Opłacalność instalacji PV z bateryjnymi magazynami energii a proponowane zmiany w rozliczaniu prosumentów

Na początku czerwca br. Ministerstwo Klimatu i Środowiska zaprezentowało projekt dotyczący nowelizacji w Prawie energetycznym oraz ustawie o odnawialnych źródłach energii. Proponowane zmiany podyktowane są koniecznością wdrożenia unijnej dyrektywy rynkowej 2019/944. Wśród wielu zaproponowanych zmian najwięcej dyskusji wzbudził projekt zmieniający dotychczasowy system rozliczenia prosumentów oparty na opustach w wysokości 1:0,8 lub 1:0,7. Nowelizacja zakłada rezygnację z tego systemu z początkiem 2022 roku na rzecz sprzedaży nadwyżek energii do sieci. Taka zmiana de facto dąży do zrównania praw prosumenta z innymi, większymi graczami na rynku energii.

Nie ulega wątpliwości, że obecny system rozliczeń jest o wiele bardziej korzystny dla prosumentów niż ten wskazany w propozycji Ministerstwa. W dalszej części artykułu autorzy postarają się wskazać, jak wyglądać będzie opłacalność montażu instalacji PV dla odbiorców indywidualnych po proponowanych zmianach oraz w jaki sposób na opłacalność inwestycji wpłynie zastosowanie magazynu energii. Całość obliczeń wykonano metodą godzinową, korzystając z rzeczywistych profili zapotrzebowania na energię dla odbiorców z taryfy G.

Profil zużycia energii

W analizie wykorzystano zbiór danych dotyczących zużycia energii elektrycznej pochodzących z kilku domów jednorodzinnych w Polsce. Z analizowanych profili wybrano najbardziej reprezentatywny. Wyniki otrzymywane dla pozostałych profili były bardzo zbliżone.

Wykres na rys. 1 przedstawia uporządkowane roczne zapotrzebowanie na energię elektryczną analizowanego obiektu. Moc szczytowa używana jest przez niewielką liczbę godzin. Pobór mocy w skali całego roku waha się od 0 do 2326 kW, a średnia wartość wynosi 0,399 kW. Łączne roczne zużycie wynosi 3500 kWh. Profil charakteryzuje się dużą zmiennością zapotrzebowania na moc, co jest często spotykane w przypadku domów jednorodzinnych. Wpływ na to mają różnice pomiędzy poszczególnymi dniami, jak i porami roku.

Na rys. 2 przedstawiono średni dobowy profil zużycia energii elektrycznej. Wartości mocy wahają się od 0,148 kW do 0,734 kW, podczas gdy średnia wynosi 0,399 kW. Kształt profilu pokrywa się z typową krzywą zużycia energii elektrycznej dla domu jednorodzinnego. Występuje w nim „dolina nocna”, szczyt przedpołudniowy od ok. godz. 8 do 9 rano oraz szczyt wieczorny od ok. 20 do 22.

Na rys. 3 i 4 przedstawiono wybrane dzienne profile zużycia energii elektrycznej. Pierwszy z nich (rys. 3) pokazuje profil dla dnia letniego, natomiast rys. 4 przedstawia profil zużycia dla wybranego dnia w zimie. Najniższe zużycie występuje w nocy, następnie widać pierwszy szczyt – przedpołudniowy, po czym mamy do czynienia z obniżeniem zapotrzebowania i pod koniec dnia występuje wyraźny wieczorny szczyt. Jest to typowy profil zapotrzebowania na energię elektryczną dla taryfy G11 w gospodarstwach domowych nieposiadających ogrzewania zasilanego energią elektryczną.

