Zastosowanie dodatkowych źródeł energii odnawialnej do współpracy z pompą ciepła solanka/woda

Opis analizowanego budynku jednorodzinnego

Jest to budynek wolnostojący (fot. 1 - patrz: zdjęcie główne) wykonany w technologii tradycyjnej, wybudowany w 2010 roku, o powierzchni całkowitej 135,3 m² i kubaturze 647,5 m³. Projektowe obciążenie cieplne budynku wynosi 9 kW. Obliczeniowe zapotrzebowanie na moc cieplną na cele ciepłej wody to 3,66 kW.

Budynek zamieszkują dwie osoby. Zastosowano w nim wentylację mechaniczną z rekuperacją i gruntowy wymiennik ciepła do wstępnego podgrzewu powietrza zewnętrznego.

Budynek ogrzewany jest za pomocą pompy ciepła typu solanka/woda z zasobnikiem (z możliwością podłączenia kolektorów słonecznych), o zmierzonej średniej mocy grzewczej 9,53 kW i chłodniczej 7,8 kW.

Parametry zastosowanej pompy ciepła podano w tab. 1.

Dolne źródło dla pompy ciepła stanowi poziomy gruntowy wymiennik ciepła z 10 kolektorami spiralnymi o średnicy 1 m i długości 100 m każdy, wykonany z rur polietylenowych o średnicy 25 mm i ułożony poniżej strefy przemarzania – na głębokości 1,9 m. Pompa ciepła pracuje od lutego 2010 roku, w układzie monowalentnym na cele c.o. i c.w.u. realizując priorytet podgrzewu ciepłej wody [5].

Od 2014 roku w okresie letnim w budynku pracuje instalacja chłodzenia pasywnego „natural cooling”, wykorzystująca chłód pobierany z dolnego źródła ciepła, jednocześnie je regenerując.

Instalację c.o. stanowi ogrzewanie płaszczyznowe – podłogowe i ścienne – o parametrach 50/40°C.

Ogrzewanie ścienne znajduje się na poddaszu w ścianach kolankowych.

Instalacja c.o. wyposażona jest w indywidualne regulatory do ogrzewania podłogowego i zawory termostatyczne umożliwiające zdalną regulację temperatury w poszczególnych pomieszczeniach.

Budynek znajduje się w V strefie klimatycznej (t_z = –24°C). Dane klimatyczne tej lokalizacji:

• średnia temp. 6,6°C;
• min. średnia temp. stycznia –4,2°C, lipca 17,8°C;
• liczba dni grzewczych 252;
• średnia dzienna wilgotność 69%;
• średnie usłonecznienie 1676 h;
• średnie zachmurzenie 5,4 oktany (kiedy 0 – niebo bez chmur, 8 – całkowicie pokryte chmurami).

Na terenie tym panuje duża wietrzność, latem dominują wiatry zachodnie oraz północno-zachodnie o prędkości 2,5–3 m/s, a zimą zachodnie i południowo-wschodnie o średniej prędkości 3–4,5 m/s. Liczba dni mroźnych to 50–65. Strefa przemarzania gruntu sięga 1,4 m [12].

Od 2010 roku w budynku prowadzono pomiary wybranych wielkości energetycznych i cieplnych oraz kosztów eksploatacyjnych.

Koszty energii elektrycznej rozliczane były początkowo wg taryfy G12, a od 2014 roku wg G12w (dwutaryfowo z tańszą energią w nocy i przed szczytem popołudniowym, G12 dodatkowo w weekendy).

Wyniki pomiarów z lat 2010–2015 przedstawiono w tab. 2.

W 2014 roku wprowadzono indywidualne sterowanie pracą pompy ciepła, które pozwoliło na obniżenie jej kosztów eksploatacyjnych [8].

W tab. 3 zestawiono ilości wyprodukowanej energii na cele c.w.u., zużycie c.w.u. i czas pracy pompy ciepła na cele c.w.u., a także zużycie energii elektrycznej przez PC do podgrzewu wyłącznie c.w.u. wraz z jej kosztami w poszczególnych miesiącach 2014 roku.

Na podstawie tych pomiarów obliczono średni miesięczny oraz średnioroczny wskaźnik sprawności pompy ciepła na cele ciepłej wody SPF_cw wynoszący 2,166.

