magazyn
magazyn
fotowoltaika
2/2022
cena 16,50 zł (w tym 8% VAT)
ISSN 2083-070X
•
•
•
EP.MERSEN.COM
KO M P L E T N A O C H RO N A
I N S TA L AC J I FOTOWO LTA I C ZN YC H ,
T E R A Z Z N OW Y M Z A K R E S E M
W KŁ A D E K O R A Z G N I A ZD
B E ZP I EC ZN I KOW YC H
PROGRAM
HELIOPROTECTION®
ROZWIAZANIA DO
FOTOWOLTAIKI
Skontaktuj się z nami:
biuro.polska@mersen.com
Więcej informacji dostępne na
EP.MERSEN.COM
Mersen property
spis treści
magazyn fotowoltaika 2/2022
magazyn fotowoltaika
Instalacje Technologie Rynek
(cztery wydania w roku)
Nr 2/2022 (43) – 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
magazyn
fotowoltaika
Raport
Rynek fotowoltaiki w Polsce 2022
Prawo
Kwestie podatkowe związane z rozliczeniem prosumentów w systemie net-billingu
14
Finansowanie
Analiza dostępnych dotacji i pożyczek dla inwestycji
w odnawialne źródła energii w 2022 r.
16
Technologie
Najlepsze moduły fotowoltaiczne
20
Magazyny energii jako sposób na odblokowanie mocy przyłączeniowych
26
Nauka
Jak przedłużyć żywotność modułów fotowoltaicznych do 50 lat
– raport Durable Module Materials (DuraMAT)
29
Wywiad
Wyznaczamy trendy w branżach: spawalniczej, ładowania akumulatorów
oraz fotowoltaicznej.
Wywiad z Damianem Kierstenem, prezesem zarządu Fronius Polska,
oraz Maciejem Pilińskim, dyrektorem Solar Energy w Fronius Polska
32
Rynek oferty
Nieprzerwany łańcuch dostaw usługą pożądaną na rynku fotowoltaiki. EC-GROUP
35
Renac Power Residential ESS. RENAC
36
Czy instalacja z magazynem energii jest opłacalna? SOLTEC
38
GoodWe – najbardziej wydajny azjatycki producent w piątej edycji berlińskiego testu
domowych systemów magazynowania energii. GOODWE
40
Nowa seria produktów PV+ESS. KEHUA
42
Falowniki hybrydowe – podwójne bezpieczeństwo. SOLPLANET
43
Nowości
44
Aktualności
Kraj
46
Świat
52
raport
magazyn fotowoltaika 2/2022
ydarzeniami kluczowymi dla roz-
woju rynku PV w Polsce były
kolejno: zniesienie konieczności wydawa-
nia warunków przyłączenia do sieci dla pro-
sumentów (2013), ogłoszenie programu
„Prosument” (2014), pozytywna reakcja
branży na przyjęcie poprawki prosumenc-
kiej z taryfami gwarantowanymi (2015)
oraz wdrożenie programu „Mój prąd”
z ulgami podatkowymi (2018). Ponadto,
w 2016 r. wprowadzono system aukcyjny
w miejsce systemu zielonych certyfikatów,
trudno jednak ocenić, który z nich dawałby
dzisiaj lepsze efekty. W ostatniej dekadzie
nastąpił także znaczący postęp technolo-
giczny. Technologia ogniw krzemowych PV
przeszła w tym czasie od ogniw BSF (spraw-
ność rzędu 18% w 2012 r.) do ogniw PERC
(sprawność rzędu 24% w 2022 r.). U progu
masowej produkcji są dzisiaj ogniwa TOP-
Con, HJT oraz IBC o sprawnościach rzędu
25–26%. Wydajność ogniw PV rośnie więc
z roku na rok w tempie 0,6%.
W ciągu ostatnich lat istotnie zmieniły
się ceny instalacji PV, w niektórych zakre-
sach mocy spadły dwukrotnie. Przykła-
dowo za instalację o mocy 50 kWp w 2013 r.
trzeba było zapłacić w cenach nominalnych
(bez inflacji) 6 tys. zł, a w 2020 r. już tylko
3,1 tys. zł (2,9 tys. zł w cenach realnych
z 2013 r.). W 2012 r. szacowało się, że w Pol-
sce w branży PV działało ok. 200 mikrofirm
zatrudniających łącznie na ok. 400 etatów.
Prognoza IEO przewidywała, że w 2020 r.
w branży PV będzie obsadzonych 6–20 tys.
etatów. Tymczasem w 2020 r. branża PV
zatrudniała około 20–30 tys. osób, a rok
później już 40–50 tys.
Realizacja krajowych celów
w zakresie energii z OZE – rola
fotowoltaiki
Podstawą prawną do zobowiązań Pol-
ski w zakresie udziałów energii z OZE
w zużyciu energii finalnej brutto w 2020 r.
była Dyrektywa RED I (Renewable Energy
Directive I) z 2009 r. w sprawie promowania
stosowania energii ze źródeł odnawialnych.
Na początku roku 2022 Eurostat opubliko-
wał oficjalne i ostateczne dane za rok 2020
ze zrealizowanymi celami dla poszczegól-
nych krajów UE. Udział energii ze źródeł
odnawialnych w końcowym zużyciu energii
brutto w Polsce wyniósł aż 16,1%, co ozna-
cza spełnienie przez Polskę zakładanego
celu w wysokości minimum 15% do roku
2020. Na realizację celu korzystnie wpły-
nęła dokonana przez Główny Urząd Staty-
styczny (GUS) zmiana metodologii szaco-
wania zużycia drewna i dokonana korekta
danych na lata 2018, 2019 i 2020 (rys. 1).
Wprowadzona korekta w metodologii
obliczeń w zakresie zużycia biopaliw sta-
łych odbiła się również na nieco niższym,
niż zakładano, udziale energii z fotowol-
taiki w zużyciu energii. Finalnie w roku
2020 udział energii z fotowoltaiki w elek-
troenergetyce wyniósł 1,4%, natomiast
zgodnie z prognozami i z zachowaniem
trendu wzrostowego według danych Euro-
statu z 2019 r. (bez zmiany metodologii
obliczeń), udział PV wyniósłby ok. 1,8%.
Udziały energii z PV w kolejnych latach (z
uzgodnieniem zmiany metodologii) przed-
stawiono na rys. 2.
Rynek fotowoltaiki w Polsce 2022
Najnowszy, 10. już raport IEO „Rynek Fotowoltaiki w Polsce 2022” pokazał, że dla branży fotowoltaicznej (PV) w Polsce, po bardzo
dobrym 2020 r., w którym przyrost mocy zainstalowanej wyniósł 2,4 GW, kolejny – 2021 – okazał się jeszcze lepszy. Roczny przy-
rost mocy zainstalowanej w PV wyniósł aż 3,7 GW, a moc zainstalowana na koniec roku 2021 osiągnęła 7,67 GW. Dane z końca
I kwartału 2022 r. wskazują na osiągniętą moc na poziomie 9,4 GW. Za niemalże 80% udziału w mocy zainstalowanej odpowiadają
prosumenci, których liczba zbliżyła się do miliona.
Rys. 1 . Udział energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto w Polsce w latach 2004–2020. Źródło: EUROSTAT, Oprac.: IEO
Rys. 2. Udział energii z PV w elektroenergetyce w zużyciu końcowym energii brutto w latach 2010–2020. Źródło: EUROSTAT, Oprac.: IEO.
raport
magazyn fotowoltaika 2/2022
Unia Europejska zamierza podnieść
obecne cele klimatyczne i cele OZE, ale
nawet obecne cele na rok 2030 stawiają
przed Polską wyzwanie, szczególnie jeżeli
chodzi o wymagane udziały energii z OZE
w transporcie (14%) oraz elektroenerge-
tykę (32%). Polska przyjęła swój cel na
2030 r. wynoszący 23% energii z OZE
w końcowym zużyciu energii brutto.
Ostatnie decyzje istotne dla przyspie-
szonego rozwoju fotowoltaiki w Polsce
zgodne z polityką UE to m.in. przedłuże-
nie o kolejnych sześć lat systemu aukcyj-
nego (lata 2022–2027), wprowadzenie sys-
temu net-billingu oraz prace legislacyjne na
temat linii bezpośredniej. Polityka energe-
tyczna UE przyśpiesza jednak wcześniej-
sze założenia co do transformacji energe-
tycznej, a w jej centrum stawia fotowol-
taikę. W roku 2022 zaprezentowano REPo-
werEU, który jest planem uniezależnie-
nia Europy od rosyjskich paliw kopalnych
przed 2030 r., począwszy od gazu, a co za
tym idzie, ma doprowadzić do zwiększe-
nia bezpieczeństwa energetycznego UE.
Przyspieszenie instalacji paneli fotowol-
taicznych na dachach do 15 TWh w prze-
liczeniu daje 11 GW mocy w instalacjach
PV. Największym beneficjentem REPo-
werEU może być sektor fotowoltaiki za
sprawą unijnej strategii solarnej (EU Solar
Strategy) dotyczącej energetyki słonecznej
i pełnego wykorzystania potencjału foto-
woltaiki. Jest to pierwszy tego typu (sek-
torowy) dokument w Unii Europejskiej,
a dzięki jego wdrożeniu na koniec dekady
moc elektrowni fotowoltaicznych w UE
ma wzrosnąć do 600 GW. Dodatkowo
ważną kwestią dla sektora PV jest inicja-
tywa Solar Rooftop, która przewiduje stop-
niowe wprowadzanie prawnego obowiązku
instalowania paneli słonecznych w nowych
budynkach publicznych i handlowych
oraz w nowych budynkach mieszkal-
nych. Aby osiągnąć cel dla OZE na 2030 r.
Rys. 3. Skumulowana moc zainstalowana w fotowoltaice zgodnie z nową definicją MIOZE , stan na koniec I kw. 2022. Dane: URE, *dane: ARE,
oprac.: IEO
Tabela 1. Kluczowe wymagania stawiane autoproducentom i producentom energii z PV w zależności od zakresu mocy. Oprac. (w formie skrótowej) IEO.