Instalacja fotowoltaiczna

Na potrzeby pracy zasymulowano uzyski z instalacji PV o mocy od 2 do 10 kWp, z przyrostem co 0,5 kWp. Dla każdej mocy obliczenia uzysku wykonano metodą godzinową, korzystając z danych dotyczących nasłonecznienia dla stacji meteorologicznej Lublin. Przyjęto, że moduły skierowane są na południe, a kąt ich nachylenia wynosi 30°. Średni roczny jednostkowy uzysk energii po stronie AC dla takiej instalacji wynosi 1054,47 kWh/kWp.

Czytaj też: Ogólne wytyczne doboru wielkoskalowej instalacji kolektorów słonecznych dla miejskich sieci ciepłowniczych >>

Dane dotyczące produkcji zestawiono z godzinowym profilem zużycia energii elektrycznej. Uzyskano w ten sposób informacje o ilości energii zużywanej na miejscu (autokonsumpcji) oraz eksporcie i imporcie energii z sieci. Na rys. 5 pokazano roczne ilości energii pobranej oraz oddanej do sieci w zależności od wielkości instalacji fotowoltaicznej. Jak widać, wielkość importu spada nieznacznie wraz ze zwiększeniem instalacji PV. Wynika to z faktu, że znaczna część energii zużywana jest w trakcie nocy. Wzrost eksportu energii do sieci jest bliski liniowemu.

Wielkość autokonsumpcji w zależności od wielkości instalacji PV zobrazowano na rys. 6. Zgodnie z oczekiwaniami wraz ze wzrostem mocy instalacji znacząco spada autokonsumpcja produkowanej energii. Dane dotyczące wielkości zużycia energii na potrzeby własne są zgodne z wielkościami obserwowanymi w przypadku większości domowych instalacji fotowoltaicznych (od 15 do 25%). Na potrzeby analizy ekonomicznej przyjęto koszt zmienny zakupu energii elektrycznej wraz z dystrybucją równy 0,70 zł/kWh, a cenę sprzedaży 0,25 zł/kWh. Są to ceny zgodne z rzeczywistością oraz proponowanym przez Ministerstwo nowym systemem rozliczeń.

Na rys. 7 przedstawiono roczny bilans finansowy będący różnicą pomiędzy zyskami ze sprzedaży energii elektrycznej do sieci a kosztami jej zakupu. Zerowy bilans kosztów zmiennych zostaje osiągnięty przy mocy instalacji ok. 7 kWp. Dla funkcjonującego systemu opustów moc ta wynosiła ok. 4,3 kWp. Aby w nowym systemie osiągnąć zerowy bilans kosztów zmiennych, co jest celem wielu osób inwestujących w instalacje fotowoltaiczne, należy zamontować instalacje o mocy ponad półtora razy większej.

Prostym wskaźnikiem ekonomicznym, często wykorzystywanym do oceny opłacalności inwestycji jest SPBT (prosty czas zwrotu inwestycji), będący ilorazem nakładów inwestycyjnych oraz rocznych oszczędności. Na potrzeby artykułu dokonano wyceny proponowanych instalacji w oparciu o ceny rynkowe. Wyceniono siedem przykładowych instalacji i na ich podstawie znaleziono funkcję wykładniczą opisującą zależność pomiędzy ceną instalacji fotowoltaicznej a jej mocą. Funkcję tę wraz z dopasowaniem przedstawiono na rys. 8.

Na podstawie przedstawionej funkcji wyceniono proponowane instalacje PV. Policzono również oszczędności uzyskane dzięki zainstalowaniu instalacji. Oszczędności roczne przedstawiono na rys. 9, a policzony SPBT na rys. 10. SPBT w przedziale instalacji 2–10 kWp różni się nieznacznie i wynosi ok. 11 lat. Najszybciej zwraca się instalacja najmniejsza, a najwolniej instalacje średnie. Szybszy czas zwrotu małych instalacji wynika z wysokiego poziomu autokonsumpcji. Instalacje bliskie 10 kWp również spłacają się w mniej niż 11 lat – wynika to ze zmniejszania się jednostkowego kosztu instalacji wraz ze wzrostem jej mocy. Różnice w czasie spłaty instalacji są jednak znikome, a czas ich zwrotu bez dotacji jest o ok. 4 lata dłuższy niż w systemie opustów.

