PV_2_22

Welcome to interactive presentation, created with Publuu. Enjoy the reading!

Made with Publuu.com

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

fotowoltaika

Raport

Rynek fotowoltaiki w Polsce 2022

Prawo

Kwestie podatkowe związane z rozliczeniem prosumentów w systemie net-billingu

Finansowanie

Analiza dostępnych dotacji i pożyczek dla inwestycji

w odnawialne źródła energii w 2022 r.

Technologie

Najlepsze moduły fotowoltaiczne

Magazyny energii jako sposób na odblokowanie mocy przyłączeniowych

Nauka

Jak przedłużyć żywotność modułów fotowoltaicznych do 50 lat

– raport Durable Module Materials (DuraMAT)

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

Rynek oferty

Nieprzerwany łańcuch dostaw usługą pożądaną na rynku fotowoltaiki. EC-GROUP

Renac Power Residential ESS. RENAC

Czy instalacja z magazynem energii jest opłacalna? SOLTEC

GoodWe – najbardziej wydajny azjatycki producent w piątej edycji berlińskiego testu

domowych systemów magazynowania energii. GOODWE

Nowa seria produktów PV+ESS. KEHUA

Falowniki hybrydowe – podwójne bezpieczeństwo. SOLPLANET

Nowości

Aktualności

Kraj

Świat

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

<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

wymagana

wymagane

wymagana

>2 MW

50%

wymóg

powyżej

5000

wymagane

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

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

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

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

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

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

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”

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.

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

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

fotowoltaika

dodatek do „Magazynu Fotowoltaika”

III edycja

INSTALACJE • PRZEPISY • FINANSOWANIE

Bezpłatny dodatek dla prenumeratorów

„Magazynu Fotowoltaika”

PORADNIK

PROSUMENTA

finansowanie

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:

instalacji fotowoltaicznych o zainstalowanej mocy elek-

trycznej większej niż 10 kW oraz nie większej niż 50 kW,

instalacji wiatrowych o zainstalowanej mocy elektrycznej

większej niż 10 kW oraz nie większej niż 50 kW,

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,

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

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

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

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:

Ukończoną w ciągu 18 miesięcy od 2022 r. procedurę świadka

fabrycznego.

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

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

magazyn fotowoltaika 2/2022

technologie

Light-induced degradation (LID) and light-and-elevated tem-

perature-induced degradation (LETID) – badanie „degradacja

indukowanym światłem” oraz „degradacja indukowanym świa-

tłem i podwyższoną temperaturą”

Degradacja indukowana światłem (LID) oraz degradacja

wywołana światłem i podwyższoną temperaturą (LETID) to zjawi-

ska oparte na komórkach wywoływane przez ekspozycję na świa-

tło, które należy uwzględnić w modelach wydajności energetycz-

nej. Wskaźniki LID różnią się w zależności od technologii ogniw

i zazwyczaj stabilizują się w ciągu kilku dni lub tygodni pracy w tere-

nie. LETID wpływa głównie na komórki PERC. Badania sugerują,

że jest to konsekwencja pewnych technik redukcji LID stosowa-

nych w produkcji i jest najbardziej dotkliwa w gorącym klimacie.

LID występuje, gdy ekspozycja na światło wyzwala tworze-

nie kompleksów bor-tlen w krzemowych ogniwach słonecznych

domieszkowanych borem. Maksymalna utrata mocy LID jest zwy-

kle osiągana w ciągu kilku dni lub tygodni po instalacji w tere-

nie. Ogniwa monokrystaliczne typu p, które wykorzystują bor do

domieszkowania komórek, mogą być bardziej podatne na LID.

Trwająca w branży ewolucja w kierunku ogniw typu p wykorzystu-

jących domieszki galu i ogniw typu n wykorzystujących domieszki

fosforu spowodowała zauważalny spadek strat mocy LID.

LETID może wpływać na zaawansowane typy komórek, takie

jak PERC. Występuje, gdy ogniwa podczas pracy osiągają tempera-

turę powyżej 40 °C. Te temperatury robocze występują w gorących

środowiskach oraz w regionach o klimacie umiarkowanym w okre-

sach wysokiego napromieniowania. Degradacja LETID osiąga

swój maksymalny punkt po miesiącach lub latach. Po kilku kolej-

nych latach utrata mocy może ostatecznie do pewnego stopnia się

ustabilizować.

Prawie wszystkie BOM-y testowane w tej kategorii w tym roku

znalazły się wśród najlepszych wykonawców. Tylko jeden BOM

miał wskaźnik degradacji powyżej 3%.

Ulepszone wyniki testów LID + LETID były w dużej mierze

spowodowane postępami w domieszkowaniu krzemu– w kluczo-

wym etapie procesu produkcyjnego komórek krystalicznych.

Dostępne na rynku moduły sprzedawane w ramach tego samego

modelu Top Performers mogą zachowywać się inaczej w terenie.

Producenci często oferują klientom kilka BOM-ów o różnej wydaj-

ności i kosztach, więc kupujący powinni odnieść się do raportów

PVEL, aby określić pożądane BOM-y podczas negocjowania umów

na dostawę modułów fotowoltaicznych.

PVEL’s PAN files – tworzenie plików wydajności

Pliki PAN PVEL symulują wydajność modułu fotowoltaicz-

nego w różnych warunkach temperatury i natężenia napromienio-

wania i są wykorzystywane jako dane wejściowe do modeli energe-

tycznych. Korzystanie z danych empirycznych dotyczących wydaj-

ności poprawia dokładność prognozy uzysku energii dla wszystkich

projektów, ale ma największy wpływ w ekstremalnych środowi-

skach (np. warunki o wysokiej temperaturze lub niskim natężeniu

promieniowania), które są słabo reprezentowane przez domyślne

założenia dotyczące wydajności.

Pliki PAN modelują zachowania modułu fotowoltaicznego

zależne od natężenia promieniowania i temperatury. Dostarczone

przez producenta lub oparte na arkuszach danych pliki PAN mogą

nie opierać się na danych pomiarowych, a zatem mogą nie odzwier-

ciedlać dokładnie pełnego zakresu potencjalnych warunków napro-

mieniowania i temperatury.

Aby stworzyć bardziej wszechstronny plik PAN, PVEL ocenia

wydajność w wielu warunkach napromieniowania i temperatury,

które mogą wystąpić w terenie. W przypadku modułów dwustron-

nych raporty PVEL PAN zawierają „Współczynnik dwustronności”

lub stosunek nominalnej wydajności tylnej strony do nominalnej

wydajności przedniej strony, a także inne dane dotyczące wydajno-

ści dwustronnej.

Przeprowadzona przez PVEL analiza wyników testów PAN na

przestrzeni czasu pokazuje, że wydajność przy słabym oświetle-

niu staje się mniej zmienna u różnych producentów ze względu na

zwiększoną spójność produkowanych ogniw.

PVEL’s Backsheet Durability Sequence (BDS) – badanie

„sekwencja trwałości arkusza tylnego”

Backsheet Durability Sequence (BDS) – w tym badaniu PVEL

ocenia fundamentalne zagrożenia związane z niezawodnością tyl-

nych arkuszy, w tym żółknięcie i pękanie. Podczas gdy pękanie war-

stwy spodniej jest bardziej niepokojące, żółknięcie może być rów-

nież oznaką degradacji materiału, która ostatecznie może umożli-

wić wnikanie wilgoci do wewnątrz modułu, powodującej jego roz-

warstwienie i/lub korozję.

Pęknięcia warstwy spodniej, które umożliwiają przedostawa-

nie się wilgoci do modułu fotowoltaicznego, mogą poważnie wpły-

nąć na wydajność w terenie. Inne oznaki starzenia się podkładki,

takie jak żółknięcie i kredowanie (nagromadzenie proszku na

powierzchni podkładki), są potencjalnymi wskaźnikami przyspie-

szonej degradacji. BDS wykorzystuje wysoką temperaturę i wysoką

wilgotność do obciążania warstwy spodniej. Stosowane jest światło

UV, które może zrywać łańcuchy polimerowe w arkuszach tylnych,

powodując pogorszenie właściwości mechanicznych i wnikanie wil-

goci. Cykliczne naprężenia termiczne pozwalają na osiągnięcie peł-

nego poziomu degradacji materiału.

Test został dodany do Programu Kwalifikacji Produktów

w 2019 r. Żaden testowany przez PVEL moduł fotowoltaiczny nie

Fot. PVEL

magazyn fotowoltaika 2/2022

technologie

zawiódł z powodu pękania tylnej warstwy, ale ponad 10% testowa-

nych BOM-ów miało po teście wysoki poziom przebarwień.

Należy zauważyć, że PVEL przetestował około 25% dostępnych

na rynku podkładek, oraz podkreślić fakt stosowania w próbkach

testowych PQP materiałów wysokiej jakości.

Wyniki PVEL nie ujawniają problemów z gorszymi produk-

tami typu backsheet, które z pewnością są używane przez niektó-

rych producentów modułów, ale nie zostały poddane testom PQP

PVEL.

PVEL’s Hail Stress Sequence (HSS) – badanie „sekwencja

naprężeń wywołanych gradem”

Sekwencja naprężeń wywołanych gradem (HSS) odtwarza

energię uderzenia naturalnego gradu i symuluje warunki terenowe

w celu oceny trwałości modułu fotowoltaicznego. Wysoka wydaj-

ność w testowaniu gradobicia jest ważna w przypadku projek-

tów wdrażanych w regionach podatnych na gradobicie. Test został

dodany do Programu Kwalifikacji Produktów (PQP) w 2022 r.

Burze gradowe stają się coraz częstsze i mogą stanowić poważne

zagrożenie dla modułów fotowoltaicznych. HSS PVEL wykorzy-

stuje wyprodukowany w laboratorium grad (kule lodowe), którego

charakterystyka – rozmiar, masa, gęstość, prędkość i kąt padania –

jest dokładnie kontrolowana, aby uzyskać stałą energię uderzenia.

W rezultacie wyniki HSS umożliwiają nabywcom modułów foto-

woltaicznych łatwe porównanie odporności na grad, jaką posiadają

różne zestawienia komponentów modułów fotowoltaicznych.

W przypadku modułów, które są najbardziej podatne na uszko-

dzenia przez grad, podczas testów może dojść do pęknięcia szkła.

Inne moduły fotowoltaiczne mogą cierpieć tylko z powodu pęknięć

ogniw, które są widoczne jako ciemne obszary i przerywane linie na

obrazach EL, a także mogą powodować utratę mocy.

Dotychczasowe wyniki testów HSS PVEL wskazują, że BOM

typu szkło/szkło są odporniejsze na uszkodzenie komórek przez

uderzenia gradu niż BOM typu szkło/podkładka. W przeciwień-

stwie do tego, konstrukcje typu szkło/podkładka są mniej narażone

na pękanie szkła niż BOM typu szkło/szkło.

Najważniejsze wnioski wynikające z testów PQP

opublikowanych w karcie 2022

W 2022 r. mniej producentów doświadczyło niepowodzenia

w testowaniu niż w 2021 r. Jednak wskaźnik niepowodzeń na pozio-

mie BOM pozostał taki sam: 26% BOM doświadczyło co najmniej

jednej awarii.

Rekordowa liczba 12 producentów miała jeden lub więcej

typów modułów, które uzyskały bardzo dobre wyniki w każdym

teście niezawodności. Sześć z tych typów modułów okazało się rów-

nież najlepszymi pod względem wydajności energetycznej (PAN).

Tegoroczne wyniki Thermal Cycling (TC) były najlepsze

w historii badań PVEL. Aż 90% testowanych modułów uległo

degradacji o mniej niż 2%.

W testach ciepło–wilgoć (DH) wyniki były zróżnicowane: 50%

modułów osiągnęło najlepsze wyniki po pełnej sekwencji testowej.

Jeden typ modułu pogorszył swoje wyniki o 54%, co stanowi naj-

gorszy wynik DH w historii PVEL.

Niektórzy producenci nie doświadczyli żadnych awarii. Cho-

ciaż podobny udział zestawień materiałowych (BOM) miał co naj-

mniej jedną awarię w latach 2022 i 2021, tylko jeden producent

odpowiadał za 40% wszystkich awarii w karcie wyników 2022.

Wzrosły awarie spowodowane wilgotnym ciepłem, ale nie

w przypadku większości producentów. Więcej BOM-ów doświad-

czyło niepowodzeń w testach wilgotnego (DH) ciepła niż w jakim-

kolwiek innym teście, ale mniej niż 15% producentów doświad-

czyło awarii modułu związanej z tym testem.

Problemy ze skrzynką przyłączeniową są głównym powodem

awarii modułów PV. W ostatnich czterech kolejnych edycjach karty

wyników zaobserwowano ciągłe problemy z bezpieczeństwem

skrzynek przyłączeniowych. Pozostają one powszechnym źródłem

awarii. 30% uczestniczących producentów ma co najmniej jedną

awarię związaną ze skrzynką przyłączeniową.

Zaobserwowano dość znaczący trend polegający na tym, że

moduły szkło/szkło mają stosunkowo lepszą wydajność w testach

w wilgotnym cieple. W przeszłości enkapsulanty używane w modu-

łach typu szkło/szkło sprawiały wiele problemów, dochodziło do

rozwarstwiania się tego typu modułów , korozji i innych uszkodzeń

w czasie eksploatacji. W testowanych modułach przezwyciężono

wiele z tych problemów, stosując bardziej zaawansowane enkap-

sulanty. Moduły typu szkło/szkło radzą sobie wyjątkowo dobrze

w teście naprężeń mechanicznych.

Zdecydowana większość testowanych modułów mono PERC

wykorzystuje domieszkowanie galem. Zastąpienie boru spowodo-

wało rekordowo niską degradację LID indukowaną światłem.

Historycznie 2,5 do 3% utraty mocy w pierwszym roku była

przypisywana LID. Obecnie, w wielu modułach wynosi ona 0% lub

jest bardzo blisko zera. Nadal jednak odnotowywana jest 3-procen-

towa degradacja w pierwszym roku w niektórych typach modułów.

Wyniki tegorocznej karty niezawodności modułu PV Evolution

Labs okazały się najlepsze w dotychczasowej historii testowania.

Ujawnione słabe strony to rosnące wskaźniki awaryjności oraz pro-

blemy w testach naprężeń mechanicznych. Niemal połowa wszyst-

kich uczestniczących producentów odnotowała co najmniej jedną

awarię. Każdego roku karta wyników wyróżnia producentów, któ-

rzy produkują moduły fotowoltaiczne najwyższej jakości. 122 typy

modeli od 25 producentów zostały nazwane 2022 Top Performan-

ces ze względu na ich doskonałe wyniki w Programie Kwalifikacji

Produktów PQP PVEL.

Opracowanie: Mirosław Grabania

Źródło: Kiwa, PVEL, PVTECH

O PV Evolution Labs

PVEL jest wiodącym niezależnym laboratorium dla przemy-

słu fotowoltaicznego i magazynowania energii oraz człon-

kiem Grupy Kiwa. Jako pionier testów bankowalności, PVEL

zgromadził ponad dekadę zmierzonych danych dotyczących

niezawodności i wydajności dla urządzeń fotowoltaicznych

i magazynujących. Dziś PVEL zapewnia deweloperom,

inwestorom i właścicielom aktywów zestaw usług tech-

nicznych w celu ograniczenia ryzyka, optymalizacji finanso-

wania i poprawy wydajności systemu w całym cyklu życia

projektu. Flagowe programy kwalifikacji produktów PVEL

łączą producentów z globalną siecią ponad 400 partnerów

niższego szczebla reprezentujących ponad 30 GW rocznej

siły nabywczej.

magazyn fotowoltaika 2/2022

technologie

ynika to w dużej mierze z niewy-

dolności sieci, a także z rezerwo-

wania mocy przyłączeniowych pod inwe-

stycje OZE z założeniem, jakby zawsze

miały pracować z mocą znamionową, co

jest dalekie od stanu faktycznego. W tym

kontekście szansą na zmianę mogą być

nowe

regulacje

prawne

wynikające

z wdrażania dyrektywy RED II mające

wprowadzić m.in. cable pooling, czyli

współdzielenie zdolności przesyłowych

przez hybrydowe elektrownie, głównie

wiatrowo-słoneczne, ale powyższe podej-

ście można zastosować również w przy-

padku współpracy instalacji PV z maga-

zynami energii. Umożliwiłoby to nie

tylko przyłączenie farmy fotowoltaicznej

o mocy znacznie przekraczającej prze-

pustowość przyłącza, ale także zapewniło

większą zdolność bilansowania sieci i cią-

głość generacji.

Prawidłowo zaprojektowana farma

fotowoltaiczna na terenie Polski powinna

wytwarzać od 0,9 do 1,1 MWh energii

rocznie z każdego kilowata mocy zain-

stalowanej. Innymi słowy, farmy pracują

przez ok. 1000 godz. w roku, wykorzystu-

jąc moc przyłączeniową w 11–12%. Tylko

przez 8,4% godzin w roku przyłącze wyko-

rzystywane jest w ponad 50%, a przez

53% czasu w roku nie występuje żadna

generacja.

Współpraca z magazynem

energii

Przyłączenie farmy PV współpracu-

jącej z magazynem energii (ME) może

znacząco

poprawić

powyższą

staty-

stykę, umożliwiając wielokrotnie wyż-

szą sprzedaż energii z wykorzystaniem

tej samej mocy przyłączeniowej. Nie do

przecenienia jest także zwiększona ela-

styczność instalacji wyposażonej w ME.

Zgromadzoną w ME nadwyżkę ener-

gii można sprzedać w godzinach z naj-

wyższymi cenami rynkowymi energii lub

wykorzystać do świadczenia usług syste-

mowych jak rynek mocy lub DSR (ang.

Demand Side Response).

W celu oszacowania wpływu sparowa-

nia instalacji PV z ME na stopień wykorzy-

stania przyłącza przeprowadzono szereg

symulacji komputerowych. Rozpatrzono

różne warianty mocy instalacji (z założe-

niem rozbudowania mocy zainstalowanej

ponad przyłączeniową) i pojemności ME.

W analizie założono, że moc oddawana do

sieci elektroenergetycznej nie może prze-

kraczać 1 MW.

Przyjęto, że farma PV będzie skła-

dać się z bloków o mocy ok. 1 MWp. Na

blok składało się 8 falowników po 105 kW

(840 kW AC) i 2496 modułów po 400 Wp

zamontowanych w orientacji poziomej na

4-rzędowej konstrukcji o nachyleniu 25°

(998 kWp DC). Taka instalacja dla przy-

jętych założeń powinna wyprodukować

w ciągu roku ok. 1056 MWh energii. Roz-

ważono warianty, w których moc instalacji

PV jest wielokrotnie przewymiarowana,

tzn. składa się z 2, 4, 6 lub 8 bloków opisa-

nych powyżej.

Analizie poddano instalację pracującą

samodzielnie oraz wyposażoną w maga-

zyn energii (ME). Jest on ładowany

całą

nadwyżką

energii

wykraczającą

ponad moc przyłączeniową, by następnie

oddawać zgromadzoną energię w godzi-

nach braku generacji z PV. Przyjęto różne

pojemności użytkowe ME współpracują-

cego z farmą PV. W symulacji maksymalną

moc ładowania baterii przyjęto na stosun-

kowo wysokim poziomie 66% jego pojem-

ności, dzięki czemu nie stanowiła ona

istotnego ograniczenia.

Magazyny energii jako sposób

na odblokowanie mocy przyłączeniowych

K. Rafał, K. Mik, H. Biedka

Instytut Maszyn Przepływowych

Polskiej Akademii Nauk

Transformacja polskiego systemu energetycznego staje się kwestią coraz bardziej naglącą. Jed-

nak prosta zamiana źródeł konwencjonalnych na odnawialne jest podejściem dalekim od roz-

wiązania problemu. Jego istotną część stanowi, oczywiście, nieregularność generacji z OZE, ale

kłopot sprawiają także bariery technologiczne i administracyjne uniemożliwiające przyłączanie

nowych instalacji do sieci. Z informacji Instytutu Energii Odnawialnej wynika, że w 2021 r. projekty

o łącznej mocy nawet 20 GW mogły uzyskać negatywną decyzję dotyczącą warunków przyłącze-

nia. W większości dotknęło to farm fotowoltaicznych.

Rys. 1. Roczna produkcja energii w instalacji PV przy ograniczeniu mocy przyłącza do 1 MW

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

Roczna energia [MWh]

Moc zainstalowana PV

Energia z PV

Eksport z PV

Eksport z ME 4MWh

Eksport z ME 16 MWH

magazyn fotowoltaika 2/2022

TeCHnOLOGIe

Na rys. 1 pokazano potencjał produk-

cji energii z PV dla instalacji PV o mocach

od 2 do 8 MWp (linia żółta). Ze względu

na przyjęte ograniczenia mocy przyłą-

cza do 1 MW możliwość wprowadze-

nia tej energii do sieci jest ograniczona

(linia czerwona). Warto zauważyć, że

samo zwiększenie mocy znamionowej

ponad przyłączeniową może przynieść

wymierne efekty. Postawienie dwóch opi-

sanych powyżej bloków przy ogranicze-

niu wprowadzania do sieci na poziomie

1 MWh może skutkować wytwarzaniem

na poziomie 1879 MWh rocznie. Oznacza

to, że z powodu ograniczeń mocy na przy-

łączy AC niewykorzystane zostaje jedy-

nie 12% potencjalnej produkcji energii.

Dalszy wzrost mocy PV nie powoduje już

istotnej poprawy wykorzystania przyłącza,

przykładowo dla 4 MW generacja wzrasta

nieznacznie do 2578 MWh, a straty sięgają

już 40%.

Sytuację znacznie poprawia moż-

liwość przechowania nadwyżek gene-

racji

późniejszego

ich

eksportu

z wykorzystaniem ME (linie zielona

i niebieska). Instalacja taka jest w stanie

oddać do sieci o wiele większą ilość

energii przy tym samym ograniczeniu

mocy na przyłączu, jednak wymagana

pojemność ME jest wielokrotnie wyższa

niż moc zainstalowana PV. Na rys. 2 zilu-

strowano wielkość eksportu energii dla

różnych konfi guracji mocy PV i pojem-

ności ME. Wielkość eksportu rośnie pro-

porcjonalnie do obu tych wielkości. I tak

np. dla systemu z instalacją 4 MWp oraz

ME o pojemności 8MWh można uzyskać

generację na poziomie 4156 MWh rocz-

nie, wykorzystując moc przyłącza w 47%.

Oczywistą przeszkodą na drodze komer-

cjalizacji tego typu instalacji jest, rzecz

jasna, obecny koszt magazynów energii.

Dobór magazynu energii

W praktycznej implementacji należy

zwrócić uwagę na odpowiedni dobór tech-

nologii ME. Poza pojemnością należy zwró-

cić uwagę na dostępną moc ładowania/roz-

ładowania, która może stanowić ogranicze-

nie przy wysokich nadwyżkach mocy z PV

i stanowi podstawę do doboru konkretnej

technologii. Na rynku dominują obecnie

ME wykorzystujące akumulatory litowo-

-jonowe. Jest to bardzo dobrze rozwinięta

technologia o doskonałych parametrach

użytkowych, takich jak wysoka spraw-

ność i wysoka dostępna moc chwilowa. Do

wad należy zaliczyć wysokie ryzyko poża-

rowe, możliwość wykorzystania tylko czę-

ści mocy zainstalowanej (ograniczona głę-

bokość rozładowania) oraz degradację

pojemności z czasem i każdym cyklem

pracy, skutkującą krótkim czasem użytko-

wania. Drugą technologią wartą uwagi są

baterie przepływowe. Jest to typowa tech-

nologia dla ME o długim czasie podtrzy-

mania (typowo od 4 godz. wzwyż), a więc

także stosunkowo małej mocy. Charaktery-

zuje się wysokim bezpieczeństwem i wyjąt-

kową żywotnością, a jej jedyną wadą zdaje

się być niska sprawność.

Rys. 2. Zależność produkcji energii od mocy zainstalowanej PV i pojemności magazynu energii przy ograniczeniu mocy przyłącza do 1 MW

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

Mocz ainstalowana PV [MWp]

magazyn fotowoltaika 2/2022

technologie

Tabela 1. Wyniki symulacji instalacji PV 4 MWp z ME 4 MWh dla mocy przyłącza 1 MW

Bateria litowo-jonowa

Bateria przepływowa

Bateria hybrydowa

(li-ion + przep.)

