Fotowoltaiczna energetyka prosumencka w Polsce – problemy i propozycje rozwiązań

Konieczność odejścia od tradycyjnego energochłonnego budownictwa i wypracowania metod budownictwa zrównoważonego nie podlega już dziś dyskusji w zjednoczonej Europie. Prawodawstwo UE od kilkunastu lat zwiększa wymagania w tym zakresie, uzasadniając to wzrastającym zanieczyszczeniem środowiska i wyczerpującymi się zasobami kopalin.

Zgodnie z sugestiami UE wszystkie nowe budynki w Europie powinny się stać w ciągu 10–15 lat plusenergetyczne, czyli już nie tylko osiągać bilans zerowy, ale i wytwarzać więcej energii odnawialnej, niż zużywają. Wymagać to będzie zmiany paradygmatu systemów energetycznych i transformacji gospodarki z wielkoskalowej energetyki korporacyjnej na rozproszoną sieć niezależnych inwestorów energetycznych i przydomowych instalacji prosumenckich – jak przewiduje prof. J. Popczyk z Politechniki Śląskiej [9].

W rezultacie zamiast wielkich i drogich w utrzymaniu elektrowni zawodowych i rozbudowanych zawodnych sieci wrócimy do idei lokalnych zakładów energetycznych produkujących energię elektryczną na potrzeby lokalnego przemysłu i obszarów siedliskowych.

Podstawą współczesnego systemu energetycznego powinno się stać lokalne wytwarzanie energii elektrycznej w skojarzeniu (lokalne elektrociepłownie) oraz energetyka prosumencka.

Fotowoltaika prosumencka

Nieuchronność stosowania źródeł odnawialnych jako dominującej technologii rewolucji prosumenckiej nie ulega wątpliwości na całym świecie. Urząd Regulacji Energetyki pisze wprost, że „Rozwój wytwarzania energii elektrycznej w odnawialnych źródłach wynika z potrzeby ochrony środowiska oraz wzmocnienia bezpieczeństwa energetycznego. Celem działań w tym zakresie jest zwiększenie wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych, wspieranie rozwoju technologicznego i innowacji, tworzenie możliwości rozwoju regionalnego oraz większe bezpieczeństwo dostaw energii zwłaszcza w skali lokalnej”.

Wątpliwości co do roli, jaka przypadnie poszczególnym technologiom OZE, można było mieć w Polsce jeszcze 10 lat temu. W roku 2009, kiedy ówczesny rząd opublikował „Politykę energetyczną Polski do 2030 roku” [10], przewidywano, że do roku 2020 zainstalujemy z fotowoltaiki 7 MW mocy (na podstawie ekspertyz IEO) lub 70 MW (na podstawie przewidywań ARE SA do 2030).

Według URE na koniec roku 2016 mieliśmy w PV zainstalowanych 99 MW, a do końca 2017 – 107,748 MW, bez instalacji prosumentów, które szacowane są na kolejne 172,5 MW [3]. Dysponujemy zatem w sumie ok. 208,5 MW mocy w PV, a do roku 2020 pozostały jeszcze dwa lata.

W roku 2018 zaplanowano budowę minimum 3000 nowych instalacji tylko w województwie podkarpackim. Zarówno rządzący, jak i ich doradcy zupełnie nie docenili potencjału rynku PV w Polsce i jest to efekt kilku czynników. Czym jest spowodowane to zjawisko?

• Z jednej strony wśród klasy średniej występuje silne dążenie do niezależności energetycznej, uzasadnione stałym wzrostem rachunków za energię. Ta grupa społeczna nie da się wpędzić w ubóstwo energetyczne i będzie się upominać o swoje prawa.
  98% instalacji fotowoltaicznych w Polsce to indywidualni prosumenci, którzy skorzystali z możliwości podłączenia mikrogeneratora PV dzięki korzystnym regulacjom „małego trójpaka energetycznego”, a następnie ustawy o OZE. Grupa ta rośnie z roku na rok.
• Z drugiej strony obserwujemy nasilającą się falę problemów związanych z przyłączeniami i rozliczeniami, która wygląda na spóźnioną obronę pozycji ze strony operatorów sieci dystrybucji (OSD).
  Każda ze stron ma swoje racje, ale OSD są lepiej zorganizowane i skutecznie bronią swoich interesów. Konfliktom sprzyja niestabilny system prawny, ale także specyficzne wymagania i podejście samych prosumentów w zakresie instalacji PV wynikające z wczesnego stopnia rozwoju rynku.
• Trzecim elementem są firmy dostarczające technologię PV, wykonujące projekty i montaż instalacji.
  Podnoszony jest też problem słabego nasłonecznienia w Polsce, choć jest ono takie same jak w Niemczech i większe niż w Wielkiej Brytanii, gdzie funkcjonuje już prawie milion instalacji PV – po analizie rozwoju rynku OZE Wielka Brytania postanowiła zrezygnować z energetyki węglowej, a Niemcy z elektrowni jądrowych.