Do dalszych obliczeń zdecydowano się zasymulować cztery wielkości instalacji fotowoltaicznych o mocach: 3,5; 5; 7,5 oraz 10 kWp. Posłużą one do symulacji współpracy z magazynem energii.

Magazyny energii

W kontekście nadchodzących zmian coraz głośniej mówi się o zastosowaniu magazynów energii elektrycznej, a dokładniej bateryjnych magazynów energii opartych na technologii litowo-jonowej. Dzięki elektrochemicznym procesom konwersji energii elektrycznej umożliwiają magazynowanie nadwyżek wyprodukowanych z systemów fotowoltaicznych, tym samym zwiększając ich autokonsumpcję. Ich popularność wynika z dużej gęstości energii (150–500 Wh/l), wysokiej sprawności (75–97%), dużej liczby cykli ładowania i rozładowania przekładających się na ich długie życie (1000–10 000 cykli), krótkiego czasu reakcji (998 ms– 1 s) oraz modularności.

Czytaj też: Efekty energetyczne stosowania półprzezroczystych fasad zintegrowanych z ogniwami fotowoltaicznymi >>

Do głównych zastosowań magazynów należą m.in.: zasilanie awaryjne, zwiększanie autokonsumpcji systemów z turbinami wiatrowymi lub fotowoltaiką, współpraca z niestabilnymi odnawialnymi źródłami energii, stabilizacja napięcia i częstotliwości w sieci elektroenergetycznej, świadczenie usług DSR (ang. Demand Side Response) polegających na dobrowolnym i czasowym obniżeniu przez odbiorców zużycia energii elektrycznej lub przesunięciu w czasie jej poboru na polecenie operatora systemu przesyłowego, redukcja mocy zamówionej, arbitraż – czyli praca wykorzystująca zmiany cen energii, odroczenie modernizacji sieci poprzez jej częściowe odciążenie czy ścinanie szczytów zapotrzebowania i uzupełnianie niedoborów produkcji.

Jeszcze kilka lat temu wysokie ceny uniemożliwiały masowe wykorzystanie tej technologii, jednak trendy, takie jak dynamiczny rozwój sektora elektromobilności bazującego na tych bateriach jako źródle zasilania oraz sektora odnawialnych źródeł energii (OZE), w ramach których technologie wiatrowe i słoneczne potrzebują wsparcia magazynów, popchnęły rozwój baterii litowo-jonowych i umożliwiły spadek ich cen. W związku z tym na całym świecie obserwujemy wzrost mocy zainstalowanej magazynów energii.

Na przestrzeni ostatnich dziesięciu lat ceny baterii litowo-jonowych gwałtownie spadły. W 2019 roku ich średnia cena wynosiła 156 dol./kWh, czyli 13% mniej niż w 2018 i aż 80% taniej w porównaniu do roku 2012. Organizacja Mordor Intelligence prognozuje w raporcie, że średnie ceny baterii litowo-jonowych będą maleć i w 2025 roku osiągną wartości ok. 100 dol./kWh, co uczyni je dużo bardziej konkurencyjnymi od innych typów baterii [1].

Analiza SolarPower Europe z końca 2020 roku pokazuje, że w Niemczech, największym europejskim rynku fotowoltaiki i magazynów energii, w latach 2015–2019 ceny małych systemów fotowoltaicznych spadły o ok. 18%, a ceny domowych magazynów energii o 40% (rys. 11) [2]. Według tej analizy do 2023 roku przewidywany jest dalszy spadek o kolejne 10% na rynku systemów fotowoltaicznych oraz ostrzejszy, bo o 33%, spadek cen na rynku magazynów energii.