Roczny koszt podgrzewu 56,22 m³ ciepłej wody za pomocą pompy ciepła wyniósł w 2014 roku 351,75 zł, a średni miesięczny koszt 29,31 zł, przy średniej rocznej cenie zakupu energii elektrycznej w taryfach G12 i G12w wynoszącej w 2014 roku 0,392 zł/kWh.

Cena uzależniona jest od czasu pracy pompy ciepła w strefie z niższą i wyższą stawką taryfową. Po opracowaniu systemu monitorowania czasu pracy pompy ciepła [8] przez większość czasu pracowała ona w drugiej – tańszej taryfie elektrycznej. Udział zużycia energii w tańszej taryfie wynosił 81,68%.

Opis analizowanych rozwiązań technicznych

Analizie techniczno-ekonomicznej poddano dwa rozwiązania wykorzystujące odnawialne źródła energii:

• Wariant I zakłada włączenie do istniejącego układu technologicznego kolektorów słonecznych (wariantowo: 1 lub 2 szt.) produkujących energię cieplną na potrzeby c.w.u. W okresie niewystarczającego nasłonecznienia instalacja c.w.u. będzie wspomagana tak jak dotychczas pompą ciepła, która zaspokaja także potrzeby grzewcze budynku.
• Wariant II zakłada włączenie do istniejącego układu technologicznego ogniw fotowoltaicznych do wspomagania pracy istniejącej pompy ciepła typu solanka/woda pracującej na potrzeby grzewcze budynku i potrzeby c.w.u.

Wariant I: pompa ciepła i kolektory słoneczne

Zastosowane rozwiązanie to współpraca pompy ciepła z kolektorami słonecznymi. Przyjęto wariantowo do analizy instalację z jednym kolektorem słonecznym oraz z dwoma. Powierzchnia czynna absorbera pojedynczego kolektora płaskiego wynosi 2,53 m². Zlokalizowane one będą pod kątem 45° w kierunku południowym [9]. Kolektory słoneczne z pompą ciepła połączone zostaną poprzez specjalne przyłącze do instalacji solarnych, które jest na wyposażeniu pompy ciepła. Schemat technologiczny instalacji z pompą ciepła typu solanka/woda z zastosowaniem kolektorów słonecznych przedstawiono na rys. 1.

Po zastosowaniu dodatkowego źródła energii odnawialnej, jakim są kolektory słoneczne współpracujące z pompą ciepła, zwiększy się ilość zużywanej energii pomocniczej w budynku, co wpłynie na jego koszty eksploatacyjne.

Średni czas pracy zastosowanej pompy obiegu solarnego wynosi ok. 1415 h/rok.

Pobór prądu przez pompę to 65 W, co w ciągu roku daje ok. 92 kWh.

Pobór prądu przez regulator solarny to 5 W, w ciągu roku 43,8 kWh.

Ilość pozyskanej „darmowej” energii przez kolektory o powierzchni 2,53 m² lub 5,06 m² ustawionych pod kątem 45° i skierowanych na południe pozwoli na zmniejszenie zapotrzebowania na energię elektryczną zużywaną przez pompę ciepła do podgrzewu c.w.u.

Przy braku promieniowania słonecznego podgrzew c.w.u. będzie realizowany w dotychczasowy sposób, tj. przez pompę ciepła.

W tab. 4 zestawiono prognozowaną ilość wyprodukowanej energii na cele c.w.u. w poszczególnych miesiącach za pomocą instalacji solarnej przy dwóch i jednym kolektorze słonecznym. Widoczne są zarówno okresy nadprodukcji energii w kolektorach, jak i jej niedoborów.

Przy zastosowaniu w budynku dwóch kolektorów słonecznych o powierzchni absorbera p = 5,06 m² pokrycie zapotrzebowania na energię cieplną do podgrzewu c.w.u. realizowane jest w 150,12%. Pompa ciepła musiałaby dogrzewać c.w.u. tylko w styczniu, listopadzie i grudniu, przy utrzymanym zużyciu wody, jakie miało miejsce w 2014 roku (zmierzone roczne zużycie c.w.u. 56,22 m³). Natomiast w pozostałych miesiącach występowałby przegrzew w instalacji solarnej.

Przy tak małym zużyciu c.w.u. w budynku zasadne jest przyjęcie jednego kolektora słonecznego o powierzchni absorbera p = 2,53 m², który zapewni w 75,06% pokrycie zapotrzebowania na energię cieplną na cele podgrzewu c.w.u.