Walka o przyszłość fotowoltaiki w Polsce rozgrywa się zatem na tych trzech obszarach.

W zakresie prawa brakuje stabilności i dodatkowo jest ono poddawane niekorzystnym dla prosumentów interpretacjom OSD (jak bilansowanie międzyfazowe).

Podłączenie instalacji PV (czyli mikrogeneratora) do sieci elektroenergetycznej musi oczywiście podlegać licznym uregulowaniom technicznym i prawnym. Warunki techniczne, jakie muszą spełniać urządzenia, aby mogły zostać bezpiecznie podłączone do sieci elektroenergetycznej (IRiESD), oraz prawno-ekonomiczne warunki podłączenia się do takiej sieci określa szereg przepisów, jak prawo energetyczne czy ustawa o OZE, oraz warunki przyłączeń, których spełnienia wymagają OSD.

W Polsce mamy pięciu głównych operatorów sieci dystrybucji działających na określonych terenach i tylko z jednym OSD operującym na terenie montażu instalacji PV można zawrzeć umowę na dostawę i przesył energii.

• Jeżeli zmieniliśmy dostawcę energii, to już nie podłączymy mikroelektrowni PV, ponieważ nie mamy „umowy kompleksowej” – jest to uwarunkowanie prawne [6].
• Jeśli zawarliśmy „umowę kompleksową”, OSD musi nas na swoim terenie podłączyć (za odmowę grożą mu kary z URE). Ale na jakich warunkach?
  W zakresie rozliczania energii OSD różnie interpretują zapisy ustawy o OZE i dokonują bilansowania międzyfazowego lub nie. Powoduje to, że taka sama instalacja prosumencka będzie mogła np. przynosić ok. 20% więcej energii w Innogy Stoen Operator w Warszawie niż w Tauron w Krakowie właśnie z powodu różnych zasad rozliczania.

W ujęciu globalnym inwestycje w fotowoltaikę są stymulowane systemami zachęt, które obniżają cenę budowy tej instalacji.

Realny poziom pozyskiwania własnej energii przez następne 20–25 lat gwarantowany przez producentów PV na poziomie 80% daje stabilne źródło własnej czystej energii, za którą już nie trzeba płacić OSD.

URE słusznie zwraca na to uwagę: Dążenie do zwiększenia udziału tych źródeł (OZE) w bilansie produkcji energii elektrycznej w kraju ze względu na wysokie koszty inwestycji wymaga stosowania odpowiednich systemów wsparcia, będących gwarancją ich systematycznego rozwoju.

Czytaj też: Poprawa efektywności energetycznej budynków biurowych i użyteczności publicznej poprzez optymalizację pracy automatyki budynkowej >>>

Mechanizmy wsparcia inwestycji

Na świecie stosowane są różne formy redukcji kosztów prosumenckich instalacji PV.

• System FIT (feed-in-tarifs) funkcjonujący z sukcesem w większości państw europejskich polega na tym, że nadwyżki energii (ponad własne zużycie) oddawane do sieci są rozliczane przez OSD według taryfy wyższej niż podstawowa taryfa zakupowa dla jednostki energii.
  Środki na wsparcie prosumentów pochodzą z funduszu tworzonego z niewielkiej zwyżki cen energii dla wszystkich użytkowników sieci energetycznej.

System taki był też rozpatrywany w Polsce, ale ostatecznie nie wszedł w życie.

• Innym rozwiązaniem jest możliwość produkcji energii OZE tylko na własne potrzeby, bez możliwości jej oddawania do sieci. Jest ono korzystne dla OSD, ale nie dla prosumentów, bo zakłada konieczność instalowania własnych systemów składowania energii przez tych ostatnich.
• Kolejnym rozwiązaniem jest net-metering zakładający oddawanie nadwyżek produkcji do sieci z możliwością jej późniejszego odbioru od operatora i wykorzystania, bez możliwości odsprzedaży. Takie systemy pracują najczęściej w proporcji 1:1, czyli za każdą oddaną kilowatogodzinę można odebrać 1 kWh (np. w USA odbiór ten może nastąpić w innym miejscu niż produkcja i przez bardzo długi okres).

