Fotowoltaika 2023 – jak zmiany wpłynęły na rynek?
Spis treści – Czego dowiesz się z artykułu?
Fotowoltaika 2023 – krajobraz po burzy w sektorze instalacji prosumenckich
Sektor fotowoltaiki (szczególnie tej przeznaczonej dla gospodarstw domowych oraz niewielkich klientów biznesowych) z całą pewnością zapamięta 2022 rok. To właśnie wtedy, weszły w życie nowe zasady rozliczenia prosumentów, które będą determinowały funkcjonowanie fotowoltaiki w 2023 roku.
Po długich bataliach i oporach ze strony środowisk związanych z szeroko pojętą branżą energetyki słonecznej, net-billing zastąpił tzw. system opustów. Oficjalnie, obowiązujący od 2016 roku system opustów zlikwidowano 1 kwietnia 2022 roku. W praktyce, przez trzy miesiące od tej daty obowiązywał jeszcze okres przejściowy. W efekcie osoby, które podłączyły instalacje fotowoltaiczne po 31 marca 2022 roku, zaczęły się rozliczać w net-billingu dopiero od 1 lipca 2022 roku.
Spadki w przyłączeniach i prognozy odbicia
System net-billingowy, choć (jak się okazało) opłacalny i stosowany z powodzeniem w wielu krajach, nie spotkał się w Polsce z ciepłym przyjęciem. Głównym problemem były (i wciąż są) dość skomplikowane reguły w porównaniu do systemu opustów. System skonstruowany w oparciu o cenę rynkową wymaga bowiem bardziej zaawansowanych obliczeń czasu zwrotu z inwestycji.
Sytuację dodatkowo pogarszało tempo zmian. Od momentu ogłoszenia planów likwidacji systemu prosumenckiego, do wejścia w życie ustawy zastępującej opusty net-billingiem minęło zaledwie 10 miesięcy. Ograniczony czas sprawił, że instalacje fotowoltaiczne przewidziane na najbliższych kilka-kilkadziesiąt miesięcy skumulowały się w ciągu ostatnich miesięcy przed graniczną datą 1 kwietnia 2022 roku. W efekcie, przykładowo, w marcu 2022 roku:
- PGE odnotowało ponad 40 tysięcy przyłączeń,
- na terenie Enea Operator było niemal 18 tysięcy przyłączeń.
Niestety, już w kwietniu 2022 roku rynek wyraźnie zahamował. W tym miesiącu w PGE przybyło zaledwie 648 nowych mikroinstalacji prosumenckich. Z kolei Enea przyłączyła 1.019 nowych systemów. Spadki przekroczyły zatem ponad 90%. Przy czym oczywiste było, że rekordowe wyniki nie wynikały z naturalnego rozwoju sektora, a z przyspieszenia decyzji zakupowych – po chwilowym skoku zainteresowania, spadki były nieuniknione.
Eksperci są zdania, że po chwilowym zachłyśnięciu się rynku, popyt zacznie się odbudowywać. Przede wszystkim ze względu na drastyczne wzrosty cen energii. Według wyliczeń analityków, ceny prądu w 2023 roku dla gospodarstw domowych, aby odpowiadały realiom rynkowym, powinny wzrosnąć nawet o około 70 – 100%. Wiele zależy jednak od decyzji URE, który zatwierdza taryfy (może się okazać, że w roku wyborów rząd nie będzie chciał nadmiernie podnosić cen.
W jeszcze gorszej sytuacji będą przedsiębiorstwa, które niestety nie mogą liczyć na ochronę przed podwyżkami cen energii. A te na Towarowej Giełdzie Energii osiągają rekordowe poziomy – ponad 1200 zł/MWh dla zakupów na 2023 rok. Dla porównania kontrakty roczne z 2021 roku z dostawą na 2023 rok wynosiły niecałe 400 zł/MWh.
Wszystko to sprawiło, że już w sierpniu 2022 roku instalatorzy zaczęli odnotowywać ponowny wzrost zainteresowania instalacjami fotowoltaicznymi. Co istotne, coraz częściej systemy PV uzupełniamy pompami ciepła i magazynami energii. Warto też dodać, że te firmy, które oprócz usług fotowoltaicznych świadczą usługi sprzedaży prądu, w odpowiedzi na niepewność stawek sprzedaży prądu opracowały specjalne oferty z gwarancją ceny. Mają one stanowić alternatywę dla net-billingu, w której część ryzyka przejmuje na siebie sprzedawca.
