoptymalizowana pod kątem transportu całych jednostek, co znacz

nie obniża koszty logistyczne. Kompaktowy układ stacji typu side-by-side/

back-to-back zmniejsza wymaganą powierzchnię terenu nawet o 52%,

a wstępne uruchomienie w fabryce zmniejsza czas uruchomienia na miejscu

o ponad 50%, skracając całkowity cykl dostawy o ponad 30%, co pomaga klien

tom w szybszym podłączeniu do sieci i szybszym uzyskaniu przychodów.

Firma stworzyła kompleksową sieć serwisową, zapewniającą dostosowane do

indywidualnych potrzeb usługi obejmujące cały cykl życia produktu, od kon

sultacji i projektowania, po instalację, eksploatację i konserwację. W połączeniu

z systemem monitorowania usterek opartym na sztucznej inteligencji umożliwia

całodobowe ostrzeganie o ryzyku oraz cyfrowe, inteligentne wsparcie posprze

dażowe oparte na współpracy.

Elementa Electra przechodzi kompleksowe procesy certyfikacyjne, aby spełnić

wymagania dotyczące cyberbezpieczeństwa i podłączenia do sieci energetycz

nej na głównych rynkach, w tym zgodność z wiodącymi europejskimi przepi

sami dotyczącymi bezpieczeństwa sieci i wymiany danych. System zaprojekto

wany z myślą o globalnym wdrożeniu, spełnia standardy techniczne i standardy

połączeń sieciowych różnych regionów.

Rozwiązanie Elementa Electra umożliwia realizację projektu pod klucz w ciągu

80 dni i obsługuje długoterminowe umowy serwisowe (LTSA) z gwarancjami do

20 lat.

TRINA STORAGE

magazyn fotowoltaika 4/2025

rynek

rynek-nowości

nowości

Moduł klasy premium

DMEGC Solar wprowadził całkowicie czarny moduł opracowany z myślą o szybko

rosnącym polskim rynku dachowym.

G12RT G48HBB to monofacjalny moduł N-type z podwójną szybą, zaprojektowany

dla segmentu mieszkaniowego i do małych instalacji komercyjnych. Łączy wysoką

moc z estetyką uzyskaną dzięki technologii Advanced Black Technology, co ułatwia

integrację z nowoczesną architekturą. Konstrukcja N-type zapewnia wysokie uzyski

energii, wspierając optymalizację kosztu energii w instalacjach o ograniczonej prze

strzeni.

Najważniejsze parametry: 465 Wp, sprawność 23,3 proc., monofacjalny N-type,

96 ogniw TOC, współczynnik temperaturowy -0,29 proc./°C.

Polskie warunki klimatyczne wymagają odporności mechanicznej. Moduł sprostał

tym wymogom dzięki podwójnej szybie i wysokim wartościom obciążeń testowych,

dzięki czemu zapewnia niezawodność w regionach narażonych na śnieg i silny wiatr.

Parametry mechaniczne: 1762 × 1134 mm, 24 kg, podwójna szyba 2 × 2 mm, testy

obciążeniowe 5400 i 2400 Pa.

Moduł oferuje również odporność na zanieczyszczenia środowiskowe i komplek

sowe warunki gwarancyjne: 30 lat gwaran

cji mocy i 25 lat gwarancji produktowej, co

wspiera kalkulacje finansowe w systemie

net-billingu. Konstrukcja wolna od PFAS,

niskoemisyjna i nadająca się do recyklingu

spełnia nowe europejskie wymagania

w zakresie zrównoważonego rozwoju.

Dzięki napięciu systemowemu 1500 V i złą

czom Stäubli moduł zapewnia wysoki

poziom bezpieczeństwa i elastyczności

instalacyjnej, pozycjonując G12RT G48HBB

jako rozwiązanie gotowe na przyszłość pol

skiego rynku dachowego.

DMEGC SOLAR

Zaawansowane rozwiązanie średniego napięcia

Firma SMA Solar Technology rozszerza swoją ofertę w zakresie dużych magazynów

energii (BESS) i projektów fotowoltaicznych w Europie Środkowej o Medium Voltage

Power Station-9200 w konfiguracji 40-stopowej. To zaawansowane rozwiązanie śred

niego napięcia zapewnia podwójną moc w kompaktowej obudowie typu skid.