Pojemność zainstalowana [MWh]

4,0

2,0 + 2,0 = 4,0

Pojemność użytkowa [MWh]

3,2

4000

1,6 + 2,0 = 3,6

Moc zainstalowana [MW]

2,0

0,8

1,0 + 0,4 = 1,4

Sprawność cyklu RTE*

86%

68%

86%/68%

Znamionowa liczba cykli*

2000

5200

2000/5200

Koszt początkowy* [$/kWh]

519

601

560

Energia rozładowania baterii [MWh]

650

649

296 + 367 = 663

Ekwiwalent cykli

203

162

185/183

Okres użytkowania magazynu [lata]

9,8

32,3

10,8/28,4

Straty w generacji [MWh]

886

689

759

Straty w magazynie [MWh]

105

306

48 + 173 = 221

Eksport energii do sieci [MWh]

3235

3234

3247

* Energy Storage Cost and Performance Database (https://www.pnnl.gov/ESGC-cost-performance)

W poniższej tabeli porównano wyniki

rocznej analizy instalacji o 4 MWp mocy

zainstalowanej PV i ograniczeniu 1 MW

na przyłączu. Wyposażenie instalacji

w ME o pojemności znamionowej 4 MWh

pozwala zwiększyć eksport o wartość ener-

gii rozładowania baterii. Porównano tech-

nologię litowo-jonową, przepływową oraz

układ hybrydowy złożony z tych dwóch

rodzajów baterii.

Wyniki są bardzo zbliżone, zmie-

niają się jedynie proporcje strat w gene-

racji (wynikających z niewykorzystania

potencjału generacji z powodu ograniczo-

nej mocy lub pojemności ME) do strat

w magazynie (wynikających z jego ograni-

czonej sprawności energetycznej). Baterie

litowo-jonowe ze względu na ograniczoną

do 80% głębokość rozładowania (stosu-

nek pojemności użytkowej do zainstalowa-

nej) powodują wyższe straty w generacji,

podczas gdy niska sprawność baterii prze-

pływowych skutkuje wyższymi stratami

w magazynie.

Rozwiązaniem korzystnym dla wielu

instalacji może być układ hybrydowy,

w którym współpracują ze sobą bateria

przepływowa o wysokiej pojemności z bate-

rią litowo-jonową o wysokiej mocy. Priory-

tetowo pracuje w niej bateria przepływowa,

a litowa stanowi uzupełnienie mocy szczy-

towej. Taki układ dzięki swojej elastyczno-

ści pozwala osiągnąć najwyższą wielkość

eksportu energii.

Najbardziej istotnym czynnikiem róż-

niącym opisane typy ME jest jednak ich

żywotność cykliczna. W przyjętym sce-

nariuszu baterie wykonują ekwiwalent ok.

200 pełnych cykli, co dla baterii litowo-

-jonowej oznacza konieczność wymiany

ogniw po 10 latach użytkowania ME.

W tym kontekście uwidacznia się najwięk-

sza zaleta baterii przepływowych w postaci

wysokiej żywotności zapewniającej nawet

do 30 lat pracy bez wymiany kompo-

nentów przy niewiele wyższym koszcie

początkowym.

Baterie litowo-jonowe oraz kwasowo-ołowiowe w Centrum Badawczym KEZO

Bateria przepływowa w Centrum Badawczym KEZO

nauka

magazyn fotowoltaika 2/2022

iemy, że moduły będą się z czasem powoli ulegać degra-

dacji i w każdym kolejnym roku pracy wytwarzać nieco

mniej energii elektrycznej. Podstawowe pytania w branży ener-

gii słonecznej przy planowaniu i projektowaniu systemów foto-

woltaicznych są następujące:

Jakiej degradacji wydajności modułów powinniśmy się

spodziewać w każdym kolejnym roku pracy?

Kiedy ostatecznie ulegną degradacji tak bardzo, że nie będą

już wytwarzać odpowiedniej mocy (eksploatacja przesta-

nie być opłacalna) lub staną się niebezpieczne?

W przypadku modułów budowanych współcześnie jest

to prawdopodobnie 30 lat przy rocznym spadku wydajno-

ści wynoszącym ok. 0,5–1% i całkowitym spadku wydajności

do poziomu poniżej 80%. Każdy dodatkowy rok pracy obniża

koszt energii elektrycznej produkowanej przez taki system oraz

ogranicza wydobycie i zużywanie surowców do budowy syste-

mów PV. Zmniejsza także bilans energetyczny modułu (ener-

gia wyprodukowana przez moduł minus energia zapotrzebowa-

nia procesu jego produkcji). Przybliża osiągnięcie celów klima-

tycznych w zakresie ograniczenia emisji zanieczyszczeń i trans-

formacji na źródła odnawialne. Czy badania mogą podnieść wiek

przejścia modułów na emeryturę do 50 lat?

W celu opracowania rozwiązań przedłużających żywot-

ność modułów fotowoltaicznych, w USA powołano Konsor-

cjum Durable Module Materials (DuraMAT). Konsorcjum

rozpoczęło swoją działalność w listopadzie 2016 r. dzięki dofi-

nansowaniu z Biura Technologii Energii Słonecznej Depar-

tamentu Energii (DOE) (SETO). Zostało utworzone przez

National Renewable Energy Laboratory (NREL), Sandia

National Laboratories (SNL) i Lawrence Berkeley National

Laboratory (LBNL). Konsorcjum DuraMAT koordynuje bada-

nia i współpracę między krajową siecią laboratoriów, uniwersy-

tetami i przemysłem.

Narodowe Laboratorium Energii Odnawialnej

(NREL)

NREL rozwija naukę i inżynierię w zakresie efektywności

energetycznej, zrównoważonego transportu i technologii ener-

gii odnawialnej oraz zapewnia wiedzę potrzebną do integracji

i optymalizacji systemów energetycznych.

Sandia National Laboratories (SNL)

Sandia przewiduje i rozwiązuje pojawiające się wyzwa-

nia związane z bezpieczeństwem narodowym USA, wprowa-

dza innowacje i odkrywa nowe technologie w celu wzmocnie-

nia krajowej przewagi technologicznej, tworzy wartość poprzez

produkty i usługi, które rozwiązują ważne wyzwania z dziedziny

bezpieczeństwa narodowego, oraz uczestniczy w narodowej

debacie, w której polityka technologiczna ma kluczowe znacze-

nie dla zachowania bezpieczeństwa i stabilizacji.

Laboratorium Krajowe im. Lawrence’a Berkeleya

(LBNL)

LBNL prowadzi niesklasyfikowane, niekonwencjonalne

badania, które wspierają przełomowe osiągnięcia naukowe.

Umożliwiają one transformacyjne rozwiązania wyzwań energe-

tycznych i środowiskowych, wykorzystując interdyscyplinarne

zespoły, tworząc nowe oraz zaawansowane narzędzia pozwala-

jące dokonywać odkryć naukowych.

Pozostali uczestnicy programu

W przedsięwzięciu uczestniczą także badacze z wielu uni-

wersytetów, innych krajowych laboratoriów oraz firm repre-

zentujących szereg interesów branżowych – od produkcji po

Jak przedłużyć żywotność modułów

fotowoltaicznych do 50 lat – raport Durable

Module Materials (DuraMAT)

Co sprawia, że moduł fotowoltaiczny jest dobry? Kilka rzeczy jest oczywistych: wysoka wydajność energetyczna, niski koszt i nie-

zawodna praca w terenie. Niezawodność i wydajność modułów odgrywają ogromną rolę w kosztach eksploatacji systemów foto-

woltaicznych. Te zaawansowane technologicznie urządzenia półprzewodnikowe muszą generować energię elektryczną ze Słońca

przez 30 do 40 lat, w ekstremalnie zmieniających się warunkach środowiskowych.

Zrzut ekranu z filmu nakręconego przez badacza NREL Petera Hackego pokazuje wnętrze jednej z połączo-

nych komór przyspieszonych testów w Golden w Kolorado. Pierścienie „donut” okresowo dociskają i wygina-

ją moduły, aby zapewnić naprężenia mechaniczne, podczas gdy komora poddaje je działaniu wody, ciepła,

zimna, obciążenia elektrycznego i światła ultrafioletowego.

nauka

magazyn fotowoltaika 2/2022

finansowanie, od analizy technicznej po usługi energetyczne.

Stanowią oni Branżową Radę Konsultacyjną reprezentująca

doświadczenia zebrane przez całą społeczność zajmującą się

energią słoneczną. W skład Industry Advisory Board (IAB) –

Branżowej Rady Konsultacyjnej – wchodzą: Black & Veatch,

Constellation, DNV GL, Dow Chemical, DuPont, Endurans,

EPRI, GAF, Heliolytics, Nextracker, NRG, Osazada, Pilkington,

PVEL, Silicon Ranch, Southern Company, SunPower, Tesla,

UL, Wells Fargo.

Po pięciu latach badania niezawodności modułów fotowol-

taicznych i przyznaniu 30 mln dol. na projekty o dużym wpły-

wie, SETO przyznała DuraMAT dodatkowe 36 mln dol. finanso-

wania na kolejne sześć lat, począwszy od 2021 r., na dalsze prace,

które umożliwią przejście na bezemisyjną produkcję energii

elektrycznej do 2035 r. Potencjał i wsparcie firm i instytucji

wchodzących w skład IAB jest bezcenne – niewymierne i trudne

do oszacowania.

Moduły fotowoltaiczne: gdzie byliśmy

i dokąd zmierzamy

Moduły fotowoltaiczne przekształcające światło w energię

elektryczną istnieją w swojej nowoczesnej formie od połowy XX

wieku, ale w ciągu ostatnich dwóch dekad technologia ta odno-

towała gwałtowny postęp w rozwoju. Następne dwie dekady, ze

względu na wyznaczone cele klimatyczne oraz zaangażowanie

poważnych ośrodków naukowych na całym świecie, zapowiadają

jeszcze bardziej dynamiczny rozwój technologii słonecznych.

– Jeśli energia słoneczna ma się rozwijać i stać się wszechobecną

technologią, którą mamy w całym naszym systemie elektroenerge-

tycznym, w naszych domach, i być odpowiedzialna za 40% naszej

produkcji energii elektrycznej, to stare technologie nie wystarczą –

powiedziała Teresa Barnes, starszy badacz w NREL i dyrektor

DuraMAT. – Moduły fotowoltaiczne muszą być wydajniejsze, tań-

sze i bardziej zrównoważone na znacznie większą skalę. Ale musimy

również wiedzieć, że te nowe moduły, niezależnie od tego, czy są to

nowe projekty modułów, czy nowe technologie ogniw, takie jak ogniwa

typu bifacial lub tandem, muszą być trwałe i działać przewidywalnie

w terenie – dodaje.

DuraMAT bada pomysły, które mogłyby przedłużyć żywot-

ność modułów słonecznych do 50 lat. Przygląda się też nowym

odmianom technologii modułowych i komórkowych (ogniw),

takich jak moduły dwustronne, które również zbierają odbite

światło na swoich tylnych powierzchniach, lub nowym, wyso-

kowydajnym ogniwom, które wymagają zaawansowanego zabez-

pieczenia, aby przetrwać dłużej niż 30 lat.

Aby lepiej zrozumieć, dlaczego moduły zawodzą, oraz ziden-

tyfikować ich słabe strony, konsorcjum DuraMAT opracowało

przyspieszone testy warunków skrajnych na podstawie warun-

ków środowiskowych obserwowanych w różnych klimatach.

W celu skutecznego ustalenia przyczyn powodujących degra-

dację modułów, testy i analizy wykonywane na zdegradowa-

nych modułach fotowoltaicznych są połączone z zaawansowa-

nymi metodami kryminalistyki materiałoznawczej (stosowa-

nymi przez CSI). Szczegółowe modelowanie fizyczne awarii ma

na celu przewidzenie, kiedy moduły ulegną uszkodzeniu. Dura-

MAT gromadzi dane wynikowe w centralnym, współdzielo-

nym repozytorium danych i wykorzystuje swoje spostrzeżenia

do opracowywania nowych, kreatywnych podejść do poprawy

trwałości modułów.

Ostatecznym celem jest lepsze przewidywanie, jak sprawdzą

się nowe projekty materiałów i modułów, aby uzyskać pewność,

że przetrwają one w terenie przez ponad 30 lat. Nie ma możli-

wości uzyskiwania danych w wyniku obserwacji nowych techno-

logii w realnych warunkach terenowych w czasie rzeczywistym.

Dane terenowe pokazują, że starsze technologie fotowoltaiczne

są trwałe. DuraMAT wykorzystuje tę wiedzę, aby nowe techno-

logie wytrzymywały próbę czasu i działały bezawaryjnie.

Ustalanie przyczyn degradacji

Jednym z najbardziej znanych sukcesów DuraMAT jest zasto-

sowanie połączonych, przyspieszonych testów warunków skraj-

nych. Tradycyjne testy warunków skrajnych poddają moduły

fotowoltaiczne działaniom odzwierciedlającym różne warunki

panujące w terenie, takie jak zmieniające się ciepło, wilgotność

lub światło słoneczne – przy czym moduły poddawane są dzia-

łaniu tylko jednego czynnika, rzadko dwóm naraz. Niektóre

awarie obserwowane w modułach pracujących w naturalnych

warunkach środowiskowych nie są jednak łatwe do odtworzenia

za pomocą tradycyjnych testów obciążeniowych. Prawdopodob-

nie dlatego, że warunki zewnętrzne obciążają działające moduły

w jednoczesnym połączeniu wielu czynników atmosferycznych.

Stresory takie jak ciepło, maksymalne światło i napięcie często

występują razem w słoneczne dni, a kiedy indziej wiatr, deszcz,

śnieg, grad, burze i niskie temperatury kumulują swoje oddziały-

wanie. Do tego dochodzą jeszcze reakcje wywołane zanieczysz-

czeniami środowiskowymi. Badacze DuraMAT odkryli, że stre-

sory muszą być stosowane łącznie, aby mogli oni uzyskać wła-

ściwe, rzeczywiste i wiarygodne wyniki do dalszych analiz.

Chociaż połączone testy warunków skrajnych nie są całkowi-

cie nowym pomysłem, DuraMAT przeniósł go na nowy poziom.

W kontrolowanych komorach w NREL Outdoor Test Facility

moduły fotowoltaiczne są poddawane jednocześnie wielu stre-

sorom, takim jak: ekstremalne temperatury (skrajnie wysokie

i skrajnie niskie występujące w warunkach środowiskowych),

zanurzanie w wodzie i ekspozycja na światło ultrafioletowe.

Dzięki temu w ciągu kilku tygodni lub miesięcy można symulo-

wać to, co dzieje się w terenie przez lata.

Inne testy mają na celu symulację różnych naprężeń, powo-

dowanych przez lata ekspozycji na wietrze, które to napręże-

nia mogą powodować powstawanie i rozszerzanie się pęknięć

w ogniwach fotowoltaicznych. Aby lepiej zrozumieć mechani-

zmy odpowiedzialne za te awarie, DuraMAT łączy informacje

uzyskane w wyniku symulacji z modelowaniem komputerowym

i mikroskopową analizą materiałów z modułów słonecznych,

które zawiodły w terenie.

Zaangażowanie naukowców rozpoczynających

karierę zawodową uwalnia od rutyny badawczej

Jeden z takich projektów powierzono zdolnemu zespół-

owi początkujących naukowców. Na podstawie przyspieszo-

nych testów utworzono zespół, który połączył wiedzę fachową

i mocne strony kilku laboratoriów krajowych. Celem było opra-

cowanie metody przewidywania, które materiały warstwy spod-

niej popękają w terenie. Przemysł doświadczył awarii dość dużej

nauka

magazyn fotowoltaika 2/2022

partii modułów (około 10 GW) z powodu nowego materiału

warstwy spodniej, który był szeroko stosowany w latach 2010–

2015. Ten materiał zaczął pękać po kilku latach pracy w tere-

nie, pomimo posiadania testów kwalifikacyjnych oraz spełnienia

wszystkich standardów branżowych.

Warstwa spodnia to dolna warstwa modułu słonecznego,

która zabezpiecza tył modułu i jest często wykonana z mate-

riałów polimerowych. Warstwa ta zapewnia zasadniczą izolację

elektryczną i integralność mechaniczną modułu. Ta awaria mate-

riału zmusiła deweloperów PV do zastąpienia modułów z wadli-

wym arkuszem tylnym nowymi urządzeniami. Branża fotowol-

taiczna, na szczęście, dysponuje także kilkoma sprawdzonymi

materiałami na warstwy spodnie, które przetrwały bezawaryjnie

przez dziesięciolecia.

Wykorzystanie znanych dobrych i złych podkładek (warstw

tylnych) umożliwiło zespołowi DuraMAT opracowanie proce-

dury walidacji nowych sekwencji testowych. Łącząc te sekwen-

cje z zaawansowanymi technikami analizy materiałów, zespół był

w stanie zrozumieć, dlaczego tylne warstwy nieodpowiedniego

materiału zawodzą zarówno na poziomie chemicznym, jak i mecha-

nicznym. Porównując próbki, których wytrzymałość zawiodła,

pochodzące z połączonych testów warunków skrajnych z wadli-

wymi modułami w terenie, zespół naukowców na wczesnym eta-

pie badawczym potwierdził, że za tego typu awarie w terenie odpo-

wiadają niekompletne testy warunków skrajnych. Obecnie w celu

opracowania nowych warstw tylnych zespół bada róźne rodzaje

materiałów, sprawdzając ich zachowanie w projektowanych modu-

łach. Opracowywane są procedury eliminacyjne. Zespół prowadzi

także badania modułów ze szklanymi arkuszami tylnymi.

– DuraMAT z założenia inkubuje początkujących naukowców

w wyjątkowy sposób – powiedziała Laura Schelhas, która uczest-

niczyła w zespole jako początkujący badacz w SLAC Natio-

nal Accelerator Laboratory. Po zakończeniu projektu rozpo-

częła pracę w NREL jako dyrektor wykonawczy drugiego etapu

prac konsorcjum DuraMAT. – DuraMAT pozwala początkują-

cym naukowcom spróbować swoich sił jako główny badacz w projek-

cie i daje im posmak raportowania, zarządzania projektami, obsady

personelu i budżetowania, co naprawdę stwarza możliwość roz-

woju kariery dla mniej doświadczonych, lecz zdolnych naukowców.

Projekt backsheet był doskonałym przykładem tego, jak to działa –

dodaje. Początkujący badacze zostali zaproszeni na konferencje,

aby zaprezentować rezultaty swoich prac. Dzięki interesującym

wynikom swoich badań niektórzy z nich otrzymali stałe posady

w NREL i innych laboratoriach.

Cel DuraMAT – 50 lat żywotności modułu

Wiele badań DuraMAT koncentruje się na niezawodności

i trwałości technologii komercyjnych. – Przenosimy teraz nacisk na

metody testowania predykcyjnego i modelowania, które umożliwią nam

szybszą i dokładniejszą ocenę niezawodności w nowych technologiach.

Energia słoneczna musi być ciągle ulepszana, a cykle rozwoju produktów

mogą być znacznie szybsze niż cykle testowania niezawodności. Ponie-

waż branża szybko się rozwija, musimy znaleźć sposób na ocenę nieza-

wodności i trwałości w tempie rozwoju produktu – powiedział Barnes,

zapytany, dokąd zmierza DuraMAT.

Jest to ambitny cel dla społeczności DuraMAT, która zamierza

teraz rozpocząć przewidywanie żywotności modułów do nowego,

długiego okresu, oraz jak właściwie można ukształtować łańcuch

dostaw materiałów dla tych urządzeń. Kierując się fizyką awarii

i fizyką mechanizmów degradacji, badacze położą większy nacisk

na modelowanie predykcyjnego czasu życia, co pozwoli na dalsze

badania i możliwą komercjalizację modułów o żywotności 50 lat.

– Próbujemy przejść na tryb badania niezawodności, w którym

bezpośrednio kierujemy się modułami mającymi przetrwać 50 lat –

powiedział Barnes. – Jesteśmy bardzo skoncentrowani na modu-

łach o wysokiej wydajności energetycznej i wytwarzaniu ich w sposób

zrównoważony. Wiemy, że przyspieszenie wdrażania tak szybko, jak

jest to potrzebne do transformacji energetycznej, będzie miało duży

wpływ na materiały i energię. Ale nasze pytanie brzmi, jak możemy to

zrobić w sposób, który jest zrównoważony dla środowiska, i w sposób,

w jaki nasz łańcuch dostaw może nadążyć – dodaje.

W marcu 2022 r. ukazał się najnowszy roczny raport prze-

zentujący analizę techniczno-ekonomiczną wyników prac kon-

sorcjum. We wstępie raportu czytamy:

„Celem DuraMAT jest umożliwienie opracowania 50-letnich

modułów o wysokiej wydajności energetycznej. Jest to trudne

zadanie, ale kluczowe dla transformacji energetycznej. Staje się

tym trudniejsze, im szybsze jest wprowadzanie nowych techno-

logii podnoszących wydajność projektowanych modułów i wpro-

wadzanie ich do masowej produkcji bez należytych procesów

testowych. Poprawa wytrzymałości modułów pracujących w tere-

nie i zdolności przewidywania niezawodności wymaga zastoso-

wania bardziej wytrzymałych komponentów i konstrukcji".

Identyfikacja różnych mechanizmów degradacji, niektó-

rych przebiegających bardzo powoli, innych w szybko zmienia-

jącym się tempie, zachodzących w ciągu 30–50 lat pracy modułu

PV, jest możliwa dzięki zastosowaniu zaawansowanego systemu

testowania. Zaawansowany system testowania umożliwia otrzy-

manie rzetelnych i wiarygodnych danych wynikowych w celu

zestawienia ich z danymi historycznymi. Analiza porównawcza

jest niezbędna dla wykrywania słabości, solidnego modelowa-

nia oraz stanowi podstawę do stosowania właściwych materia-

łów i technologii do budowy modułów. To klucz do uzyskania

bardzo długiej trwałości urządzenia.

Opracowanie: Mirosław Grabania.

Źródło: NREL, DuraMAT

Obraz elektroluminescencyjny pokazuje pękanie, które może wystąpić po ustawieniu się na module słonecz-

nym. Wydaje się, że stopień, w jakim te pęknięcia mogą zmniejszyć moc wyjściową modułu, zależy od wa-

runków i czasu. Zdjęcie: Byron McDanold, NREL

wywiad

magazyn fotowoltaika 2/2022

Fronius ma ponad 75-letnią tradycję

i przedstawicielstwa w ponad 30 krajach. Dlaczego

polski oddział powstał dopiero w 2011 r., a wybór

lokalizacji padł na Gliwice?

Damian Kiersten, prezes spółki Fronius Polska: – Myślę, że

górę wzięła ostrożność. W Polsce było już wtedy czterech dystrybu-

torów, którzy zajmowali się weldingiem (spawalnictwem – przyp.).

W głównej mierze skupiali się oni na branży automotive. Rodzime

firmy miały jednak pewne braki. Od strony biznesowej wyglądało

to całkiem dobrze, ale brakowało inwestowania w rozwój, w pozy-

skiwanie nowych klientów. I chyba to było powodem, dla którego

stworzyliśmy Fronius Polska.

Zaczęliśmy od zatrudnienia dwóch inżynierów sprzedaży na

Śląsku i chyba dlatego wybór lokalizacji padł na Gliwice. Brali-

śmy też pod uwagę lokalizację naszych klientów z branży auto-

motive, bo ta była dla nas najważniejsza. Skupiała się ona wzdłuż

autostrady A1 i A4, więc Gliwice jako centrum przemysłowe

wydawały się najlepszą lokalizacją. Na początku dostaliśmy

duży kredyt zaufania od centrali Fronius, która kupiła budynek

w Polsce, podczas gdy standardową praktyką był wynajem. To

był budynek produkcyjny, dlatego też musieliśmy go zaadopto-

wać do nowych wymagań. Pracowalismy w trudnych warunkach

przez parę dobrych miesięcy.

Jakie były początki działalności firmy Fronius

w Polsce?

Damian Kiersten: – Byłem pierwszą osobą zatrudnioną

we Fronius Polska. Swoją działalność rozpocząłem w lutym 2011 r.

Wtedy rozpoczął się cały proces rekrutacji, rejestracji spółki

itd. Od lutego do października pracowałem w Austrii. W Polsce

firma oficjalnie wystartowała w styczniu 2012 r. Na początku były

zatrudnione dwie osoby w logistyce, księgowa, osoba zajmująca

się marketingiem, dwóch handlowców, jeden demonstrator, ja

byłem ósmy.