Wszystko wskazuje zatem na to, że fotowoltaika w 2023 roku nie będzie musiała mierzyć się z obawami inwestorów, a popyt na instalacje solarne może wrócić do poziomu sprzed zmiany systemu prosumenckiego.
Fali upadłości firm fotowoltaicznych nie ma, ale branża odczuła przejściowe problemy
Warto jeszcze dodać, że w jeśli chodzi o fotowoltaikę, zmiany w 2023 roku będzie można zaobserwować również w profilu działalności firm fotowoltaicznych.
Przed zmianą systemu opustów eksperci m.in. ze SBF PV Polska wieszczyli falę upadłości firm fotowoltaicznych. Rynek zweryfikował te obawy. Choć istotnie niektóre firmy musiały stawić czoła spowolnieniu i widmie bankructwa, większość z nich radzi sobie z przejściowymi problemami. Zmiany najboleśniej uderzyły bowiem w te przedsiębiorstwa, które skupiły się wyłącznie na fotowoltaice dla domu, a nie rozszerzyły oferty np. o pompy ciepła. Przykładem może być firma Stilo Energy, która z problemami wynikającymi m.in. ze zbyt ograniczonej oferty, złego zarządzania i wysokich kosztów działalności borykała się już od 2021 roku. W efekcie w połowie 2022 złożyła wniosek o upadłość.
W 2023 roku na rynku PV nie spotkamy już raczej firm skupiających się wyłącznie na domowej fotowoltaice. Kluczem do sukcesu będzie albo przesunięcie osi działalności na fotowoltaikę dla firm i fotowoltaikę dla rolników, albo rozszerzenie oferty o dodatkowe rozwiązania, takie jak pompy ciepła, magazyny energii czy ładowarki do samochodów elektrycznych.
Fotowoltaika – zmiany 2023. Jak funkcjonuje nowy system?
Wprowadzony w 2022 roku net-billing znacząco zmieni zasady funkcjonowania fotowoltaiki w 2023 roku. Ilościowa metoda rozliczania nadwyżek energii wprowadzonych do sieci, została zastąpiona metodą wartościową. Nadprodukcja w net-billingu jest przeliczana po cenie rynkowej i jako tzw. depozyt prosumencki, zostaje zapisywana na specjalnym koncie prosumenckim. Zebrane środki można wykorzystać na zakup energii czynnej przez 12 miesięcy od daty ich wprowadzenia. Ewentualne nadpłaty (środki nieużyte w okresie rozliczeniowym) są częściowo zwracane (do prosumenta może wrócić maksymalnie 20% wartości energii zapisanej na koncie w danym miesiącu).
Największe emocje w net-billingu budzą jednak stawki, po których są rozliczane nadwyżki energii wprowadzone do sieci. Zgodnie z ustawą o OZE, do wyliczania kwoty depozytu prosumenckiego wykorzystuje się rynkowe stawki energii. W okresie od 1 lipca 2022 roku do 30 czerwca 2024 roku do wyliczeń będzie służyć miesięczna rynkowa cena energii elektrycznej. Przez cały 2023 rok fotowoltaika będzie zatem korzystać ze stawek ogłaszanych co miesiąc przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne. Jeśli chcecie zobaczyć, jak wyglądała rynkowa cena prądu w 2022 roku, koniecznie sprawdźcie nasz artykuł: Rynkowa cena energii elektrycznej a net-billing. Cena sprzedaży – sierpień 2022.
Dobra wiadomość jest taka, że zarówno ceny zakupu, jak i ceny sprzedaży energii podlegają tym samym rynkowym prawom. A zatem, jeśli będą rosły stawki w cennikach sprzedawców, wzrosną również stawki sprzedaży prądu.