Wariant II: pompa ciepła i instalacja fotowoltaiczna

Zastosowane rozwiązanie to współpraca pompy ciepła z instalacją fotowoltaiczną.

Na podstawie pomiarów maksymalnej mocy pompy ciepła niezbędnej do pracy przy podgrzewie c.w.u. do temperatury ok. 55°C oraz uwzględniając potrzeby własne pompy ciepła, dobrano instalację fotowoltaiczną o mocy nominalnej 4,14 kWp.

W skład dobranego zestawu wchodzi:

• moduł fotowoltaiczny Inventux X3 o mocy 115 Wp – 36 szt.,
• inwerter trójfazowy 4,2 kW typ Convest 4 I – 1 szt.,
• dodatkowe elementy okablowania – kpl.,
• szafki DC i AC – 2 szt.

Sprawność zastosowanych paneli fotowoltaicznych wykonanych w technologii micromorph (połączenie technologii amorficznej i krystalicznej) wynosi 8% i jest dużo niższa niż modułów wykonanych w technologii krystalicznej. Natomiast niewątpliwą zaletą tych paneli jest dużo wyższa sprawność przy nasłonecznieniu poniżej 700 W/m² w porównaniu z krystalicznymi oraz ich cena – 179 zł/szt., a także 10-letnia gwarancja na 90% i 25-letnia na 80% mocy maksymalnej [13].

Schemat technologiczny instalacji pompy ciepła typu solanka/woda z zastosowaniem paneli fotowoltaicznych przedstawiono na rys. 2.

Instalacja PV z 36 modułów o mocy 115 W każdy (łącznie 4,14 kWp, pow. brutto 50 m²) została zamontowana na dachu wiaty o powierzchni zabudowy 24,5 m² (maksymalna powierzchnia niewymagająca pozwolenia na budowę), pod kątem 18° (fot. 2).

Energia z instalacji PV w pierwszej kolejności zasila budynek jednorodzinny i jest wykorzystywana m.in. do podgrzewu c.w.u. i zasilania pompy ciepła, a ewentualna nadwyżka kierowana jest do sieci dystrybucyjnej PGE.

W tab. 5 zestawiono ilość wyprodukowanej przez instalację PV energii elektrycznej w poszczególnych miesiącach na potrzeby pracy pompy ciepła (c.o., c.w.u. i energii pomocniczej) oraz na potrzeby własne budynku. Widoczne są zarówno okresy nadprodukcji energii, jak i niepełnego udziału instalacji PV w zasilaniu PC w energię elektryczną.

Wyniki zużycia energii elektrycznej przez pompę ciepła (E_PC), w rozbiciu na energię elektryczną zużywaną na potrzeby centralnego ogrzewania (E_c.o.) i potrzeby podgrzewu ciepłej wody (E_c.w.u.), z uwzględnieniem zużycia energii elektrycznej wynikającego ze strat (E_straty) oraz czasu pracy PC podano w tab. 5. Uzyskano je na podstawie pomiarów za pomocą ciepłomierza na cele c.o. i c.w.u. oraz z liczników energii elektrycznej pobieranej przez PC i jej układ sterowania. Pomiary prowadzone były przez cały rok, ze szczegółowym rozbiciem i określeniem czasu oraz rodzaju poboru energii.

Roczne zużycie energii elektrycznej przez pompę ciepła w 2014 roku wynosiło 6020 kWh (tab. 2 i tab. 5). Instalacja fotowoltaiczna uruchomiona została w październiku 2014 roku i do końca roku wyprodukowała 292,5 kWh energii elektrycznej.

W tym samym okresie w 2015 roku wyprodukowała porównywalną ilość energii elektrycznej. Roczna ilość energii uzyskana z instalacji PV o mocy 4,14 kWp w 2015 roku wyniosła 4086,7 kWh.

Wyniki pomiarów wskazują, że instalacja PV w okresie luty–październik jest w stanie zapewnić w 100% podgrzew c.w.u. W pozostałych miesiącach potrzebne jest dogrzewanie za pomocą pompy ciepła.

Koszty inwestycyjne i eksploatacyjne zastosowania dodatkowego OZE dla pompy ciepła

Nakłady inwestycyjne

W celu porównania aspektów ekonomicznych zastosowania instalacji OZE do współpracy z pompą ciepła określono koszty zakupu i podłączenia instalacji do systemu grzewczego. Dane te uzyskano na podstawie kosztorysu (instalacja PV) i oferty cenowej producenta (kolektory słoneczne).