Maciej Piliński, dyrektor Solar Energy w Fronius Polska:

– W tej chwili dobijamy do 70 osób.

Damian Kiersten: – A plany na ten rok to 80. Warto także

dodać, że od zeszłego roku rozwijamy outsourcing z grupą infor-

matyków. Użyczamy część naszego budynku grupie informatyków,

która wykorzystuje naszą infrastrukturę, ale podlega bezpośrednio

pod Fronius International.

Damian Kiersten: – To spory potencjał, jeśli chodzi o kadrę,

biorąc pod uwagę fakt, że w Austrii jest niedobór osób z takim

wykształceniem. Widzimy, że ten trend się rozwija, i w tym roku

poszerzamy tę grupę. Zaczynaliśmy od dwóch–trzech osób, teraz

doszły dwie kolejne.

Maciej Piliński: – To ważna informacja, bo zabiegaliśmy

mocno o to, żeby stworzyć w Polsce software center, jak ja to nazy-

wam. Mamy kompetencje, ponieważ w pobliżu znajduje się Poli-

technika Gliwicka, na wschód mamy uczelnie w Krakowie, na

zachód – uczelnię we Wrocławiu, a na północy – politechnikę

w Częstochowie. Mamy więc zaplecze, w którym możemy tych

zdolnych ludzi wyszukiwać.

Damian Kiersten: –Siłą naszego zespołu są wszyscy Ci ludzie,

którzy dołączyli do firmy na samym jej początku, są z nami do tej

pory. Oczywiście, jako zespół cały czas się rozrastamy i mimo że sta-

ramy się utrzymać koleżeński, a nie korporacyjny klimat, są obszary,

w których ten bezpośredni kontakt zaczyna zanikać. Głównie dla-

tego, że wiele spraw deleguje się innym pracownikom.

Dwie największe inwestycje polskiego działu

Perfect Welding to Demo Room w Gliwicach

i pierwszy robot?

Damian Kiersten: – Koncepcja budynku, w którym jesteśmy,

od początku zakładała powstanie tzw. Demo Room. Produktów

Fronius nie sprzedaje się z cennika. Najpierw prezentujemy nasze

rozwiązania, zapraszamy na szkolenia, prezentujemy ich możliwo-

ści, badamy potrzeby klientów i staramy się na nie odpowiadać. Co

więcej: oferujemy aplikacje na systemy zrobotyzowane, pokazu-

jemy, czy dany detal można spawać czy też nie. Temat kosztów poja-

wia się na samym końcu. To jest nasza koncepcja sprzedaży. I wła-

śnie temu służy nasz Demo Room.

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

Damian Kiersten, prezes zarządu Fronius Polska

Maciej Piliński, dyrektor Solar Energy w Fronius Polska

wywiad

magazyn fotowoltaika 2/2022

Fronius Polska to także prężnie działający dział

Solar Energy. Jaki były początki działalności tego

działu?

Damian Kiersten: – My dość długo czekaliśmy na Solar

Energy. Od początku wiedzieliśmy, że jest w tym spory potencjał,

że Fronius w innych krajach odnosi na tym polu sukcesy. Wydawało

się więc czymś naturalnym, że te sukcesy powinien odnosić rów-

nież w Polsce. Tymczasem okazało się, że nasz rynek totalnie nie

był przygotowany na tę jednostkę biznesową. Niektórzy, owszem,

mocno wierzyli w ten biznes. I te firmy nadal są na rynku, co więcej,

bardzo mocno się rozwinęły.

Maciej Piliński: – Ale wielu już na rynku nie ma.

Damian Kiersten: – W końcu jednak przyszedł taki moment,

że pojawiła się potrzeba zatrudnienia managera/dyrektora Solar

Energy w Polsce. Wówczas był to technical advisor, ponieważ na

początku nie było z tego żadnego biznesu. Wiedzieliśmy jednak, że

to się zmieni, i chcieliśmy być przygotowani na moment, w którym

ta sprzedaż się rozpocznie.

Maciej Piliński: – Zaczęliśmy od szkoleń. Wykorzystaliśmy do

tego nasz budynek. To był grudzień 2014 r. Przyjechał wtedy do

nas Josef Fischer z Austrii, ówczesny pracownik Technical Support

International (wsparcie techniczne z Fronius Int. - przyp.).

Damian Kiersten: – To pokazuje nasz model działania biz-

nesowego – chcieliśmy edukować instalatorów, bo uważaliśmy,

że jeżeli stworzymy grono instalatorów autoryzowanych, do tego

zapewnimy im pewien poziom obsługi technicznej, to ten biz-

nes sam będzie się kręcił. Na początku wyszliśmy z założenia, że

musimy dostarczyć ludziom wiedzę, musimy ich przeszkolić, dać im

odpowiednie zaplecze techniczne i to chyba było platformą naszego

przyszłego sukcesu.

Maciej Piliński: – Myślę, że to były bardzo solidne podwa-

liny. Pamiętam jedno z pierwszych szkoleń, kiedy przyleciał do nas

z Austrii Josef Fischer. Sala na dole wypełniła się po same brzegi.

Zainwestowaliśmy w Demo Room. Na jednej ze ścian powiesiliśmy

falowniki, aby goście mogli je sobie rozkręcać, zaglądać do środka.

To z perspektywy czasu okazało się strzałem w dziesiątkę, bo fak-

tycznie wszystko to, o czym mówiliśmy na szkoleniach, zaczęli prze-

nosić do swojego biznesu.

Damian Kiersten: – Był taki moment, że mieliśmy 250 autory-

zowanych instalatorów.

Jaka była pierwsza realizacja Solar Energy?

Maciej Piliński: – To było jeszcze za czasów Fronius Inter-

national. Pierwsze instalacje pojawiły się zatem dużo wcześniej,

bo też instalatorzy byli już obecni na rynku. Pierwsza instalacja,

którą pamiętam, z falownikami Symo (czyli generacji SnapINver-

ter, którą z sukcesami sprzedajemy do tej pory) została wykonana

w Olsztynie. To była prywatna inwestycja. W tamtym czasie nie-

wiele osób ze względów finansowych mogło sobie pozwolić na

tego typu zakup, bo to się finansowo po prostu nie spinało. Ale ten

klient był mocno nastawiony na ekologię. Na swoim domu posta-

nowił zamontować niedużą instalację – miała ona chyba 5 kW,

albo i mniej. Tym, co nas wtedy wyróżniało – choć może zabrzmi

to trywialnie – było to to, że mieliśmy ulotki w języku polskim,

a centrala firmy położyła także bardzo duży nacisk, żeby w nowych

falownikach na wyświetlaczu od razu pojawiał się nasz język. Było

to bardzo ważne i docenione przez naszych instalatorów.

W 2016 r. nastąpiło oficjalne otwarcie jednostki

Solar Energy w Polsce?

Maciej Piliński: – I wtedy też zaczęliśmy fakturować jako Fro-

nius Polska, a nie Fronius International, bo do 1 stycznia 2016 r.

faktury były wystawiane naszym polskim partnerom przez Fronius

International.

Damian Kiersten: – Trzeba też otwarcie powiedzieć, że przez

większość 2016 r. nadal nic się nie działo. Taki strzał z zamówie-

niami nastąpił dopiero w ostatnim kwartale tamtego roku.

Wtedy dział Solar Energy to była tylko jedna

osoba?

Maciej Piliński: – Tak. Ja zajmowałem się sprzedażą, a potem

zatrudniliśmy jeszcze osobę do kontroli całego działu, która była

także wsparciem technicznym. Obecnie dział Solar Energy liczy aż

10 osób.

Z kolei w Perfect Welding’u jest kilka zespołów?

Damian Kiersten: – Tak, mamy zespoły w Gliwicach, Wro-

cławiu, Poznaniu, Szczecinie, Olsztynie, Lublinie i Gdańsku, gdzie

od zeszłego roku mamy również budynek o powierzchni 400 mkw.

Mamy tam centrum aplikacji – dwa stanowiska zrobotyzowane

i automat do spawania obwodowego wzdłużnego z różnymi proce-

sami. Tworzymy obecnie team w Kielcach, także trochę tych zespo-

łów sprzedażowych jest. Do tego dochodzą jeszcze nasi partnerzy

i dystrybutorzy.

Zespół Fronius Polska

Siedziba firmy Fronius Polska w Gliwicach

wywiad

magazyn fotowoltaika 2/2022

Proszę powiedzieć coś więcej o drugiej siedzibie

firmy Fronius, która powstała w Gdańsku.

Damian Kiersten: – To jest raczej nasz oddział. Stwierdzili-

śmy, że mamy bardzo dużo klientów z sektora welding, którzy mają

potrzebę uczestniczenia w pokazach systemów zrobotyzowanych,

wystawiania próbki pod roboty. Zależało nam zatem, aby nie jechali

przez całą Polskę, tylko żeby całą opiekę mieli tu, na miejscu. Do

podobnych wniosków doszliśmy także w kontekście Solar Energy,

chcieliśmy organizować szkolenia nie tylko w Gliwicach, lecz także

w Gdańsku.

Maciej Piliński: – To jest właśnie charakterystyczne dla Fro-

nius, że mogliśmy połączyć siły. Perfect Welding miał potrzebę

posiadania budynku, ale skorzystał na tym również Solar Energy.

Mamy tam swoją ścianę, możemy korzystać z tej samej sali konfe-

rencyjnej i możemy tam zapraszać naszych klientów.

Damian Kiersten: – Można powiedzieć, że to jest mniejsza

kopia naszej siedziby w Gliwicach i dopełnienie weldingu, ponie-

waż tamten Demo Room też ma swoje ograniczenia powierzch-

niowe i potrzebowaliśmy dodatkowych metrów, aby wstawić tam

nasze nowe „zabawki”.

Fronius słynie z innowacyjnych produktów. Który

z nich w ostatniej dekadzie cieszył się największym

zainteresowaniem rynku i można go nazwać

flagowym?

Damian Kiersten: – W weldingu na pewno jest to proces CMT

(ang. Cold Metal Transfer – przyp. red.), który jest innowacyjny

i opatentowany przez Fronius. To unikatowe rozwiązanie, które

służy do spawania materiałów o małej grubości, gdzie jakość spo-

iny wyróżnia się na tle konkurencji, oczywiście na plus. Jest to roz-

wiązanie bardzo powszechnie stosowane w robotyzacji. Ale to nie

jedyny proces i patent, który mamy w swojej ofercie, bo tych jest

dużo, dużo więcej. Jako firma wyznaczamy standardy w tej dziedzi-

nie. Podobnie dzieje się w fotowoltaice, gdzie Fronius jest wiodą-

cym producentem premium, a konkurencja jedynie podąża naszym

śladem.

Maciej Piliński: – W Solar Energy naszym wiodącym pro-

duktem jest rodzina falowników tzw. SnapINverter, która do dziś

jest sprzedawana z sukcesem. Instalatorzy chwalą sobie łatwość

montażu i możliwość serwisowania tych falowników. Można je

bowiem otworzyć i wymienić jakiś pojedynczy element, a nie

od razu cały falownik.

Z czego, co udało się do tej pory osiągnąć Fronius

Polska, są Panowie najbardziej dumni?

Damian Kiersten: – Jak już wcześniej wspomniałem, Fro-

nius Polska to przede wszystkim ludzie. Jesteśmy dumni z całego

naszego zespołu. Produkty, owszem, są ważne, ale to właśnie

ludzie stanowią najcenniejszy element całej naszej firmy. Każdy

z nich ma bowiem wystarczająco dużą motywację, aby stać się

dobrym w tej dziedzinie, którą się zajmuje. A Ty Maciej, jak

uważasz?

Maciej Piliński: – W pełni się pod tym podpisuję. Mamy bar-

dzo fajny i zgrany zespół i to jest duża wartość sama w sobie.

W jakim miejscu widzą Panowie firmę Fronius

za kolejnych dziesięć lat? Jakie są największe

wyzwania?

Maciej Piliński: – Ja będę wtedy w wieku przedemerytalnym

i będę szykował się na zasłużoną emeryturę (śmiech).

Damian Kiersten: – W każdej z naszych jednostek bizneso-

wych nastąpią przełomy technologiczne. Jesteśmy teraz na takim

etapie, że jak popatrzymy na ulice, to większość samochodów sta-

nowią samochody spalinowe, ale pojawiają się już powoli auta elek-

tryczne i w tym zakresie nastąpi zapewne jakiś większy przełom.

Myślę, że jesteśmy przed zmianami technologicznymi, które są spo-

wodowane chociażby aktualnym konfliktem w Ukrainie. To nas też

zmotywuje, żeby w pewnym sensie być niezależnym energetycznie.

Maciej Piliński: – My w Solar Energy o tej transformacji ener-

getycznej, czyli przesiadaniu się do elektrycznych samochodów

albo ogrzewaniu domu energią elektryczną, mówimy już od dawna.

Mamy taką wizję „24 godzin słońca”. Uważamy, że całość energii,

która jest wykorzystywana na świecie, może pochodzić z odnawial-

nych źródeł energii, a nie z paliw kopalnych. I właśnie ta tragedia,

która dzieje się obecnie w Ukrainie, tak naprawdę chyba uświado-

miła nam, że transformacja energetyczna musi nastąpić znacznie

szybciej, niż zakładaliśmy to do tej pory. Wiele firm deklarowało, że

do 2035 r. przestanie produkować spalinowe samochody i przejdzie

na produkcję samochodów elektrycznych lub napędzanych wodo-

rem, który także jest bardzo ciekawym wyzwaniem dla Froniusa.

Za 10 lat będziemy żyli w zupełnie innej rzeczywistości, gdzie Fro-

nius ma bardzo duży potencjał do dalszego rozwoju i pozyskiwania

kolejnych rynków.

Jakie są możliwości wykorzystania wodoru?

Maciej Piliński: – To jest bardzo ciekawa technologia. Projek-

tujemy i budujemy stacje, które potrafią pozyskiwać wodór w pro-

cesie elektrolizy, właśnie przy użyciu energii elektrycznej pochodzą-

cej chociażby z fotowoltaiki albo elektrowni wiatrowych. Obecnie

ten rynek mocno przypomina to, co działo się na rynku fotowol-

taiki jeszcze w 2012 r. Kiedyś budowa jednej instalacji na dachu

domu prywatnego to był bardzo duży koszt, a także wyzwanie

pod kątem projektowym, logistycznym i właściwie każdym innym.

Teraz to jest codzienność. Za dziesięć lat samochody napędzane

wodorem też będą stanowiły codzienność i tutaj Fronius też ma

duże pole do popisu.

Opracowanie na podstawie materiałów Fronius

Demo-Room

rynek-OFerTy

magazyn fotowoltaika 2/2022

Hegatech z usługą

nieprzerwanego

łańcucha dostaw

Spółka EC Group już wio-

sną wyszła naprzeciw przewi-

dywanym zachwianiom i roz-

poczęła współpracę z produ-

centem modułów fotowol-

taicznych Hegatech. Partner-

stwo biznesowe zaowocowało

znacznie szybszą realizacją zamó-

wień oraz krótszym czasem oczekiwania na transport produktów

od producenta.

Jak to możliwe? Otóż fi rma Hegatech świadczy również usługi

zintegrowanego łańcucha dostaw, co w praktyce oznacza, że więk-

szość podzespołów i komponentów produkuje samodzielnie lub

za pośrednictwem własnych podwykonawców.

Hegatech posiada zasoby mączki krzemowej i produkuje aż

cztery z dziewięciu elementów niezbędnych do skonstruowania

modułu fotowoltaicznego. To przekłada się na znacznie większą

wydajność produkcyjną, brak przestojów i niemalże natychmia-

stową realizację zamówień sprzedażowych.

Debiut na rynku polskim

Hegatech zadebiutowała na rynku polskim wiosną br. właśnie

za pośrednictwem EC Group. Jej pierwsza prezenta-

cja miała natomiast miejsce w czasie Między-

narodowych Targów Poznańskich Green

Power. Stosowana w modułach tech-

nologia i usługi zintegrowanego

łańcucha dostaw przyniosły jej

Złoty Medal Kapituły Kon-

kursowej Targów w kategorii

produktów wyróżniających

się. To bardzo dobry start

dla nowej marki, z którą

inwestorzy jak dotąd nie-

wiele mieli do czynienia.

Wyróżnienie

świadczy

o wyjątkowości oferty, a jednocze-

śnie pokazuje lukę na rynku, którą Hega-

tech jest w stanie profesjonalnie wypełnić

przy współpracy z wyłącznym dystrybutorem

jej produktów, jakim jest spółka EC Group.

Czas realizacji zamówienia jest zdecydowanie konkurencyjny,

jeżeli chodzi o standardy rynkowe. Do tego dochodzi wysoka

jakość modułów oraz wydajność, z jaką pracują. Wszystko razem

powoduje, że choć jest to nowa i mało znana marka, ma szansę

wybić się na pozycję lidera w branży. Warto śledzić jej dalszy roz-

wój i przyjrzeć się bliżej możliwościom inwestycyjnym, jakie

oferuje.

Nieprzerwany łańcuch dostaw usługą

pożądaną na rynku fotowoltaiki

Sytuacja na rynku międzynarodowym jest bardzo dynamiczna, a to rodzi niepewność wśród inwestorów decydujących się na rozwój

swoich fotowoltaicznych przedsięwzięć. Już dziś brakuje podzespołów i elementów konstrukcyjnych i nikt nie wie, jak to będzie

dalej. Czy jest wyjście z tej niepewnej sytuacji? Jak zachować ciągłość dostawy i terminowość realizowanych zleceń?

Econstructions Group Sp. z o.o.

Biuro: 87-152 Pigża, ul. Migdałowa 10

Oddział w Łodzi: 93-460 Łódź, ul. Łaskowice 7

oﬃ ce@ec-g.eu

www.ec-g.eu

p y

p p

wio-

zewi-

roz-

du-

wol-

ner-

wało

ją zamó

m oczek

za pośrednictwem EC Group. J

cja miała natomiast mie

Targów

osowa

ia i u

cha d

oty M

ursow

roduk

się. T

dla

inwe

wiele

Wyróż

kowoś

je luk

nie pr

z wyłą

ó-

kiwania na transport produktów

cja miała natomias

narodowych T

Power. Sto

nologi

łańcuc

Zło

o wyjątk

śnie pokazuj

tech jest w stan

przy współpracy z

rynek-OFerTy

magazyn fotowoltaika 2/2022

magazynach energii Renac Power możemy ustawić prio-

rytet pobierania energii z magazynu, co pozwala wyko-

rzystać 100% produkowanego prądu, dzięki czemu stajemy się

niezależni od zakładu energetycznego. Nie jest to jednak jedyna

zaleta systemu magazynowania w instalacji fotowoltaicznej.

Druga, równie ważna, to stabilizacja pracy sieci elektroenerge-

tycznej. To kryterium jest jeszcze ważniejsze w przypadku insta-

lacji fotowoltaicznych w niektórych regionach, gdzie jakość sieci

energetycznej jest fatalna.

Magazyn energii Turbo H1 jest ide-

alny do rozwiązań jedno- i trójfazowych.

Kompletny zestaw składa się z jednostki

sterującej (BMC) oraz jednostek bate-

ryjnych. Jego modułowa architektura jest

bardzo ceniona przez instalatorów i użyt-

kowników końcowych ze względu na

szybką instalację i łatwość w dodaniu lub

wymianie poszczególnych jednostek. Dla

Renac Power bezpieczeństwo użytkow-

ników jest priorytetowe, stąd też rodzaj

naszego magazynu energii to LiFePO4,

który jest rozwiązaniem bezpieczniejszym

niż baterie litowo-jonowe. Magazyn ener-

gii z serii Turbo pozwala na podłączenie do

maksymalnie sześciu jednostek równolegle.

Stawiając na bezpieczeństwo, fi rma Renac Power stawia tym

samym na jakość. Naszymi dostawcami ogniw bateryjnych są czo-

łowi oraz szanowani producenci – CATL oraz Gotion High Tech,

którzy zapewniają klasę ogniw o długiej żywotności.

Serię Turbo H1 zasila fi rma Gotion High Tech. Turbo H3

zasilany jest bateriami od CATL, które obsługują najniższą tem-

peraturę pracy (-20 °C) na rynku.

Falowniki hybrydowe z serii N3 HV

znajdą swoje zastosowanie głównie w sys-

temach magazynowania energii, ale speł-

nią swoje podstawowe funkcje bez posia-

dania magazynu energii. Warto więc

zastanowić się nad wyborem falownika

hybrydowego, dzięki któremu możemy

wzbogacić naszą instalację o magazyn

energii w przyszłości. Falownik Renac

Power może poszczycić się możliwością

przewymiarowania instalacji aż do 150%,

wydajnością

ładowania/rozładowania

wynoszącą 97% oraz przełączaniem na zasilanie awaryjne w cza-

sie krótszym niż 10 ms.

Celami naszego rozwiązania inteligentnego systemu zarządza-

nia energią są łatwość w obsłudze i możliwość czerpania jak naj-

większych korzyści z posiadanej instalacji PV.

Nasza aplikacja Renac SEC pozwala na kontrolę parametrów

oraz zmianę trybu pracy falownika z poziomu aplikacji na telefon,

a także z poziomu strony internetowej.

Całe rozwiązanie ESS pozwala w prosty sposób kontrolować

pracę naszej instalacji, ale również diagnozować występujące na

instalacji usterki. Istnieje ponadto możliwość zdalnej aktualizacji

oprogramowania zarówno dla falownika, jak i magazynu energii.

Wraz z programem „Mój prąd 4.0” nadeszły również zmiany

systemu rozliczeń: prosument sprzedaje nadwyżki energii do sieci

(tzw. net-billing).

Ile mogę otrzymać zwrotu pieniędzy?

„Mój prąd 4.0” jest formą dotacji i przysługuje jedynie prosu-

mentom, którzy korzystają z net-billingu. Kwoty dofi nansowania

przedstawiają się następująco:

–

maksymalnie 4000 zł, jeśli inwestycja obejmuje tylko insta-

lację PV. Jednak jeśli dodamy jeden dodatkowy element

(np. magazyn energii), możemy uzyskać dotację na insta-

lację w kwocie 5000 zł. Dofi nansowania dla dodatkowych

Renac Power Residential ESS

Głównym celem systemu magazynowania energii jest maksymalizacja zużycia energii lokalnej. Produkcja energii w większości

przypadków nie pokrywa się ze zużyciem chwilowym użytkowników, których zapotrzebowanie jest największe głównie rano lub

wieczorem, zwłaszcza w porze zimowej.

Seria Turbo H1 | Wysokonapięciowy | Modułowy | LiFePO4

3,74 kWh | 7,48 kWh | 11,23 kWh | 14,97 kWh | 18,7 kWh

Seria Turbo H3 | Wysokonapię-

ciowy | LiFePO4 | 10 kWh

20 kWh | 30 kWh | 40 kWh

50 kWh | 60 kWh

Seria N3 WN | Trójfazowy falow-

nik hybrydowy | Wysokonapię-

ciowy | 5 kW | 6 kW

8 kW | 10 kW

rynek-OFerTy

magazyn fotowoltaika 2/2022

elementów instalacji wynoszą:

–

magazynowanie ciepła – do 5000 zł,

–

magazyn energii – do 7500 zł (minimalna pojemność

2 kWh),

–

system zarządzania energią – do 3000 zł.

Prosumenci, którzy założyli instalację przed 1 kwietnia

2022 r., również mogą starać się o dofi nansowanie, pod warun-

kiem że zmienią system rozliczania na net-billing. Cała wartość

dofi nansowania może wynieść ponad 20 000 zł, więc możemy

osiągnąć niezależność energetyczną i przy okazji przyczynić się

do zmniejszenia emisji dwutlenku węgla przy dużej pomocy pro-

gramu „Mój prąd”.

Renac Power Technology Co., Ltd.

www.renacpower.com

europe@renacpower.com

+48 572 949 246

Seria Renac N3 HV obsługuje tryb EPS w 100% w nierównomiernych obciążeniach

rynek-oferty

magazyn fotowoltaika 2/2022

Liczby pokazują, że net-billing nie zaszkodzi

nowym prosumentom

Nowy system rozliczania prosumentów miał znacznie wydłu-

żyć stopę zwrotu z instalacji PV. Z uwagi na wzrost cen energii tak

się nie stało. Na podstawie Kalkulatora Opłacalności PV (dostęp-

nego na stronie Soltec) można oszacować zwrot z każdej instalacji.