Zakres
mocy PV
[kW]
Pozwolenie
budowlane
Uwzględnienie
w SUiKZP
i MPZP
Decyzja
środowiskowa
Opinia Straży
Pożarnej
Koncesja,
rejestr małych
instalacji
Warunki
przyłączenia do
sieci
Ekspertyza
wpływu
oddziaływania
na KSE
Koszt
przyłączenia
Obowiązki
bilansowania
do 50
nie trzeba
nie trzeba
nie trzeba
nie trzeba
<6,5 kW
nie trzeba
na zgłoszenie
nie trzeba
za darmo
nie trzeba
od 50 do 150 nie trzeba do
1501
nie trzeba
- dach
nie trzeba
wymagana
nie trzeba
- rejestr
wymagane
nie trzeba
50%
nie trzeba
od 150 do
500
wymagane
nie trzeba
- dach
nie trzeba
wymagana
nie trzeba
- rejestr
wymagane
nie trzeba
50%
nie
trzeba
<400 kW
od 0,5 do
100
wymagane
nie trzeba
- dach
nie trzeba
wymagana
nie trzeba
- rejestr
wymagane
nie trzeba
50%
wymóg
od 1 do 5000
wymagane
wymagane
wymagane
wymagana
wymagana
wymagane
wymagana
>2 MW
50%
wymóg
powyżej
5000
wymagane
wymagane
wymagane
wymagana
wymagana
wymagane
Wymagana
>2 MW
100%
wymóg
1 Według projektu nowelizacji ustawy o OZE
Rys. 4. Moce zainstalowane w instalacjach OZE do wytwarzania energii elektrycznej, stan na koniec I kw. 2022. Dane: URE, ARE, oprac.: IEO
rAPOrT
magazyn fotowoltaika 2/2022
zaproponowany przez Komisję, nowy, pod-
wyższony cel udziału energii z OZE (45%)
oraz cele planu REPowerEU (uniezależnie-
nie się od importu paliw z Rosji), Wspól-
nota musi radykalnie przyspieszyć. W ciągu
tej dekady UE będzie musiała instalować
średnio około 45 GW nowych mocy PV
rocznie. Komisja zapowiada też wsparcie
dla budowy nowych zakładów produkcyj-
nych PV, w szczególności instrumentów
tzw. ważnych projektów wspólnego euro-
pejskiego zainteresowania (IPCEI) skon-
centrowanych na przełomowych techno-
logiach i innowacjach w łańcuchu wartości
energii słonecznej. Polska ma dzięki poten-
cjałowi silnej branży PV szanse na aktywne
wpisanie się w te cele, a nawet może stać się
jednym z liderów transformacji energetycz-
nej w Europie.
Nowe otoczenie i uwarunkowania
regulacyjne dla instalacji PV
Kluczowym i pożądanym kierunkiem
zmian wprowadzanych w prawie unijnym
i krajowym są uproszczenia administra-
cyjne, które preferują technologię PV. Nie-
dosyt, a nawet niepokój budzą dotychcza-
sowe przepisy związane zasadami lokaliza-
cji większych farm PV i proponowanie kie-
runku zmian w tym zakresie (np. restryk-
cyjny pod względem wymogów zmian
miejscowego projektu zagospodarowania
przestrzennego – MPZP – projekt nowe-
lizacji Ustawy o zagospodarowaniu prze-
strzennym), które zdaniem wielu prakty-
ków mogą zagrozić nie tylko inwestycjom
w PV, ale też pilnym potrzebom transforma-
cji energetycznej. W dobie klęsk suszowych
nie ma też sprzeczności pomiędzy celami
użytkowania ziemi uprawnej a potrze-
bami rozwoju fotowoltaiki. Nowa unijna
strategia dla energetyki słonecznej zwraca
uwagę, że wielofunkcyjne wykorzystanie
przestrzeni rolniczej może przyczynić się
do złagodzenia ograniczeń gruntów zwią-
zanych z konkurencją o przestrzeń, w tym
w zakresie ochrony środowiska, rolnictwa
i bezpieczeństwa żywnościowego. Rolni-
cze użytkowanie gruntów może być połą-
czone z wytwarzaniem energii słonecznej
w tzw. agrofotowoltaice (agro-PV). Komi-
sja postuluje, aby państwa członkowskie
wprowadziły zachęty do rozwoju agro-PV
podczas opracowywania krajowych planów
strategicznych wspólnej polityki rolnej,
a także ram wsparcia dla energii słonecz-
nej (poprzez włączenie agro-PV do prze-
targów na energię odnawialną, np. w syste-
mie aukcyjnym). Jest jeszcze wiele do zro-
bienia w zakresie wdrażania przepisów UE,
które niepotrzebnie podwyższają koszty
i obniżają konkurencyjność fotowoltaiki,
w szczególności: nieprawidłowe wdrożenie
do prawa defi nicji magazynu energii (zawę-
żonej do baterii magazynów wyłącznie elek-
trycznych) i instalacji hybrydowej (zawężo-
nej do hybrydy PV + bateria elektryczna
bez możliwości cable poolingu z farmami
wiatrowymi) oraz zasad uwzględnienia
korzyści, jakie dają hybrydy w ubieganiu
się o warunki przyłączenia do sieci. Inne
bariery wynikające z opóźnień we wdro-
żeniu prawa UE dotyczą braku promocji
kontraktów cPPA, w tym uniemożliwienie
postawienia linii bezpośredniej. Zarówno
w zakresie jak dotąd problematycznej
w sensie prawnym linii bezpośredniej, jak
i niewspieranych umów PPA trwają prace
legislacyjne związane z wdrożeniem Dyrek-
tywy 2019/944 z 2019 r. w sprawie wspól-
nych zasad rynku wewnętrznego energii
elektrycznej. Przepisy związane z promo-
cją umów PPA mają być wdrożone poprzez
nowelizację Ustawy o OZE. Projekt UC99
z 24 lutego 2022 r. proponuje minimalną
treść i nakłada na wytwórcę energii OZE,
który zawarł umowę PPA, obowiązek prze-
kazania informacji o jej zawarciu do Pre-
zesa URE. W przypadku linii bezpośredniej
dyrektywa wskazuje, aby państwa człon-
kowskie przyjęły niezbędne środki w celu
umożliwienia wytwórcom oraz przedsię-
biorstwom dostarczającym energię elek-
tryczną zaopatrywanie linią bezpośrednią
ich własnych obiektów, podmiotów zależ-
nych i odbiorców, bez poddawania ich nie-
proporcjonalnym procedurom lub kosz-
tom. Dyrektywa w tym zakresie ma być
wdrożona przez Ustawę – Prawo energe-
tyczne (projekt z 02 czerwca 2021 r. o zmia-
nie Ustawy PE i Ustawy o OZE).
Ważnym elementem tworzonego oto-
czenia prawnego dla branży PV staje się
tzw. porozumienie sektorowe. W dniu 16
grudnia 2021 r. pomiędzy administracją
rządową i przedstawicielami sektora PV
zostało podpisane „Porozumienie o współ-
pracy na rzecz rozwoju sektora fotowoltaiki”.
Porozumienie jest wypełnieniem posta-
nowień listu intencyjnego podpisanego
we wrześniu 2020 r. Ze strony rządowej
porozumienie podpisało osiem ministerstw
na czele z resortem klimatu i środowiska.
Zobowiązały się one do wielu działań, które
mają doprowadzić do wypełnienia celów
porozumienia.
Rynek fotowoltaiki w Polsce
Pierwszy kwartał 2022 r. był spekta-
kularny pod względem przyrostu nowych
mocy wyników miesięcznych. Rekordowy
był marzec z przyrostem 633 MW. Na rys. 3
przedstawiono skumulowaną moc zainsta-
lowaną w Polsce dla kolejnych lat z wyróż-
nieniem podziału instalacji ze względu na
przedział mocy. Ubiegłoroczna noweli-
zacja Ustawy o OZE spowodowała, że od
30 października 2021 r. zmianie uległa
defi nicja małych instalacji OZE. Dotych-
czas górną granicą małych instalacji było
500 kW. Obecnie do tej kategorii zaliczają
się źródła o mocy od 50 kW do 1 MW
włącznie. Z kolei mikroinstalacje to źródła
poniżej 50 kW. Przedstawione na wykre-
sie zestawienie zarówno nowych mocy,
jak i danych historycznych, zostało sporzą-
dzone według nowej defi nicji.
Pełna statystyka mocy zainstalowanej
w źródłach fotowoltaicznych za rok 2021
uwzględnia:
–
mikroinstalacje – instalacje o łącz-
nej mocy zainstalowanej nieprzekra-
czającej 50 kW, czyli instalacje pro-
sumenckie; ich łączna moc wyniosła
ok. 6 GW;
–
małe instalacje – instalacje o mocy
z zakresu 50 kW – 1 MW; ich moc
zainstalowana w Polsce osiągnęła
wartość niemalże 1,5 GW;
–
farmy powyżej 1 MW; ich łączna moc
zainstalowana została oszacowana na
niemalże 200 MW.
W Polsce największy udział w rynku
PV mają mikroinstalacje. W 2021 r. stano-
wiły niespełna 80% mocy zainstalowanej
Rys. 5. Koszty prosumenckich magazynów ciepła. Źródła: Lazard’s Le-
velized Cost of Storage Analysis, Dostępne i przyszłe formy maga-
zynowania energii – Raport Fundacji WWF Polska, 2020. Grid Ener-
gy Storage Technology Cost and Performance Assessment, PIME. IEO:
Baza danych magazynów ciepła 2022. Oprac.: IEO
rAPOrT
magazyn fotowoltaika 2/2022
w fotowoltaice. Jest to rezultat kilku czynni-
ków, m. in. wzrostu popularności tej tech-
nologii wśród prosumentów, dotacji udzie-
lanych w ramach programu „Mój prąd”
oraz zapowiedzi zmiany systemu net-me-
teringu na net-billing. Program był realizo-
wany od września 2019 r. z przerwami oraz
w nowej formule trwa do tej pory. Z uwagi
na obecne zmiany i stopień nasycenia rynku
prosumenckiego przewiduje się, że przy-
rost mocy w tym segmencie mocno wyha-
muje. W kolejnych latach spodziewane są
wzrosty w innych segmentach – instala-
cji PV dla biznesu oraz farm fotowoltaicz-
nych. Wybudowane zostaną inwestycje
zarówno zorientowane na pokrycie wła-
snych potrzeb energetycznych (prosument
biznesowy), jak i moce zakontraktowane
na dostawy do sieci w ramach aukcji OZE.
Skumulowana moc fotowoltaiki w poszcze-
gólnych latach na tle różnych technologii
OZE została przedstawiona na wykresie
(rys. 4).
Udział mocy zainstalowanej w fotowol-
taice na koniec I kwartału 2022 r. stanowił
połowę mocy zainstalowanej we wszyst-
kich odnawialnych źródłach energii (OZE).
Tym samym moce instalacji PV po raz
pierwszy były wyższe niż moce zainstalo-
wane w źródłach wiatrowych. Powyższe
dane jednoznacznie wskazują, że od 3 lat
fotowoltaika jest najszybciej rozwijającym
się OZE w Polsce i osiąga największe roczne
przyrosty, a jej udział w miksie energetycz-
nym ma coraz większe znaczenie.