Wariant I

W tab. 6 przedstawiono nakłady inwestycyjne zastosowania do współpracy z pompą ciepła kolektorów słonecznych o powierzchni absorbera p = 5,06 m² (2 szt.) i p = 2,53 m² (1 szt.). Koszt wykonania instalacji z dwoma kolektorami słonecznymi wynosi ok. 18 635 zł, natomiast z jednym kolektorem słonecznym 13 794 zł. Na podstawie pomiaru zużycia c.w.u. i symulacji wyprodukowanej ilości energii cieplnej z kolektorów słonecznych do podgrzewu c.w.u. (tab. 4) zaleca się montaż jednego kolektora o powierzchni absorbera p = 2,53 m².

Wariant II

W tab. 7 przedstawiono nakłady inwestycyjne zastosowania do współpracy z pompą ciepła instalacji PV o mocy 4,14 kWp, pokazanej na rys. 2. Koszty poniesione na budowę i podłączenie instalacji PV o mocy 4,14 kWp wyniosły 18 446 zł.

Koszty eksploatacyjne

Wariant I

W przypadku zastosowania dwóch kolektorów słonecznych do wspomagania pracy pompy ciepła musiałaby ona dodatkowo wyprodukować 367,9 kWh energii cieplnej na dogrzew c.w.u., na co zużyłaby ok. 166,85 kWh energii elektrycznej. Natomiast w przypadku zastosowania jednego kolektora potrzeba by 694 kWh energii cieplnej na dogrzew c.w.u., przy zużyciu 299,82 kWh energii elektrycznej (tab. 4).

Koszty eksploatacyjne dla wariantu z 1 i 2 kolektorami przedstawiono w tab. 8.

Koszt energii elektrycznej niezbędnej do podgrzewu c.w.u. w stanie istniejącym przez pompę ciepła wynosi 351,75 zł/rok.

Przy wykorzystaniu kolektorów słonecznych do współpracy z pompą ciepła prognozowane koszty dogrzewu c.w.u. wynosić będą 146,89 zł/rok (2 kolektory słoneczne) oraz 199,01 zł/rok (1 kolektor słoneczny), przy rocznym zużyciu ciepłej wody 56,22 m³.

Większe zużycie ciepłej wody i cena 1 kWh energii elektrycznej w innej taryfie generowałyby wyższe koszty jej podgrzewu. Oszczędności z tego tytułu, jakie możemy uzyskać, wynosiłyby odpowiednio: 204,9 zł (przy 2 kolektorach) i 152,7 zł (przy 1 kolektorze).

Zastosowanie instalacji kolektorów słonecznych do podgrzewu c.w.u. jest tym samym nieekonomiczne z uwagi na dodatkowe koszty energii elektrycznej koniecznej do zasilania pompy solarnej i regulatora, szacowane na 81,5 zł/rok, przy kosztach pracy PC wynoszących 106,5 zł (kwiecień–wrzesień). Należy również się liczyć z przegrzewem instalacji solarnej w przypadku małego rozbioru i dużego nasłonecznienia.

Czas zwrotu poniesionych nakładów (SPBT) na budowę instalacji z kolektorami słonecznymi przy kosztach inwestycyjnych 18 635 zł (2 kolektory) i oszczędnościach 204,9 zł/rok wyniesie ok. 91 lat, a przy kosztach 13 794 zł (1 kolektor) i oszczędnościach 152,7 zł/rok 90 lat. Inwestycja taka jest nieopłacalna, dlatego w budynku zastosowano wspomaganie pompy ciepła tylko za pomocą instalacji fotowoltaicznej.

Zastosowanie kolektorów słonecznych jako dodatkowego źródła energii OZE jest uzasadnione ekonomicznie tylko w przypadku instalacji o wysokich kosztach eksploatacyjnych, jakie mamy np. w kotłowniach gazowych na gaz propan-butan czy kotłowniach olejowych, gdzie oszczędności z tytułu wspomagania podgrzewu za pomocą kolektorów słonecznych sięgają 800–1100 zł/rok [10].

W przypadku pracy instalacji solarnej z pompą ciepła realne oszczędności są niestety znacznie mniejsze, co wynika z bardzo niskich kosztów wytwarzania 1 kWh energii cieplnej przy taryfie G12 i G12w, jakie inwestor uzyskał po opracowaniu systemu monitowania i sterowania indywidualnie parametrami pracy pompy ciepła [8], która przez większą część okresu pracowała w drugiej, tańszej taryfie.