Do celów obliczeniowych analizie została poddana symulacja

instalacji o mocy 10 kWp, którą zamontowano na dachu skośnym

o nachyleniu 30°, skierowanym na południe. Projekt zakłada mon-

taż paneli PV marki Trina Solar Vertex S o mocy 395 W.

Energia elektryczna jest konwertowana z użyciem falownika

hybrydowego Sofar Solar HYD 10KTL-3PH. Według wyliczeń

dokonanych z programem PV SOL, taka elektrownia wyprodu-

kowałaby rocznie ok. 11 000 kWh energii elektrycznej. W oma-

wianej symulacji przyjęto, że instalacja pracuje na dachu domu

jednorodzinnego, którego mieszkańcy rocznie zużywają 6500

kWh energii. W obliczeniach przyjęto, że poziom autokonsump-

cji wynosi 30 proc.

Przy obecnych cenach komponentów i usług montażu

instalacja kosztowałaby ok. 55 000 zł. Przeprowadzenie jej

w czerwcu 2022 r. oznaczałoby objęcie prosumenta systemem

net-billingu. W nowym modelu niewykorzystane kilowatogo-

dziny są sprzedawane po cenie giełdowej, określanej na podsta-

wie notowań na Rynku Dnia Następnego, który funkcjonuje za

pośrednictwem Towarowej Giełdy Energii. W przypadku nie-

wystarczającej produkcji z instalacji PV, energia elektryczna jest

kupowana przez prosumenta po cenie rynkowej, według stawki

operatora energii.

Przykład przedstawiony na Wykresie 1 dobrze obrazuje, jak

przesadzone były obawy części prosumentów oraz przedstawicieli

branży, którzy przewidywali znaczne wydłużenie zwrotu z inwe-

stycji po wejściu w życie systemu net-billingu. Według obliczeń

elektrownia PV może zwrócić się w ósmym roku od przeprowa-

dzonego montażu, co stanowi niewiele dłuższy okres zwrotu niż

w przypadku instalacji objętych net-meteringiem.

Mój Prąd pomoże inwestorom magazynującym

energię

Od 15 kwietnia 2022 r. prosumenci mogą skorzystać z atrak-

cyjnego dofinansowania. Środki zostaną wypłacone w ramach

czwartej edycji programu Mój Prąd. Poza wsparciem obejmują-

cym zakup paneli PV, beneficjentami zostaną również inwesto-

rzy chcący zakupić magazyn energii. W tym wypadku otrzymana

kwota sięga nawet 7500 zł.

Jak zmieni się rentowność inwestycji, gdy zostanie ona wzbo-

gacona o magazyn energii? W omawianej symulacji do insta-

lacji zostały dodane cztery akumulatory AMASS GTX3000-H

o pojemności znamionowej 2,5 kWh każdy. Ten zakup zwięk-

szyłby kapitał początkowy o ok. 20 000 zł, ale jednocześnie pod-

niósłby autokonsumpcję do 55 proc. W obliczeniach została rów-

nież uwzględniona dotacja z programu Mój Prąd 4.0 w wysoko-

ści 7500 zł.

Zakup magazynu energii nie powoduje znacznego wydłużenia

stopy zwrotu z inwestycji, pomimo znacznie większego kapitału

Czy instalacja z magazynem energii jest

opłacalna?

Zbędny zakup czy nowy trend w branży PV? Magazyny energii zyskują na popularności, dlatego niemal wszystkie firmy zajmujące

się sprzedażą oraz montażem instalacji fotowoltaicznych włączyły je do swojej oferty. Czy inwestycja w akumulator poprawi ren-

towność mikroinstalacji prosumenta? Odpowiedź na to pytanie przynosi analiza stopy zwrotu z przykładowej elektrowni PV objętej

net-billingiem.

300 000

200 000

-50 000

1 rok

2 rok

3 rok

4 rok

5 rok

6 rok

7 rok

8 rok

9 rok

10 rok

11 rok

12 rok

13 rok

14 rok

15 rok

16 rok

17 rok

18 rok

19 rok

20 rok

50 000

100 000

150 000

250 000

350 000

Wykres 1. Czas zwrotu z instalacji PV o mocy 10 kWp dla domu o rocznym zużyciu energii sięgającym

6500 kWh bez magazynu energii. Poziom autokonsumpcji wynosi 30 proc.

Wykres 2. Czas zwrotu z instalacji PV o mocy 10 kWp dla domu o rocznym zużyciu energii sięgającym 6500

kWh z magazynem energii o pojemności znamionowej 10 kWh. Poziom autokonsumpcji wynosi 55 proc.

Inwestycja otrzymała wsparcie z programu Mój Prąd 4.0.

300 000

200 000

-50 000

-100 000

1 rok

2 rok

3 rok

4 rok

5 rok

6 rok

7 rok

8 rok

9 rok

10 rok

11 rok

12 rok

13 rok

14 rok

15 rok

16 rok

17 rok

18 rok

19 rok

20 rok

50 000

100 000

150 000

250 000

350 000

rynek-oferty

magazyn fotowoltaika 2/2022

początkowego. W przedstawionej symulacji elektrownia PV przy-

nosi zyski inwestorowi w dziewiątym roku po jej montażu, czyli

zaledwie rok później niż w przypadku prosumenta, który nie zde-

cydował się na zakup własnych akumulatorów.

Jak duży wpływ na rentowność wskazanej

instalacji miała pozyskana dotacja?

Dopłata z Mojego Prądu 4.0 z pewnością ma znaczenie dla

domowego budżetu właściciela instalacji, jednak nawet bez otrzy-

manej dotacji prosument zaczyna czerpać zyski ze swojej inwe-

stycji już w dziesiątym roku od montażu. Zatem rynek magazy-

nów energii, aby uzasadnić swoją wartość i dynamicznie się roz-

wijać, nie wymaga silnej stymulacji programów wspierających

zakup. Fakt ten będzie szczególnie istotny po wyczerpaniu środ-

ków z Mojego Prądu.

Perspektywy przed właścicielami magazynów

energii

W obliczeniach zostały przyjęte założenia, według których

cena kupowanej energii wynosi 90 gr, natomiast sprzedawanej –

40 gr. Roczny wzrost ceny jednej kilowatogodziny oszacowano na

5 proc. Są to ostrożne prognozy. Sytuacja na rynku energii zmienia

się bardzo dynamicznie, dlatego przewidywanie jej ceny w 2042 r.

jest zadaniem wyjątkowo trudnym.

W 2002 r. odbiorcy indywidualni objęci taryfą G11 płacili 15

gr za kWh. Zatem w latach 2002–2022 cena energii wzrosła sze-

ściokrotnie. Jeśli ten trend się utrzyma, za 20 lat odbiorcy będą

musieli zapłacić blisko 5 zł za kWh.

Sytuacja na Towarowej Giełdzie Energii również jest daleka

od stabilnej. Jeszcze w 2020 r. cena 1 MWh według notowań na

RDN wahała się w przedziale 200–250 zł. W kwietniu 2022 r. było

to ok. 500 zł.

Wszystkie te czynniki wskazują na umocnienie się trendu

wzrostu cen energii. W obliczu nowego systemu rozliczania pro-

sumentów, który promuje autokonsumpcję i zniechęca do sprze-

daży niewykorzystanej energii, należy spodziewać się poprawy

sytuacji posiadaczy akumulatorów.

Pozaekonomiczne korzyści z posiadania

magazynów energii

Prosumenci, którzy zdecydują się na wyposażenie swo-

jej instalacji w magazyny energii, mogą liczyć na dodatkowe

korzyści, które skompensują nieco dłuższy czas oczekiwania na

zwrot z inwestycji.

––

Bezpieczeństwo – instalacja z magazynem energii pracuje,

kiedy następuje przerwa w dostawie napięcia. Prosument

może w takiej sytuacji korzystać z energii zgromadzonej

w akumulatorach. W dzień urządzenia elektryczne są zasi-

lane dzięki produkcji z instalacji PV.

––

Dodatkowe oszczędności – prosumenci rozliczani według

taryfy G12 mogą ładować swoje akumulatory również

w nocy i rozładowywać je w ciągu dnia. Pozwala to na wypra-

cowanie zysków np. zimą, gdy produkcja z PV jest niższa.

––

Inwestycja na lata – współczesne akumulatory litowo-żelazo-

wo-fosforowe (LiFePO4) są wyjątkowo długowieczne. Pro-

ducenci gwarantują, że ich urządzenia można rozładowywać

oraz ponownie ładować nawet 6000 razy.

– Zakup instalacji PV wraz z magazynem energii podnosi również

wartość nieruchomości. Według danych zebranych przez amerykańską

firmę Zillow, prosument posiadający na terenie swojej posesji panele

fotowoltaiczne może sprzedać dom o 4 proc. drożej – zaznacza Krzysz-

tof Bukała, product manager ds. magazynów energii w Soltec.

Własne akumulatory pozwalają także na osiągnięcie więk-

szej niezależności energetycznej. Jest to szczególnie duży atut,

gdy następuje przerwa w dostawie napięcia z sieci elektroener-

getycznej. Jeszcze kilka lat temu wydawało się, że takie problemy

dotykają tylko ubogich krajów, które borykają się z klęskami

naturalnymi.

Wydarzenia z ubiegłej zimy i orkan Eunice, który przetoczył

się przez nasz kraj, pozbawiając zasilania ponad 900 000 osób,

uświadamiają o konieczności zabezpieczenia się przed takimi

sytuacjami w przyszłości.

Czy inwestycja w magazyn energii jest opłacalna?

Tak, inwestycja w magazyn energii przyniesie prosumen-

towi realne zyski ekonomiczne. Pomimo znacznie wyższego

kapitału początkowego, elektrownia PV wzbogacona o akumu-

latory zacznie przynosić dochody tylko o rok lub dwa lata póź-

niej w porównaniu do instalacji bez tego typu urządzeń. Jednak

klienci decydujący się na te rozwiązania otrzymują szereg benefi-

tów, które są nieosiągalne dla inwestorów nieposiadających maga-

zynu energii.

Co więcej, prognozy ekspertów wskazują, że ceny energii

będą dalej rosły. Ta sytuacja sprzyja wszystkim prosumentom, ale

przede wszystkim tym, którzy większość swojej produkcji z insta-

lacji PV wykorzystują na własne potrzeby. Magazyn energii jest

idealnym narzędziem, które to umożliwia.

Wykres 3. Czas zwrotu z instalacji PV o mocy 10 kWp dla domu o rocznym zużyciu energii sięgającym 6500

kWh z magazynem energii o pojemności znamionowej 10 kWh. Poziom autokonsumpcji wynosi 55 proc.

Inwestycja nie otrzymała wsparcia z programu Mój Prąd 4.0.

300 000

200 000

-50 000

-100 000

1 rok

2 rok

3 rok

4 rok

5 rok

6 rok

7 rok

8 rok

9 rok

10 rok

11 rok

12 rok

13 rok

14 rok

15 rok

16 rok

17 rok

18 rok

19 rok

20 rok

50 000

100 000

150 000

250 000

350 000

SOLTEC

ul. Staniewicka 5, Budynek DC2,

03-310 Warszawa

tel. 22 864 89 90

biuro@soltec.pl

www.soltec.pl

rynek-oferty

magazyn fotowoltaika 2/2022

ystemy zostały przetestowane w dwóch klasach wydajności.

W niższej klasie mocy do 5 kW jednofazowy hybrydowy falow-

nik GoodWe 5000-EH zajął drugie miejsce dzięki swojej wyjątkowej

sprawności. W wyższej klasie wydajności 10 kW trójfazowy falow-

nik GoodWe 10k-ET również wypadł bardzo dobrze i do pierwszego

miejsca zabrakło mu zaledwie 1,7 punktu procentowego.

Wskaźnik Wydajności Systemu (SPI) określony przez naukow-

ców z HTW Berlin ocenia efektywność energetyczną domowych

systemów magazynowania. Jest to niezależna metoda oceny, która

stanowi dobrą wskazówkę dla instalatorów i klientów końcowych

w poszukiwaniu energooszczędnych rozwiązań w zakresie magazy-

nowania energii. Im wyższa sprawność systemu, tym mniejsze straty

energii i tym większe oszczędności.

Rozwiązania GoodWe w zakresie magazynowania

energii

GoodWe posiada jedną z najszerszych na rynku ofert produk-

tów do magazynowania energii spośród wszystkich producentów:

falowniki jedno- i trójfazowe, nisko- i wysokonapięciowe magazyny

energii. GoodWe nieustannie dokonuje znaczących inwestycji

w badania i rozwój rozwiązań do magazynowania energii w różnych

scenariuszach zastosowań.

W Europie, gdzie ceny energii są coraz wyższe, coraz więcej wła-

ścicieli domów decyduje się na instalację z wykorzystaniem falow-

ników hybrydowych, aby zmaksymalizować autokonsumpcję ener-

gii elektrycznej. Ponadto funkcja zasilania rezerwowego (back-up)

w falownikach hybrydowych GoodWe zapewnia stabilne zasilanie

przez 24 godz. W krajach Europy Środkowo-Wschodniej, gdzie sieć

energetyczna często jest niestabilna lub w złym stanie, odbiorcy nie-

mal codziennie doświadczają przerw w dostawie prądu. Systemy

hybrydowe GoodWe to najlepsze rozwiązanie zapewniające stałe,

nieprzerwane dostawy energii elektrycznej do domów, obiektów

komercyjnych i przemysłowych.

– Obecnie na polskim rynku fotowoltaicznym zachodzą istotne

zmiany, które przełożą się na większy poziom komplikacji dla nowych

prosumentów. Zmiana prawa, której głównym elementem jest sposób roz-

liczenia, oraz wprowadzenie dofinansowania do rozwiązań inteligent-

nego zarządzania i magazynowania energii elektrycznej zmienią obraz

GoodWe – najbardziej wydajny azjatycki

producent w piątej edycji berlińskiego testu

domowych systemów magazynowania energii

Testy systemów magazynowania energii elektrycznej z fotowoltaiki przeprowadził Berlіński Uniwersytet Nauk Stosowanych (HTW

Berlin). Inspekcjі zostało poddanych 21 systemów. Firma GoodWe jako wierny uczestnik badania efektywności energetycznej

domowych systemów magazynowania za pomocą wskaźnika SPI wzięła udział w badaniu po raz trzeci i po raz kolejny znalazła

się w centrum uwagi. Dwa testowane falowniki hybrydowe GoodWe ET i EH, wraz z magazynami energii BYD, osiągnęły wskaźnik

SPI odpowiednio 93,4% i 91,2%.

Wyniki testów 2022. Źródło: HTW Berlin

rynek-OFerTy

magazyn fotowoltaika 2/2022

fotowoltaiki w Polsce, a spotęguje ją rozwój rynku rozwiązań grzewczych

opartych na energii elektrycznej. GoodWe jest gotowe na zmiany w każ-

dym zakresie, zarówno pod kątem inteligentnych rozwiązań hybrydowych,

jak i magazynów energii. Rozwiązania GoodWe są gotowe do współpracy

z pompami ciepła, a nowoczesne magazyny energii pozwolą na nieprze-

rwane zasilanie tych urządzeń nawet podczas awarii sieci – mówi Daniel

Moczulski, dyrektor regionu CEE w GoodWe Europe GmbH.

Warto wspomnieć, że w ofercie GoodWe pojawiła się również

unowocześniona wersja falownika hybrydowego ET PLUS+, która

pozwala na zwiększenie możliwości generowania mocy i ładowa-

nia w celu optymalnego pozyskiwania energii. Seria ET PLUS+

jest kompatybilna z magazynami energii wielu producentów, w tym

z nowym wysokonapięciowym magazynem energii GoodWe – Lynx

Home F.

Seria GoodWe ET PLUS+

5–10 kW | 3-fazowy | Falownik hybrydowy (HV)

Nowa seria ET PLUS+ to trójfazowe, wysokonapięciowe falow-

niki hybrydowe dedykowane do współpracy

z magazynami energii wysokiego napięcia,

które zapewniają jeszcze większą niezależność

energetyczną oraz wyższy współczynnik auto-

konsumpcji poprzez inteligentne sterowanie

obciążeniami i wyższą moc ładowania i rozła-

dowywania. Seria ET PLUS+ o mocy 5 kW,

6,5 kW, 8 kW i 10 kW umożliwia niesyme-

tryczne oddawanie energii na fazy i posiada zin-

tegrowaną funkcję zasilania awaryjnego z przełą-

czaniem się w standardzie UPS. Nowa seria ET PLUS+ wyposażona

jest w złącze, które umożliwia sterowanie pracą odbiorników takich

jak pompy ciepła lub ładowarki samochodów elektrycznych.

–

Inteligentne sterowanie obciążeniami

–

Przewymiarowanie DC 150%

–

Niesymetryczne oddawanie energii na fazy

–

Cicha, bezwentylatorowa konstrukcja

–

Backup z czasem przełączania w standardzie UPS (<10 ms)

–

Zintegrowane zabezpieczenie przeciwprzepięciowe SPD typu

II po stronie DC

Seria GoodWe Lynx Home F

Wysokonapięciowy magazyn energii | 6,6 kWh – 16,4 kWh

Wysokonapięciowe baterie Lynx Home Serii F

stanowią idealne uzupełnienie i zarazem najważ-

niejszy element kompleksowego rozwiązania do

magazynowania energii GoodWe, umożliwiając

zdalne monitorowanie całego systemu za pomocą

tylko jednej aplikacji. Baterie te oferują szeroki

zakres pojemności: od 6,6 kWh do 16,4 kWh.

Dzięki temu zapewniają wszechstronne możliwo-

ści magazynowania energii, spełniające rygory-

styczne wymagania projektowe, od optymalizacji

zużycia własnego po pracę rezerwową (back-up).

Dzięki możliwości łączenia modułów i ich automatycz-

nemu rozpoznawaniu system jest niezwykle łatwy w montażu i kon-

serwacji. Niezawodna technologia ogniw baterii litowo-żelazowofos-

foranowych (LFP) zapewnia maksymalne bezpieczeństwo i dłuższą

żywotność.

try

Wys

stanow

niejszy

magazy

zdalne

tylko je

zakres

Dzięki t

ści mag

styczne

zużycia

sales.pl@goodwe.com

service.pl@goodwe.com

GoodWe jest wiodącym światowym producentem falowników

i systemów do magazynowania energii z fotowoltaiki, notowanym

na Giełdzie Papierów Wartościowych w Szanghaju (kod giełdowy:

688390). Firma zatrudnia ponad 3600 pracowników w 20 różnych

krajach oraz posiada zespół badawczo-rozwojowy (R&D) składa-

jący się z ponad 700 inżynierów zajmujących się ciągłą optymaliza-

cją i nieustannym rozwojem technologii magazynowania energii.

W 2020 roku falowniki hybrydowe GoodWe znalazły się na

pierwszym miejscu zestawienia Wood Mackenzie z udziałem

w rynku wynoszącym ponad 15%. GoodWe znajduje się na liście

TOP 10 producentów falowników PV fi rmy badawczej IHS Markit,

a czołowa jednostka na rynku usług certyfi kacyjnych i badaw-

czych TÜV Rheinland przez 6 kolejnych lat przyznaje producentowi

nagrodę "All Quality Matters'' za wyjątkową jakość produktów.

GoodWe oferuje szeroką gamę rozwiązań fotowoltaicznych dla

domów, fi rm i projektów wielkoskalowych, gwarantując wysoką

wydajność i niezawodną jakość. Więcej informacji na stronie

https://pl.goodwe.com/

rynek-OFerTy

magazyn fotowoltaika 2/2022

Najlepszy falownik fotowoltaiczny ROI (ang.

Return of Investment) dla budownictwa

mieszkaniowego i C&I (ang. Commercial &

Industrial).

To przyszłościowy produkt, który zapewni przewagę kon-

kurencyjną na rynku, zwiększy popyt klientów oraz opłacalność

funkcjonalną w porównaniu z innymi falownikami fotowoltaicz-

nymi. Inteligentny falownik SPI-B X2 współpracujący z systemem

magazynowania energii ESS (ang. Energy Storage System) umoż-

liwia etapową, zaawansowaną rozbudowę instalacji PV. Szeroki

zakres mocy – od 8 do 40 kW – sprawia, że X2 jest bardzo dobrym

urządzeniem dla instalacji fotowoltaicznych mieszkaniowych oraz

małych instalacji C&I.

Przyszłościowy falownik fotowoltaiczny SPI-B X2 z komu-

nikacją ESS umożliwia budowę instalacji PV, która może być

rozłożona w czasie. Jeżeli twoi klienci nie są pewni, czy zain-

westują w ESS wraz z budową instalacji PV, SPI-B X2 umoż-

liwia późniejsze uzupełnienie systemu PV o magazyn ener-

gii. Po podjęciu decyzji o uzupełnieniu instalacji fotowoltaicz-

nej o ESS, montaż baterii jest bardzo prosty. W celu uzyskania

najlepszej wydajności systemu, za pomocą jednego kabla, pra-

wie bez opłaty instalacyjnej można dodać jeden moduł bate-

rii. W razie potrzeby, w późniejszym czasie można dodawać

kolejne baterie kompatybilne z SPI-B X2 do pracującego już

systemu PV+ESS. Nie bez znaczenia jest możliwość uzupeł-

niania ESS zupełnie nowymi, kompatybilnymi modułami bate-

rii. Przyszłościowy falownik fotowoltaiczny SPI-B X2 o wyglą-

dzie premium posiada elegancką aluminiową obudowę o mato-

wej powierzchni. X2 jest produktem zaawansowanym technolo-

gicznie. Logo w kształcie trójkąta oznacza niezawodność i sta-

bilność urządzenia.

Seria iStorage ESS do zastosowań

mieszkaniowych

Ciesz się niezależnością energetyczną! Dzięki Kehua Energy

Storage System + PV możliwe jest teraz efektywne zarządzanie

energią słoneczną w dzień i w nocy w Twoim domu.

Dodaj ochronę przed zaciemnieniem i opcję dołączenia do

wirtualnej elektrowni, aby zapewnić swoim klientom kompletne

rozwiązanie energetyczne.

Nowa seria

produktów PV+ESS

Dnia 6 maja br. Kehua Tech wprowadziła nową serię produk-

tów PV+ESS. Premierowa seria jest nowym otwarciem Kehua.

Firma Kehua zaoferuje klientom doskonale wyglądające, bez-

pieczne, niezawodne, wydajne oraz wszechstronne produkty.

E-mail: Poland@kehua.com

LinkedIn/Facebook/Twitter: Kehua Tech Polska

Oﬁ cjalna strona internetowa: https://www.kehua.com/Po/

Osoba kontaktowa: Angel Lee

Telefon kontaktowy: +48 575 266 407

rynek-OFerTy

magazyn fotowoltaika 2/2022

alowniki hybrydowe Solplanet serii ASW H-T1 o mocy 8,

10 i 12 kW posiadają dwa wyjścia EPS, które zapewnią bez-

pieczne awaryjne zasilanie Twojego domu podczas zaniku i wyłą-

czeń prądu z sieci. Dzięki temu urządzenia podłączone do naszej

instalacji nie odczują przerwy w zasilaniu z sieci.

Do takiego wyjścia możemy podłączyć np. lodówkę, alarm

oraz niezbędne do życia urządzenia, dzięki czemu w przypadku

przerw w dostawie prądu, tzw. black-outu, stajemy się niezależni

i nie potrzebujemy dodatkowego, hałaśliwego agregatu.

Kolejną zaletą jest to, że wyjście EPS nie jest dodatkowo ogra-

niczone prądowo, jedynym ograniczeniem jest moc maksymalna

falownika (i ewentualnie baterii).

Dodatkowo hybrydy pozwa-

lają na inteligentne zarządza-

nie

wyprodukowaną

energią,

np. możemy w nocy wykorzy-

stać

energię

wyprodukowaną

w dzień. Polepsza nam się bilans

energetyczny.

Falowniki hybrydowe Solpla-

net mogą pracować bez baterii jak

zwykły falownik. W ten sposób

zyskujemy możliwość rozbudowa-

nia naszej instalacji w przyszłości,

kupując tylko bank energii. Jest to

dobre rozwiązanie, jeśli rozłożyć

w czasie chcemy środki fi nansowe

na instalację PV.

Dodatkowe atuty to niskie

napięcie startu i pracy po stronie

DC 180 V / 125 V oraz dwa wej-

ścia MPPT po 13 A każde.