W Polsce funkcjonuje net-metering (określany jako opust) w proporcji 1:0,8 (1:0,7), co oznacza, że OSD zwraca prosumentom za każdą przekazaną im kilowatogodzinę (w okresie do 365 dni) jedynie 0,8 kWh (w instalacjach do 10 kWp) i 0,7 kWh w pozostałych instalacjach. Taka zasada rozliczania tworzy szereg konsekwencji techniczno-prawnych, które zaskakują nie tylko prosumentów, ale i same OSD. Po pierwsze, możliwość bilansowania energii na granicy przyłączeniowej budynku staje się technicznie utrudniona, ponieważ licznik nie może już w prosty sposób liczyć 1:1 (energii oddanej do pobranej), ale w celu przeliczenia energii należnej za każdą oddaną jednostkę (1:0,8 czy 0,7) musi przekazywać dane do centralnego systemu rozliczeniowego. Ten z kolei tworzony jest przez kilka współpracujących systemów informatycznych (np. OSD i OSP), które okresowo przesyłają dane między sobą, wyliczając (wsadowo) podstawę do rozliczenia. Wymiana dużych ilości danych rzeczywistych pomiędzy systemami staje się często źródłem pomyłek.

Reklamacje dotyczące nieprawidłowego naliczania energii oddawanej do sieci są zwykle przez operatorów zbywane, a prosumenci mają swoje racje. Na rys. 1 pokazano zrzut ekranowy z instalacji prosumenckiej, gdzie widać, że 6 lutego system nie zliczył 22 kWh oddanej energii na skutek całkowitego braku danych od godz. 4.00 do końca dnia (zarówno zużycia, jak i produkcji).

Widać to wyraźnie (porównując rys. 2 i rys. 3), że 7 lutego system działał prawidłowo (energia oddawana oznaczona jest na różowo), ale energia z dnia poprzedniego nie została zaliczona (nie uwidoczniono jej).

W skali całego roku 2017 różnice takie wynoszą dla tej instalacji kilkaset kilowatogodzin. Dla OSD jest to może niewiele, ale dla prosumenta sporo, szczególnie jeżeli chce on doprowadzić swój dom do stanu budynku niemal zeroenergetycznego (nearZEB) i założył precyzyjnie ilość energii pozyskiwanej ze słońca, a nie uwzględnił błędów w jej naliczaniu przez OSD.

Czytaj też: Stabilność produkcji energii elektrycznej z instalacji fotowoltaicznej – wpływ dystrybucji przestrzennej >>>

Nowe wymagania techniczne

Urządzenia współpracujące z siecią OSD (inwertery, ładowarki) on-grid muszą spełniać wymagania podłączenia do sieci – ich zakres określa Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej (IRiESD), w której OSD wyznacza lokalne standardy, a te się zmieniają. Proponowana w IRiESD zmiana ma ponoć poprawić stopień równomierności obciążenia poszczególnych faz, ale nie od strony poboru, tylko generowania energii.

Kowalski, stosując jednofazową kuchenkę indukcyjną o mocy znamionowej 6,5 kW, nie wywoływał dotąd nierównomierności obciążenia (a przynajmniej OSD nie zgłaszało takiego problemu), czy zatem podłączając jednofazowo inwerter PV o mocy 4,5 kW, nagle taką nierównomierność spowoduje?

Warto zauważyć, że statystycznie na kilka tysięcy instalacji kuchenek jednofazowych spodziewamy się jednej instalacji jednofazowej PV, a koszt inwertera trójfazowego jest znacznie wyższy niż jednofazowego.

Nowe propozycje IRiESD zmierzają do wprowadzenia konieczności stosowania inwerterów trójfazowych od mocy mikrogeneratora PV 3 kWp. Takie działania OSD są w ocenie autora swego rodzaju wojną podjazdową z prosumentami. Skoro można podłączać odbiorniki jednofazowe o znacznie większej mocy, dlaczego nie mikrogenerator?A wystarczyłoby, żeby OSD wskazał, ile można na daną fazę podłączyć w określonej osłonie bilansowej i wszystko działałoby bez problemu.

Sprawa dodatkowo komplikuje się w przypadku instalacji trójfazowych, gdzie odbiór i pobór energii jest (prawie zawsze) różny na poszczególnych fazach.

Nie wszystkie urządzenia domowe są trójfazowe (większość – jednofazowa), a więc oddawanie energii na trzech fazach jednocześnie (inwerter trójfazowy dzieli uzyskaną energię równo na każdą fazę) powoduje, że na jednej fazie oddajemy energię, a na drugiej ją pobieramy. W efekcie w takim układzie bilansowo 1 – 1 nie równa się zero, tylko 0,2 lub 0,3 (opust) i za tę różnicę musi zapłacić prosument, choć ustawa o OZE mówi jasno (w art 4.1), że dane powinny zostać przedstawione do rozliczenia przez OSD w taki sposób, aby ilość wprowadzonej i pobranej przez prosumenta energii była rozliczona po wcześniejszym sumarycznym bilansowaniu ilości energii z wszystkich faz dla trójfazowych mikroinstalacji.