Wariant II

Analizując pracę instalacji PV zestawioną w tab. 5, można zauważyć, że w 2015 roku wyprodukowała ona 4086,7 kWh.

W tym czasie do sieci energetycznej sprzedano 2399,9 kWh energii elektrycznej, z której przy cenie 0,13475 zł/kWh uzyskano przychód równy 320,66 zł, a po opłaceniu podatku akcyzowego 60,99 zł zysk wyniósł 259,67 zł.

Na potrzeby własne obiektu zużyte zostało 1686,8 kWh energii wyprodukowanej z instalacji PV.

W porównaniu do kolektorów słonecznych w okresie dużego nasłonecznienia instalacja fotowoltaiczna ma tę zaletę, że nie będzie powodowała przegrzewu c.w.u.

Występująca w miesiącach letnich duża nadprodukcja energii elektrycznej może być wykorzystywana na potrzeby własne budynku lub do sieci energetycznej.

Zastosowanie instalacji PV o mocy 4,14 kWp w okresie luty–październik umożliwia zaspokojenie potrzeb energetycznych wspomagania pracy PC na cele przygotowania c.w.u. (przy zużyciu rocznym c.w.u. 56,22 m³), natomiast w okresie kwiecień–wrzesień może pokryć energetyczne zapotrzebowanie pompy ciepła na cele c.o. i c.w.u.

Analizowana instalacja PV wyprodukuje ok. 4086,7 kWh/rok i zapewni pokrycie ok. 68% rocznego zapotrzebowania na energię elektryczną pompy ciepła na cele grzewcze i podgrzew c.w.u.

Czas zwrotu poniesionych nakładów (SPBT) na budowę instalacji PV przy kosztach 18 466 zł i wyprodukowaniu przez nią w ciągu roku średnio 4000 kWh (tab. 5) wyniesie ok. 16,36 roku.

Z uwagi na rozbieżne okresy zapotrzebowania na energię przez pompę ciepła oraz dostępności energii odnawialnej z instalacji PV [8], co pokazano na rys. 3, konieczne jest jej gromadzenie np. w sieci krajowej (net-metering) [14] lub FIT (Feed-in-Tariff), w innym przypadku czas zwrotu instalacji PV będzie dużo dłuższy.

Na podstawie przeprowadzonych badań zaobserwowano bardzo dużą rozbieżność pomiędzy chwilową dostępną mocą produkowaną z instalacji PV a okresem zapotrzebowania na moc przez pracującą pompę ciepła [8].

Na rys. 3 przedstawiono pobór energii i czas pracy pompy ciepła w zależności od różnicy temperatury wewnątrz budynku i temperatury zewnętrznej.

Podsumowanie

Na podstawie przeprowadzonej analizy technicznej i ekonomicznej wysunięto następujące wnioski:

1. Koszty eksploatacyjne instalacji pompy ciepła związane z kosztami zakupu energii elektrycznej (w analizowanym budynku wyniosły one w 2014 roku 2361,3 zł) są niższe w porównaniu z tradycyjnymi kotłowniami (ok. 5500 zł/rok) i decydują o atrakcyjności tego systemu.

Wadą jest wysoki koszt zakupu pompy ciepła, rzędu 30–50 tys. zł (w zależności od rodzaju pompy ciepła i wybranego producenta), oraz budowy dolnego źródła ciepła.

Czas zwrotu nakładów inwestycyjnych na kotłownię z pompą ciepła wynosi niejednokrotnie kilkadziesiąt lat. Zależy on w dużej mierze od rodzaju i ceny paliwa, do którego odnosimy się podczas analizy. Im droższe paliwo konwencjonalne, tym bardziej konkurencyjna jest pompa ciepła i krótszy ma okres zwrotu.

2. Obecnie szeroko stosuje się instalacje z kolektorami słonecznymi obniżające koszty eksploatacyjne podgrzewu c.w.u. poprzez wykorzystanie „darmowej” energii promieniowania słonecznego.

W okresie dużego nasłonecznienia kolektory słoneczne umożliwiają produkcję energii cieplnej do podgrzewania wody, natomiast przy braku jej rozbioru występuje problem z nadwyżką.