Dynamika rozwoju polskiego rynku
jest stale na wysokim poziomie i nie zatrzy-
muje się. Powoduje to, że od czterech lat
utrzymuje się ona w czołówce europejskiej,
i wiele wskazuje na to, że tak pozostanie
w najbliższych latach.
Prosumenci indywidualni
w systemie net-billingu
Obecnie zdecydowana większość pro-
sumentów
posiadających
mikroinstala-
cje długoterminowo „magazynuje” w sieci
nadwyżki energii elektrycznej z uwzględ-
nieniem systemu opustów (net-mete-
ring). Oznacza to, że rolę magazynu ener-
gii pełni sieć elektroenergetyczna, z której
prosument może (zazwyczaj zimą) odebrać
nawet do 80% oddanej energii (w przy-
padku instalacji do 10 kW) i 70% w przy-
padku instalacji powyżej 10 kW. System
ten został wprowadzony 6 lat temu i pro-
sumenci zachowują prawa nabyte przez 15
lat od daty przyłączenia mikroinstalacji do
sieci. Zmiany wprowadzone nowelizacją
Rys. 6. Udział instalacji PV dachowych i naziemnych wg mocy zainstalowanej na podstawie badania ankietowego rynku PV. Źródło: Badanie ankie-
towe rynku PV. Oprac.: IEO
raport
10
magazyn fotowoltaika 2/2022
Ustawy o OZE, z początkiem kwietnia
2022 r., zmieniły system rozliczania prosu-
mentów mikroinstalacji. Tzw. net-metering
zastąpiony został przez net-billing. Nie ma
już możliwości długotrwałego i niemal dar-
mowego magazynowania energii w sieci
elektroenergetycznej, lecz jej nadmiar
sprzedawany jest do sieci po cenach zbliżo-
nych do cen hurtowych – obecnie średnich
cenach z miesiąca poprzedniego. Dopiero
od 1 lipca 2024 r. net-billing będzie oparty
na rozliczeniu wartości nadwyżek energii
elektrycznej wyprodukowanej przez prosu-
mentów z zastosowaniem taryf dynamicz-
nych według cen godzinowych. Od kwiet-
nia bieżącego roku ruszył kolejny, czwarty
nabór programu „Mój prąd”, dedykowany
dla dotychczasowych i nowych prosumen-
tów funkcjonujących w różnych systemach
rozliczeń. Celem programu w wersji 4.0
jest wzrost autokonsumpcji energii z foto-
woltaiki poprzez magazynowanie nadwy-
żek energii w magazynach elektrycznych
i magazynach ciepła (energia elektryczna
przekształcona w energię cieplną), a także
zwiększanie
efektywności
zarządzania
energią poprzez systemy HEMS/EMS
(ang. Home Energy Management System).
Dofinansowanie w naborze IV, w odróżnie-
niu do poprzednich edycji, mogą uzyskać
przede wszystkim nowi prosumenci rozli-
czający się już w systemie net-billingu.
Magazyny energii elektrycznej są
istotne, jednak na szczególną uwagę zasłu-
gują magazyny ciepła, przez wiele lat pomi-
jane, a ostatnio coraz powszechniej przy-
taczane w kontekście zbierania nadwy-
żek z OZE poprzez rozwiązania Power-to-
-Heat. W myśl tej idei, aby w programie
„Mój prąd” zasobnik ciepła otrzymał dofi-
nansowanie, musi być zasilany ze źródła cie-
pła zwiększającego autokonsumpcję energii
elektrycznej z PV, tj. pomp ciepła, kotłów
elektrodowych lub grzałek elektrycznych,
w które często są wyposażone te zasobniki
ciepła w postaci zbiorników ciepłej wody.
Dla magazynów bateryjnych najbar-
dziej optymalnym rozwiązaniem jest prze-
sunięcie
wykorzystania
zgromadzonej
energii w czasie o 2–4 godziny wobec tzw.
peak sheaving, raczej w krótszych cyklach
ładowania i rozładowania; w szczególno-
ści ze szczytów generacji popołudniowej na
możliwość wykorzystania energii w zapo-
trzebowania wieczornym szczycie . Na pod-
stawie badań ankietowych producentów
różnej wielkości magazynów energii i przy-
jętych założeń dotyczących cykli pracy, na
rys. 5 pokazano zakresy kosztów domo-
wych magazynów energii dla prosumen-
tów. Do określenia kosztów CAPEX wyko-
rzystano bazę danych magazynów ciepła
2022 opracowaną przez IEO oraz dostępne
krajowe i zagraniczne raporty naukowe,
jak również analizy branżowe (PIME)
dotyczące magazynów energii. Koszty
magazynowania energii wyliczono w opar-
ciu o założenie jednego cyklu naładowania
– rozładowania dziennie oraz aktualne ceny
energii elektrycznej w godzinach ich zasila-
nia. Koszty dla magazynów ciepła wynoszą
nawet poniżej 1 zł/kWh, czyli są znacznie
niższe od tych w magazynach bateryjnych
(rzędu 2–5 zł/kWh).
Małe instalacje PV
i autoproducenci
Kluczowym segmentem rynku korzy-
stającym z małych instalacji są prosumenci
biznesowi lub autoproducenci energii
z OZE. Można do nich zaliczyć każdą firmę
lub przedsiębiorstwo, które dzięki wła-
snej instalacji OZE produkuje energię elek-
tryczną na potrzeby własne, zmniejszając
w ten sposób koszt zakupu energii z sieci.
To właśnie energia elektryczna odpowiada
za wysokie koszty ponoszone przez firmy.
Nie tylko cena energii czynnej idzie w górę,
ale obecnie koszty wzrastają również przez
podniesioną stawkę opłaty mocowej. Aby
starać się zminimalizować koszty pono-
szone na poczet energii elektrycznej, firmy
obecnie mają kilka możliwości. Jedną z nich
jest własne źródło wytwórcze OZE, z któ-
rego energia elektryczna w jak najwięk-
szym stopniu będzie przeznaczona na auto-
konsumpcję, a ewentualne niewykorzy-
stane nadwyżki będą sprzedawane. Sprze-
daż nadwyżek energii z dużych instalacji
PV u autoproducentów (lub z farm foto-
woltaicznych zaliczanych obecnie do kate-
gorii małych) może odbywać się według
różnych modeli, poprzez ceny ustawowe
z poprzednich kwartałów, umowy ze spół-
kami obrotu lub zyskujące na popularności
umowy w formule CPPA (ang. Corporate
Power Purchase Agreements). Dla mniejszych
firm najlepszym rozwiązaniem jest wła-
sna instalacja fotowoltaiczna, która w trak-
cie dnia całkowicie bądź częściowo zaspo-
kaja potrzeby energetyczne. Problem rosną-
cych kosztów energii elektrycznej dostrze-
gają nie tylko duże firmy i przedsiębiorstwa,
ale również te mniejsze, które próbują róż-
nych sposobów na ograniczenie wydatków.
Prosumenci biznesowi, czyli tzw. autopro-
ducenci, coraz chętniej inwestują we wła-
sne instalacje PV. Sytuacja ta dotyczy nie
tylko pojedynczych firm i zakładów, lecz
także poszczególnych kompleksów budyn-
ków, sklepów i marketów, należących do
dużych polskich i zagranicznych właści-
cieli. Kluczową kwestią determinującą
Rys. 8. Porównanie dostępnych mocy wg OSD na rok 2025, zgodnie
z raportami Q1 2021 i Q1 2022. Oprac.: IEO na podst. danych OSD
Rys. 7. Dostępne moce przyłączeniowe według operatorów sieci. Źródło: Tauron Dystrybucja, PGE Dystrybucja, Enea Operator, Energa Operator.
Oprac.: IEO
raport
taką inwestycję w przypadku mniejszych
firm jest dostępna powierzchnia dachu lub
działki, którą można przeznaczyć pod insta-
lację PV. W większości przypadków inwe-
storzy chcą, aby taka instalacja znajdowała
się na dachach. Często natomiast potencjał
dachowy nie jest wystarczający w porówna-
niu z obecnym zapotrzebowaniem na ener-
gię. Firmy podejmujące się takich inwe-
stycji przykładają dużą uwagę do wyliczeń
określających optymalną moc instalacji PV
wobec profilu zapotrzebowania na ener-
gię w firmie oraz okresu zwrotu inwesty-
cji. Badanie ankietowe przeprowadzone na
potrzeby raportu potwierdziło regułę co do
lokalizowania inwestycji.
Magazynowanie energii
Cechą wspólną zarówno prosumentów
(segment mikroinstalacji), jak i autoprodu-
centów (małe i duże instalacje) jest dąże-
nie do możliwie najwyższej autokonsump-
cji energii z własnych źródeł PV. Magazyno-
wanie energii jest niezbędne, aby nadwyżki
wyprodukowanej energii z OZE przecho-
wać i wykorzystywać w dowolnym momen-
cie, a zwłaszcza w tych okresach, gdy ener-
gia na rynku jest najdroższa. Tak jak foto-
woltaika generalnie jest na rynku ener-
gii odpowiedzią na wysokie średnie ceny
energii, tak uzasadnieniem dla stosowania
razem z fotowoltaiką magazynów energii
są wysokie tzw. spready lub widełki cenowe
pomiędzy okresami doby (magazyny godzi-
nowe) lub pory roku (magazyny sezonowe)
o najniższych i najwyższych cenach ener-
gii. Ceny energii elektrycznej na rynku
hurtowym pod koniec 2021 r. poszybo-
wały mocno w górę, a różnica względem
roku 2020 była bardzo widoczna. Rów-
nież ceny z miesięcy styczeń – kwiecień b.r.
znajdowały się na znacznie wyższym pozio-
mie niż w analogicznym okresie roku 2021
oraz 2020. Z punktu widzenia tworzenia
modeli biznesowych dla magazynów ener-
gii, w tym współpracujących z instalacjami
PV, liczą się spready cenowe.
Magazyny energii są kluczowe dla
dalszego rozwoju fotowoltaiki, ale ich
dobór coraz bardziej zależy nie tyle od pro-
filu generacji, ile od profilu cen energii i pro-
filu zapotrzebowania odbiorcy na energię
elektryczną, ciepło lub wodór.