Warto dodać, że do 2024 roku na korzyść prosumentów będzie działać również to, że ceny zakupu prądu będą ustalane według zeszłorocznych indeksów, podczas gdy ceny sprzedaży – według stawek z roku wytworzenia energii. Innymi słowy – prąd kupowany w 2023 roku będzie opierał się na cenach z 2022 roku, natomiast sprzedaż będzie odbywać po stawkach z 2023 roku. A ponieważ według ekspertów przez najbliższe lata ceny prądu będą jedynie rosły, właściciele instalacji PV mogą sporo zyskać.
Dla przykładu, RCEm (miesięczna rynkowa cena energii) z sierpnia 2022 roku wynosiła 799,79 zł/MWh – po tyle wyceniana była energia wyprodukowana w sierpniu. Za energię czynną trzeba było natomiast zapłacić ok. 504 zł/MWh. Oznacza to, że przy sprzedaży ok. 500 kWh energii prosument będzie miał ok. 150 zł zysku.
Fotowoltaika na starych zasadach do 2023 roku – tylko dla wybranych
Warto dodać, że nie wszystkie osoby, które nie zdążyły zamontować paneli na dachu do 1 kwietnia 2022 roku, będą musiały korzystać z net-billingu. Fotowoltaika na starych zasadach do 2023 roku będzie nadal dostępna – pod pewnymi warunkami.
Z fotowoltaiki na starych zasadach skorzystają te osoby, które do 31 marca 2022 roku zawrą umowę o zakup, montaż lub dofinansowanie mikroinstalacji PV z jednostką samorządu terytorialnego (lub innym uprawnionym podmiotem), która realizuje projekt dofinansowany w ramach RPO. W takim przypadku, warunkiem zachowania systemu opustów będzie złożenie wniosku o przyłączenie do 31 grudnia 2023 roku. Innymi słowy, Ci, którzy skorzystają z tzw. programów parasolowych, będą mogli korzystać z fotowoltaiki na starych zasadach w 2023 roku i przez 15 kolejnych lat (jednak nie dłużej niż do 30 czerwca 2039 roku).
Na fotowoltaikę na starych zasadach w 2023 roku będą mogły liczyć również Ci, którzy zdecydują się na rozbudowę instalacji fotowoltaicznej oraz Ci, którzy nabędą nieruchomość z instalacją działającą w systemie opustów. Według interpretacji Ministerstwa Środowiska, prawo do rozliczania się na starych zasadach jest powiązane nie z osobą, a z samą instalacją i punktem poboru energii.
Fotowoltaika 2023 – odpowiedź na kryzys energetyczny?
Oprócz zmian w systemie prosumenckim, czynnikiem mającym ogromny wpływ na rynek fotowoltaiki w 2023 roku będzie przedłużający się kryzys energetyczny, z którym boryka się zarówno Polska, jak i cała Europa. Katalizatorem problemów energetycznych był z pewnością wojna Rosji na Ukrainie, w związku z którym pojawiły się trudności w dostępie do rosyjskiego węgla, gazu oraz ropy. Eksperci porównują kryzys energetyczny zapoczątkowany na przełomie 2021 i 2022 roku do kryzysu naftowego, z którym świat mierzył się w latach 70-tych. Z tym że obecne zjawisko może mieć szerszy zasięg – problem z dostępnością dotyczy bowiem wielu nośników energii.
Zła wiadomość jest taka, że kryzys energetyczny rozwijający się w Polsce w 2022 roku, będzie odczuwalny również w 2023 roku. Problemy z dostępnością m.in. węgla i niepewność cen będą zwiększać ceny prądu w 2023 roku. Głównie dlatego, że polski system energetyczny opiera się na źródłach konwencjonalnych. Około 80% energii dostępnej w polskich gniazdkach pochodzi ze spalania węgla brunatnego, kamiennego oraz gazu.