Aktualnie europejski rynek domowych magazynów wykazuje trend wzrostowy. Według najbardziej prawdopodobnego scenariusza pochodzącego z analizy Solar Power Europe roczne tempo wzrostu ma wynosić 14% w 2021, 11% w 2022, 13% w 2023 i 16% w 2024 roku. Przewiduje się, że w najbliższych latach trend ten będzie kontynuowany w całej Europie. W 2021 roku w Niemczech rynek magazynów energii objął ok. 300 tys. przydomowych systemów magazynowania energii. Według niemieckiego stowarzyszenia sektora magazynów energii, Bundesverband Energiespeicher (BVES), w samym 2020 roku zainstalowano 100 tys. takich systemów. Jedną z przyczyn tak dużego zainteresowania tym rozwiązaniem są wygasające 20-letnie umowy oparte na taryfie gwarantowanej Feed-In-Tariff. Szacuje się, że prawie 60% właścicieli domów wyposażonych w systemy fotowoltaiczne planuje rozbudować swoje instalacje o magazyny energii po wygaśnięciu taryfy gwarantowanej. Można przypuszczać, że podobna sytuacja będzie miała miejsce również w Polsce.

Rynek magazynów energii w Polsce

Obecnie na rynku polskim przybywa ofert magazynów energii dla gospodarstw domowych. Największą popularnością cieszą się wspomniane już technologie litowo-jonowe. Szerszy opis pozostałych technologii zaprezentowany został w [3, 4].

Najbardziej rozpoznawalni producenci przydomowych magazynów energii to w tym przypadku: Samsung SDI, LG Chem oraz BYD, którzy do 2019 roku łącznie pokrywali 75% rynku europejskiego. Inni znaczący gracze to: Tesla, Sonnen, Huawei, Victron Energy, a także Sofar Solar. Gwarancja producenta na magazyny energii wynosi zazwyczaj 10 lat. W tabeli 1 pokazano przykładowe podstawowe parametry opisujące pojedyncze moduły magazynów energii dostępnych w Polsce w sierpniu 2021. Przeznaczone są one do współpracy z istniejącymi już instalacjami PV oraz falownikami hybrydowymi (np. produkcji firm: Kostal, Victron Energy, Fronius, Sungrow, GoodWe, SMA). Symbol „BD” oznacza brak danych. Z kolei w tabeli 2 podano przykładowe podstawowe parametry magazynów energii w zestawie z falownikiem dla istniejących już instalacji fotowoltaicznych z falownikami typu on-grid.

Na podstawie przeglądu cen rynkowych przybliżony koszt magazynu energii (uwzględniając podatek VAT, podzespoły, montaż oraz marżę firmy instalacyjnej) szacuje się na 2200–4500 zł/kWh, w zależności od rozmiaru magazynu. Rys. 12 pokazuje aproksymację kosztu w zależności od pojemności magazynu.

Analiza opłacalności magazynów energii

Ze względu na stałe ceny sprzedaży i zakupu energii elektrycznej podstawowym celem pracy magazynu jest maksymalizacja autokonsumpcji. Przeanalizowano jeden pełny rok metodą godzinową, a sprawność baterii przyjęto jako 95%. W analizie nie uwzględniono efektów degradacji. Przy dłuższym okresie używania baterii i większej liczbie cykli należy wziąć pod uwagę takie parametry pracy baterii, jak głębokość cykli, temperatura baterii, prąd ładowania i rozładowania, stan naładowania i ich wpływ na degradację.

Czytaj też: Budowa i działanie powietrznego kolektora słonecznego w warunkach klimatycznych Polski >>

Rys. 13 przedstawia zmianę autokonsumpcji w zależności od wielkości magazynu dla czterech różnych instalacji fotowoltaicznych. Wraz ze wzrostem pojemności baterii autokonsumpcja znacznie wzrasta, szczególnie w zakresie od 0 do ok. 5–6 kWh. Powyżej 5–6 kWh krzywa się spłaszcza i wzrost jest dużo mniej znaczny. Jeśli zaś chodzi o różnice pomiędzy instalacjami PV, największy wpływ magazynu na autokonsumpcję występuje w przypadku najmniejszej instalacji.