Nowe rozwiązanie systemowe integruje dwa wysokowydajne falowniki, dwa trans

formatory i jedną rozdzielnicę średniego napięcia w kompaktowym kontenerze. Taki

zestaw zapewnia wykonawcom EPC i deweloperom projektów podwójną moc w jed

nym gotowym do użycia urządzeniu, co upraszcza budowę elektrowni BESS i elek

trowni fotowoltaicznych.

Opracowanie i produkcja tego rozwiązania systemowego opierają się na strategicz

nej współpracy SMA z firmą CEP, która wnosi dodatkową wiedzę techniczną w zakre

sie komponentów średniego napięcia.

Rozwiązanie dla PV i BESS umożliwia pracę pod napięciem 1500 V DC. Jego redun

dantna konstrukcja przekłada się na wysoką dostępność systemu, co przyczynia się

do obniżenia kosztów operacyjnych (OPEX) i pomaga ustabilizować przychody z pro

jektu. Falowniki Sunny Central UP są wykorzystywane w zastosowaniach fotowol-

taicznych, natomiast falowniki Sunny Central Storage UP lub UP-S są stosowane w pro

jektach BESS. Wyposażony w technologię SiC MOSFET falownik UP-S może zmniej

szyć straty energii i przyczynić się do obniżenia długoterminowych kosztów operacyj

nych (OPEX).

Nowy 40-stopowy MVPS jest dostępny w klasach mocy od MVPS-5860 do MVPS-9200.

SMA

PROSUMENT

dodatek do „Magazynu Fotowoltaika”

7 edycja

2025

PRZEPISY • FINANSOWANIE • INSTALACJE

magazyn

fotowoltaika

Bezpłatny dodatek dla prenumeratorów

„Magazynu Fotowoltaika”

ZAPRENUMERUJ

www.magazynfotowoltaika.pl

PORADNIK

PROSUMENTA

rynek

rynek-oferty

oferty

magazyn fotowoltaika 4/2025

owoczesne hale powstają z myślą o optymalizacji kosztów

i szybkim montażu. Już na etapie analizy projektowej czę

sto okazuje się, że standardowa instalacja PV przekracza dopusz

czalne parametry nośności.

Znaczna część obiektów komercyjnych w Polsce nie spełnia

wymagań dla klasycznych systemów, co prowadzi do konieczności

wzmacniania dachu lub rezygnacji z fotowoltaiki. To ten segment

stał się punktem wyjścia do stworzenia Lekkich Paneli.

Jak powstały Lekkie Panele?

Projekt Lekkie Panele powstał z inicjatywy Ergosun, firmy spe

cjalizującej się w rozwiązaniach PV dla przedsiębiorstw, we współ

pracy z inżynierami i partnerami technologicznymi zajmującymi

się lekkimi konstrukcjami i nowoczesnymi modułami PV.

Głównym założeniem było zaprojektowanie systemu od pod

staw, a nie redukowanie wagi klasycznych rozwiązań. Kluczowe

cele obejmowały:

–

obniżenie masy instalacji do ok. 5 kg/m²,

–

eliminację betonowego balastu,

–

montaż bez wiercenia i ingerencji w poszycie,

–

bezpieczne rozproszenie obciążeń,

–

zachowanie wysokiej sprawności energetycznej.

– Naszą ambicją było wprowadzenie na rynek rozwiązania, które

otworzy nowe możliwości w branży fotowoltaicznej. Nasz system

wypełnia istotną lukę: pozwala montować instalacje PV na dachach

o niskiej nośności – dotąd wykluczonych z projektów i skazanych na

brak niezależnego źródła energii – podkreśla Marcin Bartold, pre

zes Ergosun.

