Repowering w fotowoltaice

Zamiana starych urządzeń na nowe – zwana repoweringem – niesie ze sobą wiele korzyści. Średni okres eksploatacji paneli fotowoltaicznych wynosi około 25 lat. Ich sprawność w tym czasie spada na skutek starzenia.

Szacuje się, że w roku 2010 w Europie ilość wycofanych z użytku modułów wyniosła 290 ton, a w roku 2040 wzrośnie do 33 500 ton [6].

W 2012 roku wprowadzona została poprawka do dyrektywy UE WEEE (Waste of Electrical and Electronic Equipment), zgodnie z którą firmy z sektora fotowoltaicznego w Unii Europejskiej są zobligowane do zapewnienia zbiórki i recyklingu zużytych paneli fotowoltaicznych; określono również zasady przemieszczania odpadów.

Powołana w 2007 roku do bezpłatnej zbiórki i recyklingu wyeksploatowanych paneli fotowoltaicznych organizacja PV Cycle zebrała do tej pory ponad 10 000 ton odpadów fotowoltaicznych z ponad 350 instalacji w 20 krajach Europy.

Starzenie się paneli fotowoltaicznych

Czynniki wpływające na tempo i charakter procesu starzenia paneli fotowoltaicznych można podzielić na: ograniczające żywotność modułów i związane z jakością zastosowanych materiałów oraz zewnętrzne, wynikające w głównej mierze z warunków atmosferycznych (rys. 1.).

Degradacja modułów fotowoltaicznych określa spadek mocy ogniwa w czasie eksploatacji w stosunku do wartości mocy nowego ogniwa. Narodowe Laboratorium Energii Odnawialnej (NREL) przeprowadziło badania degradacji modułów i naziemnych systemów fotowoltaicznych zamontowanych na przestrzeni ostatnich 40 lat, oddzielnie dla systemów zamontowanych przed i po roku 2000. Można zauważyć poprawę jakości i wytrzymałości modułów (tab. 1.). Najniższym współczynnikiem średniorocznej degradacji odznaczały się monokrystaliczne ogniwa krzemowe.

Repowering a rozwój fotowoltaiki

W Polsce zjawisko repoweringu dotyczy głównie jednostek wytwarzających energię na podstawie konwencjonalnych źródeł energii i w niewielkim stopniu energetyki wiatrowej [4]. W Europie Zachodniej jest zjawiskiem powszechniejszym i mocno wspieranym przez rządy poszczególnych krajów.

Przykładem kraju, w którym rozwój fotowoltaiki jest wspierany na drodze repoweringu, są Niemcy.

Pod koniec 2013 roku skumulowana wartość mocy zainstalowanej w systemach fotowoltaicznych osiągnęła tam 35,6 GW.

Zgodnie z niemiecką ustawą o OZE przyrost roczny skumulowanej mocy zainstalowanej musi zawierać się w przedziale od 2,5 do 3,5 GW, aż do chwili osiągnięcia łącznej mocy zainstalowanej na poziomie 52 GW. Oznacza to, że w 2017 roku fotowoltaika przestanie być wspierana przez państwo.

Intensywny rozwój fotowoltaiki w Niemczech był możliwy dzięki rządowemu systemowi wsparcia energetyki odnawialnej, a fotowoltaika cieszyła się tam największym dofinansowaniem.

Podobna sytuacja ma miejsce w przypadku repoweringu systemów fotowoltaicznych – główną zachętą jest możliwość rozliczenia bieżącej taryfy gwarantowanej i uzyskanie nowej na takich samych warunkach, ale dla wyższej mocy zainstalowanej.

Repowering jest zatem zabiegiem korzystnym zarówno pod względem energetycznym, jak i ekonomicznym. Wysokość taryf gwarantowanych dla systemów fotowoltaicznych jest sukcesywnie zmniejszana ze względu na bardzo szybki (ok. 60 % w latach 2006–2012) spadek cen paneli i szybszy od prognozowanego wzrost mocy zainstalowanej w fotowoltaice.