Potencjał rozwijanych projektów
farm PV
Według bazy IEO „Projekty Fotowol-
taiczne w Polsce – maj 2022”, obecnie na
rynku rozwijanych jest blisko 12,5 GW pro-
jektów PV z wydanymi warunkami o przy-
łączenia. W tym warunki przyłączenia do
sieci dystrybucyjnej i przesyłowej posiada
3658 projektów PV o mocy poniżej 1 MW,
których łączna moc przyłączeniowa jest bli-
ska 3 GW. W zeszłym roku na rynku foto-
woltaicznym projekty dużych farm sło-
necznych (większe i równe 1 MW) zaczęły
równoważyć pod względem mocy przy-
łączeniowej małe projekty fotowoltaiczne
(do 1 MW). W tym roku natomiast moc
przyłączeniowa w projektach od 1 MW
przewyższyła już moc przyłączeniową
w projektach poniżej 1 MW.
Dynamiczny rozwój projektów dużych
farm słonecznych, w obliczu zahamowa-
nia rozwoju energetyki wiatrowej, otwiera
inwestorom fotowoltaicznym nowe moż-
liwości (okno czasowe) do rozwoju tego
typu projektów. Właściciele największych
projektów mają do wyboru różne strategie
realizacji inwestycji. Wysoka konkurencyj-
ność dużych farm fotowoltaicznych wobec
innych technologii wytwarzania energii
elektrycznej otwiera im drogę nie tylko do
pozyskania wsparcia w ramach aukcji OZE,
ale również sprzedaży energii w formule
PPA.
Aukcyjny system wsparcia odnawial-
nych źródeł energii funkcjonujący w latach
2016–2021 okazał się bardzo korzystny dla
farm fotowoltaicznych. Stał się impulsem
Rys. 9. Dostępne moce przyłączeniowe na rok 2027 wg OSD. Oprac.: IEO na podst. danych OSD
raport
12
magazyn fotowoltaika 2/2022
dla rynku deweloperskiego i przynosi
efekty rynkowe w postaci tzw. deweloper-
skiej premii aukcyjnej.
Fotowoltaika w systemie aukcyjnym
poszukuje nowego impulsu, ale wobec
zmian na rynku system aukcyjny, po olbrzy-
mim sukcesie w latach 2016–2021, staje się
znacznie mniej oczywisty niż dotychczas.
Podaż (liczba) nowych projektów będzie
spadać i nie będą to projekty tak homo-
geniczne (dominująca projektów o mocy
999 MW ze sprzedażą całości energii
w aukcji) jak dotychczas.
Granice rozwoju PV – sieć
elektroenergetyczna i odmowy
warunków przyłączenia
Operatorzy systemów dystrybucyj-
nych, zgodnie z przepisami Ustawy –
Prawo energetyczne, aktualizują i udostęp-
niają informacje o wielkości dostępnych
mocy przyłączeniowych dla sieci powy-
żej 1 kV na najbliższe 5 lat. W publikowa-
nej informacji operatorzy uwzględniają
zmiany układu sieci oraz źródła, które już
otrzymały warunki przyłączenia. Przepro-
wadzona została analiza planów udostęp-
nianych przez czterech największych ope-
ratorów w ciągu ostatniego roku. Z analizy
wynika, że łączna dostępna moc przyłącze-
niowa na najbliższe 5 lat będzie się zawie-
rać w przedziale 6–8 GW. Porównując aktu-
alne plany (I kwartał 2022) z planami wyda-
nymi przez OSD rok temu (I kwartał 2021),
dostrzeżemy spadek o mniej więcej połowę.
Obrazuje to stan i wydolność sieci elektro-
energetycznej, jednocześnie ukazując coraz
większe problemy w tym obszarze. Plany
na rok 2025 w ciągu roku spadły o 50%,
z 14,2 GW dostępnej mocy przyłączenio-
wej do 7,1 GW. Zmiany w wielkości dostęp-
nych mocy przyłączeniowych według ope-
ratorów przedstawia rys. 7.
Najmniejszy potencjał jest raportowany
przez operatorów na terenie dystrybucji
obsługiwanym przez Energę i PGE – rys. 9.
U wszystkich operatorów odnotowano
znaczne spadki dostępnych mocy przyłą-
czeniowych. Z kolei największe obniżenie
liczb w planach z I kwartału 2021 w sto-
sunku do I kwartału 2022 odnotowała Enea,
która pomimo tego ma największy poten-
cjał przyłączeniowy spośród OSD. Poten-
cjał przyłączania nowych mocy wytwór-
czych nie jest równomiernie rozłożony na
terenie kraju. Województwa z największym
potencjałem przyłączeniowym należą do
OSD ENEA Operator, który jednocześnie
wydaje najwięcej warunków przyłączenia,
a z kolei bardzo niski i spadający z roku na
rok potencjał można zauważyć we wschod-
niej Polsce – rys. 8, który obrazuje perspek-
tywy dostępu do sieci w 2027 r. Największa
wydolność sieci widoczna jest dla woj. wiel-
kopolskiego. Wielkopolska oraz woj. kujaw-
sko-pomorskie to te, które jako jedyne mają
mieć ponad 1 GW dostępnej mocy przyłą-
czeniowej i znacznie wyróżniają się na tle
pozostałych. Na drugim końcu spektrum
dostępności mocy są województwa świę-
tokrzyskie, lubelskie, dolnośląskie, opol-
skie oraz przede wszystkim podlaskie,
które nie ma ani 1 MW dostępnej mocy
przyłączeniowej.
Średnioterminowa prognoza
mocy zainstalowanej
w fotowoltaice
Według najnowszej prognozy IEO
mocy
zainstalowanych
w
fotowol-
taice, w najbliższych latach rynek fotowol-
taiczny utrzyma swoją dynamikę rozwoju.
Już na koniec tego roku moc wszystkich
zainstalowanych źródeł fotowoltaicznych
może wynieść 12 GW. Szacuje się, że przy-
rost rok do roku może się zawrzeć w gra-
nicy 4–5 GW. Za nowy przyrost mocy
w 2022 r. odpowiadają w dużej mierze
mikroinstalacje, których bardzo duży przy-
rost został zaobserwowany w I kwartale br.
Będzie się obserwować także nowe moce
w farmach PV wybudowanych w ramach
aukcji zakontraktowanych w 2019 i 2020 r.
Ponadto pojawiać się będą realizacje, w któ-
rych modelem biznesowym będzie sprze-
daż energii poza system aukcyjnym, a także
autokonsumpcja energii na miejscu na
potrzeby własne prosumenta biznesowego.
Najnowsze
prognozy
IEO
wska-
zują, że całkowita moc zainstalowana na
koniec 2025 r. wyniesie 21,6 GW (wzrost
o 14 GW w latach 2022–2025). Według
zaktualizowanych prognoz dotyczących
rocznych przyrostów nowych mocy Polska
w 2022 r. znajdzie się ponownie w pierw-
szej piątce, plasując się na czwartym miej-
scu w rankingu rocznych przyrostów mocy
w fotowoltaice.
Opracowanie na podstawie raportu IEO „Rynek Foto-
woltaiki w Polsce 2022”. Pena treść raportu jest do-
stępna pod adresem: www.ieo.pl
Rys. 10. Prognoza mocy zainstalowanej w PV [MW] do 2030 r. Oprac.: IEO
prawo
14
magazyn fotowoltaika 2/2022
owelizacja wprowadziła nowy system rozliczeń, który funk-
cjonować będzie na całkowicie odmiennych zasadach niż
istniejący dotychczas tzw. system opustów (net-metering). Pro-
sumenci, którzy nie przyłączyli swoich mikroinstalacji i nie roz-
poczęli dostawy energii elektrycznej do sieci elektroenergetycz-
nej przed dniem 31 marca 2022 r., będą rozliczać się według
nowych zasad – tzw. net-billingu. Zmiany będą dotyczyły zatem
zasadniczo tylko nowych prosumentów, ponieważ mikroinsta-
lacje odbiorców już przyłączone do sieci mają zagwarantowany
system opustów na 15 lat. Tym samym osoby, które przyłączyły
instalację do 31 marca 2022 r., będą jeszcze mogły korzystać ze
starego systemu rozliczeń. Zasadnicza różnica pomiędzy dotych-
czasowym systemem netmeteringowym a net-billingiem polega
na tym, że system net-meteringowy zakłada rozliczenie produkcji
energii ilościowo, a w net-billingu dochodzi do rozliczenia war-
tościowego.
O ile zasadność wprowadzenia nowego modelu rozliczeń pro-
sumentów była przedmiotem licznych dyskusji, tak już sam pro-
ces legislacyjny został przeprowadzony w błyskawicznym tempie.
Projekt Nowelizacji wpłynął do Sejmu 28 października 2021 r.,
zaś już następnego dnia doszło do jej uchwalenia przez Sejm. Tak
szybki czas procedowania znalazł odzwierciedlenie w lakonicz-
nym i ogólnikowym uzasadnieniu projektu Nowelizacji, co prze-
kłada się na brak jakichkolwiek wskazówek w zakresie interpreta-
cji przepisów prawa. Te zaś, z uwagi na stopień skomplikowania,
budzą uzasadnione wątpliwości.
Wprowadzona na mocy Nowelizacji zmiana zasad rozliczenia
wywoła skutek w postaci aktualizacji sposobu dokonywania rozli-
czeń przez prosumentów oraz przedsiębiorców energetycznych, co
znajduje również przełożenie na ich sytuację prawnopodatkową.
Zmiany w zakresie podatku dochodowego i akcyzy
Spośród zmian, które wprowadzone zostały na mocy Noweli-
zacji, w pierwszej kolejności warto zwrócić uwagę na wyłączenie
stosowania przepisów Ustawy o podatku dochodowym od osób
fizycznych do przychodów wynikających z rozliczeń energii
wytworzonej przez prosumenta energii odnawialnej, prosumenta
zbiorowego energii odnawialnej i prosumenta wirtualnego energii
odnawialnej. Tym samym ustawodawca przesądził w sposób jed-
noznaczny, że rozliczanie energii wytworzonej w instalacji foto-
woltaicznej przez prosumenta nie podlega opodatkowaniu podat-
kiem dochodowym.