OSD po swojemu interpretują ten zapis i „dokonują bilansowania programowego”. Brak realnego bilansowania trójfazowego na poziomie granicy bilansowej (licznika) powoduje dodatkowe naliczenie zużycia energii dostarczonej przez OSD, w skrajnym przypadku o 20–30%, co staje się kością niezgody pomiędzy operatorami a prosumentami w całej Polsce.

Zmiany proponowane w IRiESD idą jeszcze dalej, narzucając prosumentom bez uzasadnienia bliżej nieokreśloną technicznie konieczność zapewnienia sterowania mocą instalacji prosumenckiej i możliwość jej zdalnego odłączenia przez OSD. Spowoduje to zwiększenie kosztów budowy instalacji, bo prosument ma wyposażyć swój inwerter w urządzenie o nieznanym dziś standardzie wymiany informacji. W projekcie zmian przewidziano również zmniejszenie mocy trójfazowej instalacji PV z 4,6 do 3 kW (znaczne podwyższenie kosztów), co może wykluczyć z gry wielu potencjalnych prosumentów.

Zobowiązania podatkowe

Kolejnym czynnikiem mającym wpływ na opłacalność prosumenckich instalacji PV, a wynikającym z obowiązującego prawa, jest wysokość naliczanego przy zakupie instalacji PV podatku VAT.

W odniesieniu do instalacji przydomowych obowiązuje dziwna zasada, że tylko w przypadku instalacji posadowionej na budynku mieszkalnym można zastosować preferencyjną stawkę VAT 8%, natomiast jeśli panele zamocowane są także 1 metr przed tym budynkiem czy na dachu przyległego do domu garażu, obowiązuje już stawka 23% VAT. Znacznie zwiększa to koszty tej części instalacji, która obejmuje inne niż mieszkalne budynki gospodarstwa domowego. A dachy mamy w Polsce niewielkie i rzadko zdarza się, by na jednym zmieściła się cała instalacja PV potrzebna do pokrycia rocznego zużycia energii (dla spełnienia założeń budynków o niemal zerowym zużyciu energii lub netto zeroenergetycznych).

Inwestor powinien zachować szczególną ostrożność przy budowie instalacji objętej dotacjami, ponieważ pomimo indywidualnej interpretacji mówiącej, że instalacja taka powinna być zwolniona z VAT (precedens Gminy Bychawa) w praktyce okazuje się, że beneficjenci muszą jednak ten podatek dopłacić.

Reasumując, niestabilność prawa i niejednoznaczne jego interpretacje stanowią istotny problem na drodze rozwoju prosumenckich systemów PV w Polsce. Należy dodać, że podobne problemy występują w innych krajach, np. w Czechach, ale są też państwa (Niemcy czy Wielka Brytania), gdzie prawo jest w tym zakresie stabilne i respektowane przez wszystkie strony i to właśnie w nich rozwój OZE jest najdynamiczniejszy.

Oczekiwania prosumentów

Przeciętny prosument w Polsce, jak wynika z doświadczeń autora, nie rozumie do końca zmian, które dokonują się w europejskiej energetyce. Rewolucja energetyczna odbywa się niejako obok naszych prosumentów, a poszczególne inwestycje są podejmowane najczęściej na skutek namów instalatorów czy chęci skorzystania z dotacji.

Prosumenci nie są pasjonatami fotowoltaiki i nie gromadzą informacji na temat swoich minielektrowni, nie analizują ich działania. Ekscytuje ich jedynie fakt, że produkują własny prąd, podliczają zatem uzyski i analizują powody odstępstw. Rzadko mają świadomość, że właśnie dzięki produkcji energii elektrycznej z instalacji PV powoli uniezależniają swoje gospodarstwo od węglowej, wysokoemisyjnej i nieefektywnej energetyki zawodowej, której sprawność wynosi nieco ponad 30%.To właśnie klient końcowy płaci za tę niską efektywność oraz wysoką emisję i to we wszystkich aspektach: środowiskowym, ekonomicznym i zdrowotnym [9].

Prosumenckie instalacje PV mogą nie tylko poprawić stan środowiska w Polsce (niższa emisja), gospodarki (znacznie efektywniejsza produkcja energii i mniejsze zapotrzebowanie na nowe moce w energetyce zawodowej), ale też znacznie obniżyć koszty zakupu energii.

Nie każdy prosument to rozumie. Nieliczni pasjonaci PV gromadzą się na forach internetowych i dzielą wiedzą oraz doskonalą swoje instalacje, ale jest to zaledwie kilka procent polskich prosumentów. Większość instaluje PV i zapomina o niej, podobnie jak o użytkowanym kotle gazowym czy rekuperatorze. A potencjał prosumentyzmu to także bycie członkiem nowej, rewolucyjnej społeczności, która może całkowicie przeobrazić polską energetykę. Wymaga to współdziałania, świadomych wyborów i wspólnego egzekwowania swoich praw.