Poza tymi walorami falownik posiada moduł Wi-Fi do bez-

przewodowego połączenia z internetem i monitoring w chmurze,

dając nam dostęp do danych z telefonu komórkowego, gdziekol-

wiek jesteśmy.

Podsumowując, falowniki hybrydowe Solplanet serii ASW

H-T1 o mocy 8, 10 i 12 kW to zarówno awaryjne zasilenie Two-

jego domu podczas zaniku i wyłączeń prądu z sieci, jak i odpo-

wiedź na rosnące ceny energii elektrycznej.

Falowniki Solplanet dostępne są w sprzedaży u dystrybu-

torów: Emiter, Grodno, Manitu Solar, MPL Energy, One Stop

Warehouse.

Więcej informacji o rozwiązaniach Solplanet można znaleźć

na stronie: www.solplanet.net/pl

Charakterystyka falowników hybrydowych 3-fazowych

Solplanet serii ASW H-T1:

–

Moce: 8, 10, 12 kW

–

Niskie napięcie startu po stronie DC: 180 V / 125 V

–

Dwa wejścia MPPT po 13 A każde

–

Zasilanie awaryjne – wyjścia EPS

–

Stopień ochrony IP66 do użytku na zewnętrz

–

Inteligentne zarządzanie wyprodukowaną energią

–

Pełen serwis na miejscu, w systemie door-to-door

–

Wymiana urządzenia w 48 godz.

–

Polska infolinia techniczna czynna w godz. 8:00–18:00

–

Czytelna i łatwa w obsłudze, autorska aplikacja oraz chmura

w języku polskim

Falowniki hybrydowe – podwójne

bezpieczeństwo

Jak uzyskać niezależność energetyczną i mniej przejmować się kolejnymi podwyżkami cen energii elektrycznej? Jak zapewnić

zasilanie w przypadku awarii sieci? Odpowiedzią na te pytania może być instalacja fotowoltaiczna oparta na falowniku hybrydowym.

Pierwsza na świecie instalacja hybrydo-

wa Solplanet w Polsce! Falownik Solplanet

ASW H-T1 o mocy 10 kW + magazyn ener-

gii Pylontech

Falownik hybrydowy Solplanet serii ASW H-T1

600 080 311

sales.pl@solplanet.net

magazyn fotowoltaika 2/2022

rynek-nowości

Inteligentne systemy solarne do balkonów

Moduły podłączone bezpośrednio do gniazdka, umieszczone na balkonach i przy-

mocowane systemowo do balustrad wytwarzają zieloną energię elektryczną

w gospodarstwie domowym. Systemy niemieckiej fi rmy WeDoSolar GmbH są po

prostu podłączane i odłączane, a nie są instalowane na stałe jak duże systemy sło-

neczne. Ułatwia to zabranie ze sobą zestawu solarnego w przypadku zmiany miej-

sca zamieszkania lub potrzeby użycia go w innym miejscu.

Moduły słoneczne generują bezpośrednią zieloną energię elektryczną z energii sło-

necznej dostępnej na balkonie lub tarasie. Aby użytkownik mógł z niej skorzystać,

do każdego zestawu dołączony jest mikrofalownik. Zamienia on energię słoneczną

na energię elektryczną o parametrach sieci publicznej, którą można następnie wyko-

rzystać w urządzeniach domowych. Przetworzona zielona energia elektryczna jest

dostarczana do sieci domu lub mieszkania przez dowolne gniazdko i może być

wykorzystywana bezpośrednio przez domowe urządzenia elektryczne. W rezultacie

licznik energii elektrycznej obraca się wolniej.

Moduły włączają się automatycznie, po umieszczeniu wtyczki w gniazdku

wewnętrznej instalacji elektrycznej. Po zainstalowaniu aplikacji WeDoSolar i zalogo-

waniu się można natychmiast zobaczyć swoją wirtualną elektrownię, ile energii jest

produkowane i ile CO₂ oszczędza pracujący system. Jeśli produkcja energii jest więk-

sza niż jej zużycie, dostarczana energia trafi a do sieci, a właściciel takiego systemu

PV może czerpać korzyści z wyprodukowanej ener-

gii. Gwarancja wydaj-

ności wynosi 25 lat

i obejmuje zachowa-

nie co najmniej 80%

wydajności

modu-

łów fotowoltaicznych.

Gwarancja na produkt

wynosi 10 lat.

WEDOSOLAR

System magazynowania energii

Firma Briggs & Stratton Energy Solutions wprowadziła na rynek swój pierwszy sys-

tem magazynowania energii (ESS) marki SimpliPhi. Całkowicie nowy zintegrowany

ESS jest odpowiedzią na rosnące zapotrzebowanie na dostęp do niezawodnych,

bezpiecznych i niedrogich magazynów energii służących zarówno rynkom miesz-

kaniowym, jak i komercyjnym.

System magazynowania energii SimpliPhi składa się z trzech podstawowych ele-

mentów: falownika o mocy 6 kW, akumulatora o mocy 4,9 kWh i oprogramowa-

nia zarządzającego EnergyTrak. Sercem systemu jest nowy 6-kilowatowy falownik

SimpliPhi ze zintegrowanym MPPT. ładujący baterie generatorem słonecznym (foto-

woltaiką) lub pobierając energię elektryczną z sieci. Falownik SimpliPhi jest łatwy

w obsłudze. Steruje pracą baterii, zapewniając komfort właścicielom domów i fi rm

w czasie przerw w dostawach energii (funkcja zasilania awaryjnego). Falownik może

także pracować w systemie fotowoltaicznym odłączonym od sieci. W przypadku

awarii sieci ryzyko przepięć, migotania światła i uszko-

dzenia wrażliwego sprzętu jest wyelimino-

wane dzięki 8-milisekundowemu czasowi

przełączania falownika. SimpliPhi ESS

może być użyty do modernizacji

instalacji wewnętrznej o maga-

zyn energii, będąc podłączonym

bezpośrednio do prądu prze-

miennego AC.

BRIGGS & STRATTON

ENERGY SOLUTIONS

Domowy magazyn energii

Toyota wprowadza na rynek system akumulatorów do użytku domowego, oparty

na własnej technologii akumulatorów do pojazdów elektrycznych. Magazyn ten

dostarcza energię elektryczną zarówno podczas normalnego użytkowania, jak i w

sytuacjach awaryjnych, poprawiając komfort funkcjonowania infrastruktury domo-

wej. System O-Uchi Kyuden wykorzystuje własną, opracowaną dla pojazdów Toyota

technologię zarządzania energią w celu optymalizowania pojemności znamionowej

na poziomie 8,7 kWh i mocy znamionowej 5,5 kWh. Oferowany magazyn energii

zapewnia bezpieczne zaopatrzenie w energię elektryczną całego domu w normal-

nych warunkach eksploatacyjnych, podczas przerw w dostawie prądu spowodowa-

nych konserwacją sieci, a także klęskami żywiołowymi.

Dzięki połączeniu z systemem fotowoltaicznym może dostarczać odpowiednią ilość

energii elektrycznej w zależności od potrzeb klienta przez całą dobę.

Unikalny system bateryjny Toyoty można integrować z bateriami zelektryfi ko-

wanych pojazdów (HEV, PHEV, BEV, FCEV) przy 100 V AC. Pobierając energię elek-

tryczną zmagazynowaną w bateriach pojazdów – będących zapasowym źródłem

zasilania – podczas przerw w dostawie prądu, użytkownicy korzystają z rozszerzo-

nej funkcjonalności systemu. Ponadto możliwe są monitoring zasilania pozwalający

na przeglądanie i ustawianie pojemności pamięci masowej, a także zamiana trybu

pracy i innych ustawień w cza-

sie rzeczywistym z dedykowa-

nej aplikacji na smartfonie lub

tablecie.

TOYOTA MOTOR

CORPORATION

Zielony dach z fotowoltaiką

Norweski StartupLab Over Easy Solar AS zaprezentował na tegorocznych targach

Intersolar Smarter E Europe w Monachium pionowy system fotowoltaiczny. Został

on zaprojektowany do instalowania na zielonych dachach w miejscach, w których

istnieją ścisłe ograniczenia wysokości budynków, lub tam, gdzie występują ograni-

czenia wizualne dla konstrukcji umieszczanych na dachach. Jego kompaktowa kon-

strukcja o niskim profi lu nie ogranicza dostępu do zielonego dachu w celu kontroli

lub konserwacji.

Jednostki składają się z systemu montażowego i paneli fotowoltaicznych w jednym,

wstępnie zmontowanym elemencie, co według producenta sprawia, że ich mon-

taż jest bardzo szybki. Systemy montażowe są wykonane z aluminium i zapewniają

wsparcie dla każdego panelu, a jednocześnie łączą ze sobą instalację jako całość

w celu uzyskania lepszej odporności na obciążenie wiatrem. Geometria z niskimi

panelami pionowymi nie wymaga mocowania lub balastu, co dodatkowo upraszcza

montaż. Każda jednostka ma wymiary 1600 mm × 1510 mm × 350 mm i waży 24,5

kg. Posiada stopień ochrony IP68 oraz 3,2-milimetrowe, podwójnie hartowane szkło.

W pełni zintegrowany z zielonym dachem system fotowoltaiczny nie koliduje

z uprawianymi roślinami. Zapewnia pełny dostęp dla prac agrotechnicznych, takich

jak nawożenie lub pielęgnacja roślin dachu przy jednoczesnym niezakłóconym

wytwarzaniu energii elektrycz-

nej z systemu PV. Rośliny mają

niezakłócony dostęp do świa-

tła. Technologia jest zgłoszona do

opatentowania, a wszystkie zasady

działania i korzyści są demonstro-

wane przez prototyp i na instala-

cjach pilotażowych w Norwegii.

OVER EASY SOLAR AS

dzenia wraż

zięk

zan

moż

wane dz

przełącz

na przeglądanie i ustawianie pojemności pamięci m

magazyn fotowoltaika 2/2022

rynek-nowości

Mobilna agrowoltaika

Holenderskie konsorcjum H2arvester opracowało mobilny system agrowoltaiczny,

który ma poprawić jakość gleby i bioróżnorodność pól uprawnych, równocze-

śnie produkując energię elektryczną. H2arvester to system energetyczny obiegu

zamkniętego do lokalnego wytwarzania i zużywania na miejscu (w gospodarstwie)

czystej energii, przy wykorzystaniu gruntów rolnych bez strat w produkcji roślinnej.

Pojazdy solarne H2arvester zbudowane są w formie panelu modułów fotowoltaicz-

nych, które poruszają się autonomicznie po polach uprawnych rolników, hodowców

bydła mlecznego, nad rowami i innymi technicznymi nieużytkami. Ponieważ panele

słoneczne są mobilne, H2arvester może być postrzegany jako dodatkowa uprawa

rolników i hodowców warzyw i roślin. Również dla hodowców bydła mlecznego,

gdyż słoneczne pojazdy H2arvester przemieszczają się podczas wypasu lub przejeż-

dżają przez rowy – oznacza to dosłownie podwójne wykorzystanie gruntów rolnych

i dodatkowy dochód, przy maksymalnym zajęciu ziemi wynoszącym 10% na hektar.

Energia elektryczna produkowana przez samobieżne zestawy fotowoltaiczne może

być przetwarzana na farmach na ekologiczny wodór. Magazynowana w celu zbilan-

sowania produkcji i dla wła-

snego wykorzystania wytwo-

rzonej energii (wodór

i ciepło), obniża zapo-

trzebowanie na pobór

z sieci publicznej.

H2ARVESTER VOF

Chodnikowy moduł fotowoltaiczny

Chodnikowy moduł fotowoltaiczny Platio posiada wbudowane, wysokowydajne

ogniwa słoneczne, chronione przez wytrzymałe, antypoślizgowe, odporne na zary-

sowania i uderzenia szkło. Nośność powierzchni urządzenia oraz ochronę elemen-

tów modułu zapewnia solidna konstrukcja ramy.

Rama produktu wykonana jest z odpadów plastikowych pozyskanych w ramach

recyklingu. Do jego produkcji nie są używane żadne nowe tworzywa sztuczne.

Opracowany proces wytwarzania materiału kompozytowego skutkuje bar-

dzo wytrzymałą konstrukcją ramy, która może zapewnić bezproblemowy mon-

taż i eksploatację chodnikowych modułów fotowoltaicznych przez dziesięciole-

cia. Platio reprezentuje nową generację estetycznego, oszczędzającego miejsce

i zielonego źródła energii. Moduły Platio oferowane są z dwoma rodzajami harto-

wanego, antypoślizgowego szkła – przeźroczystym i mlecznym. Wysokowydajne

ogniwa dostępne są w kolorach niebieskim i czarnym. Wszystkie produkty mają

wymiary 359 × 359 × 41 mm i ważą 6,5 kg każdy. Platio jest przyjazny dla użytkow-

nika i wymaga konserwacji podobnej do tradycyjnych nawierzchni.

Moduły chodnikowe można układać w ten sam sposób co zwykłą kostkę brukową.

Moduły Platio w liczbie 16–21 szt. tworzą jeden układ DC. Taki podsystem jest podłą-

czony bezpośrednio do mikroinwertera, falownika, kontroler ładowania itp., w zależ-

ności od przeznaczenia aplikacji.

Producent odbiera produkty

po zakończeniu ich cyklu

życia i poddaje recyklingowi.

Produkt został zaprojekto-

wany tak, aby pod koniec jego

cyklu życia nadawał się w 95%

do recyklingu.

PLATIO SOLAR

System balastowy z trakerem i robotem czyszczącym

Firma Alion Energy USA i opracowała nowe konstrukcje dla skali użytkowej w celu

przedłużenia żywotności systemu i zintegrowania w pełni autonomicznej robo-

tyki O&M. Kompletny system Alion Energy składa się z trzech komponentów: tra-

kera, balastowej konstrukcji mocowania oraz robota czyszczącego. Oczekujący na

przyznanie patentu Alion Storm Tracker wykorzystuje ciągłą, łączoną szynę betonową,

zapewniając wysoką sztywność całej konstrukcji. Rura napędowa przenosi moment

obrotowy z silnika rzędowego i napędu obrotowego na szereg kół zębatych, które

obracają każdą sekcję gąsienicy. Mechanizm Storm Lock blokuje tracker w pozycji

złożonej, umożliwiając tańszy transport i montaż. W celu skrócenia czasu pracy przy

budowy w terenie, główne części są wstępnie zmontowane fabrycznie.

Opatentowany system mocowania Alion AMS wykorzystuje rozkładaną konstrukcję

regałową i uformowane ślizgowo szyny betonowe do szybkiej budowy w trudnych

miejscach. System jest balastowany w celu ułatwienia budowy na terenach o trud-

nych warunkach geotechnicznych, np. bardzo twardy lub bardzo miękki grunt.

Zrobotyzowane rozwiązanie do czyszczenia elektrowni słonecznych Alion Energy,

do efektywnego mycia modułów jest elementem operacyjnego i eksploatacyj-

nego budżetu projektu. Betonowy balast konstrukcji mocowania służy jako tor dla

pojazdu. Pojazd nie unosi kurzu podczas jazdy ani nie obciąża modułów i konstrukcji

trakera. Zrobotyzowany pojazd pracuje autonomicznie. Podczas mycia rzędu paneli

słonecznych transportuje wła-

sną wodę, zapewniając wyso-

kiej jakości, powtarzalne wyniki

czyszczenia przy bardzo niskim

nakładzie pracy. Pojazd auto-

nomicznie porusza się między

rzędami paneli.

ALION ENERGY

Podgrzewanie wody użytkowej

Fotowoltaiczny zestaw do podgrzewania wody belgijskiej fi rmy Wanit nv to system

wykorzystujący energię słoneczną i obniżający rachunki gospodarstwa domowego.

Wanit proponuje proste i ekonomiczne rozwiązanie, polegające na podłącze-

niu kilku modułów fotowoltaicznych do podgrzewacza wody, w którym codzien-

nie przechowuje się lub wykorzystuje dostępną darmową energię ze Słońca.

Ponadto do systemu można podłączyć akumulator buforowy do nocnego ogrze-

wania i dodatkowego przechowywania energii elektrycznej uzyskanej z fotowol-

taiki. Proponowany system gwarantuje długą żywotność działania. Uzupełnia i ulep-

sza na małą skalę obszar wykorzystania odnawialnej energii ze Słońca. Nagrzewnica

fotowoltaiczna do otrzymywania c.w.u. w porównaniu do innych systemów posiada

wysoką sprawność działania. W przypadku zastosowania większej liczby modułów

fotowoltaicznych poprawia się relacja zużycia własnej energii elektrycznej do tej

pobieranej z sieci, zwiększając rentowność systemu Wanit.

Energia słoneczna jest magazynowana w ciepłej wodzie użytkowej o wysokiej tem-

peraturze, dochodzącej do 85 °C. W systemie zastosowano bardzo dobrze izolo-

wane zbiorniki, uzupełnione baterią. Właściwie dobrany i skonfi gurowany system

zapewnia ciągłą pracę nawet w deszczowe dni. Dzięki akumulatorom, które maga-

zynują energię elektryczną z foto-

woltaiki, woda jest podgrzewana

nawet w nocy, zapewniając odpo-

wiedni komfort użytkującym system

Wanit. Opracowana aplikacja mobilna

EasyWanit pozwala skonfi gurować

i monitorować pracę systemu.

WANIT NV

magazyn fotowoltaika 2/2022

rynek-aktualności-kraj

Aż 35 MW w całej Polsce – taką moc osią-

gnie fotowoltaiczny projekt realizowany

przez ESOLEO w oparciu o konstrukcje

PV wyprodukowane przez Corab. Dwie

wiodące polskie firmy związane z ener-

gią odnawialną łączą siły przy przed-

sięwzięciu związanym z budową farm

fotowoltaicznych.

Corab i ESOLEO podjęły współpracę

w związku z budową sieci rozporoszonych

inwestycji fotowoltaicznych. ESOLEO

zrealizuje budowę w oparciu o produko-

wany i opatentowany przez Corab Sys-

tem WS 017. To nowoczesna konstrukcja

dwupodporowa dedykowana dużym pro-

jektom farmowym. Wykonano ją z odpor-

nego na korozję Magnelisu, dzięki czemu

można uzyskać nawet do 25 lat gwarancji

na powłokę antykorozyjną.

Systemy dostarczone przez Corab będą

miały kąt nachylenia 25 stopni, zaś

we wszystkich realizacjach wykorzy-

stanych zostanie 3944 stoły 20-modu-

łowe oraz 131 stołów 10 modułowych.

Co warto podkreślić, zakład produkcyjny

Corab realizuje zamówienie na konstruk-

cje w zaledwie 12 dni roboczych.

– Konstrukcje oferowane przez Corab wyróż-

nia zastosowanie systemu montażu typu „slide

in”. To unikalne bezklemowe rozwiązanie,

które pozwala skrócić czas instalacji nawet

o połowę w stosunku do tradycyjnych rozwią-

zań. Przewaga „slide in” to szybkość i prostota

instalacji, co przekłada się na obniżenie kosz-

tów budowy oraz bezpieczeństwo użytkowa-

nia – podkreśla Wiesław Szałkowski, odpo-

wiedzialny za sprzedaż w Corab SA.

Udział Corab w inwestycji nie ograni-

cza się jedynie do dostarczenia syste-

mów. Olsztyńska firma przygotuje także

projekty wykonawcze dla ESOLEO oraz

będzie służyć wsparciem na każdym etapie

budowy i po zakończeniu realizacji.

Jeden z najszybciej rozwijających się dys-

trybutorów fotowoltaiki w Europie poin-

formował o podpisaniu z mBankiem

umowy finansowania o wartości powyżej

30 mln zł. Finansowanie ma wesprzeć mię-

dzynarodowy rozwój spółki.

Tylko w zeszłym roku należące do Grupy

R.Power, największego polskiego dewelo-

pera farm fotowoltaicznych, Menlo Electric

dostarczyło sprzęt wykorzystany do reali-

zacji instalacji fotowoltaicznych o mocy

przekraczającej 250 MW, a więc o mocy

podobnej do jednego bloku węglowego

w elektrowni Turów. W tym roku firma

chce znacznie zwiększyć skalę działalności

swoich zagranicznych oddziałów, w czym

pomóc ma pozyskane finansowanie.

– Bardzo intensywnie rozwijamy się poza Pol-

ską, zarówno w Unii Europejskiej, jak i poza

nią. Szczególnie istotne jest dla nas zwiększe-

nie skali działalności na najszybciej rosnących

rynkach OZE w Europie, jak Hiszpania i pań-

stwa Europy Środkowo-Wschodniej – mówi

Marta Walendzewicz, członek Zarządu ds.

Finansowych w Menlo Electric.

– mBank jest liderem finansowania OZE w Pol-

sce! W samym tylko 2021 roku przeznaczył na

kredytowanie budowy nowych farm wiatro-

wych i fotowoltaicznych miliard złotych. Zgod-

nie z nową strategią zapewni 10 mld zł finan-

sowania zielonym branżom, aby wspomóc eko-

transformację polskiej gospodarki – wyjaśnia

Adam Pers, wiceprezes mBanku ds. banko-

wości korporacyjnej i inwestycyjnej.

W ubiegłym roku przychody Menlo Elec-

tric przekroczyły 50 mln euro. Polska hur-

townia współpracuje z inwestorami, dystry-

butorami i instalatorami z 16 państw w UE

oraz m.in. z Wielkiej Brytanii i Ukrainy.

Spółka operuje z siedmiu centrów magazy-

nowych w głównych hubach logistycznych

na kontynencie. Menlo Electric jest oficjal-

nym dystrybutorem marek: Jinko, JA Solar,

Risen, SolarEdge, FoxESS, Sungrow i Nibe.

Źródło: Menlo Electric

Enea uruchomiła pierwszą

farmę fotowoltaiczną

W Jastrowiu w Wielkopolsce powstała

pierwsza farma fotowoltaiczna Grupy

Enea.

Obiekt

został

zaprojektowany

i wykonany przez spółki Grupy. Instala-

cja o mocy 3 MW złożona z ponad 7,4 tys.

paneli wytwarza już energię elektryczną,

która przekazywana jest do sąsiadują-

cego z farmą GPZ Jastrowie, należącego

do Enei Operator. Inwestycja powstała

dzięki współpracy z samorządem gmin-

nym, a odpowiedzialna za projekt spółka

Enea Nowa Energia zapowiada kolejne

inwestycje w farmy PV we współpracy

z samorządami.

Budowa farmy fotowoltaicznej w Jastrowiu

ruszyła we wrześniu 2021 r. Już w marcu

2022 r. farma rozpoczęła próbną pracę

z pełną mocą. Z kolei ostatnie zadania

wykończeniowe zakończono w czerwcu

2022 r. Koszt inwestycji wyniósł ok.

8,4 mln zł. Inwestorem była Enea Nowa

Energia, a wykonawcą Enea Serwis. Farma

powstała na terenie należącym do Gminy

Jastrowie.

Łączna powierzchnia paneli Farmy Jastro-

wie to 14,4 tys. m2, a wszystkie moduły

wykonane w technologii Si-Mono ważą 161

ton. Do połączenia całej instalacji wykorzy-

stano 50 km kabli. Produkcja energii elek-

trycznej z instalacji pozwoli na pokrycie

rocznego zapotrzebowania na energię ok.

tysiąca gospodarstw domowych.

W tym roku Enea Nowa Energia planuje

sfinalizowanie kolejnych inwestycji foto-

woltaicznych. W Krzęcinie w wojewódz-

twie

zachodniopomorskim

powstanie

instalacja o łącznej mocy 6,607 MW zło-

żona z siedmiu generatorów fotowolta-

icznych. Farma fotowoltaiczna Likowo

w gminie Płoty (województwo zachodnio-

pomorskie) będzie mieć ok. 1 MW mocy.

Z kolei farmy Lubno I i II powstaną w gmi-

nie Lubiszyn (województwo lubuskie)

i będą zbudowane z ponad 9 tys. modułów.

Enea Nowa Energia zapowiadają dalszy

wzrost potencjału wytwórczego pocho-

dzącego m.in. z farm fotowoltaicznych.

Część z projektów powstaje w ramach pro-

gramu „Fotowoltaika dla każdej gminy”.

Celem jego są inwestycje w rozwój odna-

wialnych źródeł energii, przeprowadzane

we współpracy z jednostkami samorządu

terytorialnego (JST).