Nie mniej istotna jest zmiana polegająca na precyzyj-
nym określeniu, na gruncie Ustawy z dnia 6 grudnia 2008 r.
o podatku akcyzowym, statusu pobranej przez prosumenta
energii elektrycznej podlegającej rozliczeniu w rozumieniu
przepisów Ustawy o OZE. W stanie prawnym obowiązującym
przed Nowelizacją doszło bowiem do wydania niekorzystnych
dla podatników orzeczeń sądów, w tym m.in. wyroku Naczel-
nego Sądu Administracyjnego z 6 maja 2021 r. (sygn. akt I
GSK 59/18). Przedstawiono w nich ocenę, że sprzedaż energii
elektrycznej przez zobowiązanego sprzedawcę na rzecz prosu-
menta jest przedmiotem opodatkowania akcyzą, nawet wówczas
gdy sprzedaż ta związana jest z rozliczeniem energii w ramach
mechanizmu przewidzianego w Ustawie o OZE. Wydaje się
jednak, że dotychczasowe orzecznictwo uległo dezaktualiza-
cji wobec wyraźnego doprecyzowania w art. 4 ust. 10 Ustawy
o OZE, że energia elektryczna podlegająca rozliczeniu, o którym
mowa w przepisach Ustawy o OZE, nie stanowi już sprzedaży
energii elektrycznej nabywcy końcowemu na terytorium kraju
ani też zużycia energii elektrycznej przez nabywcę końcowego,
jeżeli nie została od niej zapłacona akcyza w należnej wysokości
i nie można ustalić podmiotu, który dokonał sprzedaży tej ener-
gii elektrycznej nabywcy końcowemu. Po wejściu w życie Nowe-
lizacji sprzedaż energii prosumentowi przez sprzedawcę zobo-
wiązanego w ramach jej rozliczenia, o którym mowa w przepi-
sach Ustawy o OZE, nie powinna już zatem podlegać opodatko-
waniu akcyzą.
Kwestie podatkowe związane
z rozliczeniem prosumentów w systemie
net-billingu
Dnia 1 kwietnia 2022 r. weszła w życie Ustawa z dnia 29 października 2021 r.
o zmianie Ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw
(Dz. U. poz. 2376 ze zm.; dalej: Nowelizacja), stanowiąca implementację dyrek-
tywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2018/2001 z dnia 11 grudnia 2018 r.
w sprawie promowania stosowania energii z odnawialnych źródeł energii.
Przemysław Kałek, radca prawny, partner
Mateusz Kornacki, radca prawny
Kancelaria Radzikowski, Szubielska i Wspólnicy Sp.j.
prawo
15
magazyn fotowoltaika 2/2022
Podatek VAT a wytwarzanie energii elektrycznej
przez prosumenta
Działalność w postaci wytwarzania i wprowadzania do sieci
dystrybucyjnej elektroenergetycznej energii elektrycznej przez
prosumenta stanowi co do zasady działalność opodatkowaną
podatkiem VAT. Stanowisko w tym zakresie znalazło potwier-
dzenie również w orzecznictwie unijnym (por. wyrok Trybunału
Sprawiedliwości Unii Europejskiej z 20 czerwca 2013 r. w sprawie
C-219/12). Tego stanu rzeczy nie zmienia zawarte w Nowelizacji
wskazanie, z którego wynika, że działalność w powyższym zakre-
sie nie stanowi działalności gospodarczej w rozumieniu Ustawy –
Prawo przedsiębiorców.
Warto przy tym podkreślić, że prosumenci, u których wartość
sprzedaży nie przekroczyła łącznie w poprzednim roku podatko-
wym kwoty 200 000 zł, są co do zasady objęci zwolnieniem pod-
miotowym, z czym wiąże się brak obowiązku rejestracji w cha-
rakterze podatnika VAT czynnego oraz opodatkowywania sprze-
daży. Powyższa kwota obejmuje łączną wartość sprzedaży związa-
nej z działalnością prosumencką, jak również inną działalnością
gospodarczą, o ile prosument takową prowadzi. Z powyższego
zwolnienia podatnik może dobrowolnie zrezygnować i zarejestro-
wać się w charakterze podatnika VAT czynnego.
Na gruncie podatku VAT szczególnie istotnym zagadnie-
niem (zarówno dla prosumentów, jak i przedsiębiorstw elektro-
energetycznych) jest kwestia prawidłowego określenia podstawy
opodatkowania w podatku VAT. O ile w dotychczasowym sta-
nie prawnym wydane zostały liczne korzystne interpretacje indy-
widualne (np. interpretacje 0114-KDIP4-3.4012.80.2019.1.EK,
0114-KDIP4-1.4012.512.2020.1.RMA), z których wynikało, że
jeżeli prosument wprowadził określoną ilość energii elektrycznej
do sieci, a następnie pobrał energię z sieci na potrzeby własne, to
w pierwszej kolejności pobrana została energia „własna” (zmaga-
zynowana) prosumenta (wprowadzona przez niego wcześniej do
sieci, przeliczona z zastosowaniem odpowiedniego współczyn-
nika), a w dalszej kolejności pobrana została energia dostarczona
przez przedsiębiorstwo energetyczne jako sprzedawcę zobowią-
zanego. Wedle takiej linii interpretacyjnej, prosument w pod-
stawie opodatkowania uwzględni wyłącznie nadwyżki energii
wprowadzonej do sieci nad energią pobraną, a przedsiębiorstwo
elektroenergetyczne – kwotę obliczoną na podstawie różnicy
pomiędzy energią dostarczoną przez przedsiębiorstwo a ener-
gią wprowadzoną do sieci przez prosumenta (70–80 proc. ilości
tej energii, w zależności od zainstalowanej u prosumenta mocy
mikroinstalacji).
Podatek VAT a net-billing
Wydaje się jednak, że tego rodzaju linia interpretacyjna straci
na aktualności w odniesieniu do rozliczeń na zasadzie net-bil-
lingu. Nowy system zakłada bowiem rozliczenie według warto-
ści energii elektrycznej, a nie według ilości energii elektrycznej.
W takich warunkach zastosowanie argumentacji o magazyno-
waniu energii nie będzie już możliwe, ponieważ rozliczenie jest
kwotowe (według wartości energii elektrycznej) i nie następuje
poprzez „zwrot” energii.
Dla przedsiębiorstwa energetycznego będzie to oznaczać
konieczność wystawienia faktury na całość wolumenu energii
elektrycznej pobranego przez prosumenta z sieci elektroenerge-
tycznej (uwzględniając przy tym również wszystkie opłaty tary-
fowe), niezależnie od nadwyżek energii elektrycznej wprowadzo-
nych przez prosumenta do sieci.
Z kolei dla prosumentów będących podatnikami VAT zmiana ta
wiązać się będzie z obowiązkiem uwzględnienia w podstawie opo-
datkowania wartości nadwyżki energii elektrycznej wprowadzonej
do sieci (tj. iloczynu ilości wprowadzonej energii elektrycznej oraz
jej ceny). W nowym systemie rozliczeń nie będzie już dochodziło
do „zwrotu” na rzecz prosumenta wcześniej wyprodukowanej przez
niego energii (lecz jedynie wartości tej energii), a zatem podstawa
opodatkowania nie będzie mogła zostać pomniejszona o ilość ener-
gii wprowadzonej do sieci, a następnie zużytej przez prosumenta,
tak jak ma to miejsce w dotychczasowym systemie opustów.
Zmianę w powyższym zakresie należy ocenić jako wpływa-
jącą negatywnie na sytuację prosumentów niebędących podatni-
kami VAT. Podstawa opodatkowania wykazywana na fakturach
wystawianych przez przedsiębiorstwa energetyczne ulegnie zwięk-
szeniu, na skutek czego ciężar ekonomiczny VAT obciąży w cało-
ści prosumenta i nie będzie mógł zostać zneutralizowany. O ile
w aktualnych warunkach obniżonej stawki opodatkowania sprze-
daży energii elektrycznej kwestia ta nie wpływa istotnie na opła-
calność instalacji, tak w warunkach powrotu standardowej, 23-pro-
centowej stawki istotnie może wpłynąć na okres zwrotu instalacji.
finansowanie
16
magazyn fotowoltaika 2/2022
oniżej przedstawiamy syntetyczną analizę wskazującą wszel-
kie niezbędne informacje o dostępnych działaniach, upraw-
nionych beneficjentach, terminach ogłoszenia naborów oraz
poziomie dofinansowania.
Dotacje UE
I. Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska
i Gospodarki Wodnej
Program „Mój Elektryk”
a.
Nabór dla podmiotów innych niż osoby fizyczne
Termin naboru:
22.11.2021 r. – 30.09.2025 r.
Beneficjenci:
––
jednostki sektora finansów publicznych, w rozumieniu
Ustawy z dnia 27 sierpnia 2009 r. o finansach publicznych
(t.j.: Dz.U. z 2021 r. poz. 305),
––
instytuty badawcze w rozumieniu Ustawy z dnia 30 kwiet-
nia 2010 r. o instytutach badawczych (t.j.: Dz. U. z 2020 r.
poz. 1383),
––
przedsiębiorcy w rozumieniu Ustawy z dnia 6 marca 2018 r.
– Prawo przedsiębiorców (t.j.: Dz.U. z 2021 poz. 162),
––
stowarzyszenia w rozumieniu Ustawy z dnia 7 kwietnia
1989 r. – Prawo o stowarzyszeniach (t.j.: Dz. U. z 2020 r.,
poz. 2261),
––
fundacje w rozumieniu Ustawy z dnia 6 kwietnia 1984 r.
o fundacjach (t.j.: Dz.U. z 2020 poz. 2167),
––
spółdzielnie w rozumieniu Ustawy z dnia 16 września
1982 r. – Prawo spółdzielcze (t.j.: Dz. U. z 2021 r. poz. 648),
––
rolnicy indywidulani w rozumieniu Ustawy z 11 kwiet-
nia 2003 r. o kształtowaniu ustroju rolnego (t.j.: Dz. U.
z 2020 r., poz. 1655, z późn. zm.),
––
kościoły i inne związki wyznaniowe oraz ich osoby prawne,
––
organizacje religijne, których sytuacja prawna jest uregulo-
wana ustawami o stosunku państwa do kościołów i innych
związków wyznaniowych, działające w obrębie tych kościo-
łów i związków.
Typy projektów:
Zakup pojazdu zeroemisyjnego kategorii M1, N1 oraz L1e-L7e.
Forma i wysokość dofinansowania:
––
- dotacja bezzwrotna,
––
- do 70 000 zł w zależności od typu pojazdu.
b.
Nabór dla osób fizycznych
Termin naboru:
12.07.2021 r. – 30.09.2025 r.
Beneficjenci:
––
osoby fizyczne.
Typy projektów:
Zakup pojazdu zeroemisyjnego kategorii M1.
Forma i wysokość dofinansowania:
––
dotacja bezzwrotna,
––
do 27 000 zł.
Program „Energia Plus”
Typy projektów:
Przedsięwzięcia dotyczące budowy lub przebudowy jedno-
stek wytwórczych wraz z podłączeniem ich do sieci dystrybucyj-
nej/ przesyłowej, w których do produkcji energii wykorzystuje
się energię ze źródeł odnawialnych.
Termin naboru:
01.04.2022 r. – 16.12.2022 r.
Beneficjenci:
Przedsiębiorcy.