W 2004 roku wysokość wsparcia dla najmniejszych systemów fotowoltaicznych o mocy do 30 kW wynosiła 57,4 ct/kWh, a w roku 2014 jedynie 12,6 ct/kWh (porównaj rys. 2. [1]), czyli prawie pięciokrotnie mniej. Fakt ten sprawia, że możliwość przedłużenia wsparcia systemu na warunkach z okresu jego uruchomienia jest istotną motywacją do rozwoju repoweringu [7]. Zmiany wysokości wsparcia systemów fotowoltaicznych o mocy powyżej 30 kW oraz systemów wolno stojących kształtują się podobnie (rys. 2.).

Dodatkową korzyścią płynącą z repoweringu jest możliwość wspierania rozwoju energetyki słonecznej w krajach rozwijających się. Od 2010 roku w ramach Projektu Północ-Południe (Nord-Süd Projekt) zdemontowane elementy systemów fotowoltaicznych są czyszczone i następnie eksportowane z Niemiec do krajów rozwijających się, gdzie są dystrybuowane przede wszystkim wśród wiejskich szpitali, szkół, domów kultury oraz innych instytucji publicznych.

Partnerem projektu są kraje położone w Afryce (m.in. Tanzania, Nigeria, Etiopia i Ghana), gdzie nasłonecznienie jest prawie dwukrotnie większe niż w krajach Europy Środkowej. Analizując występujące tam wyjątkowo stabilne i korzystne warunki natężenia promieniowania słonecznego, można stwierdzić, że wyspowe systemy fotowoltaiczne, niepodłączone do sieci elektroenergetycznej, są dobrym rozwiązaniem na terenach wiejskich, gdzie brak jest infrastruktury sieciowej.

Odpowiednio zaprojektowana i zamontowana instalacja paneli fotowoltaicznych pochodzących z repoweringu jest w stanie zapewnić ciągłość dostaw energii o dobrej jakości jeszcze przez długi czas.

Repowering modelowej instalacji fotowoltaicznej

Zasadniczą ideą repoweringu w energetyce słonecznej jest zwiększanie mocy zainstalowanej systemów fotowoltaicznych, przy jednoczesnym niezwiększaniu zajmowanych przez nie powierzchni.

Analizowana instalacja fotowoltaiczna została oddana do użytkowania w roku 2000, ma funkcjonować przez okres 16 lat bez żadnych modernizacji, a proces jej repoweringu jest przewidziany na rok 2016.

Panele fotowoltaiczne wykorzystywane w celu modernizacji i polepszenia parametrów systemu odznaczają się wyższą sprawnością oraz większą mocą w przeliczeniu na jednostkę powierzchni o blisko 25%. W tabeli 2. zostały zestawione podstawowe parametry rozpatrywanej instalacji fotowoltaicznej.

Modernizacja systemu pozwoli na zmniejszenie liczby paneli o połowę, zwiększy się moc systemu, a jego powierzchnia pozostanie bez zmian. Wybrane panele różnią się rodzajem oraz liczbą ogniw, ponieważ w 2000 roku największą popularnością cieszyły się monokrystaliczne panele krzemowe złożone z 36 ogniw, a obecnie często stosowane są panele polikrystaliczne zbudowane z 72 ogniw.

Lokalizacja instalacji. Ponieważ zjawisko repoweringu w sektorze elektrowni słonecznych w Polsce praktycznie jeszcze nie występuje, analizie poddano elektrownię przenoszoną z Monachium (48°08'N 11°34'E) w Niemczech do Tamale (9°24'N 0°5'W) w Ghanie. Do obliczeń wykorzystane zostały dane o nasłonecznieniu uzyskane z Fotowoltaicznego Geograficznego Systemu Informacji PVGIS (Photovoltaic Geographical Information System). W obliczeniach rzeczywistej energii produkowanej przez rozpatrywane systemy fotowoltaiczne uwzględnione zostały spadki sprawności wynikające ze starzenia ogniw oraz innych czynników zewnętrznych, takich jak temperatura i wiatr.