Jak wyjaśnia prezes Urzędu Regulacji Energetyki, Dariusz Gawin:
Jeśli ktoś sprzedaje w Polsce energię, musi zagwarantować jej wprowadzenie do sieci. Pod produkcję należy zabezpieczyć paliwo i uprawnienia do emisji CO2. Da się łatwo przewidzieć cenę uprawnień, ale nie da się z góry kupić węgla, by zabezpieczyć się na zmiany cen. Tymczasem umowy długoterminowe są teraz wypowiadane. Przedsiębiorcy w jakiejś mierze muszą prognozować cenę węgla w przyszłym roku, bo kupią go wtedy. Pierwsza dostawa na przyszły rok pojawi się pewnie w grudniu i wtedy zostanie rozliczona, żeby energia była wprowadzona do sieci w styczniu 2023 roku. (…) To okoliczność tworząca wiele ryzyka. To jest fundament do tworzenia cen energii w przyszłym roku. To element niepewności, czyli ryzyka, które zostało wysoko wycenione. Wiedząc, że jest węgiel i ile będzie kosztował, mielibyśmy mniej ryzyka i korektę cen.
Według prezesa PGE, Wojciecha Dąbrowskiego, sytuacja ma się ustabilizować dopiero w okolicach 2024 roku. W 2023 roku będziemy zatem świadkami rekordowych podwyżek cen i to zarówno dla odbiorców indywidualnych, jak i dla klientów biznesowych.
Polacy potrzebują OZE
Dobra wiadomość jest taka, że istnieje skuteczny sposób na przeciwdziałanie tym niekorzystnym trendom. Odpowiedzią jest produkcja własnej energii z OZE.
Z danych Międzynarodowej Agencji Energii Odnawialnej (IRENA) wynika, że przy rosnących cenach gazu i węgla, elektrownie wiatrowe i fotowoltaiczne powstałe w Europie w 2021 roku pozwoliły zaoszczędzić co najmniej 50 mld dolarów. Zyski będą tym większe, im wyższe będą ceny kopalin (a te, jak wspominaliśmy osiągają rekordy). Tymczasem koszty wytworzenia prądu ze słońca i wiatru regularnie spadają, co dodatkowo poprawia ich konkurencyjność względem kosztów wytworzenia energii z węgla. Około ⅔ nowo zainstalowanych instalacji OZE miało niższe koszty niż najtańsza opcja węglowa.
Źródło: irena.org
Instalacje OZE, zarówno te wielkoskalowe, jak i prosumenckie, są w stanie zapewnić dostęp do energii bardziej odpornej na wahania cen. Jak wyjaśnia Joanna Maćkowiak-Pandera z Forum Energii:
Im mamy więcej odnawialnych, własnych źródeł, tym mniejsze podejmujemy ryzyko. Po raz pierwszy w historii znaleźliśmy się w szoku energetycznym. Powinien nas otrzeźwić, nauczyć innego podejścia do korzystania z energii.
Jak wynika z wyliczeń enerad.pl, produkcja i bieżąca konsumpcja energii z fotowoltaiki jest w stanie ograniczyć rachunki za prąd w gospodarstwach domowych nawet o ponad 50-70%. W firmach oszczędności mogą być nawet większe, z dwóch względów. Po pierwsze profil zużycia energii w przedsiębiorstwach w dużym stopniu pokrywa się z profilem produkcji energii z fotowoltaiki. Po drugie ceny prądu dla firm nie podlegają regulacjom ochronnym – inwestując w źródło wytwórcze przedsiębiorstwo uniezależnia się od cenników sprzedawców. Wszystko to sprawia, że fotowoltaika w 2023 roku znów zacznie być towarem pierwszej potrzeby. Niestety, z jej dostępnością, jak i kosztami montażu może nie być łatwo.
Fotowoltaika 2023 – utrudnienia w dostawach i rosnące ceny komponentów
Jednym z czynników napędzających w ostatnich latach boom na fotowoltaikę były regularnie spadające ceny podzespołów fotowoltaicznych. Według danych IRENA, w latach 2010-2020 całkowity koszt montażu systemu PV spadł o ok. 80%. W 2021 i 2022 roku pandemia przyczyniła się z jednej strony do zwiększenia popytu na instalacje PV, z drugiej ograniczyła podaż (pojawiły się problemy z transportem, a przez lockdowny występowały przerwy w produkcji). Kryzysy (globalny, wywołany m.in. pandemią oraz lokalny kryzys energetyczny w Chinach) zaczęły dodatkowo wpływać na wzrost cen surowców i półproduktów potrzebnych do produkcji paneli fotowoltaicznych oraz inwerterów.