Prosument chce najczęściej tylko „obniżyć koszty prądu”, gdyż instalator obiecywał mu, że zaprojektowana instalacja będzie w stanie w 100% zaspokoić jego potrzeby energetyczne. Jednak w praktyce zdarza się to rzadko, ponieważ takie wstępne wyliczenia są bardzo nieprecyzyjne. Firmy instalacyjne często zachęcają prosumentów lub samorządy, obiecując wysokie uzyski, ale nie zadają sobie trudu dogłębnej analizy konkretnych projektów instalacji PV.

Główne uchybienia i błędy to brak analizy obecnych i przyszłych zacienień, brak uwzględniania profili odbioru energii na poszczególnych fazach w projekcie instalacji PV, brak przemyślanego schematu zwiększenia stopnia własnego wykorzystania energii z OZE itp.

Przykładem może być wyliczenie, które na prośbę autora wykonała jedna z sieci handlowych oferująca zestawy PV.

Doradca, korzystając z programu komputerowego wykorzystującego ogólnodostępne mapy satelitarne, po podaniu adresu zdalnie wyliczył, że na dachu domu można zmieścić instalację o mocy 10 kWp, co pokryje w 100% roczne zapotrzebowanie na energię (8–9 MWh). Było to możliwe, bo program umożliwił narysowanie modułów pomiędzy wykuszami, kominami itp.

W rzeczywistości na tym dachu możliwe jest zainstalowanie modułów o mocy 3 kWp i instalację taką dawno już tam zamontowano. Firma instalacyjna współpracująca z tą siecią handlową była już bardziej precyzyjna i zaproponowała montaż na dachu 4 kWp, a reszty, do 10 kWp, na gruncie, ale poza ofertą sieci i na zupełnie innych warunkach.

Weryfikacja wielkości instalacji miała nastąpić po wizycie „inżyniera” i uiszczeniu kwoty 150 zł.

Podobne nierzetelne oceny możliwości budowy instalacji PV na budynkach powodują zbyt optymistyczne wyceny, a po przystąpieniu do wykonania okazuje się, że można wykonać instalacje o znacznie mniejszej mocy.

Najczęstszą próbą ratowania „opłacalności energetycznej” inwestycji jest dokładanie tzw. optymalizatorów modułów PV, które tylko wydłużają okres jej zwrotu. Alternatywą jest montaż na gruncie i mimo stawki VAT 23% może być on korzystniejszy dla prosumenta, o ile dysponuje odpowiednim gruntem.

Kolejnym problemem są oczekiwania prosumenta co do sposobu działania mikroelektrowni. Zazwyczaj nie zna on zasad rozliczania energii wprowadzonej do OSD i oczekuje, że w prosty sposób zostanie ona zbilansowana z tą pobraną i tym samym jego dom stanie się od razu niemal zeroenergetyczny.

Prosument nie wie ani o braku bilansowania międzyfazowego, ani o dodatkowych opłatach za dystrybucję energii pobranej czy innych kosztach doliczanych do rachunku przez OSD, które ten rachunek komplikują.

W rezultacie w Polsce praktycznie nie ma świadomych prosumentów, którzy zgadzają się z wyliczeniami OSD, ale jest wielu, którzy toczą z operatorami spory. Jedni udają się do URE, inni piszą pisma i przygotowują pozwy, a zdecydowana większość rezygnuje i przeklina OSD i cały system OZE Polsce.

W rezultacie odbiór społeczny prosumenckich instalacji PV w Polsce nie jest tak pozytywny, jak mógłby być. Prosument chce zainwestować w PV i na 15 lat zapomnieć o rachunkach z elektrowni, a tymczasem nie dość, że one ciągle przychodzą, to jeszcze są z roku na rok coraz wyższe (średnio o 4% – wyliczenia autora).

Czytaj też: Technologia PV – moduły fotowoltaiczne >>>

Możliwości zwiększenia efektywności i opłacalności

Na skutek opisanych powyżej czynników niektórzy prosumenci dążą do lokalnego (poza OSD) wykorzystania wyprodukowanej energii elektrycznej, np. do oświetlenia, bezpośredniego grzania wody na potrzeby c.w.u. i c.o. czy ładowania auta elektrycznego z PV.

Popularność takich rozwiązań potwierdza specyfikę naszego rynku, która wynika wprost z problemów prawnych oraz oczekiwań prosumentów. Dochodzą oni bowiem do słusznego wniosku, że oddawanie energii do OSD w dzień nie jest uzasadnione ekonomiczne, skoro będzie ona potrzebna wieczorem do przygotowania c.w.u. i na całej operacji straci się 20%. Wystarczy wodę podgrzać w dzień bezpośrednio z prądu DC, oczywiście o ile sprawność tego systemu przekracza 80%.