Forma i wysokość dofinansowania:
Pożyczka do 85% kosztów kwalifikowanych, od 0,5 mln zł do
300 mln zł:
––
na warunkach preferencyjnych: WIBOR 3M + 50 pb, nie
mniej niż 1,5% w skali roku,
––
na warunkach rynkowych (pożyczka nie stanowi pomocy
publicznej): oprocentowanie na poziomie stopy referencyj-
nej ustalanej zgodnie z komunikatem Komisji Europejskiej
Analiza dostępnych dotacji i pożyczek dla
inwestycji w odnawialne źródła energii w 2022 r.
Firma doradczo-konsultingowa Europrojekty Consulting sp. z o.o. przygotowała analizę źródeł i możliwości finansowania inwesty-
cji sektora odnawialnych źródeł energii w ramach regionalnych programów operacyjnych na lata 2014–2020, a także programów
krajowych Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej oraz jego oddziałów wojewódzkich.
Poziom dofinansowania wynosi do 100% kosztów kwalifikowanych przedsięwzięcia w zależności od programu, rodzaju podmiotu
oraz występowania pomocy publicznej (horyzontalnej lub de minimis) dla inwestycji.
FInAnSOWAnIe
17
magazyn fotowoltaika 2/2022
w sprawie zmiany metody ustalania stóp referencyjnych
i dyskontowych (Dz. Urz. UE C 14, 19.01.2008, str. 6),
–
pożyczka preferencyjna może być częściowo umorzona
w wysokości do 10% wypłaconej kwoty pożyczki, lecz nie
więcej niż 1 mln zł;
–
odsetki z tytułu oprocentowania spłacane są na bieżąco
w okresach kwartalnych, pierwsza spłata na koniec kwar-
tału kalendarzowego, następującego po kwartale, w którym
wypłacono pierwszą transzę środków,
–
okres fi nansowania – pożyczka może być udzielona na
okres nie dłuższy niż 15 lat liczony od daty planowanej
wypłaty pierwszej transzy pożyczki do daty planowanej
spłaty ostatniej raty kapitałowej,
–
okres karencji – przy udzielaniu pożyczki może być stoso-
wana karencja w spłacie rat kapitałowych, liczona od daty
wypłaty ostatniej transzy pożyczki do daty spłaty pierwszej
raty kapitałowej, lecz nie dłuższa niż 12 miesięcy od daty
zakończenia realizacji przedsięwzięcia.
II. Wojewódzki fundusz ochrony środowiska
i gospodarki wodnej
Program „Czyste Powietrze”
Termin naboru:
Nabór ciągły.
Benefi cjenci:
–
osoby fi zyczne – właściciele lub współwłaściciele jed-
norodzinnych budynków mieszkalnych lub wydzielo-
nych w budynkach jednorodzinnych lokali mieszkalnych
z wyodrębnioną księgą wieczystą o dochodzie rocznym
nieprzekraczającym kwoty 100 000 zł.
Typy projektów:
1. Przedsięwzięcie obejmujące demontaż nieefektywnego źró-
dła ciepła na paliwo stałe oraz zakup i montaż pompy ciepła typu
powietrze-woda albo gruntowej pompy ciepła do celów ogrze-
wania lub ogrzewania i c.w.u.
Dodatkowo mogą być wykonane (dopuszcza się wybór wię-
cej niż jednego elementu z zakresu):
–
demontaż oraz zakup i montaż nowej instalacji centralnego
ogrzewania lub c.w.u. (w tym kolektorów słonecznych),
–
zakup i montaż mikroinstalacji fotowoltaicznej,
–
zakup i montaż wentylacji mechanicznej z odzyskiem
ciepła,
–
zakup i montaż ocieplenia przegród budowlanych, okien,
drzwi zewnętrznych, drzwi/bram garażowych (zawiera
również demontaż),
–
dokumentacja dotycząca powyższego zakresu: audyt ener-
getyczny (pod warunkiem wykonania ocieplenia prze-
gród budowlanych), dokumentacja projektowa, ekspertyzy.
2. Przedsięwzięcie obejmujące demontaż nieefektywnego źró-
dła ciepła na paliwo stałe oraz:
–
zakup i montaż innego źródła ciepła niż wymienione w pkt.
1 (powyżej) do celów ogrzewania lub ogrzewania i c.w.u.,
albo
–
zakup i montaż kotłowni gazowej.
Dodatkowo mogą być wykonane (dopuszcza się wybór wię-
cej niż jednego elementu z zakresu):
–
demontaż oraz zakup i montaż nowej instalacji centralnego
ogrzewania lub c.w.u. (w tym kolektorów słonecznych,
pompy ciepła wyłącznie do c.w.u.),
–
zakup i montaż mikroinstalacji fotowoltaicznej,
–
zakup i montaż wentylacji mechanicznej z odzyskiem
ciepła,
–
zakup i montaż ocieplenia przegród budowlanych, okien,
drzwi zewnętrznych, drzwi/bram garażowych (zawiera
również demontaż),
–
dokumentacja dotycząca powyższego zakresu: audyt ener-
getyczny (pod warunkiem wykonania ocieplenia prze-
gród budowlanych), dokumentacja projektowa, ekspertyzy.
3. Przedsięwzięcie nie obejmujące wymiany źródła ciepła na
paliwo stałe na nowe źródło ciepła, a obejmujące (dopuszcza się
wybór więcej niż jednego elementu z zakresu):
–
zakup i montaż wentylacji mechanicznej z odzyskiem
ciepła,
–
zakup i montaż ocieplenia przegród budowlanych, okien,
drzwi zewnętrznych, drzwi/bram garażowych (zawiera
również demontaż),
–
wykonanie dokumentacji dotyczącej powyższego zakresu:
PROSUMENT
magazyn
magazyn
fotowoltaika
dodatek do „Magazynu Fotowoltaika”
III edycja
INSTALACJE • PRZEPISY • FINANSOWANIE
Bezpłatny dodatek dla prenumeratorów
„Magazynu Fotowoltaika”
PORADNIK
PROSUMENTA
finansowanie
18
magazyn fotowoltaika 2/2022
audytu energetycznego (pod warunkiem wykonania ocie-
plenia przegród budowlanych), dokumentacji projektowej,
ekspertyz.
Forma i wysokość dofinansowania:
––
dotacja do 100% kosztów kwalifikowanych w zależności
od rodzaju przedsięwzięcia,
––
dotacja z przeznaczeniem na częściową spłatę kapitału kre-
dytu bankowego (uruchomienie w późniejszym terminie),
––
dotacja może wynosić do 30 000 zł dla podstawowego
poziomu dofinansowania, do 37 000 zł dla podwyższonego
poziomu dofinansowania, do 69 000 zł dla najwyższego
poziomu dofinansowania.
Program „Agroenergia”
Termin naboru:
Nabór ciągły.
Beneficjenci:
––
osoba fizyczna będąca właścicielem lub dzierżawcą nieru-
chomości rolnych, których łączna powierzchnia użytków
rolnych zawiera się w przedziale od 1 ha do 300 ha oraz co
najmniej rok przed złożeniem wniosku prowadząca osobi-
ście gospodarstwo rolne,
––
osoba prawna będąca właścicielem lub dzierżawcą nieru-
chomości rolnych, których łączna powierzchnia użytków
rolnych zawiera się w przedziale od 1 ha do 300 ha oraz co
najmniej rok przed złożeniem wniosku o udzielenie dofi-
nansowania prowadząca działalność rolniczą lub działal-
ność gospodarczą w zakresie usług rolniczych.
Typy projektów:
1. Przedsięwzięcia polegające na zakupie i montażu:
a.
instalacji fotowoltaicznych o zainstalowanej mocy elek-
trycznej większej niż 10 kW oraz nie większej niż 50 kW,
b.
instalacji wiatrowych o zainstalowanej mocy elektrycznej
większej niż 10 kW oraz nie większej niż 50 kW,
c.
pomp ciepła o mocy większej niż 10 kW oraz nie więk-
szej niż 50 kW, przy czym złożenie wniosku jest uwa-
runkowane wcześniejszym przeprowadzeniem audytu
energetycznego, który rekomenduje wnioskowany zakres
przedsięwzięcia,
d.
instalacji hybrydowej, takiej jak: fotowoltaika wraz
z pompą ciepła lub elektrownia wiatrowa wraz z pompą
ciepła, sprzężonej w jeden układ (dofinansowaniu podle-
gają również instalacje hybrydowe o sumarycznej mocy
urządzeń wytwórczych powyżej 50 kW, przy czym moce
poszczególnych jednostek wytwarzania energii nie mogą
przekraczać 50 kW), przy czym złożenie wniosku jest uwa-
runkowane wcześniejszym przeprowadzeniem audytu
energetycznego, który rekomenduje zastosowanie pomp
ciepła, służących zaspokajaniu własnych potrzeb energe-
tycznych Wnioskodawcy w miejscu prowadzenia działal-
ności rolniczej.
2. Zakup i montaż towarzyszących magazynów energii dla insta-
lacji z pkt. 1 lit. a, b oraz d. Warunkiem dofinansowania jest obli-
gatoryjna realizacja inwestycji dotyczącej zakresu przedsięwzięć
określonych w pkt. 1.
Forma i wysokość dofinansowania:
1. Dofinansowanie udzielane w formie dotacji do 20% kosztów
kwalifikowanych, w szczególności:
––
dla instalacji o mocy od 10 do 30 kW do 20%, nie więcej
niż 15 000 zł,
––
dla instalacji o mocy od 30 do 50 kW do 13%, nie więcej
niż 25 000 zł.
2. Dla przedsięwzięć dotyczących budowy instalacji hybrydo-
wej, takiej jak fotowoltaika wraz z pompą ciepła lub elektrow-
nia wiatrowa wraz z pompą ciepła, sprzężonej w jeden układ,
dofinansowanie wyliczane jest na podstawie mocy zainstalo-
wanej każdego urządzenia osobno oraz przewiduje się dodatek
w wysokości 10 000 zł.
3. Dofinansowanie do 20% kosztów kwalifikowanych dla towa-
rzyszących magazynów energii, przy czym koszt kwalifikowany
nie może wynosić więcej niż 50% kosztów źródła wytwarzania
energii. Warunkiem udzielenia takiego wsparcia na magazyn
energii jest zintegrowanie go ze źródłem energii, które będzie
realizowane równolegle w ramach projektu.
DOTACJE 2021-2027
Bezzwrotne dotacje do 85 % kosztów przeznaczonych na:
ZAKUP INSTALACJI ODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII
(np. FOTOWOLTAIKA, POMPY CIEPŁA, magazyny energii,
BIOGAZOWNIE, GENERATORY WIATROWE , BIOMASA)
Finansowanie:
• Dokumentacja projektowa
• Instalacje OZE
• Roboty budowlane
• Zarządzanie i nadzór nad inwestycją
• Promocja inwestycji
Oferta konsultingowa naszej firmy dotyczy opracowania:
1. Kompleksowej dokumentacji wnioskującej o dotacje.
2. Analiz, Biznes planów i Studiów wykonalności inwestycji oraz Kart informacyjnych.
3. Dokumentów do otrzymania Warunków zabudowy, Decyzji środowiskowej, Pozwolenia na
budowę, Warunków technicznych przyłącza energetycznego.