Rosną ceny krzemu i brakuje układów do budowy falowników
Przykładowo, jak wynika z danych Bloomberg NEF od 2020 roku można obserwować regularny wzrost cen polikrzemu – jego ceny są w ostatnich kilku-kilkunastu miesiącach najwyższe od 2011 roku. Przykładowo Chińskie Stowarzyszenie Przemysłu Krzemowego podało, że w lipcu 2022 roku za kilogram krzemu trzeba było zapłacić aż ok. 44 dolarów. Dla porównania, w lipcu 2020 roku kilogram krzemu kosztował ok. 7 dolarów, natomiast w lipcu 2021 roku – już 28 dolarów.
Sytuację globalną wpływa fakt, że rynkiem krzemu w dużej mierze rządzą właśnie Chiny. Przez to, wszelkie zawirowania organizacyjne czy przestoje w azjatyckich fabrykach dotkliwie odbijają się na odbiorcach na całym świecie.
Źródło: BloombergNEF
Eksperci Bloomberga są zdania, że w 2023 roku ceny polikrzemu nadal będą wysokie. To zaś będzie miało bezpośrednie przełożenie na wzrost cen paneli fotowoltaicznych. Jest jednak dobra wiadomość – coraz nowsze technologie sprawiają, że krzemu potrzeba coraz mniej.
Niestety koszty budowy paneli fotowoltaicznych to nie jedyny problem. Wyzwaniem staje się produkcja falowników fotowoltaicznych, których działanie opiera się na wykorzystaniu mikroprocesorów. A tych od dłuższego czasu brakuje na rynku.
Inflacja i słaba złotówka
Na wydatki związane z fotowoltaika w 2023 roku niekorzystnie będzie z pewnością wpływać inflacja. Jak przewidują ekonomiści, w 2023 roku możemy spodziewać się około 17% wzrostu cen. To uderzy w koszty wszystkich komponentów fotowoltaicznych, ale także w koszty montażu.
Do tego, problemem jest słabość złotówki względem euro, a szczególnie dolara – w tej walucie dokonuje się większości transakcji na rynku fotowoltaicznym. W ostatnich miesiącach kurs dolara względem naszej waluty jest najwyższy od lat (w lipcu 2022 roku sięgnął poziomu sprzed 20 lat). Przy wysokiej inflacji, której będziemy świadkami w 2023 roku, są niewielkie szanse na umocnienie się złotówki i odwrócenie niekorzystnego trendu.
Utrudnienia logistyczne
A gdyby wszystkich powyższych problemów było mało, fotowoltaika w 2023 roku wciąż będzie musiała borykać się z większymi lub mniejszymi problemami związanymi z transportem. Większość podzespołów wykorzystywanych w instalacjach fotowoltaicznych w Polsce pochodzi z Azji. Według danych Instytutu Energetyki Odnawialnej, dotyczy to ok. 90% modułów. Podobnie wygląda udział azjatyckich falowników na polskim rynku.
Źródło: Raport „Rynek fotowoltaiki w Polsce 2022” IEO
Choć pandemia zelżała, problemy logistyczne, które wywołała, będziemy odczuwać jeszcze w 2023 roku. Będziemy musieli dalej mierzyć się z wysokimi kosztami transportu z Azji do Europy (w czasie pandemii zdrożały z ok. 2.000 dolarów do 10.000 – 12.000 dolarów), ograniczoną dostępnością kontenerów, a także opóźnieniami w punktach logistycznych.
Według ekspertów IHS Markit, 2023 rok, choć wciąż kosztowny dla sektora PV, będzie początkiem zmian na lepsze i ponownych spadków cen.
Koszty powrócą do trendu spadkowego od 2023 r., gdy wydajność produkcyjna polikrzemu wzrośnie, poprawi się sytuacja z innymi węzłami łańcucha dostaw modułów oraz zostaną złagodzone ograniczenia mocy w Chinach dla innych kluczowych materiałów do paneli fotowoltaicznych, takich jak polimery i szkło solarne. (…) Większa wydajność modułów przewidywana na mapach drogowych technologii modułowych, tj. pasywowane ogniwa kontaktowe (TOPCon) lub Heterojunction (HJT) również przyczynią się do niższych kosztów produkcji od 2023 roku.