Inwestycja z kolektorami słonecznymi może być opłacalna tylko w przypadku dużego zużycia ciepłej wody w budynku lub wysokich kosztów jej podgrzewu (np. wykorzystanie jako paliwa oleju opałowego czy gazu propan-butan) [10].

W analizowanym przypadku czas zwrotu instalacji solarnej z jednym kolektorem słonecznym współpracującym z pompą ciepła przy produkcji ciepłej wody jest inwestycją nieopłacalną, z bardzo długim czasem zwrotu, przewyższającym żywotność kolektora podaną przez producenta urządzeń.

3. Pracująca instalacja fotowoltaiczna o mocy 4,14 kWp zapewnia pełne zbilansowanie zapotrzebowania na energię dla współpracującej pompy ciepła w okresie od kwietnia do września.

W skali roku energia produkowana z instalacji PV zapewnia pokrycie potrzeb zasilania PC w ok. 68%. W okresie zimowym (październik–marzec) instalacja PV zapewnia pokrycie energetyczne jedynie w granicach od 3,5 do 14,4%.

4. W analizowanym okresie nadprodukcja energii w ciągu dnia o dużym nasłonecznieniu i w miesiącach letnich jest oddawana do sieci PGE (cena sprzedaży ok. 0,13475 zł/kWh przy cenie zakupu w taryfie G12w dziennej 0,710 zł/kWh lub nocnej 0,332 zł/kWh).

W roku 2015 do sieci PGE sprzedano 1593,16 kWh w taryfie I i 806,76 kWh w taryfie II, co dało łącznie 2399,9 kWh/rok, za co uzyskano 320,66 zł.

Po opłaceniu podatku akcyzowego wynoszącego 60,99 zł zysk wyniósł 259,67 zł. Odpowiadałoby to ponownemu zakupowi energii od dystrybutora za łączną kwotę ok. 1399 zł, czyli 0,583 zł/kWh (średnia cena zakupu energii w analizowanym okresie), stanowiącą jedynie 22,92% przychodu za oddaną energię.

Niestety nie jest to dla właścicieli mikroinstalacji duży zarobek, tym samym wydaje się bardzo słabą promocją OZE.

5. Nadmiar energii z paneli fotowoltaicznych można przekazać do sieci energetycznej po podłączeniu instalacji do on-grid (zysk finansowy FIT – obecna nowelizacja nie przewiduje tego sposobu rozliczeń lub odbiór energii – net-metering), czego nie można zrobić z energią wyprodukowaną z kolektorów słonecznych.

Racjonalne wydaje się więc magazynowanie energii w sieci w okresie jej nadprodukcji i ponowna jej konsumpcja w czasie niedoboru. Możliwe i opłacalne byłoby gromadzenie energii wyprodukowanej w instalacji fotowoltaicznej w przypadku zastosowania tzw. net-metering (opomiarowanie netto) lub FIT (Feed-in Tariff) [14, 15].

6. Okres zwrotu nakładów inwestycyjnych poniesionych na instalację fotowoltaiczną o mocy 4,14 kWp, czyli 18 466 zł, biorąc pod uwagę oszczędności wynikające z tytułu zakupu energii elektrycznej, wynosi 16,36 roku.

Na dokładne obliczenie realnych przyszłych kosztów i zysków ze współpracy pompy ciepła z instalacją fotowoltaiczną PV ma wpływ nieokreślony obecnie stan prawny i niejasne przepisy. Prace nad ustawami trwały od kilku lat i pojawiło się kilka wariantów:

a) inwestycja (środki własne) – sprzedaż po 80% ceny zakupu, która jest zmienna, obliczana przez URE co kwartał i rok (np. w 2015 roku wynosiła 0,1399 zł/kWh);

b) inwestycja (środki własne) oparta na taryfie gwarantowanej FIT – 0,65 lub 0,75 zł/kWh;

c) EKOkredyt Prosument Banku Ochrony Środowiska lub 40-proc. dotacja z WFOŚiGW – taryf gwarantowanych nie można łączyć z programem dotacji Prosument.

Obecnie za sprzedaż nadprodukcji liczonej w czasie rzeczywistym otrzymujemy 80% ceny hurtowej, czyli ok. 0,1375 zł/kWh, a kiedy nie ma produkcji z PV, ten sam prąd odkupuje się średnio po ok. 0,55 zł/kWh. Od stycznia 2016 r. funkcjonuje:

• bilansowanie sześciomiesięczne,
• w czasie nadmiaru energii produkowanej z instalacji PV prąd jest oddawany do sieci, a w chwili zwiększonego poboru można go odbierać z sieci z opłatą przesyłową (w dzień 0,3303 zł/kWh, a w nocy 0,0438 zł/kWh),
• po sześciu miesiącach następuje bilansowanie i sprawdzenie, czy prosument więcej pobrał, czy oddał.