W celu określenia opłacalności konfiguracji różnych wielkości PV i magazynu posłużono się wskaźnikiem SPBT. Na rys. 14 przedstawiono zależność SPBT od pojemności magazynu dla czterech różnych mocy instalacji fotowoltaicznej. Prosty czas zwrotu dla wszystkich czterech instalacji jest praktycznie jednakowy, gdy nie są one zintegrowane z magazynem energii, co zostało pokazane przy okazji analizy systemu fotowoltaicznego.

Wraz ze wzrostem wielkości magazynu czas zwrotu wzrasta. Wynika to z faktu, że dla większych pojemności magazynu niewielki wzrost autokonsumpcji niweluje korzyści wynikające z malejącej jednostkowej ceny magazynu. Najdłuższy czas zwrotu osiągany jest w przypadku najmniejszej instalacji 3,5 kWp, a najkrótszy dla największej instalacji 10 kWp.

Rys. 15 przedstawia roczny bilans finansowy w zależności od pojemności magazynu dla różnych mocy instalacji fotowoltaicznych. Systemy z mocą PV 3,5 i 5 kWp nie osiągają zerowego bilansu, choć system z 5 kWp zbliża się do tej granicy. Dodatnie wartości osiągane są dla instalacji większych: 7 i 10 kWp. Na rysunku widać, że zwiększanie pojemności magazynu powyżej 5–6 kWh nie wiąże się ze znacznym spadkiem rocznych kosztów.

Rys. 16 przedstawia zależność pomiędzy pełnymi cyklami ładowania i rozładowania a wielkością magazynu dla instalacji fotowoltaicznych o różnych mocach. Im większa moc PV, tym więcej nadwyżek, którymi magazyn może zostać naładowany. Im większa pojemność magazynu, tym więcej energii musi zostać zmagazynowane, aby został wykonany pełny cykl ładowania i rozładowania. Większa liczba cykli oraz głębsze cykle wiążą się z przyśpieszoną degradacją baterii. Degradacja zachodzi również wtedy, gdy bateria jest naładowana (nie tylko w pełni) i nieużywana.

Zmiany prawne dot. magazynów energii w Polsce

Sygnałem do tego, że magazyny energii już wkrótce mogą być nieodłączną częścią systemu elektroenergetycznego w Polsce, są zmiany zachodzące w prawie [6]. 15 marca 2021 r. w Sejmie przegłosowano nowelizację ustawy Prawo energetyczne, której głównym zadaniem było uregulowanie prawnej definicji magazynów energii. Poprzez nowelizację wprowadzono legalne definicje magazynów energii elektrycznej, jak również procesu magazynowania energii elektrycznej, sprawności magazynów, a także poszerzono definicję przedsiębiorstwa energetycznego i odpowiednio dostosowano definicję odbiorcy końcowego. Wprowadzono także obowiązek zgłoszenia operatorowi systemu przesyłowego lub operatorowi systemu dystrybucyjnego magazynów o mocy od 50 kW do 10 MW. Budowa magazynu powyżej 10 MW będzie możliwa tylko po uprzednim uzyskaniu koncesji. W odniesieniu do prosumentów nowelizacja nakłada obowiązek poinformowania operatora systemu dystrybucyjnego o posiadaniu magazynu energii elektrycznej oraz technologii użytej w instalacji. Rejestry magazynów energii elektrycznej będą obejmowały podstawowe parametry techniczne magazynów, takie jak ich pojemność, rodzaj czy sprawność. Opłata za przyłączenie magazynu energii będzie wynosiła połowę rzeczywistych nakładów poniesionych na realizację przyłączenia.