5. Specyfikacji istotnych warunków zamówienia (SIWZ) dla wyłonienia wykonawcy.
6. Nadzór inwestorski/branżowy.
7. Audyty energetyczne, ekonomiczne, elektryczne.
8. Charakterystyki Energetycznej nieruchomości przeznaczonych dla inwestycji OZE.
CECHUJE NAS PEŁNA SKUTECZNOŚĆ I GWARANCJA USŁUG PRZY ZACHOWANIU NAJNIŻSZYCH CEN
- UDZIELAMY GWARANCJI POZYSKANIA DOFINANSOWANIA Z DOTACJI UE.
ul. Św. Marcin 29/8
61-806 Poznań
tel. +48 601 80 80 22
www.europrojekty.com | biuro@europrojekty.com
al. Wyzwolenia 56/1711
71-500 Szczecin
tel. +48 792 900 211
20
magazyn fotowoltaika 2/2022
technologie
o programu kwalifikacji produktów PQP (ang. Product Quali-
fication Program), rygorystycznej serii symulacji warunków
pracy w terenie, swoje moduły zgłosiła rekordowa liczba 25 produ-
centów z całego świata. Dzięki spójnej metodologii testowania oraz
rankingowania urządzeń w laboratoriach PVEL i w terenie moż-
liwe jest jakościowe porównanie gotowych produktów zgłoszo-
nych do procedury PQP. Regularne aktualizacje sekwencji testów
dostarczają danych na temat nowych technologii i technik produk-
cyjnych modułów fotowoltaicznych. Corocznie publikowana karta
wyników pomaga inwestorom, projektantom, wykonawcom, użyt-
kownikom końcowym i innym właścicielom aktywów związanych
z fotowoltaiką wybierać odpowiednie dla siebie urządzenia. Dane
empiryczne zawarte w karcie pozwalają na budowanie modeli finan-
sowych, których podstawą jest analiza uzysku energii na poziomie
projektu w zakładanym czasie jego funkcjonowania. W zasadniczy
sposób ogranicza to ryzyko inwestycyjne przedsięwzięcia. Szczegó-
łowe raporty z testów PVEL oraz z pełnej listy zestawień materia-
łowych BOM (ang. Bill of Materials) są dostępne dla społeczności
fotowoltaicznej, można z nich korzystać bezpłatnie.
Karty wyników PVEL podsumowują coroczne rezultaty nieza-
leżnych, restrykcyjnych testów, określając poszczególne typy modeli
modułów fotowoltaicznych jako tzw. Top Performers w sześciu róż-
nych kategoriach badawczych. Wyniki testów wytrzymałościowych
i starzeniowych wykonywanych w laboratoriach PVEL i w terenie
pokazują, że zastosowanie poszczególnych komponentów od róż-
nych producentów w modułach fotowoltaicznych może dramatycz-
nie wpłynąć na końcową jakość produktu. Moduły fotowoltaiczne
dokładnie tego samego typu mogą być produkowane z elementów
pochodzących od różnych dostawców. Producenci mogą dowolnie
dobierać i dopasowywać integralne komponenty (także ogniwa),
pod warunkiem że wszystkie one wymienione są w raporcie certy-
fikacji modelu IEC. Do tej pory PVEL przetestował w programie
PQP dla modułu fotowoltaicznego ponad 500 zestawień kompo-
nentów od ponad 50 producentów. PQP testuje wszystkie mate-
riały BOM w ten sam sposób: za pomocą skalibrowanego sprzętu,
w spójnych środowiskach testowych identyfikując ich wady techno-
logiczne i materiałowe.
Testowane elementy modułu
Rama: zapewnia mechaniczne wzmocnienie i umożliwia mon-
taż modułu na stelażu. Niewłaściwa konstrukcja ramy może prowa-
dzić do awarii mechanicznych i/lub uszkodzenia ogniw, zmniejsza
moc wyjściową. Liczba wysokości testowanych ram: 6.
Klej do ramek: przykleja ramkę do modułu. Niewłaściwe
zamocowanie ramy może zwiększyć prawdopodobieństwo uszko-
dzenia modułu i/lub pęknięć ogniw. Typy testowanych klejów do
ramek: 15.
Szyba przednia: umożliwia dotarcie światła do ogniwa, a jed-
nocześnie chroni moduł przed wilgocią i uderzeniami. Pęknięcia
szkła mogą prowadzić do korozji i problemów z bezpieczeństwem.
Dostawcy przetestowani pod kątem tej karty wyników: 12.
Powłoka szklana: materiał na powierzchni szkła, który zwięk-
sza wydajność modułu poprzez redukcję odbić światła. Wydajność
energetyczna spada wraz z degradacją powłoki. Modele przetesto-
wane pod kątem tej karty wyników: 24.
Obudowa (folia) przednia: skleja ogniwa słoneczne z przed-
nią powierzchnią modułu – szybą. Degradacja może spowodować
przebarwienia, rozwarstwienie i/lub korozję. Modele przetesto-
wane: 27.
Ogniwa: konwertują energię promieniowania słonecznego
w energię elektryczną. Awaria poszczególnych ogniw znacznie
zmniejsza moc wyjściową modułu. Producenci przetestowani
pod kątem tej karty wyników: 23.
Interkonekty: zapewniają kontakt pomiędzy ogniwami a prze-
wodami modułu. Uszkodzenie może spowodować zwarcie i utratę
przepływu prądu elektrycznego. Typy testowane dla tej karty wyni-
ków: 15.
Topnik: Czyści połączenia ogniw, umożliwiając prawidłowe
lutowanie. Reakcje chemiczne między topnikiem a innymi składni-
kami chemicznymi modułu mogą powodować korozję lutu, prowa-
dząc do utraty mocy i/lub gorących punktów. Dla tej karty wyni-
ków przetestowano 14 różnych topników.
Tylna obudowa (folia): umożliwia spajanie ogniw słonecz-
nych z tylną powierzchnią modułu. Degradacja może spowodować
przebarwienia, rozwarstwienie i/lub korozję. Liczba przetestowa-
nych rodzajów pod kątem tej karty wyników: 33.
Pokrycie tylne (ang. Backsheet, Glass): Zakrywa i chroni
tył modułów. W modułach bifacjalnych przezroczysta tylna
powierzchnia (szyba) przepuszcza światło odbite od podłoża do
Najlepsze moduły fotowoltaiczne
PV Evolution Labs (PVEL), członek Kiwa Group, po raz ósmy zaprezentowało kartę wyników niezawodności modułów fotowoltaicz-
nych PVEL 2022. Karta obrazuje zachowanie modułów oraz ich stan po przeprowadzeniu szeregu testów opracowanych w 2012 r.
i ciągle aktualizowanych.
Fot. PVEL
21
magazyn fotowoltaika 2/2022
TeCHnOLOGIe
modułu. Pęknięta płyta tylna lub szyba tylna mogą prowadzić do
rozwarstwienia, korozji i/lub problemów z bezpieczeństwem. Typy
testowane dla tej karty wyników: 34. W 71% testowanych modułów
użyto tyłów elastycznych, w 29% użyto szyby.
Puszka przyłączeniowa: mieści oraz chroni diody obejściowe
i końcówki elektryczne – połączenia – między wewnętrznym obwo-
dem modułu a kablami zewnętrznymi. Niewłaściwe uszczelnienie
osadzenia puszki umożliwia przedostawanie się wilgoci i/lub zanie-
czyszczeń do wewnątrz, co może prowadzić do korozji i/lub awa-
rii elektrycznej oraz pożaru. Dostawcy przetestowani pod kątem tej
karty wyników: 18.
Spoiwo skrzynki przyłączeniowej: uszczelnia i chroni
wewnętrzne elementy skrzynki przyłączeniowej. Słabej jakości spo-
iwo szybko twardnieje, przepuszcza wilgoć do puszki połączenio-
wej, co może powodować korozję połączeń i awarie, a także pożar.
Typy spoiwa przetestowane dla tej karty wyników: 14.
Diody: przewodzą prąd podczas zacieniania modułu, aby zapo-
biec uszkodzeniom – powstawaniu gorących punktów (hot spo-
tów). Uszkodzone diody powodują zwarcie, wyłączenie pracy 1/3
modułu lub powstawanie gorących punktów, które mogą powodo-
wać pęknięcia ogniw, stopienie materiałów modułu, a w konsekwen-
cji pożar. Dostawcy przetestowani pod kątem tej karty wyników: 23.
Historyczna karta wyników. Producenci są uszeregowani według liczby lat, przez które zostali uznani za najlepszych wykonawców, w porządku alfabetycznym. Źródło: PVEL
22
magazyn fotowoltaika 2/2022
TeCHnOLOGIe
Klej do puszek przyłączeniowych: przykleja puszkę przy-
łączeniową do modułu. Niewłaściwy klej do skrzynki przyłą-
czeniowej może umożliwić wnikanie wilgoci i problemy z bez-
pieczeństwem. Typy klejów przetestowane dla tej karty wyni-
ków: 15.
Złącza: Punkt połączenia elektrycznego między modułami.
Niedopasowanie złącza lub nieprawidłowa instalacja mogą powo-
dować wyładowania łukowe i pożary. Dostawcy przetestowani
pod kątem tej karty wyników: 17.
Dlaczego testowanie na poziomie BOM jest ważne?
Wyniki testów PVEL laboratoryjnych i terenowych pokazują,
że poszczególne komponenty modułu fotowoltaicznego mogą rady-
kalnie wpłynąć na jakość całego gotowego produktu. Moduły foto-
woltaiczne o dokładnie tym samym typie, modelu mogą być produ-
kowane z zupełnie różnych BOM-ów. Ponieważ producenci modu-
łów mogą dowolnie komponować i dopasowywać integralne mate-
riały od różnych dostawców i producentów poszczególnych elemen-
tów, także ogniwa, te same modele, typy mogą znacznie różnić się
od siebie poszczególnymi parametrami oraz trwałością. Dlatego też,
dla wielkoskalowych projektów fotowoltaicznych, zestawienia uży-
tych do produkcji materiałów (BOM) mają kluczowe znaczenie.