Źródło: Enea

Konstrukcje Corab wesprą nowe inwestycje w całej Polsce

Menlo Electric z umową finansowania o wartości ponad 30 mln zł

Fot. Corab

Fot. Menlo Electric

magazyn fotowoltaika 2/2022

rynek-aktualności-kraj

Menlo Electric i Risen Energy podpi-

sały kontrakt o wartości ponad 200 mln zł

na dostawy modułów fotowoltaicznych

o mocy 150 MW, które zostaną dostar-

czone w drugiej połowie 2022 r. Łącznie

dostawy Risen Energy do Menlo Elec-

tric w 2022 r. wyniosą 300 MW, czyniąc

Menlo jednym z pięciu największych dys-

trybutorów Risen Energy w Europie.

– Nasi klienci doceniają zalety techniczne

i walory estetyczne modułów Risen Energy.

Nieustannie wzmacniamy pozycję Risen

Energy jako marki premium na rynkach euro-

pejskich, w tym także na tych najbardziej

wymagających, jak Holandia i Skandyna-

wia. Przykładowo, w ciągu ostatnich miesięcy

zaopatrywaliśmy w moduły Risen full black

trzech największych instalatorów w Europie

– komentuje Marcin Ślęzak, dyrektor han-

dlowy w Menlo Electric.

– Kontrakt dotyczy modułów TITAN S,

Mono RSM110-8-545/550M oraz Bifa-

cial

RSM110-8-595BMDG/RSM132-

8-645BMDG, wykorzystujących zaawan-

sowane technologie half cut, multi-busbar

(MBB) i zagęszczoną konfigurację pako-

wania, co zwiększa wydajność modułów

i redukuje ryzyko powstawania mikrouszko-

dzeń w transporcie – dodaje Leon Chu-

ang, dyrektor ds. marketingu globalnego

w Risen Energy.

– Współpraca z Menlo Electric umacnia naszą

obecność na rynkach europejskich, ze szczegól-

nym uwzględnieniem Europy Wschodniej. Cie-

szymy się, że możemy rozwijać naszą sprzedaż

w oparciu o hybrydowy model działania

Menlo, na który składają się lokalni przedsta-

wiciele handlowi oraz pracownicy działający

zdalnie, a także różne kanały sprzedaży odpo-

wiadające na potrzeby zakupowe klientów –

komentuje Arthur Wu, generalny manager

sprzedaży w Risen Energy.

Nowy kontrakt jest kolejnym krokiem

w realizacji misji Menlo, którą jest ofe-

rowanie stałego i atrakcyjnego cenowo

dostępu do sprzętu fotowoltaicznego

w całej Europie. Obecnie Menlo Electric

prowadzi sprzedaż do ponad 20 państw

w Unii Europejskiej i poza nią. Dostawy

realizowane są z siedmiu centrów logi-

stycznych zlokalizowanych w sześciu pań-

stwach Europy. Dystrybutor wspierany

jest przez R.Power Renewables, wiodą-

cego europejskiego dewelopera fotowolta-

icznego z projektami farm o mocy 6 GW,

który przejął Menlo Electric w 2021 r.

Źródło: Menlo Electric

W ramach prowadzonych w laboratorium

badań, ML System zaprojektował i zbudo-

wał prototyp elektrolizera wysokociśnie-

niowego do produkcji wodoru, pracują-

cego przy niskim napięciu, co pozwala na

integrację z instalacjami PV. Modułowe

rozwiązanie łatwo dopasowuje ilości pro-

dukowanego wodoru do zapotrzebowa-

nia. Jest to już czwarta wersja urządzenia,

a intensywnie prowadzone prace skupiają

się na sukcesywnym poprawianiu klu-

czowych parametrów. Prototyp powstał

z wykorzystaniem komponentów wytwo-

rzonych w ML System, a dzięki zdoby-

tym przez spółkę kompetencjom i wyko-

rzystaniu procesów wzrostu warstw

atomowych udało się znacznie poprawić

efektywność generacji wodoru oraz zmi-

nimalizować wpływ zanieczyszczeń na

prace elektrolizera. Obecna wersja urzą-

dzenia wytwarza wodór o czystości na

poziomie 99%.

ML System jest jednym z założycieli Pod-

karpackiej Doliny Wodorowej zlokalizo-

wanej w Rzeszowie, ukierunkowanej na

zbudowanie łańcucha wartości gospo-

darki wodorowej, w tym jego produk-

cji, przesyłu, transportu, magazynowa-

nia i zastosowania w energetyce, transpo-

rcie oraz przemyśle, co umożliwia integra-

cję poszczególnych sektorów gospodarki

i optymalizację procesów i kosztów.

Umowa Menlo Electric i Risen Energy

Na zdjęciu: od lewej: Robert Pabierowski – dyrektor ds. rozwo-

ju Menlo Electric, Arthur Wu – generalny manager sprzedaży Risen

Energy, Marcin Ślęzak – dyrektor handlowy Menlo Electric

PGE wybuduje 12 nowych

farm fotowoltaicznych

PGE Energia Odnawialna przyspie-

sza program budowy nowych inwesty-

cji fotowoltaicznych. Spółka podpisała

umowy na realizację kolejnych 12 jedno-

megawatowych projektów. Instalacje PV

powstaną na Podlasiu, Mazowszu, Pod-

karpaciu oraz w województwach: łódz-

kim, opolskim, dolnośląskim, wielkopol-

skim i kujawsko-pomorskim.

Farmy fotowoltaiczne zostaną urucho-

mione w I kwartale 2023 r. Większość

z nich, to jest: PV Prusocin (powiat

mławski), PV Ulasek (powiat wyszkow-

ski), PV Wola Jedlińska (powiat radomsz-

czański), PV Przyłuski (powiat rawski),

PV Bachmatówka (powiat sokólski), PV

Markowce (powiat sanocki), PV Budzi-

sław Nowy (powiat kolski) i PV Szewo

(powiat

włocławski),

powstanie

wydzierżawionych przez spółkę gruntach

prywatnych.

Kolejne trzy instalacje: PV Zawidów 1,

PV Zawidów 2 (powiat zgorzelecki),

oraz Lesko 2 (powiat leski), PGE Energia

Odnawialna zbuduje na terenach nale-

żących do samorządu. Z kolei PV Opole

powstanie na gruntach Elektrowni Opole.

To już kolejne inwestycje fotowoltaiczne

PGE, na które w tym roku zostały uru-

chomione lub rozstrzygnięte przetargi.

Największym projektem jest instalacja

o mocy 153 MW, składającą się dwóch

farm – PV Jeziórko 1 i PV Jeziórko 2.

Większa jej część (100 MW) powsta-

nie do końca 2023 r. na terenie gminy

Grębów w powiecie tarnobrzeskim na

Podkarpaciu.

Łącznie w 2022 r. PGE Energia Odna-

wialna ma w planach uzyskanie pozwoleń

na budowę projektów PV o mocy około

260 MW. W kolejnych latach, gdy ten pro-

ces przyspieszy, spółka będzie mogła rok-

rocznie ogłaszać przetargi na ponad 300

MW w energetyce słonecznej.

Należąca do Grupy Kapitałowej PGE

spółka PGE Energia Odnawialna jest

obecnie największym producentem zie-

lonej energii w Polsce. Posiada 17 farm

wiatrowych, 29 elektrowni wodnych,

cztery elektrownie szczytowo-pompowe

oraz pięć farm fotowoltaicznych. Łączna

moc zainstalowana wszystkich obiektów

wynosi 2331,25 MW.

Źródło: PGEEO

ML System zbudował wysokowydajny elektrolizer wodorowy

współpracujący z PV

magazyn fotowoltaika 2/2022

rynek-aktualności-kraj

BayWa r.e. Solar Systems – jeden z wio-

dących dystrybutorów PV na rynku pol-

skim nawiązał współpracę z firmą Sungrow

w celu dystrybuowania szerokiego portfo-

lio produktów na terenie Polski.

Sungrow to lider innowacyjności w ener-

getyce słonecznej, który posiada 24-let-

nie doświadczenie w dziedzinie fotowolta-

iki. Firma Sungrow zainstalowała urządze-

nia o łącznej mocy ponad 154 GW w 150

państwach. Oferta firmy obejmuje falow-

niki komercyjne i przemysłowe, mieszka-

niowe, hybrydowe oraz magazyny energii.

– Niezmiernie cieszy nas fakt, że BayWa r.e.

Solar Systems Sp. z o.o. jest ważną częścią

naszej polskiej sieci dystrybutorów. Dzięki

BayWa r.e. Solar Systems Sp. z o.o. mamy

po swojej stronie jedną z wiodących firm

zajmujących się dystrybucją elektryczną,

która znana jest z indywidualnego, kom-

pleksowego i konkurencyjnego podejścia.

Wspólnie będziemy dostarczać realną war-

tość dodaną i wyróżniającą się jakość w każ-

dym aspekcie – skomentował Adam Hrycz,

manager dystrybucji w Sungrow Polska.

Firma BayWa r.e., mająca swoje siedziby

w 30 krajach, uzyskująca przychody

w wysokości prawie 2,5 mld euro, notu-

jąca stały ich wzrost od początku istnienia

firmy, jest wiodącym światowym dewelo-

perem energii odnawialnej, dystrybutorem

i dostawcą usług i rozwiązań branży ener-

getycznej. Na rynku polskim BayWa r.e.

działa jako autoryzowany dystrybutor

PV (hurtownia fotowoltaiczna) posiada-

jący własne biuro sprzedaży, magazyny

oraz platformę zakupową B2B dla insta-

latorów fotowoltaiki. W portfolio produk-

tów znajdą Państwo wszystkie elementy

potrzebne do zaprojektowania i wdroże-

nia systemu PV od wiodących, zaufanych

producentów.

ML System podpisał z Tauronem umowę

o wartości 10,6 mln euro na dostawę modu-

łów fotowoltaicznych o łącznej mocy

37,1 MW, które zainstalowane zostaną na

obecnie największej budowanej farmie

fotowoltaicznej w Polsce. Farma powstanie

w Mysłowicach. Tauron szacuje, że doce-

lowo w ciągu roku instalacja wyprodukuje

39 tys. MWh zielonej energii, co odpo-

wiada rocznym potrzebom 16 tys. gospo-

darstw domowych, przy jednoczesnym

ograniczeniu emisji CO2 o prawie 30 tys.

ton.

– Fakt, że moduły zainstalowane zostaną na

aktualnie największej budowanej farmie foto-

woltaicznej w Polsce, to dla nas duża nobili-

tacja. Cieszymy się, że krajowe spółki energe-

tyczne wspierają polskich producentów, wzmac-

niając konkurencyjność rodzimego przemysłu.

Wytworzona zielona energia pozwoli znacz-

nie ograniczyć emisję CO2, co przyczyni się do

poprawy warunków środowiskowych. Dodat-

kowym aspektem wpisującym się w budowę

„zielonej gospodarki” jest to, że farma będzie

zlokalizowana na zrekultywowanym składo-

wisku odpadów paleniskowych – komentuje

Dawid Cycoń, prezes ML System.

Podpisany przez ML System kontrakt

dotyczy budowy pierwszego etapu farmy

fotowoltaicznej.

Jak wskazuje Tauron, farma fotowoltaiczna

powstanie dwuetapowo: w pierwszym

do eksploatacji oddanych zostanie około

37 MW, drugi z kolei przewiduje budowę

instalacji o mocy około 60 MW (łącznie

blisko 100 MW). Docelowo w Mysłowi-

cach zostaną zainstalowane moduły foto-

woltaiczne o łącznej powierzchni 16 ha, co

odpowiada aż 22 boiskom do piłki nożnej.

Tauron szacuje, że w ciągu roku instalacja

wyprodukuje 39 tys. MWh zielonej energii,

co odpowiada rocznym potrzebom 16 tys.

gospodarstw domowych, przy jednocze-

snym ograniczeniu emisji CO2 o prawie

30 tys. ton. Pierwsza energia elektryczna

ma popłynąć z farmy w 2023 r.

Polskie moduły fotowoltaiczne na farmie PV Taurona

Columbus rozpoczyna

współpracę z PERN

Największy krajowy operator logistyki

naftowej – PERN SA skorzysta z usług

Columbus Energy w zakresie fotowol-

taiki. Pierwszym zadaniem Columbusa

jest uzyskanie warunków przyłączenia

do sieci elektroenergetycznej dla instala-

cji fotowoltaicznych w dziewięciu bazach

paliw i ropy należących do PERN.

O swoich działaniach, umożliwiających

wybudowanie instalacji fotowoltaicz-

nych w wybranych bazach ropy naftowej

i paliw, spółka PERN informowała kil-

kukrotnie. W wyniku wygranego prze-

targu Columbus Energy został partne-

rem spółki w obszarze przygotowania

koncepcji budowy instalacji fotowolta-

icznych, które zostaną zamontowane na

terenie dziewięciu wytypowanych do

tego etapu baz paliw i ropy naftowej.

– Naszym głównym zadaniem na obecnym

etapie współpracy jest sporządzenie koncep-

cji budowy instalacji fotowoltaicznej oraz

pozyskanie wszelkich wymaganych zgód,

pozwoleń i decyzji, niezbędnych do uzy-

skania warunków przyłączenia instalacji

fotowoltaicznej do sieci elektroenergetycz-

nej. Jest to bardzo złożony proces z uwagi

na obowiązujące prawo oraz wymogi zwią-

zane z uzyskaniem decyzji środowiskowych

– tłumaczy Sebastian Lorenz, dyrek-

tor sprzedaży obszaru public Columbus

Energy SA.

To już kolejna umowa podpisana

w 2022 r. z PERN. Na tym etapie Colum-

bus przygotowuje analizę możliwości

wybudowania instalacji fotowoltaicz-

nych we wskazanych przez PERN lokali-

zacjach. Do końca bieżącego roku PERN

zamierza też uruchomić na dachu cen-

trali w Płocku i terenach zielonych wokół

budynku instalacje fotowoltaiczne, które

będą generowały zieloną energię na

potrzeby biurowca.

Fot. Columbus

BayWa r.e. Solar Systems nawiązuje współpracę

z firmą Sungrow

Fot. ML System

magazyn fotowoltaika 2/2022

rynek-aktualności-kRaJ

IKEA Industry Zbąszynek ofi cjalnie roz-

poczyna budowę jednej z największych

farm fotowoltaicznych na użytek własny

w Polsce i w Europie. Panele słoneczne

o łącznej mocy 19 MW staną na tere-

nie zakładów IKEA Industry w Babimo-

ście i Zbąszynku. Inwestycja przyniesie

oszczędności w kosztach energii i obniży

ślad klimatyczny. Przyczyni się w ten spo-

sób do realizacji celu IKEA jakim jest sta-

nie się biznesem pozytywnym dla klimatu

do 2030 r.

Na gruntach w Babimoście i Zbąszynku

należących do IKEA Industry (będącej

częścią grupy Inter IKEA) stanie 37 tys.

paneli fotowoltaicznych o łącznej mocy

19 MW i powierzchni odpowiadającej

wielkości sześciu sklepów IKEA. Będzie

to nie tylko jedna z największych farm

fotowoltaicznych na użytek własny w Pol-

sce, ale też jedna z największych tego typu

instalacji na terenie fabryki w Europie.

Ważnym elementem realizacji celów kli-

matycznych IKEA są inwestycje w odna-

wialne źródła energii (OZE). Dotychczas

Grupa Ingka, odpowiadająca za sklepy

IKEA, zainwestowała globalnie blisko

2,5 mld euro w zieloną energię. W 2021 r.

grupa wydała ważne ogłoszenia o chęci

przeznaczenia dodatkowych 4 mld euro na

inwestycje w odnawialne źródeł energii na

całym świecie.

Polska jest krajem, w którym IKEA

w latach 2011–2016 zainwestowała blisko

1 mld zł, stając się posiadaczem drugiego

co do wielkości portfela OZE w IKEA na

świecie, zaraz po rynku amerykańskim.

Łączna zainstalowana moc wiatraków

IKEA w Polsce to prawie 178 MW.

80 wiatraków na sześciu farmach wiatro-

wych, należących do IKEA Retail Polska

(część Grupy Ingka), produkuje około

400 GWh energii elektrycznej rocznie. To

znacznie więcej niż zużycie energii IKEA

w sklepach, magazynach i centrach dystry-

bucyjnych w Polsce.

IKEA nadal inwestuje w OZE w Polsce,

czego przykładem jest zarówno rozpoczęta

inwestycja IKEA Industry Zbąszynek, jak

i inwestycje IKEA Retail na dachach skle-

pów i centrów dystrybucyjnych.

W czerwcu br. odbyło się ofi cjalne otwar-

cie Farmy Solarnej przy fabryce McCain

Poland w Chociwelu pod Wrocławiem.

To kamień milowy w idei McCain „Żyw-

ność przyjazna planecie” oraz na drodze

do redukcji emisji dwutlenku węgla.

Ponad 11 tys. paneli słonecznych oraz

pozyskiwana energia elektryczna z gwa-

rancjami pochodzenia OZE daje fabryce

w Chociwelu miano pierwszego zakładu

McCain w Europie, który działa w 100%

na bazie zielonej energii.

Farma solarna McCain w Polsce działa

od stycznia 2022 r. i dostarcza około

25% energii elektrycznej potrzebnej do

funkcjonowania

zakładu.

Dodatkowo

McCain pozyskuje energię z gwarancjami

pochodzenia OZE, co w sumie pokrywa

100% zapotrzebowania. W rezultacie

fabryka McCain w Chociwelu jest pierw-

szą fabryką McCain w Europie zasilaną

w 100% energią odnawialną. Dzięki temu

uzyskiwane jest zmniejszenie emisji CO2

o 4,3 tys. ton/rok.

Nowy system składa się z ponad 11 tys.

naziemnych paneli słonecznych zainstalo-

wanych na terenie przy zakładzie McCain.

Produkują one 5,3 GWh rocznie, co sta-

nowi równowartość rocznego zużycia

energii przez 1200 osób. System o mocy

4,9 MW jest zbudowany, utrzymywany

i eksploatowany w ramach partnerstwa

z fi rmą Engie.

IKEA rozpoczyna budowę farmy PV

Polska fabryka McCain w 100% zasilana zieloną energią

Fot. Instalacja fotowoltaiczna należąca do IKEA Industry

na terenie fabryki w Paços de Ferreira w Portugalii

Fot. McCain

– Charakterystyka czasowo-prądowa wkładek topikowych

optymalnie dostosowana do zabezpieczania paneli

fotowoltaicznych.

– Cylindryczny kształt, od 6.3 x 32 mm do 20 x 127 mm, różne

wielkości wkładek topikowych NH.

– Napięcia znamionowe od 400 V do 1500 V.

– Różne warianty montażu: wkładki bezpiecznikowe firmy SIBA

mogą być lutowane bezpośrednio na płytce montażowej,

umieszczane w zaciskach lutowniczych lub montowane

w podstawach.

– Małe gabaryty bezpieczników na wyższe napięcia.

Przegląd standardowych

wkładek topikowych ﬁrmy SIBA

dla fotowoltaiki

Wymiary [mm]

wielkość

Napięcie

znamionowe

Prąd znamionowy

[A]

6,3 x 32

DC 400 V

1÷8

10 x 38

DC 1000 V

0,5 ÷20

14 x 51

DC 1000 V

10 ÷25

10 x 51

DC 1100 V

6÷20

10 x 85

DC 1100 V

2 ÷ 20

NH 1L

DC 1100 V

50 ÷200

NH 3L

DC 1100 V

50 ÷500

20 x 127

DC 1500 V

2 ÷63

Dalsze szczegóły techniczne na zapytanie i na stronie internetowej.

SIBA Polska Sp. z o.o.

ul. Warszawska 300D

05-082 Stare Babice

tel. 22 832 14 77

tel. 601 241 236

tel. 603 567 198

siba@siba-bezpieczniki.pl

www.siba-bezpieczniki.pl

Zalety

bezpieczników dla fotowoltaiki

magazyn fotowoltaika 2/2022

rynek-aktualności-kraj

Cztery nowe elektrownie

fotowoltaiczne

z dofinansowaniem

NFOŚiGW

Preferencyjna pożyczka udzielona przez

Narodowy Fundusz Ochrony Środowi-

ska i Gospodarki Wodnej spółce ANTEX

II pozwoli zrealizować budowę czterech

elektrowni fotowoltaicznych o łącznej

mocy 4,737 MW w miejscowościach: Żar-

nowo Pierwsze, Maćkowice, Białobrzegi

i Łaszczówka Kolonia.

Inwestycja o wartości 12,9 mln zł poza

montażem paneli fotowoltaicznych i falow-

ników obejmuje także: budowę stacji trans-

formatorowych, komponentów niskiego

napięcia, linii SN, monitoringu, dróg tech-

nicznych oraz przyłączy infrastruktury

farm do sieci elektroenergetycznej.

Farmy wyprodukują już w pierwszym roku

ponad 5 tys. MWh energii elektrycznej ze

źródeł odnawialnych.

Elektrownie

fotowoltaiczne

wybudo-

wane w trzech wschodnich wojewódz-

twach – podlaskim (w Żarnowie Pierw-

szym o mocy 0,999 MW), podkarpac-

kim (w Maćkowicach o mocy 0,764 MW

i Białobrzegach o mocy 0,994 MW) oraz

lubelskim (w Łaszczówce Kolonii o mocy

1,98 MW) – przyczynią się do poprawy

jakości powietrza. Stanie się to dzięki

zwiększeniu produkcji energii ze źró-

deł odnawialnych oraz zmniejszeniu emi-

sji szkodliwych substancji do atmosfery,

takich jak tlenki azotu, dwutlenek siarki,

pyły powstające w procesie spalania paliw

kopalnianych. Emisja dwutlenku węgla

obniży się aż o 3855,2 ton rocznie.

Dofinansowanie pochodzi z programu

priorytetowego „Energia Plus”, którego

głównym celem jest zmniejszanie nega-

tywnego oddziaływania przedsiębiorstw

na środowisko, w tym poprawa jakości

powietrza poprzez wsparcie przedsięwzięć

inwestycyjnych.

Źródło: NFOŚiGW

E.ON Polska ogłosił wyniki projektu „Słu-

chaMY Was”, skierowanego do warszaw-

skich szkół podstawowych. Pięciu laure-

atów otrzyma instalacje fotowoltaiczne.

Stołeczny ratusz poparł inicjatywę i zaan-

gażował się w pomoc przy realizacji for-

malnej strony konkursu. Jury przyznało też

fundusze na realizację wyróżnionych szkol-

nych ekoinicjatyw. Wśród zwycięskich pro-

jektów znalazły się m.in. kompost ze skórek

z bananów, jadłodzielnia i stworzenie szkol-

nego ekosystemu.

Do projektu mogły zgłaszać się warszaw-

skie szkoły podstawowe. Jury oceniło osta-

tecznie 18 zgłoszeń i przyznało nagrody naj-

bardziej inspirującym, angażującym i naj-

ciekawszym ekoinicjatywom. Przy ocenie

projektów komisja zwracała uwagę m.in. na

to, w jaki sposób, dzięki realizacji zgłoszo-

nej inicjatywy, placówka stanie się bardziej

przyjazna dla środowiska.

– Pomysłowość i kreatywność dzieci była dla

nas inspirująca – skomentowała Aleksan-

dra Smyczyńska, dyrektor ds. komunika-

cji E.ON w Polsce. – Wszystkie projekty były

bardzo przemyślane. Każdy z nich miał realny

wpływ na zmniejszenie śladu środowiskowego

szkoły. Bardzo ucieszyły nas zaangażowanie

uczniów i ich dojrzała świadomość tego, jak

ważne są działania prośrodowiskowe.

W projekcie „SłuchaMY Was” łącznie

wyróżniono siedem szkół. Pięć placówek

zostało nagrodzonych instalacjami fotowol-

taicznymi – każda o mocy 20 KWp. Trzy

spośród nich otrzymały również środki na

dofinansowanie realizacji ekoinicjatyw. Jed-

nocześnie Fundacja E.ON w Polsce posta-

nowiła przekazać darowiznę na dofinanso-

wanie realizacji dwóch dodatkowych pro-

jektów dla szkół, które nie zmieściły się

w pierwszej piątce, a zgłosiły wyjątkowo

inspirujące pomysły.

Projekt „SłuchaMY Was” jest związany

inicjatywami

E.ON

prowadzonymi

pod hasłem „MY może więcej”. Oddaje

ono przekonanie firmy, że każde, nawet naj-

mniejsze działanie przyczynia się do więk-

szych zmian na rzecz ekologii i klimatu.