Na czym polegają wspomniane technologie fotowoltaiczne? Jakie inne rozwiązania produkcyjno-użytkowe pojawią się w 2023 roku?
Trendy technologiczne w fotowoltaice w 2023 roku
Według ekspertów, rok 2023 przyniesie przełom technologii wykorzystywanych przy produkcji modułów fotowoltaicznych. Technologię PERC mają zacząć wypierać bardziej wydajne rozwiązania:
- technologia TOPCon (ang. Tunnel Oxide Passivated Contacts),
- technologia HJT (ang. Heterojunction Technology),
- technologia IBC (ang. Integrated Back Contac).
Nowa jakość na rynku w 2023 roku – panele TOPCon
Technologia fotowoltaiczna TOPCon jest kolejnym etapem rozwoju technologii PERC. W ogniwach TOPCon dolną warstwę krzemu domieszkuje się fosforem, uzyskując tym samym krzem “typu N”. Górną część domieszkuje się standardowo borem, co pozwala uzyskać warstwę krzemu “typu P”, określaną emiterem. W ten sposób powstaje złącze typu “p-n” niezbędne do działania ogniwa fotowoltaicznego. Następnie na ogniwo nakłada się kolejne warstwy:
- tlenku aluminium i azotku krzemu, które pełnią funkcję pasywatora powierzchni emitera oraz pomagają zmniejszyć straty związane z odbiciem promieni słonecznych,
- tlenku krzemu, który pozwala na przepływ elektronów w zjawisku tunelowania,
- polikrzemu.
Dzięki takiej budowie unika się strat na elektrodach oraz w tylnej części ogniwa (związanym z tzw. rekombinacją nośników prądu). Tyle teorii. Co technologia TOPCon daje jednak w praktyce?
Ogniwa n-TOPCon mają szereg zalet:
- wyższą sprawność (szacowana granica sprawności technologii to ok. 28,7%, podczas gdy dla PERC jest to ok. 25%),
- dłuższą żywotność dzięki zastosowaniu krzemu typu N,
- niski współczynnik degradacji (ok. 1% w pierwszym roku i ok. 0,4% w kolejnych),
- wyższą sprawność przy niższym nasłonecznieniu,
- niski współczynnik temperaturowy (ok. 0,3-0,32%/℃ wg. STC),
- uniwersalność – nadają się do ogniw tandemowych, shingled, mogą stanowić podbudowę modułów jedno i dwustronnych.
Ponieważ stanowią kontynuację technologii PERC, do produkcji paneli TOPCon można wykorzystać istniejące linie produkcyjne, co pozytywnie wpływa na koszty. Już w 2023 roku różnica między nimi ma wynieść mniej niż 1 eurcent za Wp.
Panele HJT zamiast TOPCon i PERC?
Inną alternatywą dla technologii PERC mają być ogniwa HJT (określane niekiedy jako ogniwa HIT), czyli ogniwa wielozłączowe. Zostały one opracowane przez firmę Sanyo już w latach 80-tych. Ogniwa w technologii HIT składają się z dwóch warstw krzemu amorficznego, między którymi umieszcza się cienką warstwę krzemu krystalicznego typu N. Taka konstrukcja zapewnia modułów HJT kilka podstawowych zalet:
- wyższą sprawność w warunkach słabego nasłonecznienia w okresie jesienno-zimowym (za sprawą warstw z krzemu amorficznego, które lepiej absorbują promieniowanie rozproszone),
- niższy temperaturowy współczynnik mocy, który wynosi ok. 0,26-0,29%/℃.
Sprawność ogniw HJT może przekraczać 22%. Granica sprawności samych ogniw HJT szacowana jest na ok. 27,5%, co sprawia, że stanowią realną konkurencję dla ogniw TOPCon. Jak na razie, na przeszkodzie stoi jednak cena i trudność przestawienia procesów produkcyjnych. Technologia HIT wymaga bowiem nowej linii, zbudowanej od podstaw. To oznacza wyższe koszty, przy stosunkowo niewielkiej różnicy w uzyskach (w porównaniu do TOPCon).
Technologia ogniw IBC – ma szansę wyprzedzić konkurencję?