Dwa warianty systemu: ramkowy i ultralekki

bezramkowy

System ramkowy

Waży ok. 5 kg/m² i wykorzystuje aluminiową konstruk

cję montowaną w technologii zgrzewanej. Zapewnia szczelność

Ultralekka fotowoltaika: rewolucyjne

rozwiązanie na lekkie dachy

Dachy o niskiej nośności to jedna z głównych barier rozwoju fotowoltaiki przemysłowej. Wiele hal magazynowych, logistycznych

i zakładów produkcyjnych nie może udźwignąć standardowych instalacji PV, których masa sięga 20–30 kg/m². Lekkie Panele

od Ergosun to pierwsze w Polsce rozwiązanie zaprojektowane do takich obiektów. Cała instalacja waży zaledwie 5 kg/m², czyli około

czterokrotnie mniej niż tradycyjne systemy. To umożliwia montaż fotowoltaiki na dachach wcześniej wykluczonych z inwestycji.

rynek

rynek-oferty

oferty

magazyn fotowoltaika 4/2025

dachu, klasyczny wygląd instalacji i brak konieczności wzmacnia

nia konstrukcji. Sprawdza się na jednorodnych dachach lekkich.

Ultralekki system bezramkowy

O masie 3,8–4,2 kg/m², przeznaczony na dachy o bardzo

niskiej nośności. Moduły montowane są bez wiercenia, z użyciem

certyfikowanych technologii klejenia lub zgrzewania. To rozwią

zanie do obiektów o delikatnej lub złożonej konstrukcji.

Rola AIKO jako kluczowego partnera

technologicznego

Kluczowym partnerem technologicznym projektu jest AIKO

– producent modułów opartych na technologii N-type ABC (ang.

All Back Contact). Moduły te charakteryzują się wysoką sprawno

ścią, lepszą pracą w wysokich temperaturach, niższą degradacją

i wyższą odpornością na mikropęknięcia. Dzięki temu możliwe

jest maksymalne wykorzystanie ograniczonej powierzchni dachu

i zwiększenie opłacalności inwestycji.

– Lekkie dachy powinny być naturalnym kierunkiem rozwoju rynku

PV. Ergosun jest jednym z partnerów, którzy realnie otwierają się na

innowacje i chcą testować rozwiązania wybiegające poza standard. Jak

pokazują wspólne projekty, połączenie ultralekkiej konstrukcji z wyso

kosprawnymi modułami otwiera nowy, szybko rozwijający się segment

rynku PV – podkreśla Dominik Florek, Senior Business Develop

ment Manager w AIKO.

Zastosowanie

Lekkie Panele są przeznaczone do montażu na:

–

halach magazynowych i logistycznych,

–

centrach dystrybucyjnych,

–

zakładach produkcyjnych,

–

dużych obiektach handlowych,

–

dachach modernizowanych oraz o nieregularnej geometrii.

Nowy standard fotowoltaiki na lekkie dachy

Lekkie Panele poszerzają możliwości inwestycyjne firm

i otwierają rynek PV dla obiektów o ograniczonej nośności. To

rozwiązanie, które pozwala dopasować technologię do realnych

ograniczeń konstrukcyjnych.

Pełną specyfikację techniczną oraz informacje o dostępnych

wariantach można znaleźć na stronie: https://lekkiepanele.pl/.

Lekkie Panele

ul. Starowiejska 16/2

81-356, Gdynia

Na zdjęciu od lewej: Marcin Bartold (Ergosun) i Dominik Florek (AIKO)

rynek

rynek-oferty

oferty

magazyn fotowoltaika 4/2025

Konstrukcje fasadowe w budynkach komercyjnych i przemy

słowych znacznie się od siebie różnią. Niezawodne systemy mon

tażowe muszą zatem uwzględniać różne podłoża i właściwości ter

miczne. Firma K2 Systems, będąca jednym z wiodących świato

wych producentów systemów montażowych, wdrożyła rozwiąza

nie K2 Wall PV, które zapewnia integralność strukturalną, wydaj

ność instalacji i estetyczną integrację pionowych systemów foto

woltaicznych, a jednocześnie wspiera ich długoterminową ener

gooszczędną eksploatację.