E.ON chce razem ze społecznościami lokal-

nymi, w których działa, tworzyć otoczenie

przyjazne środowisku naturalnemu.

Szczegółowe

informacje

projekcie,

a wkrótce także bank inspirujących eko-

pomysłów można znaleźć na stronie www.

szkolnaekoinicjatywa.pl.

Źródło: EON

TAURON zainwestował w nowoczesny

system do legalizacji i wzorcowania liczni-

ków energii elektrycznej. Firma uruchomiła

w swoim laboratorium pomiarowym system

pozwalający na automatyczne przeprowa-

dzenie jednocześnie testów 60 liczników jed-

nofazowych lub trójfazowych.

Innowacyjny, w pełni zautomatyzowany sys-

tem umożliwia jednoczesną, wielostanowi-

skową kalibrację, wzorcowanie i legalizację

liczników energii elektrycznej. System speł-

nia wymagania normy IEC 736 i jest prze-

znaczony do badań wszystkich dostępnych

na rynku rodzajów liczników energii elek-

trycznej. Stosowane rozwiązanie wyprodu-

kowane zostało przez polską firmę, która jest

wiodącym producentem w tym obszarze na

rynku światowym.

TAURON Dystrybucja Pomiary, właściciel

laboratorium, na co dzień zajmuje się mon-

tażem i obsługą układów pomiarowych u bli-

sko 5,3 mln klientów. Pracownicy i pod-

wykonawcy wykonują montaże, wymiany

i odczyty liczników. Spółka odpowiada za

całą gospodarkę licznikową, ich poprawną

pracę, kontroluje także, czy urządzenia speł-

niają wszystkie wymagane normy i posia-

dają konieczne atesty. Dla klientów ozna-

cza to przede wszystkim pewny i precyzyjny

pomiar zużytej energii. Każdego roku spółka

legalizuje i wzorcuje dziesiątki tysięcy liczni-

ków – głównie przemysłowych, GPRS oraz

urządzeń przedpłatowych.

TAURON Dystrybucja Pomiary posiada

akredytację Polskiego Centrum Akredytacji

do wzorcowania liczników energii elektrycz-

nej czynnej i biernej oraz Upoważnienie pre-

zesa Głównego Urzędu Miar do legalizacji

liczników energii elektrycznej czynnej.

Źródło: Tauron

Warszawskie szkoły otrzymają instalacje

TAURON uruchomił nowoczesne laboratorium

Fot. TAURON

magazyn fotowoltaika 2/2022

rynek-aktualności-kraj

Columbus Energy i Saule Technologies

zawarły z Google Cloud umowę o strate-

gicznej współpracy przy tworzeniu nowych

produktów wykorzystujących perowski-

towe ogniwa fotowoltaiczne oraz rozwią-

zań z dziedziny energetyki rozproszonej

i Internetu rzeczy. Google Cloud będzie

również partnerem technologicznym obu

firm, dostarczającym im usługi chmury

obliczeniowej.

Według prognoz, gwałtownie rosnący

światowy rynek Internetu rzeczy (ang. IoT

– Internet of Things) już w 2025 r. będzie

wart 1,1 bln dol. Ideą IoT jest połącze-

nie siecią najrozmaitszych, często bardzo

niewielkich i ściśle wyspecjalizowanych

urządzeń elektronicznych, które generują

i przesyłają informacje pomiędzy sobą. Te

jednak wymagają zasilania, co dotąd bar-

dzo ograniczało ich możliwe zastosowania.

Columbus Energy, Saule Technologies

i Google Cloud będą również współpraco-

wać przy rozwiązaniach z zakresu energe-

tyki rozproszonej.

Firmy zakładają, że ich współpraca

pozwoli przyspieszyć polską i potencjal-

nie światową transformację energetyczną

i cyfrową, z korzyścią dla wszystkich,

przede wszystkim jednak dla społeczno-

ści w największym stopniu dotkniętych

cyfrowym wykluczeniem lub problemami

z zapewnieniem zielonych źródeł energii.

Niemal 30 tys. nowych mikroinstalacji

o łącznej mocy ponad 255 MW zostało

przyłączonych do sieci Energa-Operator

w I kwartale 2022 r. Warto zauważyć, że

tylko w ciągu dwóch ostatnich lat liczba

tego rodzaju źródeł na terenie działania

Spółki wzrosła niemal sześciokrotnie.

Wedle stanu na koniec I kwartału

2022 r. łączna liczba przyłączonych do

sieci mikroinstalacji, wynosiła niemal

194 tys., a ich łączna moc zainstalowana

ponad 1,5 GW.

Znaczną większość z nich stanowiły panele

fotowoltaiczne. Do sieci Energa-Opera-

tor przyłączone są również jednak i inne

rodzaje źródeł wytwórczych do mocy 50

kW, w tym wiatraki, biogazownie, a także

kilkadziesiąt elektrowni wodnych.

Strategiczna współpraca z Google Cloud

Blisko 200 tys. mikroinstalacji w sieci Energi Operatora

Fot. Saule Technologies

Fot. Energa

Huawei nagrodził swoich

najlepszych partnerów

Huawei nagrodził swoich najlepszych part-

nerów biznesowych w Polsce w dziedzinie

energetyki. Podczas konferencji Huawei

Digital Power 2022 przedstawiciele firmy

wręczyli statuetki dla zwycięzców w 11 kate-

goriach. To pierwsze tego typu wydarze-

nie organizowane przez Huawei w Polsce,

poświęcone w całości zielonym technolo-

giom oraz energetyce.

Wydarzenie, które odbyło się 28 kwiet-

nia, skoncentrowane było na takich zagad-

nieniach jak: rozwój fotowoltaiki, nowe

stacje transformatorowe, klastry ener-

gii w Polsce, popularyzacja magazynów

energii, a takżeinnowacyjne rozwiązania

dostępne na rynku PV. Podczas wydarze-

nia firma Huawei nagrodziła także czoło-

wych i najbardziej innowacyjnych partne-

rów w obszarze transformacji energetycz-

nej w Polsce.

Jedną z głównych nagród w kategorii „C&I

Smart PV Frontier of the Year” otrzymała

firma Esoelo. W uzasadnieniu podkreślono,

że wyróżnienie to przyznano za nieustanny

rozwój i determinację w dążeniu do dekar-

bonizacji energetyki w Polsce we wszystkich

segmentach rynku. Przedstawiciele Huawei

docenili również wysoką jakość dostar-

czanych usług oraz profesjonalizm, które

ich zdaniem są cechami rozpoznawczymi

Esoleo.

Jak podkreślili przedstawicieli Huawei,

nagrodzone firmy poprzez swoją działal-

ność mogą być wzorcem do naśladowania

dla innych organizacji, dla których zrów-

noważony rozwój, OZE czy efektywność

energetyczna są podstawami działalno-

ści. Samo Huawei od kilku lat konsekwent-

nie rozwija portfolio rozwiązań dla energe-

tyki odnawialnej, zwłaszcza dotyczących

fotowoltaiki. Huawei angażuje się w rozwój

nowoczesnej energetyki w Polsce i oferuje

obecnie pełną paletę falowników do insta-

lacji fotowoltaicznych, zarówno dla gospo-

darstw domowych, firm, jak i dla odbiorców

przemysłowych.

magazyn fotowoltaika 2/2022

rynek-aktualności-świat

Baterie litowo-żelazowo-

fosforanowe

Technologia Lithium Ferro Phosphate

(znana również jako LFP lub LiFePO4),

która pojawiła się na rynku w 1996 r., zaczyna

wypierać inne technologie akumulatorów ze

względu na swoje zalety techniczne i bardzo

wysoki poziom bezpieczeństwa.

Akumulatory litowo-żelazowo-fosforanowe

LFP są rodzajem akumulatorów litowo-jo-

nowych. Mają anodę grafitową i katodę z fos-

foranu żelaza. Obie chemie działają w ten

sam sposób. Podczas cykli ładowania i roz-

ładowania jony litu zaczną przemieszczać się

z elektrody dodatniej do elektrody ujemnej

i odwrotnie. Główna różnica między aku-

mulatorami LFP a innymi typami akumu-

latorów litowo-jonowych polega na tym, że

akumulatory LFP nie zawierają kobaltu (eli-

minując kwestie etyczne dotyczące pozyski-

wania materiałów) i mają płaską krzywą roz-

ładowania. Chemia akumulatorów oparta

na tlenku litowo-kobaltowym jest bardziej

podatna na niestabilność cieplną w przy-

padku przeładowania, a kobalt jest zarówno

drogi, jak i trudno dostępny geograficznie.

LFP mają stabilny skład chemiczny, dzięki

czemu nie doświadczają tak wielu negatyw-

nych skutków przeładowania lub zwarć. Mają

także wyjątkowo długi okres pełnej goto-

wości do pracy po naładowaniu wynoszący

350 dni. Pomimo mniejszej gęstości ener-

gii wynoszącej 90/120 Wh/kg (litowo-jo-

nowe 150/200 Wh/kg) akumulatory LFP

są dobrym wyborem, jeśli chodzi o elek-

tronikę, która wymaga baterii o większej

mocy. Mają lepszą zdolność szybkiego roz-

ładowywania niż litowo-jonowe, co umoż-

liwia dostarczenie większej mocy w krót-

szym czasie. Mogą wytrzymać wyższe tem-

peratury robocze, mając nominalne napięcie

od 3,20 do 3,30 i zakres roboczy 2,5 do 3,65

V/ogniwo. W miarę zmniejszania się pojem-

ności fosforan litowo-żelazowy ulega mniej-

szej degradacji. Wytrzymują do 10 000 cykli

ładowania/rozładowania.

Źródło: EPEC Engineered Technologies, Super B

Boviet Solar Technology Co. Ltd. (Boviet

Solar), wiodąca globalna firma zajmująca

się technologią energii słonecznej, specja-

lizująca się w produkcji ogniw fotowolta-

icznych PERC oraz jedno- i dwustronnych

modułów fotowoltaicznych, otrzymała

zamówienie na dostawę modułów foto-

woltaicznych o mocy 138 MW .

Moduły fotowoltaiczne zostaną dostar-

czone

projektu

fotowoltaicznego

w Stanach Zjednoczonych. Deweloper

wybrał wysokowydajne, o dużej sprawno-

ści i wysokiej jakości monokrystaliczne

moduły fotowoltaiczne z podwójną szybą

Vega Series™ 550 W PERC firmy Boviet

Solar. – Boviet Solar nadal jest niezawodnym

źródłem najwyższej jakości modułów fotowol-

taicznych na rynku amerykańskim. Ta zdol-

ność do dostarczania modułów pomimo nie-

stabilnych okoliczności wpływających na

amerykański przemysł fotowoltaiczny ma

kluczowe znaczenie dla naszych klientów i ich

projektów, pozostaje priorytetem dla Boviet

Solar – powiedziała Sienna Cen, prezes

Boviet Solar USA.

Moduły fotowoltaiczne Boviet Solar to

produkty oparte na technologii wafla

monokrystalicznego typu PERC o wyso-

kiej czystości, zbudowane z dużych ogniw

połówkowych z wieloma szynami zbior-

czymi i solidnych komponentów. – Moduły

wybrane przez tego dewelopera oferują imponu-

jącą moc 550 W i najnowocześniejszą konstruk-

cję dwustronną. Pozwala to zmaksymalizować

produkcję energii na poziomie projektu, opty-

malizuje uśredniony koszt energii całego pro-

jektu i jego rentowność – dodaje Cen.

Moduły fotowoltaiczne Boviet Solar są

notowane na karcie wyników PVEL Top

Performer PV Module od 2019 r. Firma

posiada status Tier 1 BloombergNEF

od 2017 r.

Jolywood, jeden z wiodących producen-

tów modułów bifacial z ogniwami typu

n i technologią TOPCon, współpracuje

z wiodącym dostawcą kompleksowych

rozwiązań w zakresie energii słonecznej,

firmą IBC SOLAR. Obie firmy współpra-

cują nad dwoma bifacjalnymi, wysokowy-

dajnymi modułami Jolywood.

W wyniku współpracy IBC Solar rozsze-

rza swoje portfolio o dwa dwustronne

(bifacjalne) wydajne moduły o mocy

380 i 560 W. W Europie Jolywood Niwa

JW-HD120N o mocy 380 W w czar-

nej kolorystyce można teraz zamówić za

pośrednictwem IBC Solar. Moduły spraw-

dzą się zarówno w zastosowaniach miesz-

kaniowych, jak i komercyjnych C&I.

Wysokowydajny JW-HD144N o mocy

560 W jest specjalnie zaprojektowany dla

elektrowni wielkoskalowych. Wraz z ogni-

wami słonecznymi TOPCon typu n Joly-

wood dostarcza również materiał na war-

stwę spodnią. Firma IBC Solar od dawna

używa podkładów Jolywood we własnych

modułach.

Solidne, wysokowydajne moduły typu

szkło-szkło firmy Jolywood charaktery-

zują się szczególnie wysoką wydajnością

i niższą degradacją niż konwencjonalne

ogniwa słoneczne typu p. Oferują również

lepszy współczynnik temperaturowy i lep-

szy współczynnik bifacial. Tylna strona

modułów może osiągnąć 80% wydajności

strony przedniej. Aktywność modułów po

obu stronach zapewnia zwiększoną wydaj-

ność energetyczną. Firma Jolywood Solar

dostarczyła ponad 5 GW modułów i ogniw

słonecznych typu n do ponad 50 krajów.

Została dobrze przyjęta przez klientów na

całym świecie.

Dzięki doskonałej wydajności w sła-

bych

warunkach

oświetleniowych

moduł zapewnia wysoką wydajność,

nawet w warunkach słabego oświetlenia

w pochmurne lub mgliste dni. Dzięki bar-

dzo niskiej degradacji ogniw typu n wyno-

szącej zaledwie 0,40%, moduły są szcze-

gólnie trwałe.

Źródło: Jolywood, PV Europe

Boviet Solar z zamówieniami o łącznej mocy 138 MW

Współpraca Jolywood oraz IBC SOLAR

Fot. Jolywood

Fot. EPEC Engineered Technologies

magazyn fotowoltaika 2/2022

rynek-aktualności-świat

Elastyczne połączenie ogniw

słonecznych za pomocą

mikrołączenia laserowego

Instytut Fraunhofera ds. Systemów Ener-

gii Słonecznej ISE opracował laserowy

proces, dzięki któremu ogniwa PERC

i TOPCon można elastycznie łączyć

za pomocą folii aluminiowej w sposób

oszczędzający zasoby. Technologia Foil-

Met® nie wymaga przewodzącego kleju

ani lutu. Pozwala na zmniejszenie zuży-

cia srebra w module nawet o 30%.

Elastyczne połączenie o konstrukcji łań-

cuchowej umożliwia układanie ogniw

w formie gontowej maksymalizując

wydajności modułu, jak również umiesz-

czanie ogniw obok siebie w małych odstę-

pach. Ten drugi sposób jest powszechnie

stosowany w masowej produkcji, w celu

uzyskania możliwie najbardziej ekono-

micznej konstrukcji modułu. Na Inter-

solar Europe 2022 instytut zaprezento-

wał łańcuch ogniw składający się z 30

elementów.

– Najwartościowsze w naszej technologii jest

to, że z jednej strony obiecuje ona wysoką

wydajność modułów ze względu na niski

opór elektryczny połączeń, możliwość sto-

sowania układu gontowego, a wraz z bar-

dzo wysoką elastycznością mechaniczną sze-

regu wydaje się być predestynowana do niszy

zastosowań w zintegrowanej fotowoltaice.

Z drugiej strony wysoki potencjał oszczęd-

ności kosztów i materiałów sprawia, że pro-

ces ten jest również interesujący dla maso-

wego rynku fotowoltaicznego – mówi dr.

Jan Nekarda, Kierownik Działu Struk-

tury i Metalizacji w Fraunhofer ISE.

Zaprezentowana pod koniec ubiegłego

roku technologia FoilMet® jest opatento-

wywana. Trwają przygotowania do pro-

dukcji pilotażowej oraz analiz żywotno-

ści demonstrowanej technologii.

Źródło: Fraunhofer ISE

Międzynarodowy panel ekspertów oce-

nił zgłoszenia do nagrody Interso-

lar AWARD i wybrał trzech zwycięz-

ców, którzy odebrali nagrodę za inno-

wacyjność. Nagrody Intersolar AWARD

zostały wręczone zwycięzcom podczas

ceremonii, która odbyła się w Internatio-

nales Congress Centre München (ICM)

10 maja 2022 r. w ramach The smarter E

Europe.

Jednym z laureatów została Gamesa

Electric SAU (Hiszpania za PRO-

TEUS PV4700, centralny falownik dla

dużych parków fotowoltaicznych, który

łączy wysoką wydajność ze szczegól-

nie wysoką gęstością mocy. Jego hybry-

dowy układ chłodzenia składa się z sys-

temu chłodzenia cieczą – obiegu cieczy

dla szczególnie obciążonych komponen-

tów i systemu chłodzenia powietrzem.

Zapewnia to pracę falownika w wysokich

temperaturach zewnętrznych bez obni-

żania mocy. Ponadto falownik centralny

ma tylko niskie składowe harmoniczne

w swoim prądzie wyjściowym oraz zdol-

ność aktywnego tłumienia niektórych

harmonicznych, dzięki czemu możliwe

jest jego stosowanie w miejscach o sła-

bych parametrach sieci.

Kolejną nagrodzoną firmą jest REC

Solar EMEA GmbH (Niemcy) za pro-

dukt Alpha Pure, pierwszy masowo

produkowany bezołowiowy moduł foto-

woltaiczny na bazie krzemu krystalicz-

nego, który jest tym samym zgodny

z dyrektywą UE RoHS dotyczącą ogra-

niczenia stosowania niektórych niebez-

piecznych substancji w sprzęcie elek-

trycznym

elektronicznym.

Alpha

Pure oferuje moduły do 410 W mocy

o powierzchni 1,85 m2, posiadające

sprawność 22,2%. W modułach zastoso-

wano połączenia sprawdzonych heteroz-

łączowych ogniw słonecznych z techno-

logią połączeń przewodowych bez przerw

między poszczególnymi ogniwami.

Trzecim laureatem została firma M10

Solar Equipment GmbH (Niemcy):

Zakład produkcyjny SURFACE łączy

ogniwa słoneczne za pomocą tzw. metody

gontu. Ogniwa słoneczne pocięte na

sześć pasków są precyzyjnie połączone

ze sobą za pomocą bardzo małej zakładki

od 1 do 1,2 mm za pomocą przewodzą-

cego kleju. System SURFACE może rów-

nież pozycjonować ogniwa słoneczne na

wzór cegły. Rezultatem jest tzw. matryca

gontu z niewielką krzywizną powodującą,

że moduły są bardziej odporne na zacie-

nienie. W połączeniu z technikami bar-

wienia daje to większe możliwości archi-

tektoniczne przy projektowaniu budyn-

ków i pojazdów.

Źródło: Intersolar

Laureaci Intersolar AWARD 2022

Fot. Intersolar

Fot. Fraunhofer ISE

magazyn fotowoltaika 2/2022

rynek-aktualności-świat

Produkcja i wykorzystanie energii odpowia-

dają za ponad 75% emisji gazów cieplarnia-

nych w Unii Europejskiej (UE). Dekarbo-

nizacja systemu energetycznego ma zatem

kluczowe znaczenie dla realizacji długoter-

minowego celu UE, jakim jest osiągnięcie

neutralności klimatycznej do 2050 r.

Energia pochodząca ze źródeł odnawial-

nych jest niezbędna do oczyszczenia sys-

temu energetycznego UE. Jednocześnie

zwiększony udział odnawialnych źródeł

energii w koszyku energetycznym przynie-

sie korzyści obywatelom poprzez tworze-

nie nowych miejsc pracy w różnych sekto-

rach, kierowanie dialogiem między społecz-

nościami, stwarzanie możliwości wyrówna-

nia szans na rynku pracy i większej integra-

cji wspólnot w sektorze energetycznym.

Obecnie większość miejsc pracy w sekto-

rze energetycznym UE jest związana z kon-

wencjonalnymi źródłami energii, takimi

jak ropa naftowa, gaz, węgiel i energia

jądrowa. Technologie czystej energii stają

się jednak dynamicznym obszarem inwe-

stycji i zatrudnienia, co prowadzi do two-

rzenia nowych miejsc pracy także w sek-

torach pokrewnych, takich jak budownic-

two i produkcja. Niektóre sektory i regiony

w UE będą potrzebowały czasu, aby przejść

na nowe odnawialne źródła energii i spró-

bować, tam gdzie to możliwe, przenieść

swoje kompetencje i umiejętności. To już

się dzieje w regionach węglowych UE.

Komisja Europejska podejmuje inicja-

tywy mające na celu pomoc i wsparcie spra-

wiedliwej transformacji regionów węglo-

wych, zarówno w UE, jak i na Bałkanach

Zachodnich i na Ukrainie, na ich drodze do

dekarbonizacji.

Ze względu na długoterminowy cel UE,

jakim jest neutralność klimatyczna i jej

niedawne zobowiązanie do zmniejszenia

zależności od importowanych paliw, sektor

energii odnawialnej w UE będzie się roz-

wijał, i to znacznie szybciej, niż pierwotnie

planowano. Już w 2020 r. obroty przemysłu

związanego z energią odnawialną w krajach

UE-27 wyniosły około 163 mld euro, co sta-

nowi wzrost brutto o około 13,7 mld euro

w porównaniu z 2019 r. (+9,2%).

Wśród odnawialnych źródeł energii foto-

woltaika, wiatr i bioenergia to już dojrzałe

branże i znaczący pracodawcy zarówno

na świecie, jak i w UE. W 2020 r. 24% cał-

kowitego zatrudnienia w UE w sektorze

energii odnawialnej było związane z pom-

pami ciepła (318 tys. miejsc pracy), następ-

nie 22% z biopaliwami (238 tys. miejsc

pracy) i 21% z energią wiatrową (280,4 tys.

miejsc pracy), a w sektorach okołobranżo-

wych zatrudnionych było bezpośrednio

lub pośrednio 1,3 mln osób. Stanowiło to

wzrost zatrudnienia brutto o 65 tys. miejsc

pracy (5,2%) w okresie od 2019 do 2020 r.

Czterema największymi krajami pod wzglę-

dem zatrudnienia były Niemcy (242,1 tys.

miejsc pracy, 18% wszystkich miejsc pracy

w UE związanych z odnawialnymi źródłami

energii), Francja (164,4 tys. miejsc pracy,

13%). ), Hiszpania (140,5 tys. miejsc pracy,

11%) i Włochy (99,9 tys. miejsc pracy, 8%).

W nadchodzących latach więcej osób przej-

dzie do sektorów pracy związanych z tech-

nologiami energii odnawialnej. Aby wysu-

nąć na pierwszy plan produkcję ener-

gii odnawialnej i płynące z niej korzy-

ści na poziomie ekonomicznym, społecz-

nym i przemysłowym, Dyrekcja Generalna

Komisji ds. Energii uruchamia serię wideo-

relacji osób dzielących się swoimi doświad-

czeniami z pracy w różnych rodzajach ener-

gii odnawialnej w całej UE.

Źródło: ec.europa.eu

Zatrudnienie w unijnym sektorze energii odnawialnej

Ogniwo termofotowoltaiczne

Amerykańscy inżynierowie z Massa-

chusetts Institute of Technology (MIT)

i National Renewable Energy Laboratory

(NREL) zaprojektowali silnik cieplny bez

części ruchomych. Twierdzą, że pewnego

dnia projekt może umożliwić całkowite

zdekarbonizowanie

produkcji

energii

energetycznej. Ich demonstrator techno-

logii przekształca ciepło w energię elek-

tryczną z ponad 40-procentową wydaj-

nością. To lepszy wynik niż w przypadku

tradycyjnych turbin parowych.

Silnik cieplny to ogniwo termofotowol-

taiczne podobne do ogniw znajdujących

się w module fotowoltaicznym. Termo-

fotowoltaika (TPV) przekształca głów-

nie światło podczerwone w energię elek-

tryczną dzięki efektowi fotowoltaicz-

nemu. Polega na pasywnym wychwyty-

waniu wysokoenergetycznych fotonów

z rozgrzanego do białości źródła cie-

pła i przekształcaniu ich w energię elek-

tryczną. Projekt zespołu może genero-

wać energię elektryczną ze źródła ciepła

o temperaturze od 1900 do 2400 °C, czyli

do około 4300 °F.