Obliczenia modelowej instalacji przeznaczonej do repoweringu. Wraz z upływem czasu maleje sprawność konwersji promieniowania słonecznego przez ogniwo. Sprawność i moc paneli fotowoltaicznych zawarte w karcie technicznej produktu podawane są jedynie dla warunków laboratoryjnych i nie uwzględniają rzeczywistych warunków pracy [3]. Wpływ podwyższonej temperatury na ilość energii produkowanej przez instalację słoneczną można obliczyć, wykorzystując podany przez producenta współczynnik temperaturowy mocy. Prędkość wiatru korzystnie wpływa na efektywność pracy ogniw słonecznych. Jest to efektem obniżenia się temperatury ogniwa pod wpływem strugi powietrza przepływającej wokół jego powierzchni. Ilość energii elektrycznej produkowanej przez instalację fotowoltaiczną obliczono ze wzoru:

gdzie:

• E – wyprodukowana energia, w [kWh],
• H – nasłonecznienie, w [kWh/m²],
• P_el – moc modułów, w [kW],
• W_W – współczynnik wydajności, uwzględniający straty w instalacji,
• η – sprawność konwersji promieniowania słonecznego na energię elektryczną przez ogniwo,
• P_STC – natężenie promieniowania w warunkach standardowych STC, w [kW/m²].

Współczynnik wydajności instalacji (WW) zawiera następujące rodzaje strat w instalacji:

• straty na przewodach,
• straty falownika,
• straty na modułach spowodowane podwyższoną temperaturą pracy,
• straty z uwagi na pracę w warunkach niskiego natężenia promieniowania słonecznego,
• straty spowodowane zabrudzeniem lub zacienieniem ogniw,
• straty wynikające z niedopasowania prądowego modułów,
• straty na diodach bocznikujących.

Udziały poszczególnych strat cząstkowych współczynnika wydajności są odmienne dla różnych instalacji, a ich wartości wahają się w zależności od aktualnych warunków zewnętrznych. System składa się z 36 monokrystalicznych paneli typu AP-1206 o sprawności konwersji promieniowania słonecznego na poziomie 12% i wartości temperaturowego współczynnika mocy w wysokości 0,45%/°C.

W tabeli 3. zestawiono udział strat w instalacji fotowoltaicznej.

Wyniki obliczeń ilości energii możliwej do wyprodukowania przez instalację fotowoltaiczną zbudowaną z paneli typu AP-1206, w poszczególnych miesiącach pierwszego roku eksploatacji, czyli bez uwzględniania starzenia się ogniw, zostały przedstawione w tabeli 4.

Aby uzyskać z systemu PVGIS dane meteorologiczne o miesięcznych sumach nasłonecznienia, przyjęte zostały następujące założenia - panele fotowoltaiczne:

• są zintegrowane z budynkiem,
• zwrócone w kierunku południowym,
• nie są wyposażone w system nadążny (tracking),
• kąt pochylenia paneli wynosi 35°.

Aby obliczyć ilość energii elektrycznej wyprodukowanej przez instalację fotowoltaiczną w ciągu całego okresu użytkowania, należy uwzględnić spadek sprawności wynikający ze starzenia się ogniw.

Sprawność monokrystalicznych paneli słonecznych AP-1206 maleje 0,36%/rok w stosunku do wartości sprawności początkowej. Wynika z tego, że sprawność ogniw po 16 latach użytkowania wyniesie 11,33%, a po 26 latach – 10,97%. Oznacza to, iż sprawność konwersji promieniowania słonecznego po 16 latach eksploatacji spadnie do poziomu blisko 94% sprawności początkowej, a po 26 latach wyniesie 91% sprawności początkowej, zawiera się on w zakresie obietnic większości producentów (nie mniej niż 85%).

Aby określić, w jakim stopniu starzenie się ogniw wpływa na ilość produkowanej przez system energii elektrycznej, konieczne jest obliczenie ilości produkowanej energii w ciągu kolejnych lat całego okresu użytkowania.