Systemy montażowe dla kluczowych typów fasad

W idealnym przypadku systemy montażowe są kompatybilne

z najpopularniejszymi typami konstrukcji fasadowych stosowa

nych w architekturze komercyjnej i przemysłowej:

1. Płyty warstwowe

Te systemy ścienne składają się z zewnętrznej i wewnętrz

nej warstwy blachy oraz izolacyjnego rdzenia (zazwyczaj z wełny

mineralnej lub PUR/PIR). Przykładowo system K2 Wall PV

wykorzystuje wkręty samogwintujące do mocowania aluminio

wych szyn bezpośrednio do paneli warstwowych, co stanowi nieza

wodną i wydajną metodę montażu. System został zaprojektowany

tak, aby zachować integralność strukturalną panelu, gwarantując,

że mocowanie nie narusza rdzenia izolacyjnego ani nie prowadzi

do deformacji zewnętrznej powłoki.

2. Ściany betonowe

W przypadku fasad z betonu firma K2 Systems oferuje szynę

fasadową z wysokowytrzymałymi wkrętami do betonu, które

zapewniają niezawodne mocowanie szyn podkonstrukcji. Nadają

się one zarówno do powierzchni betonowych wylewanych na

miejscu, jak i prefabrykowanych.

3. Izolowane ściany betonowe

Podczas pracy z izolowanymi fasadami betonowymi należy

zwrócić szczególną uwagę na grubość i rodzaj warstwy izolacyjnej.

Rozwiązanie firmy K2 obejmuje przedłużone elementy mocujące,

które łączą warstwę izolacyjną, oraz specjalnie opracowaną szynę

PerfoRail, która minimalizuje mostki termiczne, a jednocześnie

zwiększa stabilność konstrukcji.

Integracja architektoniczna i walory estetyczne

Z architektonicznego punktu widzenia pionowe instalacje

fotowoltaiczne przyczyniają się do stworzenia nowoczesnego

i funkcjonalnego wzornictwa. Panele fotowoltaiczne montowane

Wykorzystanie potencjału pionowych

instalacji fasadowych

Chociaż dachy pozostają głównym miejscem instalacji paneli fotowoltaicznych, pionowe fasady oferują znaczny, niewykorzystany

potencjał – zwłaszcza w przypadku budynków przemysłowych i komercyjnych o ograniczonej powierzchni dachowej. Systemy

montowane na fasadach mogą zwiększyć efektywność energetyczną budynków, przyczynić się do spełnienia norm certyfikacyj

nych i poprawić wskaźniki zrównoważonego rozwoju.

Tabela 1. Roczna wydajność energii fotowoltaicznej w zależności od orientacji fasady (przykład dla Warszawy, Polska; 50 kWp, nachylenie 90°,

straty systemowe 14%).

Orientacja elewacji

Roczna produkcja energii fotowoltaicznej [kWh]

Wydajność energetyczna na kWp [kWh/kWp]

Południe (kąt azymutu 0°)

37 884,47

757,7

Wschód (kąt azymutu -90°)

27 003,44

540,1

Zachód (kąt azymutu 90°)

23 862,09

477,2

Fot. 1. Największa instalacja fotowoltaiczna w kantonie St. Gallen w Szwajcarii, obejmująca dach i fasadę (łącznie 4980 kWp). Instalacja fotowoltaiczna na fasadzie została zamontowana na blasze trapezowej przy użyciu syste

mu K2 WallPV MultiRail

rynek

rynek-oferty

oferty

magazyn fotowoltaika 4/2025

na fasadach budynków zapewniają estetyczny, nowoczesny

wygląd i mogą być kreatywnie zintegrowane z budynkiem, aby

podkreślić jego tożsamość wizualną. Dzięki symetrii, modułowo

ści i inteligentnym rozwiązaniom ramowym fasady fotowoltaiczne

mogą pięknie komponować się z innymi elementami architekto

nicznymi – jest to zaleta, którą wielu architektów docenia obec

nie w nowych budynkach komercyjnych i przemysłowych. Jako

jeden z wiodących światowych producentów i dostawców syste

mów montażowych do instalacji fotowoltaicznych firma K2 Sys

tems, założona w 2004 roku, oferuje również wsparcie w zakresie

planowania układu instalacji, pomagając klientom w płynnej inte

gracji systemu z elewacją budynku poprzez zapewnienie spójności

wizualnej bez utraty funkcjonalności.