Ostatnią technologią, wskazywaną jako tę, które ma w najbliższym czasie zrewolucjonizować moduły PV jest technologia ogniw z tylnym kontaktem (IBC – Integrated Back Contact). Ten typ ogniw należy do najbardziej skomplikowanych produkcyjnie i technologicznie, jednak zapewnia również wyjątkowo wysoką sprawność. Najwydajniejsze na świecie panele fotowoltaiczne wykonano właśnie w tej technologii i mogą one pochwalić się sprawnością na poziomie 22,7% (przy mocy 430 W).
W przypadku tego typu ogniw, elektrody są umieszczone z tyłu ogniwa, co całkowicie niweluje problem zacieniania płytki krzemowej przez busbary i poprawia sprawność o ok. 5-7%. Specyficzna budowa pozwala też ograniczyć straty wynikające z rezystancji szeregowej oraz ryzyko korozji połączeń elektrycznych. Moduły IBC charakteryzują się też niższym współczynnikiem temperaturowym mocy. Wcześniej miały one tendencję do degradacji wywołanej indukowanym napięciem (efekt PID). Współcześnie, dzięki właściwej konstrukcji i procesowi laminacji, problem został wyeliminowany.
Skomplikowana budowa i konieczność stosowania wyjątkowo czystego krzemu sprawia jednak, że ich cena jest stosunkowo wysoka. Szczególnie w porównaniu z technologią TOPCon.
Jaka będzie fotowoltaika w 2023 roku?
Warto jeszcze wspomnieć, że zmiany technologii to nie jedyne co nas czeka w fotowoltaice w 2023 roku. Oprócz tego, pojawią się inne trendy, bezpośrednio związane z nową metodą rozliczeń prosumentów i kosztami instalacji. Jaka będzie zatem fotowoltaika w 2023 roku?
Nieprzewymiarowana
Instalacje PV rozliczane w systemie opustów zwykle charakteryzowały się o ok. 20-30% większą mocą niż wynikałoby z profilu zapotrzebowania energetycznego odbiorcy. Specyficzna konstrukcja net-billingu sprawia, że przewymiarowanie instalacji fotowoltaicznej w 2023 roku nie będzie już miało większego uzasadnienia ekonomicznego. Nadwyżki środków uzyskane ze sprzedaży energii, a niewykorzystane w ciągu 12 miesięcy, będą częściowo zwracane prosumentowi. Zwrot nie przekroczy jednak 20% wartości energii z danego miesiąca – pozostała kwota przepadnie na rzecz sprzedawcy. By uniknąć tego scenariusza i nadmiernych kosztów inwestycyjnych, instalacje PV w 2023 roku będzie trzeba dostosować do faktycznego zapotrzebowania na prąd. Dzięki temu, inwestorzy nie powinni w większym stopniu odczuć podwyżek cen fotowoltaiki w 2023 roku.
Sprzężona z magazynem energii
W 2023 roku fotowoltaika bardziej niż kiedykolwiek będzie potrzebować magazynów energii (i to bez znaczenia, czy mowa o rozwiązaniu akumulatorowym czy np. magazynie ciepła). W net-billingu autokonsumpcja, będzie miała kluczowe znaczenie dla opłacalności inwestycji. Dzięki zwiększeniu zużycia własnego, prosument będzie mógł zaoszczędzić jeszcze więcej, unikając np. opłat przesyłowych (które stanowią ok. 50-60% całkowitej ceny prądu). O tym, ile korzyści może przynieść zwiększenie autokonsumpcji za pomocą, np. magazynu energii, przeczytacie w naszym artykule: Autokonsumpcja – fotowoltaika na własne potrzeby. To się opłaca!. Na popularność tego duetu wpływnie również fakt, że w 2023 roku najprawdopodobniej wciąż będzie można liczyć na dotację w ramach Mój Prąd. Program przewidziano bowiem na lata 2021 – 2023.
Co więcej, magazyn energii w instalacji PV może pomóc także przy wyłączeniach instalacji fotowoltaicznej z powodu zbyt wysokiego napięcia w sieci (szczególnie w regionach o wysokim zagęszczeniu instalacji PV).