Z uwagi na fakt, iż ogniwa AP‑1206 mają być użytkowane w instalacji w Monachium przez okres 16 lat, a następnie zostaną przetransportowane do Ghany, obliczenia przeprowadzono oddzielnie dla obu lokalizacji.

Zmniejszenie się efektywności konwersji promieniowania słonecznego spowodowało, że ilość produkowanej energii spadła z blisko 282 kWh w 2000 roku do około 267 kWh w 2015 roku (ponad 5%).

Modernizacja systemu polega na wymianie paneli, dlatego w obliczeniach zmianie ulegają tylko dane dotyczące samych paneli (sprawność konwersji promieniowania słonecznego oraz moc instalacji). Kąt pochylenia paneli i ich orientacja oraz inne warunki zewnętrzne nie ulegają zmianie.

W tabeli 5. przedstawione zostały wyniki obliczeń ilości energii elektrycznej produkowanej przez system fotowoltaiczny zlokalizowany w Monachium po przeprowadzeniu repoweringu.

Wymiana paneli AP-1206 na panele BEP 300Wp zwiększyła uzysk energetyczny instalacji. W celu obliczenia rocznych sum energii elektrycznej produkowanej przez instalację po przeprowadzeniu repoweringu, w ciągu całego okresu jej użytkowania, niezbędne jest uwzględnienie efektów starzenia się ogniw.

Zasadniczą wadą ogniw polikrystalicznych jest fakt, iż starzeją się one niemalże dwukrotnie szybciej niż panele monokrystaliczne, ich sprawność maleje 0,64%/rok w odniesieniu do sprawności początkowej.

Panele polikrystaliczne są tańsze od dostępnych na rynku paneli monokrystalicznych.

Biorąc pod uwagę ilość możliwej do uzyskania energii z jednostki powierzchni panelu oraz koszty zakupu, wydaje się, że panele polikrystaliczne stanowią dobry kompromis pomiędzy ich ceną i ilością produkowanej energii.

Sprawność ogniw BEP 300Wp po okresie 16 lat eksploatacji powinna wynieść 14,08%, a po 26 latach – 13,20%. Oznacza to, że sprawność konwersji promieniowania słonecznego przez ogniwa po 16 latach pracy spadnie do poziomu niespełna 91% wartości sprawności początkowej, a po 26 latach niewiele ponad 85%.

Opłacalność energetyczna repoweringu. Na przykładzie obliczeń przeprowadzonych dla modelowej instalacji można stwierdzić, że modernizacja instalacji fotowoltaicznej pozwala zrealizować cel zwiększania mocy zainstalowanej instalacji przy jednoczesnym niezwiększaniu powierzchni instalacji. Ilość energii możliwej do wyprodukowania z danej instalacji w ciągu całego okresu użytkowania po przeprowadzeniu repoweringu zwiększyła się z blisko 4400 kWh do około 6950 kWh. Natomiast ilość energii produkowanej średniorocznie przez rozpatrywaną instalację wzrosła z około 275 kWh do blisko 435 kW (porównaj tab. 6.).

Przeprowadzenie procesu repoweringu modelowej instalacji pozwoliło na zwiększenie mocy zainstalowanej o 25%. Dodatkowo średnia ilość produkowanej rocznie energii elektrycznej wzrosła o przeszło 58%. Powierzchnia instalacji nie uległa zmianie.

Dalsze wykorzystanie paneli zdemontowanych po repoweringu. Panele fotowoltaiczne zdemontowane z instalacji poddawanych procesowi repoweringu charakteryzują się obniżonymi parametrami, ale mogą być ponownie wykorzystywane.

Sprawność konwersji promieniowania słonecznego monokrystalicznych paneli AP-1206, pochodzących z modelowej instalacji fotowoltaicznej, po 16 latach użytkowania wynosi 11,33%, co stanowi 94% sprawności początkowej.