Nieaktualna jest już ustawowa opcja uzyskania za nadwyżkę produkcji taryfy gwarantowanej, w zależności od mocy instalacji fotowoltaicznej PV wynoszącej 0,65–0,75 zł/kWh. Należy również pamiętać, że zgodnie z ustawą o OZE [15] na właściciela mikroinstalacji OZE nałożony jest obowiązek składania sprawozdań o ilości wyprodukowanej i sprzedawanej energii.

Z ustawy o OZE [14, 15] mają zniknąć taryfy gwarantowane, czyli stałe preferencyjne stawki za sprzedaż energii z domowych mikroinstalacji, natomiast w ich miejsce wprowadzony będzie system opustów, zgodnie z którym za każdą kilowatogodzinę energii wprowadzonej do sieci prosument będzie mógł otrzymać rabat na kupowaną energię. Właściciele mikroinstalacji o mocy do 10 kW będą korzystać z 80-proc. rabatu na kupno energii, a posiadaczom instalacji o mocy 10–40 kW przysługiwać będzie rabat w wysokości 70%.

Niewyjaśniona jest do końca kwestia podatkowa, akcyzy oraz kosztów sprzedaży nadwyżki ponad 80% energii dostarczonej do sieci przez prosumenta.

Wykonano w ramach pracy statutowej Politechniki Białostockiej S/WBiIŚ/4/2014

Literatura

1. Oszczak W., Kolektory słoneczne i fotoogniwa w twoim domu, Wydawnictwo Komunikacji i Łączności, Warszawa 2012.
2. Boczar T., Energetyka wiatrowa: aktualne możliwości wykorzystania, Wydawnictwo „Pomiary Automatyka Kontrola”, Warszawa 2007.
3. Rubik M., Pompy ciepła – poradnik, Branżowy Ośrodek Informacji Naukowej, Technicznej i Ekonomicznej INSTAL, Warszawa 1996.
4. Chwieduk D., Energetyka słoneczna budynku, Arkady, Warszawa 2011.
5. Piotrowska-Woroniak J., Załuska W., Woroniak G., Analiza pracy poziomego gruntowego wymiennika ciepła współpracującego z pompą ciepła typu solanka–woda, „Instal” nr 10/2015, s. 26–32.
6. Klubmann-Radziemska E., Fotowoltaika w teorii i praktyce, BTC, Legionowo 2010.
7. Woroniak G., Piotrowska-Woroniak J., Application of the photovoltaic installation, as a renewable source of energy in the office building, II Międzynarodowa Konferencja „Odnawialne źródła energii, techniki, technologie, innowacje”, Krynica-Zdrój, 26–29 maja 2015.
8. Załuska W., Tomaszewicz-Załuska D., Piotrowska-Woroniak J., Opracowanie systemu monitorowania i oceny wskaźników energetycznych, stopnia konsumpcji i wytwarzania energii OZE dla budynków w regionie północno-wschodniej Polski, PPI/GB/2013/07-II grant badawczy w ramach projektu „Podlaski Program Innowacyjny w branży budownictwa i zielonych technologii” realizowany w ramach Priorytetu VIII Regionalne kadry gospodarki, Suwałki 2014.
9. Tomaszewicz R., Analiza techniczno-ekonomiczna zastosowania dodatkowych źródeł energii odnawialnej w układzie technologicznym pracy pompy ciepła typu solanka/woda w budynku jednorodzinnym, praca dyplomowa, promotor: Piotrowska-Woroniak J., 2015.
10. Piotrowska-Woroniak J., Bukłacha K., Załuska W., Szczepaniak R., Rozwiązania techniczne modernizacji źródła ciepła w budynku służby zdrowia z wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii, „Instal” nr 6/2014, s.16–22.
11. www.viessmann.pl.
12. www.mib.gov.pl.
13. www.enfsolar.com/ApolloF/solar/Product/pdf/Thin%20film/50d2711215bf6.pdf.
14. net-metering.pl.
15. Ustawa z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (DzU 2015, poz. 478).
16. gramwzielone.pl.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!