Na rynku dostępnych jest wiele rozwiązań, w tym polskich, do bezpośredniego grzania c.w.u. z instalacji DC. Nie są one jednak prezentowane na szkoleniach dot. PV, ponieważ globalny rynek na nie jest marginalny.

Świat walczy bowiem o zwiększenie zarejestrowanej produkcji energii z OZE, a wykorzystanie jej na potrzeby własne ujmowane jest w rozliczeniach z OSD w niewielu krajach (np. w Wlk. Brytanii), w Polsce nie jest wykazywane w ogóle.

Niektóre importowane rozwiązania sprzętu do PV nie są jednak przystosowane do polskich warunków i zamiast oczekiwanego zwiększenia wykorzystania energii ze słońca mogą dać odwrotny skutek.

Przykładem może być rozwiązanie, w którym inwerter DC/AC ma dodatkowe wyjście i włącza grzałkę jedynie w celu niedopuszczenia do oddania energii do sieci AC (stosowane w niektórych krajach europejskich jako alternatywa dla wyłączania modułów) – w takiej sytuacji nie można liczyć na stabilne przygotowywanie c.w.u.

Kolejnym przykładem jest rozwiązanie, które co prawda umożliwia grzanie wody energią z DC, ale zakłada jej dogrzewanie ze źródeł AC (zarządza tym automat przez nastawę temperatury na określoną godzinę). Nie uwzględnia ono polskich okresów taryf nocnych i weekendowych (G12 i G12W) i system zaczyna grzać wodę zaraz po zachodzie słońca, a nie w korzystnej taryfie.

Podobnie kontrolery mocy zwrotnej (WattRoutery itp.), które włączają obciążenia po osiągnięciu określonego strumienia energii oddawanej, nadają się tylko do pracy z grzałkami, ponieważ nie powinno się za ich pomocą włączać ani lodówek, ani pomp ciepła.Powstaje więc pytanie, co dalej z energią z PV po zagrzaniu wody do 65°C?

Rodzime rozwiązania sterowników grzałek są pod tym względem dużo bardziej elastyczne i lepiej dopasowane do naszego rynku, choć wśród producentów panuje niezrozumiała tendencja do uciekania od stosowania powszechnych na świecie mechanizmów MPPT (ang. Maximum Power Point Tracking) na rzecz prostych obciążeń paneli PV grzałkami przez PWM (ang. Pulse-Width Modulation), które zdaniem autora są dużo mniej efektywne.

Ogólnie rzecz ujmując, efektywność polskich konstrukcji sterowników grzałek DC rzadko przekracza (średniorocznie) oczekiwany poziom 80% i rozwiązania te warto przetestować przed zastosowaniem.W niektórych konstrukcjach sprawność nie przekracza nawet 40% i w takim przypadku lepiej będzie oddać energię do OSD i odzyskać ze sprawnością 80% (przez grzałki AC).

Dostawcy technologii i urządzeń

Trzecim podmiotem na rynku PV są dostawcy rozwiązań dla prosumentów, czyli instalatorzy.

Polska, realizując dyrektywy UE, w tym o certyfikacji instalatorów systemów OZE, wdrożyła system oparty na uprawnieniach nadawanych przez UDT (art. 136 [6]).

Jako osoba, która przeszła przez wszystkie etapy tego procesu, autor przyznaje, że system nie jest zły – choć może zbyt skomplikowany, a jednocześnie niedopracowany i wymagający uzyskania certyfikatów dla każdej specjalności OZE osobno.

Kandydat na instalatora PV musi przejść szkolenie w akredytowanym przez UDT ośrodku, których jest w Polsce wystarczająco dużo – przynajmniej wokół większych aglomeracji.

Po ukończeniu dwu–czterodniowego szkolenia (koszt od 1500 do 6000 zł) można przystąpić do egzaminu.

W trakcie szkoleń poruszane jest wiele specyficznych dla PV zagadnień, jak choćby kwestia doboru instalacji przepięciowej (odgromowej) czy zasady BHP, których znajomość na egzaminach w UDT jest zawsze wymagana.

Autor przed przystąpieniem do egzaminu uczestniczył w trzech takich szkoleniach i może stwierdzić, że o poziomie szkolenia wcale nie świadczy cena i długość trwania. Jest on w poszczególnych ośrodkach bardzo różny, głównie z powodu różnic w zakresie tzw. szkoleń produktowych. Certyfikowane ośrodki szkoleniowe wspomagają się bowiem szkoleniami firm zewnętrznych dotyczącymi modułów i inwerterów, co jest nawet wymagane przez UDT. Jednak firmy – co naturalne – szkoląc (instalatorów), zdobywają sobie grono wiernych klientów, ponieważ różnice pomiędzy instalacją różnych inwerterów są znaczne.