Najlepszym rozwiązaniem byłoby ponowne wykorzystanie zdemontowanych paneli do budowy instalacji fotowoltaicznej zlokalizowanej w miejscu o możliwie najlepszych warunkach nasłonecznienia; w przypadku analizowanej instancji do Tamale w Ghanie, gdzie roczne sumy nasłonecznienia przekraczają 2000 kWh/m2.

Biorąc pod uwagę, że nasłonecznienie w Ghanie jest niemal dwukrotnie większe niż w Europie oraz że średnie zapotrzebowanie na energię gospodarstw domowych tam jest znacznie niższe niż w Europie, można spodziewać się, że ghańscy konsumenci będą mieli również mniejsze oczekiwania w kwestii jakości i parametrów technicznych produktów fotowoltaicznych. W obliczeniach uzysku energii (tab. 8.) uwzględnione zostały zwiększone straty wynikające z podwyższonej temperatury pracy paneli i spadek sprawności konwersji promieniowania słonecznego, będący efektem starzenia się ogniw.

Dane o nasłonecznieniu zostały uzyskane z systemu PVGIS. Przyjęto, że panele są pochylone pod kątem 15° i zwrócone w kierunku południowym.

Z tabeli 8. wynika, że ilość energii produkowanej przez instalację jest rozłożona stosunkowo równomiernie w ciągu roku. Uzysk energii z instalacji w Ghanie zbudowanej z używanych paneli jest większy o ponad 60% niż uzysk z nowych paneli tego samego typu w warunkach Monachium.

Roczna produkcja energii przez tamalijską instalację zmniejszy się z około 462 kWh w roku 2016 do blisko 447 kWh w roku 2025. Oznacza to, że produktywność instalacji spadnie w tym czasie o około 3%. Szacowane uzyski energii są większe w Ghanie prawie o 60% w przypadku paneli AP-1206 i aż o około 70% przy wykorzystaniu paneli BEP 300Wp (tab. 7). Ilość możliwej do wyprodukowania energii elektrycznej jest o wiele większa w warunkach Ghany, pomimo że panują tam znacznie gorsze warunki temperaturowe, które negatywnie wpływają na sprawność ogniw.

Przeciętna europejska czteroosobowa rodzina zużywa rocznie około 3000 kWh energii elektrycznej. Z danych przedstawionych w tabeli 7. wynika, że system fotowoltaiczny w warunkach Monachium, zbudowany z paneli BEP 300Wp o sumarycznej mocy nominalnej wynoszącej 2,7 kWp, produkuje rocznie mniejszą ilość energii, niż potrzeba w takim gospodarstwie domowym. Jednak w okresie letnim mogą wystąpić nadwyżki energii, które mogą być sprzedawane do sieci, generując w ten sposób zysk dla właściciela.

Podobny system – zbudowany z paneli AP-1206 o sumarycznej mocy wynoszącej 2,16 kWp – wykazuje się znacząco mniejszą produktywnością. Ilość energii elektrycznej pozyskiwana rocznie z takiego systemu jest mniejsza niż średnie zużycie energii elektrycznej przez średnie czteroosobowe gospodarstwo domowe, a uzyskanie nadwyżek energii, które mogłyby być sprzedawane do sieci, może okazać się trudne do zrealizowania nawet latem, co przemawia na korzyść repoweringu.

Szacuje się, że w Ghanie średni pobór energii na mieszkańca nie przekracza 300 kWh. Panujące tam wyjątkowo korzystne i stabilne warunki nasłonecznienia oraz niskie zużycie energii powodują, że wyprodukowanie oczekiwanej ilości energii elektrycznej może odbyć się przy wykorzystaniu paneli fotowoltaicznych o gorszych parametrach technicznych niż w Europie.

Aspekty finansowe repoweringu modelowej instalacji. W analizie ekonomicznej repoweringu, poza przychodem finansowym, wynikającym z ilości energii elektrycznej wyprodukowanej przez panele i ewentualnych zysków ze sprzedaży nadwyżek wyprodukowanej energii, należy uwzględnić następujące koszty:

• koszt diagnostyki istniejącego systemu fotowoltaicznego,
• koszt projektu modernizacji instalacji fotowoltaicznej,
• koszt demontażu paneli,
• koszt zakupu i montażu nowych elementów instalacji (koszty paneli i falownika),
• koszt mycia i przeglądu stanu technicznego zdemontowanych paneli,
• koszty opakowania i transportu zdemontowanych paneli do miejsca ich ponownego montażu,
• koszty dystrybucji przetransportowanych paneli.