Jak podaje Urząd Regulacji Energetyki, rozliczanie magazynowania energii będzie się odbywało zgodnie z tzw. regułą salda [6]. W celu uniknięcia podwójnego pobierania opłat dystrybucyjnych i przesyłowych opłaty sieciowe będą pobierane tylko od różnicy pomiędzy energią pobraną a wprowadzoną do sieci. Dodatkowo okres wydania warunków przyłączenia został skrócony do 30 dni w przypadku magazynów podłączanych do sieci o napięciu znamionowym do 1 kV. W przypadku sieci o wyższym napięciu jej operator będzie mieć na to maks. 150 dni. Co więcej, pobranie energii przez magazyny zintegrowane z odnawialnymi źródłami energii nie będzie oznaczać utraty prawa do korzystania z zielonych certyfikatów czy innych systemów wsparcia OZE. W projekcie ustawy określono także warunki, jakie muszą zostać spełnione, aby magazyn był ujęty w planie rozwoju OSP i OSD, co ma pozwolić na uwzględnienie kosztów tej inwestycji w taryfach. Wymaga się, aby inwestycja w magazyn energii była uzasadniona technicznie dla zapewnienia dostaw energii elektrycznej, natomiast osiąganie korzyści finansowych nie będzie obarczone niewspółmiernie wysokimi kosztami.

Dopłaty do magazynów energii

Pomimo znacznego spadku cen litowo-jonowe magazyny energii wciąż stanowią zbyt wysoki koszt inwestycyjny dla wielu prosumentów. Pozytywnym impulsem do rozwoju prosumenckich magazynów energii byłyby z pewnością dopłaty. W przypadku fotowoltaiki dużym zainteresowaniem cieszy się program „Mój Prąd”. Obecna, trzecia już edycja nie przewidziała dopłat do magazynów energii – ma się to zmienić w czwartej odsłonie programu. Wiceminister klimatu i środowiska zapowiedział, że wysokość dopłat będzie się wahała od ¼ do ½ ceny magazynu.

Inną możliwością finansowania, skierowaną do właścicieli lub dzierżawców nieruchomości rolnych, jest program „Agroenergia” [7] wspierający inwestycje w OZE oraz w magazyny energii. W tym roku jest on podzielony na dwie części. W ramach pierwszej dofinansowane jest przeznaczone dla instalacji OZE służących do pokrywania zapotrzebowania własnego w miejscu prowadzenia działalności rolniczej. Finansowanie ma w tej części formę dotacji i nie przysługuje projektom rozbudowującym już istniejące instalacje. Wspierane technologie to: instalacje fotowoltaiczne, turbiny wiatrowe, pompy ciepła oraz układy hybrydowe, czyli różne konfiguracje sprzężenia wymienionych technologii, przy czym moc każdego ze źródeł musi zawierać się w przedziale od 10 do 50 kW. Uzyskana kwota nie może przekroczyć 20% kosztów kwalifikowanych dla instalacji wytwórczych. W skład kosztów kwalifikowanych wchodzą: zakup, montaż, odbiór i uruchomienie instalacji objętych przedsięwzięciem. Instalacje od 10 do 30 kW mogą otrzymać wsparcie do 20% kosztów kwalifikowanych, lecz nie więcej niż 15 000 zł. W przypadku instalacji większych, od 30 do 50 kW, procentowy udział w kosztach kwalifikowanych to 13% i nie więcej niż 25 000 zł. Dofinansowanie dla instalacji hybrydowych również rozliczane jest według tych przedziałów mocy, rozpatrując każde z urządzeń osobno. Dla systemów tych przewidziany jest dodatek w wysokości 10 000 zł. Na towarzyszące systemom magazyny energii przysługuje dotacja do 20% kosztów kwalifikowanych, nie większa niż 50% kosztów źródła wytwarzania. Aby móc otrzymać takie wsparcie, magazyn musi być zintegrowany ze źródłem realizowanym równolegle w ramach projektu.