Dobrym sprawdzianem jakości szkoleń jest egzamin w UDT weryfikujący wiedzę teoretyczną i projektową, nie są natomiast sprawdzane praktyczne umiejętności instalacyjne.

Statystyka pokazuje, że aby zdać ten egzamin, konieczne jest więcej niż jedno podejście (a koszt jednego to ok. 800 zł).

Uwidacznia się tu pierwszy mankament naszego procesu szkoleniowego – nikt nie ponosi rzeczywistej odpowiedzialności za umiejętności techniczne instalatora i praktycznie się ich nie sprawdza, choć teoretycznie obowiązek ten ciąży na ośrodku szkoleniowym.

Wyraźnie widać dysproporcję w przygotowaniu praktycznym pomiędzy technikiem OZE, który musi zdać kilkugodzinny egzamin praktyczny (np. z łączenia modułów, ich mocowania klemami czy właściwego podłączenia do układu), a instalatorem z uprawnieniami UDT uzyskanymi po szkoleniu w ośrodku, które jest praktycznie symboliczne.

Technik OZE zdał egzamin teoretyczny oraz praktyczny, jest lepiej przygotowany i może się starać o wydanie certyfikatu bez egzaminu w UDT – na podstawie dyplomu.

Takie uprawnienia może uzyskać także inżynier po szkole wyższej.

Instalator po szkoleniach w autoryzowanych ośrodkach powinien umieć przymocować moduł na dowolnym dachu, ale w trakcie szkoleń poświęca się praktycznym umiejętnościom za mało czasu.

Najgorzej na tym tle wypada inżynier po wyższej szkole technicznej – może uzyskać certyfikat UDT bez skręcenia choćby jednego modułu PV czy podłączenia inwertera.

W nowym programie nauczania niektóre uczelnie (m.in. AGH) starają się tę różnicę między technikiem a inżynierem zniwelować. Czy zrobią tak również inne ośrodki?I kiedy się to przełoży na rynek i poziom wykonywanych instalacji?

Żadna z wymienionych ścieżek edukacyjnych nie uczy przyszłego instalatora PV zagadnień optymalizacji (ekonomiki) włączenia mikrogeneratora PV do sieci OSD z punktu widzenia interesu prosumenta.

W sposobie nauczania w zakresie fotowoltaiki można prawdopodobnie upatrywać zasadniczych błędów w wielu instalacjach PV, które nie zostały zaprojektowane dla danego budynku, a jedynie wykonane według „standardowego” projektu. Ten standard oznacza montaż tylu modułów, „ile się zmieści” na dachu, a wybór pomiędzy instalacją trój- lub jednofazową to kwestia zamożności klienta lub warunków dotacji.

Różnice w uzyskach z instalacji projektowanej indywidualnie w porównaniu do „standardowej” mogą w skali roku wynieść 10–30%. Dlatego prosument jest często zadowolony ze swojej instalacji do momentu otrzymania pierwszej faktury z OSD. Co gorsza, nie rozumie on, z czego wynika taki stan rzeczy, a instalator nie ma czasu mu tego wytłumaczyć, bo siedzi już na następnym dachu. I dopóki coś się u prosumenta nie zepsuje, to do niego nie zagląda.

Aspekty techniczne, które instalatorzy powinni poznać na szkoleniach, to zagadnienie na oddzielny artykuł – poniżej wymienione zostaną tylko najważniejsze. Należy do nich m.in. problem braku bilansowania międzyfazowego, który można rozwiązać, instalując trzy odrębne inwertery jednofazowe w prosumenckiej instalacji PV o mocach dobranych do obciążenia poszczególnych faz.

Kolejnym jest moment podłączenia instalacji do OSD i rozliczenia – najkorzystniej dla prosumenta przyjąć roczny okres rozliczeniowy, a podłączyć go na wiosnę.

Warto również wspomnieć o rozliczaniu energii w prosumenckich instalacjach dwustrefowych – niektóre OSD nie oddają energii zgodnie z wprowadzoną taryfą tylko według arbitralnie ustalonego miksu taryfowego i trzeba sytuację analizować indywidualnie.

Podsumowanie

Rynek fotowoltaiki w Polsce charakteryzuje się obecnie dużą przypadkowością stosowanych rozwiązań. Instalatorzy proponują prosumentom najczęściej te rozwiązania techniczne, które jako „standardowe” poznali na szkoleniach.

Poza nielicznymi ośrodkami szkolącymi na temat wielu alternatywnych rozwiązań jest to w zasadzie rynek kilku firm (ośrodek szkoleniowy promuje tylko określone dwa–trzy rozwiązania). Prosument potrzebuje również rozwiązań umożliwiających grzanie wody na potrzeby c.w.u. z prądu DC, ale takich szkoleń, na różnych urządzeniach, brakuje.