Zamontowana na wschód-zachód
Kolejnym trendem, który można zyskać na znaczeniu w 2023 roku będzie montaż fotowoltaiki wschód zachód. W systemie opustów instalacja miała na celu wyprodukowanie jak największej ilości energii. W net-billingu korzystniejsze będzie wydłużenie czasu pracy instalacji – a w tym pomoże właśnie fotowoltaika zamontowana na wschód i zachód. Dzięki takiemu ułożeniu, falownik szybciej się wybudza i później wyłącza. Inwestor w większym stopniu może zaś wykorzystać energię na bieżące potrzeby. A zwiększając autokonsumpcję, jak już wiemy, zwiększy opłacalność instalacji.
Z panelami dwustronnymi
Oprócz montażu paneli PV na wschód zachód, w trendach fotowoltaicznych na 2023 rok większą rolę zaczną odgrywać dwustronne panele fotowoltaiczne. Według danych IEO, już w 2021 roku ich udział w rynku sięgał już 29%. W 2023 roku może się jeszcze zwiększyć. Dlaczego? Właściwie zamontowane (na gruncie lub płaskim dachu, nad powierzchniami odbijającymi światło) są w stanie dostarczyć nawet 10-15% więcej energii (przy montażu wschód-zachód będzie ona dostępna też dłużej). To zaś może zwiększyć rentowność przedsięwzięcia, nawet przy uwzględnieniu nieco wyższych kosztów zakupu.
Podsumowując, fotowoltaika w 2023 roku będzie wyglądać zupełnie inaczej niż jeszcze w 2021 roku czy nawet 2022 roku. Pojawią się nowe technologie, a zmiana systemu rozliczeniowego wymusi na inwestorach i firmach fotowoltaicznych zmianę podejścia do instalacji PV. Na znaczeniu zyskają rozwiązania i metody montażu zwiększające autokonsumpcję. Zniknie również konieczność przewymiarowania instalacji PV, co w kontekście wysokich kosztów podzespołów, będzie pozytywnym zjawiskiem, wpływającym na ożywienie popytu na rynku.
Jaka Będzie ? – moim zdaniem …..nie będzie prawie żadnej , a raczej będzie typu „off-grid”-owa….. bez zgłaszania , rejestrowania i takich tam bzdetów i na najtańszych urządzeniach z AliExpres.
Nie ma sensu pakowac się w jakieś śmieszne skomplikowane rozliczenia z OSD tylko należy pacnąć instalacje typowa off-grid z mniejszym bądź większym akumulatorem – pomijam jakiego typu bo to dłuższy temat do rozważenia a jestem pewny że montaż „Li-Pol”-i to rozwiązanie bez sensu ekonomicznego i przyszłości technicznej. Sieć wykorzystywać jako zasilanie rezerwowe. Następne pytanie jest – co z pompami ciepła ? Przy takim rozliczaniu praktycznie nie mają sensu – rozważyć mozna rozwiązanie skojarzone dodatkowo dwóch urządzeń: PC + agregat mikrokogeneracyjny . Działało by to w ten sposób że agregat oddawał by ciepło do obiektu i ładował magazyn energii przez około 4-5 godzin na dobę a PC dostarczała by ciepło przez pozostały czas. W wypadku silnych mrozów agregat mikrokogeneracyjny stanowił by też źródło ciepła szczytowe i pracował razem z PC.
Pojawia sie pytanie jakie paliwo do agregatu / – moim zdaniem z przyczyn logistycznych i bezpieczeństwa ciągłosci zasilania obiektu najlepsze rozwiązanie to Olej Opałowy Lekki lub ON -bo na gaz raczej nie mamy co liczyć – szczególnie na wypadek „W”……. A „ropu” mozna kupić od wojaków ( jednych i drugich) za …..bimber. Oczywistą sprawą jest posiadanie na magazynie dobrego destylatora , zapasów cukru i drożdży suchych bo trzeba być maksymalnie niezależnym energetycznie . Tyle że owo rozwiazanie jest koszmarnie drogie , zakrawa na „preperyzm ” a to tylko dlatego ,że nasza energetyka to totalne nieroby i swoje obowiązki cedują na odbiorców przy udziale Regulatora i ministra klimatu.