Czytaj też: Nowa charakterystyka energetyczna – przewodnik po normach Cz. 2. Obliczenia słonecznych zysków ciepła >>

W drugiej części programu przedmiotami dofinansowania są biogazownie rolnicze do 500 kW mocy wraz z towarzyszącymi instalacjami wytwarzania biogazu rolniczego oraz elektrownie wodne do 500 kW. Dopłaty można otrzymać w formie dotacji lub pożyczki. Pierwsza opcja to maksymalnie 50% kosztów kwalifikowanych. W tej formie dla instalacji do 150 kW przewidziano maksymalnie 1,8 mln zł, w przedziale mocy 150–300 kW jest to maks. 2,2 mln zł wsparcia, a instalacje o mocy 300–500 kW mogą być dofinansowane do kwoty 2,5 mln zł. Pożyczka natomiast może wynosić do 100% kosztów kwalifikowanych. Dla magazynów energii zintegrowanych z tymi instalacjami przysługuje w formie dotacji do 20% kosztów kwalifikowanych.

Wnioski

Podstawowym wnioskiem płynącym z obliczeń jest brak opłacalności zastosowania magazynu energii w spodziewanym nowym systemie prosumenckim. Proste czasy zwrotu instalacji z magazynem są o od kilku do kilkunastu lat dłuższe niż samej instalacji PV. Biorąc pod uwagę spodziewaną degradację magazynów, inwestycja ta stanie się jeszcze mniej opłacalna. Bardziej opłacalne dla inwestora jest powiększenie instalacji PV niż inwestycja w magazyn energii. Podobnie kilka lat temu wyglądała sytuacja w fotowoltaice, lecz spadek cen spowodował, że obecnie inwestycja w instalację PV uchodzi za opłacalną.

Rys. 17 przedstawia oczekiwaną cenę magazynu energii w zł/kWh dla różnych wielkości PV, czyli cenę, jaką powinien mieć magazyn, aby zwrócił się tak szybko jak system bez baterii, w zależności od jego pojemności. Na tym wykresie widać, że najmniejsza redukcja ceny magazynu musi zajść w przypadku największej mocy PV i dla najmniejszej pojemności. Wraz ze wzrostem pojemności i zmniejszeniem mocy instalacji PV cena za kWh musi być jeszcze niższa, aby czas zwrotu był taki jak w przypadku samej fotowoltaiki.

Literatura

1. Mordor Intelligence, Residential Energy Storage Systems Market – Growth, Trends, COVID-19 Impact, and Forecasts (2021–2026), 2020, https://www.mordorintelligence.com/industry-reports/residential-energy-storage-system-market (dostęp: 1.09.2021)
2. SolarPower Europe, European Market Outlook For Residential Battery Storage 2020-2024, 2020
3. Jarosiński Michał, Godlewski Wojciech, Sierakowski Mateusz, „Metody magazynowania energii elektrycznej, „Rynek Instalacyjny” 9/2020, http://www.rynekinstalacyjny.pl/artykul/id5131,metody-magazynowania-energii-elektrycznej (dostęp: 1.09.2021)
4. Jarosiński Michał, Godlewski Wojciech, Sierakowski Mateusz, Magazynowanie energii elektrycznej. Analiza opłacalności wykorzystania magazynu energii w zakładzie przemysłowym, „Rynek Instalacyjny” 11/2020, http://www.rynekinstalacyjny.pl/artykul/id5191,magazynowanie-energii-elektrycznej.-analiza-oplacalnosci-wykorzystania-magazynu-energii-w-zakladzie-przemyslowym (dostęp: 1.09.2021)
5. https://www.ure.gov.pl/pl/urzad/informacje-ogolne/aktualnosci/9604,Wchodzi-w-zycie-duza-nowelizacja-Prawa-energetycznego.html (dostęp: 1.09.2021)
6. https://www.gov.pl/web/nfosigw/agroenergia-2022 (dostęp: 1.09.2021)