Rynek PV rozwija się, lecz nie tak szybko, jak by mógł. Po wejściu w życie ustawy o OZE [6] rząd optymistycznie zakładał stworzenie warunków do powstawania 100 tys. instalacji rocznie, co nie znajduje jednak potwierdzenia w liczbach (maks. 14 792 rocznie w 2017), a głównym problemem jest opór ze strony OSD.

Stowarzyszenie SBF Polska PV szacuje, że na koniec 2017 roku mieliśmy w Polsce ok. 27 tys. instalacji PV, o mocy ok. 172 MW, choć URE podaje oficjalnie tylko 103 MW (podlegających obowiązku zgłoszeniowemu w URE, czyli nieprosumenckich).

W Wielkiej Brytanii po wprowadzeniu ustaw FIT rzeczywiście montowano 100 tys. instalacji rocznie – aktualnie jest ich prawie milion.

W efekcie kraje, które poważnie podeszły do idei prosumentyzmu, zbudowały dzięki swoim obywatelom znaczne moce wytwórcze w PV, przekraczające pierwotne założenia, które w istotny sposób zbliżyły miksy energetyczne tych krajów do deklarowanych 15–20% udziału OZE do roku 2020.W Polsce ten udział w roku 2017 prawdopodobnie zmalał (dane URE są jeszcze niepełne).

Przykład Wielkiej Brytanii jest szczególny – to kraj o podobnym do nas nasłonecznieniu, który dzięki dobremu prawu (FIT) w ciągu 7 lat (od 2011 roku) zbudował na bazie PV potencjał prawie 12 GW, co odpowiada mocy czterech planowanych w Polsce elektrowni jądrowych. Małe instalacje prosumenckie (do 4 kWp) stanowią tam ok. 20% [6].

Podsumowując, niezależność energetyczna domów mieszkalnych dzięki instalacjom PV – czy to w istniejących budynkach w zakresie zapotrzebowania na energię elektryczną (niemal netto zeroenergetycznych), czy w nowych budynkach (netto zeroenergetycznych) – jest już w Polsce technicznie możliwa i zbliża nas to do zadeklarowanych w UE celów znacznie bardziej niż inne działania podejmowane w obszarze energetyki (np. nowe bloki węglowe).

Pytanie, czy i jak duża liczba polskich prosumentów dostanie szansę i ją wykorzysta i czy jako państwo dokonamy zmian w energetyce, pozostaje nadal otwarte.

Wzrost liczby montowanych instalacji pomimo przeszkód wskazuje, że prosumenci są w ofensywie. Ale czy nie spotkają się z kolejną kontrofensywą OSD i koncernów energetycznych, które widzą już zbliżający się koniec możliwości zarabiania na technologiach spalania kopalin?

W tej grze dużą rolę do odegrania mają edukatorzy. Zarówno prosument, jak i jego instalator (oraz jego pracodawca) powinni się cały czas szkolić, bo w prosumenckiej fotowoltaice sytuacja zmienia się dynamicznie, a tym samym efekt ekonomiczny takich inwestycji.

Literatura

1. Dyrektywa 2001/91/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 16 grudnia 2002 r. w sprawie charakterystyki energetycznej budynków (Dz.Urz. UE L 1 z 4.01.2003).
2. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/31/UE z dnia 19 maja 2010 r. w sprawie charakterystyki energetycznej budynków (Dz.Urz. UE L 153/13).
3. http://globenergia.pl/mikroinstalacje-pv-w-polsce-81-mwp-nowych-mocy-w-2017r/ (2.03.2018).
4. Szymański B., Instalacje fotowoltaiczne, Globenergia, 2017.
5. Radziemska-Klugman E., Fotowoltaika w teorii i w praktyce, BTC, Legionowo 2010.
6. Ustawa z dnia 22 czerwca 2016 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw (DzU 2016, poz. 925).
7. https://www.gov.uk/government/statistics/solar-photovoltaics-deployment (2.03.2018).
8. www.ebok.tauron.pl (2.03.2018).
9. Biblioteka źródłowa energetyki prosumenckiej Politechniki Śląskiej, http://ilabepro.polsl.pl/bzep/ (2.03.2018).
10. Uchwała Rady Ministrów nr 202/2009 w sprawie polityki energetycznej Polski do 2030 roku, http://www.me.gov.pl/files/upload/8134/uchwala.pdf oraz załącznik do uchwały http://www.me.gov.pl/files/upload/8134/Polityka%20energetyczna%20ost.pdf (2.03.2018).

Czytaj też: Podgrzewanie wody przy wykorzystaniu systemu fotowoltaicznego >>>

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!