Ogniwa termofotowoltaiczne wyznaczają

drogę badawczą w kierunku półprzewod-

nikowych silników cieplnych. Podobnie

jak ogniwa słoneczne, ogniwa TPV mogą

być wykonane z materiałów półprzewod-

nikowych o określonej przerwie ener-

getycznej – przerwie między pasmem

walencyjnym materiału a jego pasmem

przewodnictwa. Jeśli foton o wystarcza-

jąco wysokiej energii zostanie pochło-

nięty przez materiał, może przerzu-

cić elektron przez przerwę wzbronioną,

a tym samym generować elektryczność,

robiąc to bez poruszania wirników lub

łopatek turbin.

Na podstawie pojedynczego ogniwa TPV

zespół zademonstrował działanie systemu

w oddzielnych eksperymentach na małą

skalę. Obecnie trwają prace nad integra-

cją pojedynczych elementów, aby zapre-

zentować w pełni działający demonsta-

tor technologii. Naukowcy mają nadzieję

na zwiększenie skali systemu, aby zastą-

pić elektrownie oparte na paliwach kopal-

nych i umożliwić zbudowanie cało-

ściowej, zdekarbonizowanej sieci ener-

getycznej, zasilanej wyłącznie energią

odnawialną.

Źródło: Massachusetts Institute of Technology

magazyn fotowoltaika 2/2022

rynek-aktualności-świat

Przedstawiciele Fraunhofer Institute for

Solar Energy Systems (ISE, Niemcy),

National Renewable Energy Labora-

tory (USA), National Institute of Advan-

ced Industrial Science and Technology

(Japonia) oraz innych wiodących instytu-

tów badań nad energią słoneczną na całym

świecie, a także międzynarodowi uczest-

nicy ze środowisk akademickich i przemy-

słowych omówili implikacje rynku wie-

loterawatowej fotowoltaiki (PV) pod-

czas III edycji warsztatów Terawatt Global

Alliance of Solar Energy Research Institu-

tes (GA-SERI).

Warsztaty odbyły się w dniach 16–17 maja

br. we Freiburgu w Niemczech. Zgroma-

dziły ponad 60 ekspertów ds. fotowoltaiki,

wraz z ekspertami z powiązanych obsza-

rów badawczo-rozwojowych (B+R) z 12

krajów.

Wiosną tego roku przekroczono granicę

1 TW zainstalowanej mocy fotowoltaicz-

nej, co stanowi kamień milowy dla roz-

woju energii produkowanej ze Słońca.

– Ten wykładniczy wzrost w kierunku rynku

o wielu terawatach stwarza ogromne możli-

wości, a także wyzwania dla przemysłu i śro-

dowisk badawczych. Wpływają one na wszyst-

kie etapy łańcucha wartości, od projektowania

produktu po zaopatrzenie w materiały i recy-

kling – wyjaśnił prof. dr Andreas Bett, szef

Fraunhofer ISE.

Podczas warsztatów uczestnicy dysku-

towali o technologiach fotowoltaicz-

nych w erze multi-TW i roli łączenia sek-

torów, które jeszcze bardziej zwiększą

zapotrzebowanie na energię słoneczną

oraz otworzą nowe rynki i opcje integra-

cji fotowoltaiki z systemem energetycz-

nym w skali TW.

Kolejnymi kluczowymi tematami były

kwestia dostępności materiałów, a także

kwestia wartości łańcucha dostaw dla mul-

ti-TW. Uczestnicy warsztatów zgodzili się,

że zwiększona produkcja przyniesie spo-

łeczności naukowej nowy zestaw wyzwań

badawczo-rozwojowych.

Potrzebne

są

ukierunkowane badania i rozwój, aby

zmniejszyć zużycie srebra. Projektowa-

nie produktów do recyklingu półprze-

wodników, metali i szkła będzie miało klu-

czowe znaczenie dla długoterminowego

zrównoważonego

rozwoju

przemysłu

fotowoltaicznego.

– Czekanie na przyszłe rozwiązania nie

wchodzi w grę – powiedziała Nancy

Haegel, dyrektor Materials Science Center

w NREL. – Musimy działać już teraz, aby

zmniejszyć emisje CO2, a energia słoneczna

jest dziś gotowa, by szybko wzrastać i sprostać

temu wyzwaniu – dodaje.

Źródło: NREL

Strategia UE na rzecz energii słonecznej

przyspieszy rozwój fotowoltaiki w Euro-

pie. Opracowana w ramach planu REPo-

werEU strategia, ma na celu wprowadze-

nie do sieci ponad 320 GW mocy nowo

zainstalowanych systemów fotowolta-

icznych do 2025 r. i prawie 600 GW do

2030 r.

REPowerEU to plan Komisji Europejskiej

dla uniezależnienia Europy od rosyjskich

paliw kopalnych na długo przed 2030 r.

Przedstawia on szereg środków i działań

dla osiągnięcia tego celu oraz przyspie-

szenie zielonej transformacji, przy jedno-

czesnym zwiększeniu odporności ogól-

nounijnego

systemu

energetycznego.

W świetle rosyjskiej inwazji na Ukrainę,

niezbędne są zintensyfikowane działania

w kierunku niezależności energetycznej

Europy.

Nowe realia geopolityczne związane

z rynkiem energii, wymagają od krajów

europejskich radykalnego przyspieszenia

przejścia na czystą energię oraz zwiększe-

nia niezależności energetycznej od nie-

wiarygodnych dostawców i niestabilnych

paliw kopalnych. Działając w ramach

Unii, Europa może ten cel osiągnąć szyb-

ciej. 85% Europejczyków uważa, że dla

wsparcia Ukrainy, kraje Unii powinny jak

najszybciej zmniejszyć swoją zależność

od rosyjskiej ropy i gazu. Plan REPowe-

rEU przedstawia szereg środków mają-

cych na celu szybkie zmniejszenie zależ-

ności od rosyjskich paliw kopalnych.

Opiera się na trzech zasadniczych dzia-

łaniach w krótkim i dłuższym okresie:

dywersyfikacja dostaw, oszczędności, zie-

lonej transformacji.

Trzecie warsztaty terawatowe

Plan działania REPowerEU Komisji Europejskiej

Rekord świata w wydajności

konwersji

LONGi ogłosiło nowy rekord świata

w wydajności konwersji wynoszący 26,5%

dla swoich ogniw fotowoltaicznych z hete-

rozłączem krzemowym (HJT). Nowy

rekord został potwierdzony w testach

przeprowadzonych przez Instytut Badań

nad Energią Słoneczną (ISFH) w Hameln

w Niemczech. Nowy rekord wydajności

wielkoformatowych ogniw fotowoltaicz-

nych z krzemu monokrystalicznego został

osiągnięty na pełnowymiarowych waflach

krzemowych M6 (274,4 cm2).

Innowacje LONGi nieustannie podnoszą

poprzeczkę, ustanawiając światowe rekordy

wydajności konwersji i pozostając w czo-

łówce technologii typu P TOPCON, N-type

TOPCON, N-type HJT, P-type HJT

i innych technologii fotowoltaicznych. Sieć

centrów badawczo-rozwojowych LONGi

koncentruje się na technologiach płytek,

ogniw, modułów i rozwiązań fotowoltaicz-

nych. Strategiczne partnerstwa wzmacniają

współpracę pomiędzy przedsiębiorstwami,

uczelniami i instytutami badawczymi.

Podczas dwudniowej sesji na konferencji

przeglądowej Intersolar Munich, prowadzo-

nej przez TaiyangNews, LONGi przedsta-

wił prezentację na temat wartości modułu

opartego na dwufazowym PERC 182 mm/

M10 dla wielkoskalowych elektrowni foto-

woltaicznych. Przedstawiciel firmy stwier-

dził, że produkty i technologie fotowol-

taiczne powinny opierać się na LCOE (ang.

Levelized Cost of Electricity). LCOE to koszt

energii wytwarzanej przez cały okres eks-

ploatacji systemu PV. Po uwzględnieniu

wszystkich warunków brzegowych, moduł

oparty na ogniwach M10 okazuje się najlep-

szym rozwiązaniem dla elektrowni na skalę

przemysłową, a przyszłe innowacje techno-

logiczne powinny być skoncentrowane na

zwiększeniu ich wydajności.

Ogniwo M10 o boku 182 mm uznawane jest

przez LONGi za najlepsze rozmiarowo po

szczegółowym rozważeniu procesów pro-

dukcyjnych, procedury wdrażania i warto-

ści dla klienta.

Źródła: LONGi

Fot. LONGi

magazyn fotowoltaika 2/2022

rynek-aktualności-świat

Umowa PPA dla elektrowni

Cattlemen Solar Park

EDP Renewables (Euronext: EDPR),

czwarty pod względem wielkości producent

energii odnawialnej na świecie, działający za

pośrednictwem swojej w pełni kontrolowa-

nej spółki zależnej EDP Renewables North

America LLC (EDPR NA) i Bristol Myers

Squibb (NYSE: BMY) zawarły piętnasto-

letnią umowę typu PPA na 60 MW dla elek-

trowni słonecznej Catt lement Solar Park

o mocy 240 MW, zlokalizowanej w hrab-

stwie Milam w środkowym Teksasie.

Zawarte porozumienie umożliwi EDPR

NA rozwój Catt lemen Solar Park. Szaco-

wana wartość inwestycji wynosi 280 mln

USD, a farma fotowoltaiczna ma zostać

oddana do użytku w 2023 r. Projekt przy-

niesie korzyści gospodarcze w postaci

m.in. płatności dla miejscowych właścicieli

gruntów, wpływów z podatków, z których

fi nansowane są podstawowe świadczenia

komunalne, a także miejsc pracy na etapie

budowy i eksploatacji elektrowni. Farma

fotowoltaiczna zapewni energię wystar-

czającą do zaspokojenia rocznych potrzeb

ponad 37 000 przeciętnych gospodarstw

domowych w Teksasie i pozwoli zaoszczę-

dzić ponad 1,36 mld litrów wody w skali

roku (które zostałaby w przeciwnym razie

wykorzystane do produkcji energii z kon-

wencjonalnych źródeł o takiej samej mocy

zainstalowanej, co Catt lemen Solar Park).

Źródło: EDP Renewables

Po nieco ponad 1,5-rocznym

okresie prac „od prototypu do

produktu”, na początku maja br.

fi rma Salient Energy zaprezen-

towała opracowany gotowy aku-

mulator cynkowo-jonowy. Aku-

mulator o pojemności znamio-

nowej 60 Ah, napięciu znamiono-

wym 1,3 V, objętościowej gęsto-

ści energii 100 Wh/l, grawimetrycznej

gęstości energii 60 Wh/kg ma wymiary 26

cm × 24 cm × 1,2 cm i waży 1,3 kg.

Salient Energy, fi rma będąca kanadyjskim

startupem, opracowująca nowatorskie

akumulatory cynkowo-jonowe jako alter-

natywę dla konwencjonalnych akumula-

torów litowo-jonowych, 14 października

2020 r. została wybrana do fi nału kon-

kursu Natural Resources Kanada „Char-

ging the Future Challenge”. Jako fi nali-

sta Salient Energy otrzymała 700 000 dol.

na rozwój ogniwa na skalę komercyjną,

w celu przekształcenia działającego pro-

totypu w gotowy produkt. Wyzwanie ma

na celu przyspieszenie kanadyjskich inno-

wacji w zakresie budowy czystych baterii

poprzez zastosowanie bardziej dostępnych

surowców i bezpieczniejszych technologii.

Bateria Salient Energy jest dostosowana

do potrzeb magazynowania energii odna-

wialnej, gdzie koszt, bezpieczeństwo

i trwałość baterii mają znaczenie dużo

większe niż ich waga. Firma udowodniła,

że akumulatory cynkowo-jo-

nowe mogą działać na tych

samych zasadach co akumula-

tory litowo-jonowe, przy użyciu

materiałów, które są niedrogie,

obfi te i bezpieczne.

Według producenta jego aku-

mulatory

cynkowo-jonowe

działają tak samo jak istnie-

jące systemy magazynowania litowo-jo-

nowego. Rzecznik fi rmy wyjaśnił: – Sys-

tem magazynowania energii cynkowo-jono-

wej działa tak samo jak system magazyno-

wania energii litowo-jonowej, z istotnymi

różnicami między nimi: niższymi kosztami

produkcji, większym bezpieczeństwem dzia-

łania i obfi tością łańcucha dostaw, bez straty

wydajności. Ponadto jego podstawowa che-

mia na bazie wody eliminuje ryzyko pożaru,

dzięki czemu jest bezpieczną alternatywą

dla istniejących systemów magazynowania

energii.

Urządzenia są obecnie produkowane

w zakładzie w Dartmouth w Nowej Szko-

cji w Kanadzie w liczbie 100 egzempla-

rzy miesięcznie. Obecnie prowadzone są

prace nad zwiększeniem produkcji urzą-

dzeń w celu wsparcia projektów pilotażo-

wych w sektorze mieszkaniowym. Pierw-

sza gigafabryka będzie zlokalizowana

w USA lub Kanadzie.

Źródło: GlobeNewswire

Akumulator cynkowo-jonowy

do domowego magazynowania energii

aku

ych

y lit

eri

fite i

dłu

lato

działaj

że

now

samy

tory

mat

obfi

Wed

mul

dzia

Przy pomocy nowej powłoki antyrefl ek-

syjnej naukowcom z Instytutu Fraunho-

fera ds. Systemów Energii Słonecznej ISE

udało się zwiększyć wydajność najlepszego

dotychczas czterowarstwowego ogniwa sło-

necznego z 46,1 do 47,6% w skoncentro-

wanym świetle słonecznym. Wynik ten sta-

nowi kamień milowy, ponieważ obecnie na

świecie nie ma bardziej wydajnego ogniwa

słonecznego.

Fraunhofer ISE od dwóch lat pracuje

nad ambitnym projektem o nazwie

„50Percent”. Będzie to pierwsze na świe-

cie ogniwo słoneczne o wydajności 50%.

W tym celu każda pojedyncza warstwa

wielozłączowych ogniw jest dalej optyma-

lizowana. Instalowane są udoskonalenia

technologiczne w zakresie styków oraz

warstwy przeciwodblaskowe. – Cieszymy

się z tego wyniku, który osiągnięto zaled-

wie rok po otwarciu naszego nowego cen-

trum wysokowydajnych ogniw słonecznych –

mówi dr Frank Dimroth, kierownik działu

fotowoltaiki i technologii koncentratorów

w Fraunhofer ISE.

Źródło: Fraunhofer ISE

Fraunhofer ISE buduje ogniwo słoneczne o wydajności 47,6%

Wybór lokalizacji projektów

fotowoltaicznych w miastach

Naukowcy z Uniwersytetu w Maladze opra-

cowali oprogramowanie o nazwie URSUS-

-PV do szacowania energii słonecznej

dostępnej w obszarach miejskich. Narzę-

dzie pomaga w podejmowaniu decyzji doty-

czących możliwych optymalnych lokaliza-

cji instalacji fotowoltaicznych na konkret-

nych dachach budynków mieszkalnych

i innych obiektów. Badanie wszystkich moż-

liwych lokalizacji systemów fotowoltaicz-

nych w mieście nie jest konieczne, ponie-

waż potencjalnych użytkowników intere-

sują konkretne obszary. Narzędzie przyjmie

jako dane wejściowe interesujący obszar

i wskazuje użytkownikowi dostępne dachy.

Umożliwia wybór dachów na obszarze pla-

nowanego montażu modułów fotowoltaicz-

nych, analizując ich orientacje i nachylenia.

Źródło: ScienceDirect

Fot. Fraunhofer ISE

magazyn fotowoltaika 2/2022

rynek-aktualności-świat

Holenderski inkubator technologii SALD

BV rozpoczął międzynarodową dostawę

sprzętu w technologii Spatial Atomic

Layer Deposition (SALD). Polega ona na

osadzaniu warstw atomowych (ALD) do

wytwarzania bardzo cienkich, konformal-

nych filmów (folia + materiał) z kontrolą

grubości i składu nanoszonego materiału

na poziomie atomowym.

Osadzanie warstw odpowiednich mate-

riałów o grubościach atomowych to bar-

dzo szybki proces, kompatybilny z tech-

nikami o dużej przepustowości, takimi

jak roll-to-roll (R2R), oraz wszech-

stronny i tani w rozbudowie. Ponadto

jedną z głównych zalet technologii SALD

jest to, że proces nanoszenia materiału

bez obniżania szybkości może być wyko-

nywany w naturalnych warunkach środo-

wiskowych. SALD bardzo dobrze nadaje

się do wytwarzania perowskitowych

ogniw słonecznych. Minerały perow-

skitu są uważane za nową, przyszłościową

technologię ogniw słonecznych, ponie-

waż są tanie, łatwe w obróbce i wydajne.

Do poprawy pozostają stabilność i trwa-

łość fotowoltaiki perowskitowej. Trwałą,

mocną powłokę o grubości warstwy poje-

dynczych atomów można uzyskać za

pomocą technologii SALD. Przewiduje

się, że do 2027 r. światowy rynek perow-

skitowych ogniw słonecznych będzie

wart ponad 2 mld dol.

Nadal jednak podstawowym wyzwaniem

stojącym przed rozwojem rynku perow-

skitowego jest przeniesienia produkcji

ogniw z dzisiejszego środowiska labora-

toryjnego do masowej skali przemysło-

wej. Obecnie dostarczane systemy SALD

są wykorzystywane do przygotowania

masowej produkcji w systemie roll-to-

-roll (R2R). W tym procesie elastyczny

materiał wyjściowy stanowiący pod-

łoże bazowe jest rozwijany, struktura np.

perowskitowa jest drukowana lub nadru-

kowywana, a następnie ponownie zwi-

jany. W połączeniu z technologią SALD

możliwe jest drukowanie na roli nano-

cienkich powłok o określonych właściwo-

ściach i funkcjach. Proces R2R szczegól-

nie dobrze nadaje się do ekonomicznej

produkcji masowej na dużą skalę.

Przez długi czas niezbędny udział oło-

wiu używanego do wytwarzania ogniw

słonecznych w materiałach perowskito-

wych był problematyczny, ponieważ jest

to zabronione na mocy dyrektyw UE

RoHS (Restriction of Hazardous Sub-

stances). Chociaż możliwe jest zastąpie-

nie ołowiu cyną, to jednak cyna stop-

niowo utlenia się, powodując utratę

struktury krystalicznej perowskitu. To

właśnie zapobieganie utlenianiu, w celu

zapewnienia

długotrwałej

stabilności

ogniw perowskitowych, umożliwia tech-

nologia SALD.

We wszystkich rozwijających się sekto-

rach przemysłowych maksymalna prze-

pustowość produkcji przy możliwie naj-

niższych kosztach ma kluczowe znacze-

nie dla osiągnięcia rynkowego sukcesu.

Opracowana przez firmę SALD BV uni-

kalna technologia umożliwiająca osadza-

nie atomowych warstw materiałów przy

maksymalnej przepustowości i przy naj-

niższych kosztach jest chroniona wie-

loma patentami. Opracowane urządzenie

do zastosowania technologii SALD jest

kompaktowe, może być wykorzystywane

zarówno do badań, jak i do produkcji na

małą skalę. Firma jest gotowa do przeska-

lowania opracowanej technologii do pro-

dukcji wielkoseryjnej. Technologia osa-

dzania warstw o grubości atomowej jest

użyteczna w wielu dziedzinach produkcji

zaawansowanych urządzeń.

Źródło: SALD BV, ope-journal.com

SALD dostarcza system do produkcji perowskitowych

ogniw słonecznych

Odprowadzanie wody i pyłu

z powierzchni modułu PV

Problem zabrudzeń dotyka elektrowni sło-

necznych na całym świecie, w większym lub

mniejszym stopniu zależnie od ich lokali-

zacji, częstotliwości opadów i czyszczenia.

Zabrudzenia bezpośrednio wpływają na

zmniejszenie produkcji energii oraz potrzebę

regularnego

oczyszczania

powierzchni

modułów.

Firma Solarud Ltd posiadająca duże

doświadczenie w budowie i przeglądach

elektrowni fotowoltaicznych przez okres

ponad 10 lat wykonała kilka tysięcy inspek-

cji parków PV. Z obserwacji wynikało, że

prawie wszystkie farmy fotowoltaiczne mają

wspólne miejsce zabrudzenia. Znajduje się

ono w dolnej części modułu i jest spowodo-

wane brakiem odpływu wody zatrzymywa-

nej przez jego ramę. W wyniku zauważonych

prawidłowości w rozmieszczeniach zabru-

dzeń na modułach PV opracowano rozwią-

zanie, które częściowo zapobiega temu zja-

wisku. Głównym celem solarud (tak też

nazwano urządzenie) jest usunięcie stoją-

cej wody deszczowej lub wody powstałej

w wyniku kondensacji pary wodnej zgroma-

dzonej przy ramach modułów fotowoltaicz-

nych. Urządzenie ma postać łatwego w insta-

lacji klipsa, który przymocowany do ramy

modułu, odprowadza wodę i mniejsze czą-

steczki kurzu. To działanie zapobiega poja-

wianiu się gorących punktów na pojedyn-

czych, mocniej zabrudzonych ogniwach

w obrębie jednego modułu a w konsekwen-

cji zwiększa wytwarzanie energii. Urządze-

nie Solarud jest w stanie zminimalizować

ilość wody i kurzu gromadzącego się przy

ramie modułu tworzącego w wyniku odpa-

rowania szczególnie niebezpiecznie miej-

scowe zanieczyszczenie części ogniw. Dzięki

systemowi drenażowemu urządzenia, woda

jest usuwana z tego obszaru, a moduł dłu-

żej pozostaje czysty. Opracowane urządze-

nie przeznaczone jest do wszelkiego rodzaju

instalacji fotowoltaicznych. Solarud można

używać zarówno w małych parkach słonecz-

nych, jak i dużych farmach fotowoltaicznych.

Chociaż urządzenie nie może zastąpić czysz-

czenia, które pozostaje niezbędne, pomaga

właścicielom lub jednostkom odpowiedzial-

nym za eksploatację i konserwację instalacji

fotowoltaicznych w uzyskaniu maksymalnej

produkcji energii i maksymalizacji zysków

z inwestycji.

Źródło: Solarud Ltd

Fot. SALD BV

magazyn fotowoltaika 2/2022

magazyn

fotowoltaika

2/2020

cena 16,50 zł (w tym 8% VAT)

ISSN 2083-070X

Data

Podpis

Wysyłka czasopism zostanie zrealizowana po dostarczeniu Wydawcy podpisanego zamówienia.

Wydawnictwo KREATOR, ul. Niekłańska 35/1, 03-924 Warszawa

tel. 508 200 900, prenumerata@kreatorpolska.pl

NIP 952 174 70 19 REGON 365604130

Wyrażam zgodę na przetwarzanie moich danych osobowych przez KREATOR Agnieszka Parzych na potrzeby realizacji zamówienia prenumeraty zgodnie z Rozporządzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady (UE)

2016/679 z dnia 27 kwietnia 2016 r. Dz.U. UE L.2016.119.1 z dnia 4 maja 2016 r.

Dane do faktury:

Zamawiający:

Adres:

NIP:

Adres do wysyłki:

Imię i nazwisko adresata prenumeraty:

tel./fax:

e-mail:

Zamawiam prenumeratę roczną* czasopisma:

Oświetlenie LED (4 wydania)

Prenumerata papierowa krajowa plus e-wydania gratis

Liczba prenumerat….. x 64 zł. Do zapłaty ………..zł

od numeru…….

Magazyn Fotowoltaika (4 wydania)

Prenumerata papierowa krajowa plus e-wydania gratis

Liczba prenumerat….. x 64 zł. Do zapłaty ………..zł

od numeru……

Katalog Fotowoltaika (rocznik)

Bezpłatny dla prenumeratorów

*podane ceny zawierają koszty dystrybucji oraz podatek VAT

Prenumerata elektroniczna

Liczba prenumerat….. x 54 zł. Do zapłaty ………..zł

od numeru……

Prenumerata elektroniczna

Liczba prenumerat….. x 54 zł. Do zapłaty ………..zł

od numeru……

magazyn

fotowoltaika

www.akademialed.pl

www.magazynfotowoltaika.pl

ZAMÓWIENIE

LED

15 zł (w tym 8% VAT)

nr 2/2020

Bakteriobójcze

promieniowanie UVC

– korzyści i zagrożenia

K a t a l o g

F O T O W O L T A I K A

2 0 2 0

magazyn

fotowoltaika

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60