Producenci modułów fotowoltaicznych dołączają na życzenie klien-
tów BOM-y oraz – w przypadku wielozakładowych fi rm – miej-
sce wykonywania zamawianych partii urządzeń. Chociaż poszcze-
gólne BOM-y nie są sprzedawane nabywcom, raporty PQP wyraź-
nie dokumentują BOM każdego modelu, który dobrze wypadł
w testach. Także partnerzy niższego szczebla PVEL mogą wykorzy-
stywać raporty PQP do określania BOM-u w umowach na dostawy.
Kwalifikacja modułów do karty wyników i ich ocena
Aby kwalifi kować się do karty wyników, producenci muszą
posiadać:
1.
Ukończoną w ciągu 18 miesięcy od 2022 r. procedurę świadka
fabrycznego.
2.
Przekazane wszystkie moduły, indywidualnie poświadczone
przez producenta do wszystkich testów niezawodności zgod-
nie z procedurą.
Nie wszystkie produkty lub typy modeli są reprezentowane
w każdym teście. Producenci mają możliwość swobodnego wyboru
rezultatów testów modułów umieszczanych na karcie wyników.
Karta wyników niezawodności modułów fotowoltaicznych 2022
pokazuje najlepsze wyniki w sześciu kategoriach testów PQP. Naj-
lepsze wyniki są określane przez uśrednienie wyników każdego ele-
mentu modułu przetestowanego przez PVEL, który jest monto-
wany w ramach tego samego typu, modelu. Najlepsze wyniki w każ-
dym z testów niezawodności pojawiające się na karcie wyników
muszą mieć < 2% degradacji mocy po danym teście. Najlepsi wyko-
nawcy PAN (pliki wydajności) Performance muszą mieścić się
w górnym kwartylu pod względem uzysku energii w symulacjach
PVsyst fi rmy PVEL.
Testy i wyniki
Test Th ermal Cycling (TC) PVEL – badanie „cykle termiczne”
Test Th ermal Cycling (TC) PVEL ocenia zdolność modułu
fotowoltaicznego do wytrzymywania zmian temperatury. Podczas
gdy temperatury otoczenia zmieniają się codziennie i sezonowo na
większości rynków energii słonecznej, najlepsze wyniki TC są naj-
bardziej oczekiwane w miejscach, w których w nocy temperatury są
znacznie niższe niż w ciągu dnia. Są to obszary pustynne i regiony
położone na dużych wysokościach.
Komponenty modułu fotowoltaicznego rozszerzają się lub kur-
czą wraz ze zmianą temperatury. Oczekiwaną wielkość rozszerza-
nia lub kurczenia wyraża się liczbą zwaną współczynnikiem roz-
szerzalności cieplnej. Współczynniki rozszerzalności cieplnej róż-
nią się w zależności od materiału, np. połączenia między ogniwami
a szynowodami. Ponieważ temperatura modułu zmienia się w ciągu
dnia, zmienność współczynników rozszerzalności cieplnej może
powodować wewnętrzne naprężenia w module, uszkadzając jego
elementy, w szczególności połączenia lutowane ogniw. Zmęcze-
nie połączenia lutowniczego może drastycznie obniżyć wydajność
modułu.
Tegoroczne wyniki TC były najlepsze w historii PVEL: 90%
testowanych BOM-ów uległo degradacji o mniej niż 2%, przy
medianie 0,72% i średniej 0,97%.
Zestawienia komponentów z połączeniami ogniw MBB osią-
gnęły średnio lepsze wyniki testów niż starsze konstrukcje szy-
noprzewodów, co wskazuje, że można rozwiązać problemy
z lutowaniem.
Dwa zestawienia komponentów, które przeszły wymaga-
nia normy IEC 61215 TC 200, uległy ostatecznie degradacji
o ponad 5% po teście TC 600 PVEL. Pokazuje to, że przyspieszone
testowanie pozostaje niezbędne do ograniczania ryzyka.
PVEL’s Damp Heat (DH) – badanie „ciepło i wilgoć”
Test wilgotnego ciepła (DH) fi rmy PVEL ocenia wpływ ciepła
i wilgotności na niezawodność modułu fotowoltaicznego. Oceniana
jest podatność na wnikanie wilgoci, rozwarstwianie i korozję. Elek-
trownie fotowoltaiczne w gorących środowiskach o wysokiej wil-
gotności wymagają modułów fotowoltaicznych z najlepszymi wyni-
kami badania DH.
Test wilgotnego ciepła symuluje długotrwałe tryby degrada-
cji i awarii, które są typowe w warunkach wysokich temperatur
i dużej wilgotności. Wilgoć i ciepło mogą osłabiać materiały wią-
żące moduł fotowoltaiczny. Kiedy przyczepność tych materiałów
słabnie z powodu niskiej jakości komponentów i/lub niespełniają-
cych standardów procesów laminowania, wilgoć może wnikać do
wewnątrz modułu i powodować korozję materiałów. Rezultatami są
utrata wydajności i problemy z bezpieczeństwem.
Fot. PVEL
23
magazyn fotowoltaika 2/2022
TeCHnOLOGIe
W DH występował szeroki zakres wynikowy: 50% BOM osią-
gnęło najlepsze wyniki po pełnej sekwencji testowej. Jeden BOM
pogorszył się o 54%, co stanowi najgorszy wynik DH w historii
PVEL.
Tylko 23% najlepiej działających BOM-ów wymaga stabilizacji
borowo-tlenowej w celu osiągnięcia degradacji < 2% w porównaniu
z 70% w 2021 r. Ta redukcja destabilizacji sprawia, że wyniki testu
DH są znacznie łatwiejsze do interpretacji przez kupujących. Ulep-
szenia te były spowodowane zwiększonym wykorzystaniem domie-
szek galu podczas produkcji ogniw krystalicznych.
W kilku zestawieniach komponentów najlepszych wykonaw-
ców, których wyniki okazały się niepokojące, wykorzystano niemal
identyczne, lecz różne materiały od tych samych producentów. To
dowodzi, że drobne zmiany komponentów mogą poważnie wpły-
nąć na niezawodność urządzeń.
PVEL’s Mechanical Stress Sequence (MSS) – badanie „sekwen-
cja naprężeń mechanicznych”
Sekwencja naprężeń mechanicznych (MSS) PVEL ma dwa
główne cele: ustalenie, czy ogniwa w modułach fotowoltaicznych są
podatne na pękanie pod ciśnieniem i czy uszkodzenie ogniw może
spowodować utratę mocy lub doprowadzić do powstawania gorą-
cych punktów – potencjalnego zagrożenia bezpieczeństwa w tere-
nie. Dobre wyniki MSS są najważniejsze dla lokalizacjach projek-
tów, w których występują ekstremalne zjawiska i warunki pogo-
dowe, w tym obfi te opady śniegu i silne wiatry.
Pęknięcia mogą tworzyć się w ogniwach w wyniku nadmiernego
naprężenia termicznego i/lub naprężenia mechanicznego. Napręże-
nia te mogą wynikać z wad produkcyjnych, nieprawidłowych pro-
cedur obsługi, dziennych wahań temperatury, cykli zamarzania
i rozmrażania, wiatru, nagromadzenia śniegu i gradobicia. Jeśli pęk-
nięcia ograniczają przepływ prądu przez ogniwo, moduły fotowol-
taiczne mogą wytwarzać mniej energii. W takim scenariuszu mogą
tworzyć się gorące punkty, co zwiększa ryzyko zwarć doziemnych,
łukowych i awarii.
Podczas gdy 72% BOM-ów osiągnęło najlepsze wyniki w MSS,
PVEL zaobserwował znaczną liczbę awarii podczas tej sekwencji
w testach karty wyników w 2022 r. Najczęstszym powodem awarii
było stłuczenie szkła.
Ponad 80% modułów o wysokości powyżej 2100 mm to Top
Performance, w porównaniu do zaledwie 68% modułów o wyso-
kości poniżej 2100 mm. Wskazuje to, że większe moduły można
zoptymalizować pod kątem wytrzymałości mechanicznej.
Uszkodzenia materiałowe szkło/szkło w MSS to pęknięcia
szkła, a nie uszkodzenia na poziomie ogniwa. BOM-y typu szkło/
warstwa tylna elastyczna były bardziej podatne na pękanie ogniw,
ale mniej podatne na pękanie szkła.
Potential-induced degradation (PID) – badanie „degradacja
indukowanym napięciem”
Degradacja indukowana potencjałem (PID) jest wyzwalana
przez wysokie napięcia systemu fotowoltaicznego w systemach
nieuziemionych. PID jest bardziej prawdopodobna w projek-
tach wykorzystujących falowniki beztransformatorowe, szczegól-
nie w środowiskach o wysokiej temperaturze i dużej wilgotności.
Podczas gdy PID jest czasami odwracalna, to poważna i trwała PID
może zmniejszyć uzysk energii nawet o 30%.
PID może wystąpić w ciągu kilku tygodni od uruchomienia.
Zwykle pojawia się, gdy między ramą modułu fotowoltaicznego
a ogniwami występuje ujemne napięcie, które powoduje migra-
cję jonów sodu ze szkła modułu fotowoltaicznego do ogniw,
które są zazwyczaj pokryte powłoką antyrefl eksyjną z azotku
krzemu (SiN). W komórkach podatnych na PID otworki
w powłoce SiN są wystarczająco duże, aby umożliwić wnikanie
jonów sodu do komórki, tworząc tzw. boczniki. Może to spowo-
dować nieodwracalne zmniejszenie wydajności modułu. Alter-
natywnie, odwracalna forma PID może wystąpić, gdy napięcie
obwodu wewnętrznego modułu fotowoltaicznego względem
ziemi tworzy nagromadzenie ładunku statycznego, powodując
również utratę mocy.
Wyniki uległy znacznej poprawie w porównaniu z kartą wyni-
ków z 2021 r., w której odnotowano najwyższe średnie i mediany
wskaźników PID w historii PVEL. PID pozostaje jednak nieroz-
wiązanym problemem: 5% BOM-ów przetestowanych dla tej karty
wyników uległo pogorszeniu wydajności o >8% .
Podczas gdy najlepsze wyniki zaobserwowano w BOM-ach
z enkapsulantami EVA, BOM-y z enkapsulantami POE były gene-
ralnie mniej podatne na PID. 93% BOM-ów POE to najlepsi wyko-
nawcy roku 2022 w porównaniu do 72% BOM-ów EVA.
Średnia utrata mocy dla modułów jednostronnych była nieco
niższa niż średni współczynnik PID FSB dla modułów dwustron-
nych. W przeciwieństwie do zeszłorocznego zbioru testowego
modułów dwustronnych, wskaźnik degradacji PID dla obydwu
typów w tym roku był bardzo wyrównany.
Degradacja mocy po testach MSS. Źródło: PVEL
Statystyki PVEL