Kwestie techniczne: wydajność i precyzja

Instalowanie modułów fotowoltaicznych na elewacjach wiąże

się z wyjątkowymi wyzwaniami, które wymagają specjalistycznej

wiedzy i precyzji. Przykładowo:

–

Przenoszenie obciążeń: w przypadku płyt warstwowych nie

zwykle ważne jest, aby nie naruszyć połączenia między war

stwami metalowymi a rdzeniem izolacyjnym. Nieprawi

dłowe mocowanie może prowadzić do problemów konstruk

cyjnych lub długotrwałego pogorszenia właściwości płyt.

Rozwiązania firmy K2 Systems zapewniają bezpieczne prze

noszenie obciążeń bez uszkadzania struktury warstwowej.

–

Mostki termiczne i zarządzanie wilgocią: w przypadku

izolowanych fasad betonowych należy koniecznie wziąć

pod uwagę sposób, w jaki systemy montażowe przebijają

warstwę izolacyjną. Nieprawidłowe postępowanie może

prowadzić do powstania mostków termicznych lub przedo

stawania się wilgoci. Perforowana konstrukcja szyn i metoda

mocowania firmy K2 zostały specjalnie zaprojektowane

w celu utrzymania wydajności izolacji budynku przy jedno

czesnym zapewnieniu solidnego mocowania.

–

Weryfikacja strukturalna: firma K2 Systems zapewnia wery

fikację strukturalną systemu montażowego, w tym modułów

fotowoltaicznych, jednak ocena strukturalna samej fasady

budynku pozostaje w gestii właściciela budynku lub inży

niera projektu.

Korzyści gospodarcze i energetyczne:

wykorzystanie potencjału pionowego

Oprócz kwestii technicznych i estetycznych, systemy fotowol

taiczne montowane na fasadach przynoszą atrakcyjne korzyści

ekonomiczne. W środowisku miejskim oraz w budynkach o ogra

niczonej lub zacienionej powierzchni dachowej pionowe panele

fotowoltaiczne mogą w znaczący sposób przyczynić się do zwięk

szenia wydajności energetycznej i samowystarczalności energe

tycznej. Fasady skierowane na wschód, zachód, a nawet północ

mogą generować cenną energię elektryczną – zwłaszcza w połą

czeniu z wysokowydajnymi modułami fotowoltaicznymi i zopty

malizowanymi systemami falowników ( Tabela 1).

Dodanie fotowoltaiki montowanej na elewacji poprawia rów

nież klasyfikację energetyczną budynku, zwiększa wskaźniki

zrównoważonego rozwoju i pomaga spełnić coraz bardziej rygo

rystyczne normy energetyczne dla budynków oraz standardy cer

tyfikacyjne, takie jak DGNB (w Niemczech), LEED (w Stanach

Zjednoczonych) lub BREEAM (międzynarodowe).

Perspektywy: w dążeniu do budynków o dodatnim

bilansie energetycznym

Systemy fotowoltaiczne montowane na elewacjach stają się

coraz popularniejsze w związku z zaostrzaniem przepisów doty

czących energii oraz ograniczoną przestrzenią dachową w mia

stach. Łącząc niezawodność techniczną, wymierny wkład ener

getyczny i przemyślaną integrację architektoniczną, pionowe roz

wiązania fotowoltaiczne stanowią praktyczny sposób na poprawę

wydajności budynków.

W związku z tym linia produktów Wall PV firmy K2 Systems

stanowi wszechstronny system integracji fotowoltaiki z nowocze

snymi fasadami, dzięki czemu wspiera zrównoważoną architek

turę bez uszczerbku dla projektu lub funkcjonalności.

Chcesz zobaczyć, jak montuje się skalowalny system modu

łowy na fasadach? Obejrzyj film, aby poznać wszystkie szczegóły!

Skontaktuj się z nami, aby uzyskać bez

płatną konsultację i otrzymać:

–

dodatkowe informacje,

–

szczegółową dokumentację,

–

wsparcie w zakresie planowania

układu

lub odwiedź naszą stronę:

https://k2-systems.com/pl/

Osoba kontaktowa w Polsce:

Dariusz Borowiec, Area Sales Manager,

d.borowiec@k2-systems.com,

tel. +48 666 899 159

Fot. 2. Rozwiązanie elewacyjne z wykorzystaniem K2 Wall PV CarrierRail na magazynie dystrybutora

w Estonii