W Niemczech średni koszt zakupu paneli monokrystalicznych wynosi ok. 0,67 €/W, a paneli polikrystalicznych 0,61 €/W, co odpowiada cenie ok. 80 € za monokrystaliczny panel o mocy 120 kWp.

Koszt transportu pojedynczego panelu można oszacować na ok. 5 €, przy jednoczesnym transporcie ok. 1500 paneli.

Dla mieszkańców Ghany wybór paneli pochodzących z repoweringu wydaje się bardziej atrakcyjny ekonomicznie niż kupno nowych paneli. Dodatkowo repowering przyczynia się do wydłużenia okresu eksploatacji paneli słonecznych, które po przetransportowaniu do miejsc o lepszych warunkach nasłonecznienia produkują większą ilość energii, co korzystnie zmniejsza uciążliwość instalacji fotowoltaicznych dla środowiska naturalnego [2].

Podsumowanie

Można wyróżnić dwa etapy rozwoju fotowoltaiki w poszczególnych krajach.

Pierwszym jest instalowanie nowych jednostek wytwórczych do momentu osiągnięcia planowanego pułapu mocy zainstalowanej w fotowoltaice. Natomiast drugim etapem jest proces mający na celu zwiększanie mocy zainstalowanej poprzez modernizację istniejących systemów fotowoltaicznych, czyli repowering.

Przeprowadzanie procesu repoweringu jest możliwe i uzasadnione w krajach, w których rynek fotowoltaiki jest ustabilizowany i bliski osiągnięcia stopnia nasycenia oraz wszędzie tam, gdzie oczekuje się jak największej produkcji energii elektrycznej z fotowoltaiki z możliwie najmniejszej powierzchni.

Repowering w energetyce słonecznej może być elementem stymulującym rozwój gospodarczy krajów rozwijających się, a także popularyzować wykorzystywanie paneli fotowoltaicznych do produkcji czystej energii.

Repowering systemów fotowoltaicznych pozwala zwiększać moc zainstalowaną i ilość produkowanej przez system energii elektrycznej bez konieczności zwiększania jego powierzchni.

Modernizacja opisanego modelowego systemu zaowocowała zwiększeniem mocy nominalnej systemu o 25% oraz wzrostem ilości produkowanej energii o 58%, a powierzchnia systemu nie uległa zmianie.

Zdemontowane panele z Europy i ponownie zainstalowane w Afryce mogą produkować od 60 do 70% więcej energii elektrycznej.

Literatura

1. R. Bajczuk, Odnawialne źródła energii w Niemczech, obecny stan rozwoju, grupy interesu i wyzwania, Warszawa 2014.
2. T. Bakoń, Wpływ produkcji i recyklingu elektrowni fotowoltaicznych na środowisko, „elektro.info” nr 1–2/2015, ss. 78–81.
3. T. Bakoń, Wpływ wybranych czynników eksploatacyjnych na sprawność ogniw fotowoltaicznych, „elektro.info” nr 5/2015, ss. 82–84.
4. T. Bakoń, A. Krzemińska, Repowering w energetyce wiatrowej – korzyści i zagrożenia, „elektro.info” nr 12/2012, ss. 32–36.
5. D. Jordan, S. Kurtz, Photovoltaic Degradation Rates – An Analytical Review, NREL, 2012.
6. E. Klugman-Radziemska i in., Aspekty ekologiczne i ekonomiczne recyklingu krzemowych ogniw i modułów fotowoltaicznych, Nafta i Gaz, 2010.
7. G. Schlag, Repowering von Photovoltaik-Anlagen – Anreize und Beschäftuingungseffekte, Düsseldorf 2014.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!